通過招標機制確定電價已成為國際可再生能源定價的趨勢，并帶動了風、光等已實現規模化、商業化應用的可再生能源成本和電價的大幅度下降。本文總結了近兩年國內外風電、太陽能發電招標定價機制的實施進展情況，對比分析了電價水平;利用調研數據，從資源條件、投資運維水平、稅收金融政策等方面分析了影響可再生能源發電成本的關鍵因素以及未來可能的降成本空間，并提出降低我國可再生能源發電成本的政策措施建議。

　　近年來，全球風電、太陽能發電等可再生能源技術不斷進步、產業快速發展、應用規模持續擴大，使可再生能源發電成本顯著下降。可再生能源發電支持政策也從高保障性的固定上網電價機制，向推進其參與市場競爭的拍賣招標、溢價補貼、綠色電力證書等多樣化機制轉變。2014年以來，招標機制確定可再生能源上網電價為越來越多的國家和地區采用，其實施帶動了風電、太陽能發電成本和電價的大幅度下降，部分國家的可再生能源招標電價與常規能源發電相比已經具備了經濟性和市場競爭力。我國在2015～2017年通過光伏領跑基地進行光伏發電電價和開發企業招標，2017年又實施首批13個風電項目的平價上網(即零電價補貼)示范，但與國際水平相比，國內成本和電價水平相對偏高。本文總結對比了近兩年國內外可再生能源招標電價水平，從資源條件、投資運行費用、稅收金融政策等方面分析了影響可再生能源成本的主要因素，提出降低成本和電價的措施建議。

　　2017年，全球40多個國家實施了可再生能源發電招標機制。分技術看，光伏發電招標應用的國家最多，其次是陸上風電、海上風電、光熱發電等。

　　(一)光伏發電

　　光伏發電招標電價近年來屢創新低，在一些太陽能資源豐富的國家如智利、印度等，光伏發電已成為所有新建電源中電價最低的電源。2016年底，阿聯酋阿布扎比117萬千瓦的光伏發電項目招標電價2.42美分/千瓦時，考慮夏季獎勵電價后實際電價為2.92美分/千瓦時，為當年全球最低。

　　2017年10月，沙特阿拉伯30萬千瓦光伏發電項目最低競標電價達到1.786美分/千瓦時。2017年，印度招標電價最低為3.8美分/千瓦時，普遍在4～5美分/千瓦時。美洲地區，阿根廷中標電價在5.5美分/千瓦時左右;智利中標電價達到2.91美分/千瓦時;墨西哥由于有可再生能源綠色電力證書政策，2017年11月，中標電價低至1.77美分/千瓦時，即使加上可再生能源綠色電力證書收益(約3美分/千瓦時)，光伏發電項目實際收益也僅折合人民幣0.3元/千瓦時左右;美國光伏發電的購電協議(PPA)電價也大多在5美分/千瓦時左右。歐洲太陽能資源條件一般，但通過招標方式電價也有顯著下降。德國光伏發電平均中標電價從2015年4月第一輪的9.10歐分/千瓦時，逐步下降至2017年10月第九輪的4.91歐分/千瓦時，這一水平已經低于德國電網平均購電價格。

　　我國自2015年開始對光伏領跑基地實施招標確定項目開發企業，自2016年對普通光伏電站和光伏領跑基金全面實施項目招標確定開發企業和上網電價。當年第二批光伏領跑基地項目的電價有顯著下降，普遍低于同地區光伏發電標桿電價15%～35%，大部分在0.50～0.75元/千瓦時(折合7.5～11.5美分/千瓦時)，最低價達到0.45元/千瓦時。光伏發電標桿電價近幾年也呈現逐年下降趨勢，年降幅在0.1元/千瓦時左右，2017年為0.65～0.85元/千瓦時(折合10～13美分/千瓦時)。無論是招標電價還是標桿電價，我國光伏發電電價水平均高于大部分國家的招標電價。

　　(二)光熱發電

　　2017年，國際光熱發電的招標電價也進入了快速下行軌道。6月和9月，沙特阿拉伯電力工程公司(ACWAPower)、上海電氣和美國亮源組成的聯合體中標迪拜20萬千瓦和70萬千瓦塔式光熱發電項目，電價分別為9.45美分/千瓦時和7.3美分/千瓦時;美國SolarＲeserve公司8月以6美分/千瓦時的價格中標南澳15萬千瓦光熱發電項目，10月又以低于5美分/千瓦時的電價中標智利光熱發電項目。我國在2016年啟動了首批20個光熱發電示范項目，總裝機134.5萬千瓦，通過競爭配置確定的統一的示范項目電價為1.15元/千瓦時。

　　(三)陸上風電

　　巴西自2009年實施競標機制，2014年陸上風電招標電價就達到5.6美分/千瓦時，其后繼續下降。2017年，智利風電招標電價達到4.52美分/千瓦且低于同期招標的氣電、煤電、水電。秘魯風電招標電價為3.7美分/千瓦時，低于同期招標的水電(4.6美分/千瓦時)。此外，美國風電PPA價格也低至2美分/千瓦時，大部分項目在3美分/千瓦時左右;加拿大和墨西哥的最低電價分別為6.6美分/千瓦時和3.62美分/千瓦時。2017年10月，印度100萬千瓦風電項目的招標電價為4.1美分/千瓦時。我國對風電實施標桿電價政策，2017年電價水平為0.47～0.60元/千瓦時(折合7～9美分/千瓦時)，雖然在2017年6月開始實施首批13個風電項目的平價上網(即零電價補貼)示范，但與國際水平相比，總體上國內成本和電價水平偏高。

　　(四)海上風電

　　國際海上風電成本和電價下降迅速。2017年，英國批準的將于2022～2023年并網發電的海上風電電價為0.0575英鎊/千瓦時，且2017年英國新并網海上風電電價已經低于核電。2016年11月，瑞典能源企業VattenfallVindkraftA/S中標丹麥海上風電項目，電價0.372丹麥克朗/千瓦時(折合5.39美分/千瓦時)，成為截至當時全球海上風電最低電價。

　　2017年4月，德國對4個總裝機為149萬千瓦的海上風電項目進行招標，丹麥東能源公司(DONG Energy)和德國EnBW公司以最低投標價中標，其中東能源的投標價為0，即項目無電價補貼，收益僅來自于電力市場售電。我國目前潮間帶風電和近海風電的標桿電價水平分別為0.75元/千瓦時和0.85元/千瓦時(折合11.5～13美分/千瓦時)。

　　比較上述電價水平，可以看出，我國可再生能源電價與國際相比整體上處于偏高水平。表1列出了根據調研數據測算的國內外部分光伏發電和海上風電項目的平準化成本及構成。通過對比分析，影響可再生能源發電項目成本和造成國內外電價差異的因素主要在以下幾個方面。

　　(一)資源條件

　　天然資源條件是影響風光等可再生能源發電項目成本和電價的最基本因素，也是無法改變的基本條件。根據表1，阿根廷光伏發電項目年太陽能總輻射量約2350千瓦時/平方米，是我國I類太陽能資源區的1.25倍，資源條件帶來的成本差距達20%～30%。德國近海風電項目的單位千瓦投資、年單位千瓦運維費分別是我國東部沿海地區近海風電項目的2.3倍、2.6倍，但前者風電年等效利用小時數是后者的1.9倍，最終使兩個并網時間相差三年的項目的度電成本相差不大。

　　(二)初始投資

　　初始投資主要取決于設備和原材料價格、土地成本以及人工費用等。2017年下半年國內光伏發電和風電的初始投資水平在6500元/千瓦和7200元/千瓦左右，高于國外招標項目約10%。以阿聯酋光伏發電項目為例，其招標電價創下了低于3美分/千瓦時的2016年世界紀錄，其中一個關鍵因素就是單位總投資折合人民幣低于5000元/千瓦。阿聯酋項目預期并網發電時間為2019年上半年，而2017年歐洲光伏發電單位投資水平已經折合人民幣5000～5500元/千瓦，在未來一年多的時間內投資水平還有可能下降，再加上阿聯酋項目規模大(單體項目裝機117萬千瓦)，因此低于5000元/千瓦的初始投資水平是可行的。降低初始投資可以有效降低發電成本和電價，僅按照國內現有的政策條件，若光伏發電單位初始投資從目前的6500元/千瓦降低到5000元/千瓦，我國I類地區的光伏發電電價可以由目前的0.55元/千瓦時降至0.43元/千瓦時。

　　(三)政策

　　政策對可再生能源發電項目成本和價格的影響最大，具體包括購電協議、貸款、稅收、土地、并網等政策。

　　一是購電協議期限。通常購電協議期限越長，平準化成本越低，目前國外項目的購電協議期限為15年至25年不等，我國可再生能源標桿電價的執行期限一般為20年，購電協議或電價政策執行期限帶來的國內外成本差距相對較小。

　　二是貸款利率。貸款利率對項目成本影響較大，墨西哥、阿聯酋、阿根廷以及歐洲一些國家的可再生能源項目年貸款利率普遍在2.5%以內，相應的光伏發電財務成本折合人民幣0.03～0.05元/千瓦時。而我國目前15年長期貸款年利率為4.9%，由此帶來的財務成本達10分/千瓦時以上。若我國15年長期貸款的年利率在4.9%的基礎上下調1.5個百分點，則可再生能源企業的財務成本可下降1/4左右;若進一步下降至國際上2.5%左右的水平，則相應的財務成本可以控制在0.05元/千瓦時左右。

　　三是稅收政策。以光伏發電為例，國際上招標項目的稅收水平折合人民幣0.02～0.05元/千瓦時，阿布扎比招標項目更是完全免稅，而目前我國企業需繳納17%的增值稅、10%的增值稅附加以及25%的企業所得稅(可再生能源發電可享受“三免三減半”所得稅優惠)，發電成本中各項稅負合計0.08～0.09元/千瓦時。目前我國對光伏發電實施增值稅50%即征即退政策，但這一優惠政策將于2018年底到期，即使考慮政策可延續，各類稅負也至少為0.06元/千瓦時，仍相對偏高。

　　四是土地費用。目前國際上除阿布扎比招標項目免收土地使用費外，很多國家的土地費用折合成本大多在人民幣0.01元/千瓦時左右，而我國的年土地使用費(按400元/畝年考慮)加上初始征地和植被補償費用后可達0.02～0.03元/千瓦時，個別地區高至0.05元/千瓦時。土地使用費用對可再生能源發電成本影響較大。若光伏發電年土地使用費由400元/畝年降至200元/畝年，我國I類地區光伏發電度電成本可下降至少0.01元/千瓦時。

　　五是并網政策。國際上可再生能源發電項目支付的并網費用在總投資中的占比約為1%～3%，而我國需要支付的并網費用占總投資的5%左右。若嚴格執行《可再生能源法》和相關法規，清楚地劃分可再生能源開發企業和電網企業的投資責任，則我國可再生能源發電的度電成本和電價可降低0.01～0.02元/千瓦時。

　　整體上看，在影響可再生能源發電成本和造成國內外電價差異的各項因素中，初始投資、運行費用、購電協議期限等帶來的差別不大，客觀上的自然資源條件差異對發電成本造成了一定的影響，而貸款、稅收、土地、并網等方面的支持政策才是降低成本空間的主要因素。以光伏發電為例，阿布扎比和我國I類地區典型項目按實際條件測算的電價折合人民幣分別為0.20元/千瓦時、0.55元/千瓦時，但若按我國I類地區的太陽能資源條件、2017年國內光伏發電投資和運維水平、阿布扎比項目的政策條件進行測算，相應的電價則僅為0.31元/千瓦時。

　　為切實降低國內可再生能源發電的成本和電價，需要重點從兩個方面入手:一是持續以技術進步和產業升級推進成本下降;二是實施與可再生能源發展相適應的政策，盡快消除附加在可再生能源發電上的不合理費用，清除不合理政策。具體政策措施建議如下。

　　(一)持續實施競爭機制，推動技術進步與產業升級

　　對技術成熟和實現規模化發展的可再生能源技術采用競爭招標機制是國際趨勢，我國采用競爭招標機制有利于穩定可再生能源的發展節奏、優化布局、達成國家2020年和2030年非化石能源發展目標。通過招標可以了解成本和價格需求，推進技術進步、產業升級、降低成本，以更低的成本實現清潔能源轉型。

　　建議根據2017年首批風電無補貼試點實施效果，“十三五”期間持續實施風電無補貼試點，擴大試點范圍和規模，適時開展光伏發電無補貼試點。推行以競爭機制降低陸上風電、光伏發電開發成本，通過電價或補貼水平招標選擇項目業主，消除地方性的不合理費用，消除政策實施障礙。根據無補貼試點和競爭電價情況，及時調整電價和補貼退坡幅度，實現2020年風電與當地燃煤發電同平臺競爭、光伏發電電價水平在2015年基礎上下降50%以上以及在用電側實現平價上網的目標。

　　(二)規范政策實施，消除可再生能源發電非技術成本

　　風、光等可再生能源作為清潔和運營期零碳的能源，在目前化石能源開采和利用、碳排放和污染物排放等負外部性未能完全納入成本的情況下，應該得到差別化的電價政策支持。但另一方面，不能因為可再生能源發電得到了國家政策支持，各個方面就將其視為“唐僧肉”，必須規范實施政策，消除附加在可再生能源發電成本上的不合理因素，降低非技術成本。

　　一是降低并網成本，嚴格按照《可再生能源法》和相關規定，劃分開發企業和電網企業投資責任。二是降低用地成本，嚴格執行國務院《促進光伏產業健康發展的若干意見》等國家有關政策規定，結合可再生能源土地使用的特殊性，細化土地使用政策，明確土地使用類別以及相應的征地補償、年使用費用標準，并規范執行、加強監管。三是嚴格禁止地方性不合理附加費用，如不能將可再生能源項目本體投資外的附加投資強加給開發企業，在與礦山等廢棄土地治理的可再生能源發電項目中，土地預處理及費用等需要在項目開發之前解決，不應由開發企業承擔。四是積極采取措施，逐步減少棄風棄光比例和縮小棄風棄光范圍，切實落實可再生能源全額保障性收購制度。對最低保障性小時數以內的電量，電網企業必須全額全價收購;保障性小時數以內的限電電量，應要求電網企業“照付不議”支付電費。五是盡快解決可再生能源電價補貼拖欠問題。

　　(三)創新實施適合可再生能源發展的政策機制

　　一是結合電力體制改革，落實和做好分布式可再生能源參與市場化交易試點工作;二是創新信貸政策，克服融資障礙，解決民營開發企業和分布式可再生能源開發項目實際貸款利率偏高問題。降低融資成本，通過增信方式降低分布式可再生能源項目融資成本，采取綠色金融和項目股權債權融資等方式降低大型電站融資成本。三是實施稅收政策。如在經濟較為發達的東中部，探索實施可再生能源發電所得稅減免或稅收返還，明確光伏發電50%即征即退增值稅政策為長效政策。四是盡快推出可再生能源電力配額制和綠色證書強制交易，近期緩解、中期最終解決可再生能源補貼資金缺口以及限電問題，保障可再生能源電價與成本同步下降并盡快實現補貼政策退出。