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(fēng)、光等已實現(xiàn)規(guī)模化、商業(yè)化應(yīng)用的可再生能源成本和電價的大幅度下降。本文總結(jié)了近兩年國內(nèi)外風(fēng)電、太陽能發(fā)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(diào)研數(shù)據(jù)，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(fā)電成本的關(guān)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(fā)電成本的政策措施建議。

前言

近年來，全球風(fēng)電、太陽能發(fā)電等可再生能源技術(shù)不斷進步、產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展、應(yīng)用規(guī)模持續(xù)擴大，使可再生能源發(fā)電成本顯著下降。可再生能源發(fā)電支持政策也從高保障性的固定上網(wǎng)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(zhuǎn)變。2014年以來，招標機制確定可再生能源上網(wǎng)電價為越來越多的國家和地區(qū)采用，其實施帶動了風(fēng)電、太陽能發(fā)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(guī)能源發(fā)電相比已經(jīng)具備了經(jīng)濟性和市場競爭力。我國在2015～2017年通過光伏領(lǐng)跑基地進行光伏發(fā)電電價和開發(fā)企業(yè)招標，2017年又實施首批13個風(fēng)電項目的平價上網(wǎng)(即零電價補貼)示范，但與國際水平相比，國內(nèi)成本和電價水平相對偏高。本文總結(jié)對比了近兩年國內(nèi)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。

一、國內(nèi)外可再生能源發(fā)電招標進展和電價水平情況

2017年，全球40多個國家實施了可再生能源發(fā)電招標機制。分技術(shù)看，光伏發(fā)電招標應(yīng)用的國家最多，其次是陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電、光熱發(fā)電等。

(一)光伏發(fā)電

光伏發(fā)電招標電價近年來屢創(chuàng)新低，在一些太陽能資源豐富的國家如智利、印度等，光伏發(fā)電已成為所有新建電源中電價最低的電源。2016年底，阿聯(lián)酋阿布扎比117萬千瓦的光伏發(fā)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(dāng)年全球最低。

2017年10月，沙特阿拉伯30萬千瓦光伏發(fā)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(qū)，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(fā)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(fā)電的購電協(xié)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(fā)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(jīng)低于德國電網(wǎng)平均購電價格。

我國自2015年開始對光伏領(lǐng)跑基地實施招標確定項目開發(fā)企業(yè)，自2016年對普通光伏電站和光伏領(lǐng)跑基金全面實施項目招標確定開發(fā)企業(yè)和上網(wǎng)電價。當(dāng)年第二批光伏領(lǐng)跑基地項目的電價有顯著下降，普遍低于同地區(qū)光伏發(fā)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(fā)電標桿電價近幾年也呈現(xiàn)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(fā)電電價水平均高于大部分國家的招標電價。

(二)光熱發(fā)電

2017年，國際光熱發(fā)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(lián)合體中標迪拜20萬千瓦和70萬千瓦塔式光熱發(fā)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(fā)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(fā)電項目。我國在2016年啟動了首批20個光熱發(fā)電示范項目，總裝機134.5萬千瓦，通過競爭配置確定的統(tǒng)一的示范項目電價為1.15元/千瓦時。

(三)陸上風(fēng)電

巴西自2009年實施競標機制，2014年陸上風(fēng)電招標電價就達到5.6美分/千瓦時，其后繼續(xù)下降。2017年，智利風(fēng)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(fēng)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(fēng)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(fēng)電項目的招標電價為4.1美分/千瓦時。我國對風(fēng)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(fēng)電項目的平價上網(wǎng)(即零電價補貼)示范，但與國際水平相比，總體上國內(nèi)成本和電價水平偏高。

(四)海上風(fēng)電

國際海上風(fēng)電成本和電價下降迅速。2017年，英國批準的將于2022～2023年并網(wǎng)發(fā)電的海上風(fēng)電電價為0.0575英鎊/千瓦時，且2017年英國新并網(wǎng)海上風(fēng)電電價已經(jīng)低于核電。2016年11月，瑞典能源企業(yè)Vattenfall Vindkraft A/S中標丹麥海上風(fēng)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(dāng)時全球海上風(fēng)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(fēng)電項目進行招標，丹麥東能源公司(DONGEnergy)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(fēng)電和近海風(fēng)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)。

二、國內(nèi)外可再生能源發(fā)電成本和電價差異的主要因素分析

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(jù)調(diào)研數(shù)據(jù)測算的國內(nèi)外部分光伏發(fā)電和海上風(fēng)電項目的平準化成本及構(gòu)成。通過對比分析，影響可再生能源發(fā)電項目成本和造成國內(nèi)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(fēng)光等可再生能源發(fā)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(jù)表1，阿根廷光伏發(fā)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(qū)的1.25倍，資源條件帶來的成本差距達20%～30%。德國近海風(fēng)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(qū)近海風(fēng)電項目的2.3倍、2.6倍，但前者風(fēng)電年等效利用小時數(shù)是后者的1.9倍，最終使兩個并網(wǎng)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(shè)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(nèi)光伏發(fā)電和風(fēng)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(lián)酋光伏發(fā)電項目為例，其招標電價創(chuàng)下了低于3美分/千瓦時的2016年世界紀錄，其中一個關(guān)鍵因素就是單位總投資折合人民幣低于5000元/千瓦。阿聯(lián)酋項目預(yù)期并網(wǎng)發(fā)電時間為2019年上半年，而2017年歐洲光伏發(fā)電單位投資水平已經(jīng)折合人民幣5000～5500元/千瓦，在未來一年多的時間內(nèi)投資水平還有可能下降，再加上阿聯(lián)酋項目規(guī)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(fā)電成本和電價，僅按照國內(nèi)現(xiàn)有的政策條件，若光伏發(fā)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(qū)的光伏發(fā)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(fā)電項目成本和價格的影響最大，具體包括購電協(xié)議、貸款、稅收、土地、并網(wǎng)等政策。

一是購電協(xié)議期限。通常購電協(xié)議期限越長，平準化成本越低，目前國外項目的購電協(xié)議期限為15年至25年不等，我國可再生能源標桿電價的執(zhí)行期限一般為20年，購電協(xié)議或電價政策執(zhí)行期限帶來的國內(nèi)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(lián)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(nèi)，相應(yīng)的光伏發(fā)電財務(wù)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(wù)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(chǔ)上下調(diào)1.5個百分點，則可再生能源企業(yè)的財務(wù)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(yīng)的財務(wù)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(fā)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(yè)需繳納17%的增值稅、10%的增值稅附加以及25%的企業(yè)所得稅(可再生能源發(fā)電可享受“三免三減半”所得稅優(yōu)惠)，發(fā)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(fā)電實施增值稅50%即征即退政策，但這一優(yōu)惠政策將于2018年底到期，即使考慮政策可延續(xù)，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(qū)高至0.05元/千瓦時。土地使用費用對可再生能源發(fā)電成本影響較大。若光伏發(fā)電年土地使用費由400元/畝年降至200元/畝年，我國I類地區(qū)光伏發(fā)電度電成本可下降至少0.01元/千瓦時。

五是并網(wǎng)政策。國際上可再生能源發(fā)電項目支付的并網(wǎng)費用在總投資中的占比約為1%～3%，而我國需要支付的并網(wǎng)費用占總投資的5%左右。若嚴格執(zhí)行《可再生能源法》和相關(guān)法規(guī)，清楚地劃分可再生能源開發(fā)企業(yè)和電網(wǎng)企業(yè)的投資責(zé)任，則我國可再生能源發(fā)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(fā)電成本和造成國內(nèi)外電價差異的各項因素中，初始投資、運行費用、購電協(xié)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(fā)電成本造成了一定的影響，而貸款、稅收、土地、并網(wǎng)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(fā)電為例，阿布扎比和我國I類地區(qū)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(qū)的太陽能資源條件、2017年國內(nèi)光伏發(fā)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(yīng)的電價則僅為0.31元/千瓦時。

三、降低可再生能源發(fā)電成本政策措施建議

為切實降低國內(nèi)可再生能源發(fā)電的成本和電價，需要重點從兩個方面入手:一是持續(xù)以技術(shù)進步和產(chǎn)業(yè)升級推進成本下降;二是實施與可再生能源發(fā)展相適應(yīng)的政策，盡快消除附加在可再生能源發(fā)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(xù)實施競爭機制，推動技術(shù)進步與產(chǎn)業(yè)升級

對技術(shù)成熟和實現(xiàn)規(guī)模化發(fā)展的可再生能源技術(shù)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(wěn)定可再生能源的發(fā)展節(jié)奏、優(yōu)化布局、達成國家2020年和2030年非化石能源發(fā)展目標。通過招標可以了解成本和價格需求，推進技術(shù)進步、產(chǎn)業(yè)升級、降低成本，以更低的成本實現(xiàn)清潔能源轉(zhuǎn)型。

建議根據(jù)2017年首批風(fēng)電無補貼試點實施效果，“十三五”期間持續(xù)實施風(fēng)電無補貼試點，擴大試點范圍和規(guī)模，適時開展光伏發(fā)電無補貼試點。推行以競爭機制降低陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)成本，通過電價或補貼水平招標選擇項目業(yè)主，消除地方性的不合理費用，消除政策實施障礙。根據(jù)無補貼試點和競爭電價情況，及時調(diào)整電價和補貼退坡幅度，實現(xiàn)2020年風(fēng)電與當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電同平臺競爭、光伏發(fā)電電價水平在2015年基礎(chǔ)上下降50%以上以及在用電側(cè)實現(xiàn)平價上網(wǎng)的目標。

(二)規(guī)范政策實施，消除可再生能源發(fā)電非技術(shù)成本

風(fēng)、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(yīng)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(fā)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(guī)范實施政策，消除附加在可再生能源發(fā)電成本上的不合理因素，降低非技術(shù)成本。

一是降低并網(wǎng)成本，嚴格按照《可再生能源法》和相關(guān)規(guī)定，劃分開發(fā)企業(yè)和電網(wǎng)企業(yè)投資責(zé)任。二是降低用地成本，嚴格執(zhí)行國務(wù)院《促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的若干意見》等國家有關(guān)政策規(guī)定，結(jié)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(yīng)的征地補償、年使用費用標準，并規(guī)范執(zhí)行、加強監(jiān)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(fā)企業(yè)，在與礦山等廢棄土地治理的可再生能源發(fā)電項目中，土地預(yù)處理及費用等需要在項目開發(fā)之前解決，不應(yīng)由開發(fā)企業(yè)承擔(dān)。四是積極采取措施，逐步減少棄風(fēng)棄光比例和縮小棄風(fēng)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(shù)以內(nèi)的電量，電網(wǎng)企業(yè)必須全額全價收購;保障性小時數(shù)以內(nèi)的限電電量，應(yīng)要求電網(wǎng)企業(yè)“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(chuàng)新實施適合可再生能源發(fā)展的政策機制

一是結(jié)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(chuàng)新信貸政策，克服融資障礙，解決民營開發(fā)企業(yè)和分布式可再生能源開發(fā)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(quán)債權(quán)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(jīng)濟較為發(fā)達的東中部，探索實施可再生能源發(fā)電所得稅減免或稅收返還，明確光伏發(fā)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(xiàn)補貼政策退出。