通过招标机制确定电价已成为国际可再生能源定价的趋势，并带动了风、光等已实现规模化、商业化应用的可再生能源成本和电价的大幅度下降。本文总结了近两年国内外风电、太阳能发电招标定价机制的实施进展情况，对比分析了电价水平；利用调研数据，从资源条件、投资运维水平、税收金融政策等方面分析了影响可再生能源发电成本的关键因素以及未来可能的降成本空间，并提出降低我国可再生能源发电成本的建议。
近年来，全球风电、太阳能发电等可再生能源技术不断进步、产业快速发展、应用规模持续扩大，使可再生能源发电成本显着下降。可再生能源发电支持政策也从高保障性的固定上网电价机制，向推进其参与市场竞争的拍卖招标、溢价补贴、绿色电力证书等多样化机制转变。2014年以来，招标机制确定可再生能源上网电价为越来越多的国家和地区采用，其实施带动了风电、太阳能发电成本和电价的大幅度下降，部分国家的可再生能源招标电价与常规能源发电相比已经具备了经济性和市场竞争力。我国在2015～2017年通过光伏领跑基地进行光伏发电电价和开发企业招标，2017年又实施首批13个风电项目的平价上网（即零电价补贴）示范，但与国际水平相比，国内成本和电价水平相对偏高。本文总结对比了近两年国内外可再生能源招标电价水平，从资源条件、投资运行费用、税收金融政策等方面分析了影响可再生能源成本的主要因素，提出降低成本和电价的措施建议。
一、国内外可再生能源发电招标进展和电价水平情况
2017年，全球40多个国家实施了可再生能源发电招标机制。分技术看，光伏发电招标应用的国家最多，其次是陆上风电、海上风电、光热发电等。
（一）光伏发电
光伏发电招标电价近年来屡创新低，在一些太阳能资源丰富的国家如智利、印度等，光伏发电已成为所有新建电源中电价最低的电源。2016年底，阿联酋阿布扎比117万千瓦的光伏发电项目招标电价2.42美分/千瓦时，考虑夏季奖励电价后实际电价为2.92美分/千瓦时，为当年全球最低。2017年10月，沙特阿拉伯30万千瓦光伏发电项目最低竞标电价达到1.786美分/千瓦时。2017年，印度招标电价最低为3.8美分/千瓦时，普遍在4～5美分/千瓦时。美洲地区，阿根廷中标电价在5.5美分/千瓦时左右；智利中标电价达到2.91美分/千瓦时；墨西哥由于有可再生能源绿色电力证书政策，2017年11月，中标电价低至1. 77美分/千瓦时，即使加上可再生能源绿色电力证书收益（约3美分/千瓦时），光伏发电项目实际收益也仅折合人民币0.3元/千瓦时左右；美国光伏发电的购电协议（PPA）电价也大多在5美分/千瓦时左右。欧洲太阳能资源条件一般，但通过招标方式电价也有显着下降。德国光伏发电平均中标电价从2015年4月第一轮的9.10欧分/千瓦时，逐步下降至2017年10月第九轮的4.91欧分/千瓦时，这一水平已经低于德国电网平均购电价格。我国自2015年开始对光伏领跑基地实施招标确定项目开发企业，自2016年对普通光伏电站和光伏领跑基金全面实施项目招标确定开发企业和上网电价。当年第二批光伏领跑基地项目的电价有显着下降，普遍低于同地区光伏发电标杆电价15%～35%，大部分在0.50～0.75元/千瓦时（折合7.5～11.5美分/千瓦时），最低价达到0.45元/千瓦时。光伏发电标杆电价近几年也呈现逐年下降趋势，年降幅在0.1元/千瓦时左右，2017年为0.65～0.85元/千瓦时（折合10～13美分/千瓦时）。无论是招标电价还是标杆电价，我国光伏发电电价水平均高于大部分国家的招标电价。
（二）光热发电
2017年，国际光热发电的招标电价也进入了快速下行轨道。6月和9月，沙特阿拉伯电力工程公司（ACWA Power）、上海电气和美国亮源组成的联合体中标迪拜20万千瓦和70万千瓦塔式光热发电项目，电价分别为9.45美分/千瓦时和7.3美分/千瓦时；美国Solar Reserve公司8月以6美分/千瓦时的价格中标南澳15 万千瓦光热发电项目，10 月又以低于5美分/千瓦时的电价中标智利光热发电项目。我国在2015 年启动了首批20 个光热发电示范项目，总装机134. 5 万千瓦，通过竞争配置确定的统一的示范项目 电价为1. 15 元/千瓦时。
（三） 陆上风电
巴西自2009 年实施竞标机制，2014 年陆上风电
招标电价就达到5. 6 美分/千瓦时，其后继续下降。
2016 年，智利风电招标电价达到4. 52 美分/千瓦且低于同期招标的气电、煤电、水电。秘鲁风电招标 电价为 3. 7 美分/千瓦时，低于同期招标的水电（4. 6 美分/千瓦时）。此外，美国风电PPA价格也低至2 美分/千瓦时，大部分项目在3 美分/千瓦时左右； 加拿大和墨西哥的最低电价分别为6. 6 美分/千瓦时和3. 62 美分/千瓦时。2017 年10 月，印度100 万千瓦风电项目的招标电价为4. 1 美分/千瓦时。我 国对风电实施标杆电价政策，2017 年电价水平为0. 47 ～0. 60 元/千瓦时 （折合7 ～9 美分/千瓦时），虽然在2017 年6 月开始实施首批13 个风电项目的平价上网 （即零电价补贴） 示范，但与国际水平相比， 总体上国内成本和电价水平偏高。
（四） 海上风电
国际海上风电成本和电价下降迅速。2017 年，英国批准的将于2022 ～2023 年并网发电的海上风电电价为0. 0575 英镑/千瓦时，且2017 年英国新并网海上风电电价已经低于核电。2016 年11 月，瑞典能 源企业Vattenfall Vindkraft A/S中标丹麦海上风电项目，电价0. 372 丹麦克朗/千瓦时 （折合5. 39 美分/ 千瓦时），成为截至当时全球海上风电最低电价。2017 年4 月，德国对4 个总装机为149 万千瓦的海上风电项目进行招标，丹麦东能源公司 （DONG Energy） 和德国En BW公司以最低投标价中标，其中东能源的投标价为0，即项目无电价补贴，收益仅 来自于电力市场售电。我国目前潮间带风电和近海风电的标杆电价水平分别为0. 75 元/千瓦时和0. 85 元/千瓦时 （折合11. 5 ～13 美分/千瓦时）。
二、国内外可再生能源发电成本和电价差异的主要因素分析
比较上述电价水平，可以看出，我国可再生能源电价与国际相比整体上处于偏高水平。表1列出 了根据调研数据测算的国内外部分光伏发电和海上风电项目的平准化成本及构成。通过对比分析，影响可再生能源发电项目成本和造成国内外电价差异 的因素主要在以下几个方面。
（一） 资源条件
天然资源条件是影响风光等可再生能源发电项目成本和电价的最基本因素，也是无法改变的基本条件。根据表1，阿根廷光伏发电项目年太阳能总辐 射量约2350 千瓦时/平方米，是我国I类太阳能资源区的1. 25 倍，资源条件带来的成本差距达 20% ～30% 。德国近海风电项目的单位千瓦投资、年单位千瓦运维费分别是我国东部沿海地区近海风电项目 的2. 3 倍、2. 6 倍，但前者风电年等效利用小时数是后者的1. 9 倍，最终使两个并网时间相差三年的项目 的度电成本相差不大。
（二） 初始投资
初始投资主要取决于设备和原材料价格、土地成本以及人工费用等。2017 年下半年国内光伏发电和风电的初始投资水平在6500 元/千瓦和7200 元/千 瓦左右，高于国外招标项目约10% 。以阿联酋光伏发电项目为例，其招标电价创下了低于3 美分/千瓦时的2016 年世界纪录，其中一个关键因素就是单位总投资折合人民币低于5000 元/千瓦。阿联酋项目预 期并网发电时间为2019 年上半年，而2017 年欧洲光伏发电单位投资水平已经折合人民币5000 ～5500 元/ 千瓦，在未来一年多的时间内投资水平还有可能下降，再加上阿联酋项目规模大 （单体项目装机117 万千瓦），因此低于5000 元/千瓦的初始投资水平是可行的。降低初始投资可以有效降低发电成本和电价，仅按照国内现有的政策条件，若光伏发电单位初始投资从目前的6500 元/千瓦降低到5000 元/千 瓦，我国 I 类地区的光伏发电电价可以由目前的0. 55 元/千瓦时降至0. 43 元/千瓦时。
（三） 政策
政策对可再生能源发电项目成本和价格的影响最大，具体包括购电协议、贷款、税收、土地、并 网等政策。
一是购电协议期限。通常购电协议期限越长， 平准化成本越低，目前国外项目的购电协议期限为15 年至25 年不等，我国可再生能源标杆电价的执行期限一般为20 年，购电协议或电价政策执行期限带 来的国内外成本差距相对较小。
二是贷款利率。贷款利率对项目成本影响较大， 墨西哥、阿联酋、阿根廷以及欧洲一些国家的可再生能源项目年贷款利率普遍在2. 5%以内，相应的光伏发电财务成本折合人民币0. 03 ～0. 05 元/千瓦时。 而我国目前15 年长期贷款年利率为4. 9%，由此带来的财务成本达10 分/千瓦时以上。若我国15 年长 期贷款的年利率在4. 9%的基础上下调1. 5 个百分点，则可再生能源企业的财务成本可下降1 /4 左右； 若进一步下降至国际上2. 5%左右的水平，则相应的 财务成本可以控制在0. 05 元/千瓦时左右。
三是税收政策。以光伏发电为例，国际上招标项目的税收水平折合人民币0. 02 ～0. 05 元/千瓦时， 阿布扎比招标项目更是完全免税，而目前我国企业需缴纳17%的增值税、10%的增值税附加以及25% 的企业所得税 （可再生能源发电可享受 “ 三免三减半” 所得税优惠），发电成本中各项税负合计0. 08 ～0. 09 元/千瓦时。目前我国对光伏发电实施增值税50%即征即退政策，但这一优惠政策将于2018 年底 到期，即使考虑政策可延续，各类税负也至少为0. 06 元/千瓦时，仍相对偏高。
四是土地费用。目前国际上除阿布扎比招标项目免收土地使用费外，很多国家的土地费用折合成本大多在人民币0. 01 元/千瓦时左右，而我国的年土 地使用费 （按400 元/亩年考虑） 加上初始征地和植被补偿费用后可达0. 02 ～0. 03 元/千瓦时，个别地区高至0. 05 元/千瓦时。土地使用费用对可再生能源发电成本影响较大。若光伏发电年土地使用费由400 元/亩年降至200 元/亩年，我国I类地区光伏发电度电成本可下降至少0. 01 元/千瓦时。
五是并网政策。国际上可再生能源发电项目支付的并网费用在总投资中的占比约为1% ～3%，而 我国需要支付的并网费用占总投资的5%左右。若严格执行《可再生能源法》和相关法规，清楚地划分可再生能源开发企业和电网企业的投资责任，则我国可再生能源发电的度电成本和电价可降低0. 01 ～0. 02 元/千瓦时。
整体上看，在影响可再生能源发电成本和造成国内外电价差异的各项因素中，初始投资、运行费 用、购电协议期限等带来的差别不大，客观上的自然资源条件差异对发电成本造成了一定的影响，而 贷款、税收、土地、并网等方面的支持政策才是降低成本空间的主要因素。以光伏发电为例，阿布扎比和我国I类地区典型项目按实际条件测算的电价折合人民币分别为0. 20 元/千瓦时、0. 55 元/千瓦时， 但若按我国 I 类地区的太阳能资源条件、2017 年国 内光伏发电投资和运维水平、阿布扎比项目的政策条件进行测算，相应的电价则仅为0. 31 元/千瓦时。
三、降低可再生能源发电成本建议
为切实降低国内可再生能源发电的成本和电价， 需要重点从两个方面入手： 一是持续以技术进步和产业升级推进成本下降； 二是实施与可再生能源发 展相适应的政策，尽快消除附加在可再生能源发电上的不合理费用，清除不合理政策。
（一） 持续实施竞争机制，推动技术进步与产业升级
对技术成熟和实现规模化发展的可再生能源技术采用竞争招标机制是国际趋势，我国采用竞争招标机制有利于稳定可再生能源的发展节奏、优化布局、达成国家2020 年和2030 年非化石能源发展目 标。通过招标可以了解成本和价格需求，推进技术进步、产业升级、降低成本，以更低的成本实现清 洁能源转型。
建议根据2017 年首批风电无补贴试点实施效果，“ 十三五” 期间持续实施风电无补贴试点，扩大试点范围和规模，适时开展光伏发电无补贴试点。推行以竞争机制降低陆上风电、光伏发电开发成本， 通过电价或补贴水平招标选择项目业主，消除地方 性的不合理费用，消除政策实施障碍。根据无补贴试点和竞争电价情况，及时调整电价和补贴退坡幅度，实现2020 年风电与当地燃煤发电同平台竞争、光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上以 及在用电侧实现平价上网的目标。
（二） 规范政策实施，消除可再生能源发电非技术成本
风、光等可再生能源作为清洁和运营期零碳的能源，在目前化石能源开采和利用、碳排放和污染物排放等负外部性未能完全纳入成本的情况下，应 该得到差别化的电价政策支持。但另一方面，不能因为可再生能源发电得到了国家政策支持，各个方 面就将其视为“ 唐僧肉”，必须规范实施政策，消除附加在可再生能源发电成本上的不合理因素，降低非技术成本。一是降低并网成本，严格按照 《可再 生能源法》和相关规定，划分开发企业和电网企业投资责任。二是降低用地成本，严格执行国务院《促进光伏产业健康发展的若干意见》等国家有关政策规定，结合可再生能源土地使用的特殊性，细化 土地使用政策，明确土地使用类别以及相应的征地补偿、年使用费用标准，并规范执行、加强监管。三是严格禁止地方性不合理附加费用，如不能将可 再生能源项目本体投资外的附加投资强加给开发企业，在与矿山等废弃土地治理的可再生能源发电项 目中，土地预处理及费用等需要在项目开发之前解决，不应由开发企业承担。四是积极采取措施，逐步减少弃风弃光比例和缩小弃风弃光范围，切实落 实可再生能源全额保障性收购制度。对最低保障性小时数以内的电量，电网企业必须全额全价收购； 保障性小时数以内的限电电量，应要求电网企业 “ 照付不议” 支付电费。五是尽快解决可再生能源电价补贴拖欠问题。
（三） 创新实施适合可再生能源发展的政策机制
一是结合电力体制改革，落实和做好分布式可再生能源参与市场化交易试点工作； 二是创新信贷 政策，克服融资障碍，解决民营开发企业和分布式可再生能源开发项目实际贷款利率偏高问题。降低 融资成本，通过增信方式降低分布式可再生能源项目融资成本，采取绿色金融和项目股权债权融资等方式降低大型电站融资成本。三是实施税收政策。 如在经济较为发达的东中部，探索实施可再生能源发电所得税减免或税收返还，明确光伏发电50%即 征即退增值税政策为长效政策。四是尽快推出可再生能源电力配额制和绿色证书强制交易，近期缓解、 中期最终解决可再生能源补贴资金缺口以及限电问题，保障可再生能源电价与成本同步下降并尽快实现补贴政策退出。
