前言
近【jìn】年来，全球风【fēng】电、太阳能发电【diàn】等可再【zài】生能源技【jì】术不断【duàn】进【jìn】步、产业快速发展、应用规模持【chí】续扩【kuò】大，使可再生能源发电成本显著下降【jiàng】。可再生能源【yuán】发电支持政策也【yě】从高【gāo】保障性的固定上网电价机制【zhì】，向推进其参与市场竞【jìng】争的拍卖招【zhāo】标【biāo】、溢价补贴、绿色电力证书等多样【yàng】化【huà】机制转变。
2014年【nián】以来，招【zhāo】标机制确定可再生能源上网电价为越来越【yuè】多的国【guó】家【jiā】和【hé】地区采用【yòng】，其实施带【dài】动了风电、太阳能发电成本和电价的大幅度下降，部分国【guó】家的可再生能源招【zhāo】标电【diàn】价与常规【guī】能源发电相【xiàng】比【bǐ】已【yǐ】经具备了经济性【xìng】和市场竞【jìng】争力。
我国在2015～2017年通过光伏领跑基地进行光伏发电电价【jià】和【hé】开发企【qǐ】业招标，2017年又实【shí】施首批13个风电项【xiàng】目的【de】平价上网(即零电【diàn】价补贴)示范，但与【yǔ】国际水平相比，国【guó】内成本和【hé】电价水【shuǐ】平相对偏【piān】高。本文总结对比【bǐ】了近【jìn】两年国【guó】内外【wài】可再【zài】生能源【yuán】招标【biāo】电价水平【píng】，从资源条【tiáo】件、投资运行【háng】费用、税收金融政【zhèng】策等方面分析了影响可再生能源成本的主要因素，提出降【jiàng】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【nián】，全球【qiú】40多个国家实施了【le】可再生能源【yuán】发电【diàn】招标机制【zhì】。分技【jì】术看，光伏发电招标应用【yòng】的【de】国家最多，其次是【shì】陆上风电、海上风电、光热发电等。
加
1光伏发电
光伏发电招标电价【jià】近年来屡【lǚ】创新低，在一【yī】些太阳能资源丰【fēng】富的国家如【rú】智利【lì】、印【yìn】度等，光伏发电已成为所有新建电源中【zhōng】电价【jià】最低的电【diàn】源。
2016年【nián】底，阿联酋阿布扎比117万千瓦的【de】光伏发【fā】电【diàn】项目招标电价2.42美分/千【qiān】瓦时，考虑夏季奖励电价后【hòu】实际电价【jià】为2.92美分/千瓦时，为当年全球最【zuì】低。
2017年10月，沙特【tè】阿拉伯30万千【qiān】瓦光【guāng】伏【fú】发电项目最低竞标【biāo】电价达到1.786美分/千【qiān】瓦时。
2017年，印【yìn】度招标【biāo】电价最低为3.8美分/千瓦时，普遍【biàn】在4～5美分/千瓦时。
美洲地区，阿根【gēn】廷中标电价在5.5美分/千瓦时左右【yòu】;智利中标电价达到2.91美分/千瓦时【shí】;墨西哥由于【yú】有可再生【shēng】能源绿色【sè】电力证书政策【cè】，2017年11月，中标电价低至【zhì】1.77美分/千瓦时，即使加上【shàng】可再生【shēng】能源绿【lǜ】色电【diàn】力证书【shū】收益(约3美分/千【qiān】瓦时)，光伏发电项目实际收益【yì】也【yě】仅【jǐn】折合人【rén】民币【bì】0.3元【yuán】/千瓦时左右;美国光伏发电【diàn】的购电协议(PPA)电【diàn】价也大多【duō】在5美【měi】分/千瓦时左【zuǒ】右。
欧洲【zhōu】太阳能资源条件一般，但【dàn】通【tōng】过招【zhāo】标方式电价也有显【xiǎn】著【zhe】下【xià】降。德国光伏【fú】发电平均中标电价从2015年4月【yuè】第【dì】一轮的9.10欧分【fèn】/千【qiān】瓦时，逐【zhú】步下降【jiàng】至2017年10月第九轮的4.91欧分/千瓦【wǎ】时，这一水平已经低于德【dé】国电网平均购电价格。
我国自【zì】2015年开始对光伏领跑基地实施【shī】招标确【què】定项【xiàng】目开发企业【yè】，自2016年【nián】对普通光伏电站和光伏领跑基金【jīn】全面实施项【xiàng】目招标确定开发企业和上网电价。当年【nián】第二【èr】批光【guāng】伏领跑基地项目【mù】的电价有显著【zhe】下降，普遍低于同地【dì】区光伏发电标杆电价15%～35%，大部【bù】分在【zài】0.50～0.75元/千瓦时(折【shé】合7.5～11.5美【měi】分【fèn】/千【qiān】瓦时)，最【zuì】低【dī】价达到0.45元/千瓦时。光伏发电标杆【gǎn】电价近几年也呈现逐年下【xià】降趋【qū】势【shì】，年降幅在0.1元【yuán】/千瓦时左右，2017年为0.65～0.85元/千瓦时(折合10～13美【měi】分【fèn】/千瓦时)。无论是招标电【diàn】价还是标【biāo】杆电价，我国光伏发电【diàn】电价水【shuǐ】平均高于大部分国家的【de】招【zhāo】标【biāo】电价【jià】。
2光热发电
2017年，国际光热发【fā】电【diàn】的招标电价也进入了快速下行轨道。6月和9月，沙特阿拉【lā】伯电力工程公【gōng】司(ACWAPower)、上海电气【qì】和【hé】美国亮【liàng】源组成的联合体【tǐ】中标迪【dí】拜【bài】20万千瓦和【hé】70万千瓦塔【tǎ】式光热发电项目，电价分别为9.45美【měi】分/千【qiān】瓦时和7.3美分/千瓦时【shí】;美国SolarReserve公司8月以6美【měi】分/千【qiān】瓦时的价【jià】格中标南澳【ào】15万千【qiān】瓦光【guāng】热发电项目，10月【yuè】又以低于【yú】5美分/千瓦时【shí】的电价【jià】中标智利【lì】光热发电项目。我国在2016年启动了首批20个光热发电示范【fàn】项目，总装机134.5万千【qiān】瓦，通过竞争【zhēng】配置确【què】定的统一的【de】示范项目【mù】电价为1.15元/千瓦时。
3陆上风电
巴西自2009年实施【shī】竞标机【jī】制，2014年陆【lù】上风电招【zhāo】标电价就达到5.6美【měi】分/千瓦【wǎ】时，其【qí】后继续下降。
2017年【nián】，智利风电【diàn】招【zhāo】标电价达【dá】到4.52美【měi】分/千瓦且低于同期招标的【de】气电、煤电、水电。
秘鲁风电招标电价为3.7美分/千瓦时，低【dī】于同【tóng】期招标的水【shuǐ】电(4.6美【měi】分/千【qiān】瓦时【shí】)。
此外，美国风电PPA价格【gé】也【yě】低【dī】至2美分/千【qiān】瓦时，大部分项目在【zài】3美分/千瓦时左右;加拿大和【hé】墨【mò】西哥【gē】的【de】最【zuì】低电价分别为6.6美【měi】分/千瓦时和3.62美分/千瓦【wǎ】时。
2017年10月，印度100万千瓦风电项目【mù】的招标【biāo】电价为4.1美分【fèn】/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【shé】合【hé】7～9美分【fèn】/千瓦时)，虽【suī】然在2017年6月开始实【shí】施首【shǒu】批13个风电项目【mù】的平价上网【wǎng】(即零电价补贴)示范，但与国【guó】际水平相比，总体上国【guó】内成本【běn】和【hé】电价水【shuǐ】平偏高【gāo】。
4海上风电
国际【jì】海上【shàng】风电【diàn】成本和电价下降迅速【sù】。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【bàng】/千瓦时【shí】，且2017年英国【guó】新并网海上【shàng】风电电价已【yǐ】经低于核电。2016年11月，瑞典能【néng】源企业VattenfallVindkraftA/S中标丹麦【mài】海上风电【diàn】项目【mù】，电【diàn】价0.372丹麦【mài】克【kè】朗/千瓦【wǎ】时(折合5.39美分/千瓦时)，成为截至当时全【quán】球海【hǎi】上【shàng】风电最低电价。
2017年【nián】4月，德国对4个总装【zhuāng】机为149万千瓦的海上风电项目进【jìn】行招标，丹麦东能源公司(DONG Energy)和德【dé】国EnBW公司以【yǐ】最低投【tóu】标价中标，其中【zhōng】东能源的投标价为0，即项目无电价【jià】补贴，收益仅【jǐn】来【lái】自于电力市【shì】场售电。我国目前潮间【jiān】带风【fēng】电【diàn】和近海风电的【de】标杆电价水平分别【bié】为【wéi】0.75元【yuán】/千瓦时和0.85元【yuán】/千瓦【wǎ】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【jiào】上述电价水平，可以看【kàn】出，我国可再【zài】生能源【yuán】电价与国际相【xiàng】比整【zhěng】体上处于偏高水平。表1列出了根据调研数据【jù】测算【suàn】的国内外部分【fèn】光伏发【fā】电【diàn】和海上风电项目的平准化成【chéng】本及构成【chéng】。通过对比分析，影响可再生能源发电【diàn】项【xiàng】目【mù】成本和造【zào】成【chéng】国内外电价差【chà】异【yì】的【de】因素主要在以下几个【gè】方面。
1资源条件
天然资源条【tiáo】件是影响风光【guāng】等可再生能源发电项目成【chéng】本和【hé】电价的最基本因素，也是【shì】无【wú】法改变【biàn】的基本条件【jiàn】。根据表1，阿根廷光伏【fú】发电项目年太【tài】阳能总辐射量约2350千瓦时【shí】/平方米，是我国I类太阳能资源区的【de】1.25倍，资源条件带【dài】来的成【chéng】本差距达20%～30%。德【dé】国近海风电项目的单位千瓦投资、年单位【wèi】千瓦运【yùn】维费分【fèn】别是【shì】我国东部沿海地【dì】区近海【hǎi】风电【diàn】项目的2.3倍、2.6倍【bèi】，但前【qián】者风【fēng】电年等效利用小时数是后者的1.9倍，最终使两个并网时【shí】间相差三年的【de】项【xiàng】目的【de】度【dù】电成本【běn】相差不【bú】大。
2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【bàn】年国内光伏发电【diàn】和风电的初始投资水【shuǐ】平在6500元/千瓦【wǎ】和7200元【yuán】/千瓦左右，高于国外招标项目【mù】约【yuē】10%。
以阿联酋光伏发电项目为例【lì】，其招标电价创【chuàng】下了低于3美分/千瓦时的2016年世界纪录，其中一个【gè】关键因素就是【shì】单位总投资折【shé】合人【rén】民币低于5000元/千瓦。阿联酋项目【mù】预期并网发电时间为2019年上半年，而2017年欧洲【zhōu】光伏【fú】发【fā】电单位【wèi】投【tóu】资水平【píng】已经折【shé】合人【rén】民币5000～5500元/千瓦，在未来一【yī】年多的时间【jiān】内投资【zī】水平【píng】还【hái】有可【kě】能下降，再加上阿联【lián】酋项目规模【mó】大(单体项目装机117万千瓦)，因此【cǐ】低【dī】于5000元/千瓦的初【chū】始【shǐ】投【tóu】资水【shuǐ】平是【shì】可行的。
降低初始【shǐ】投资可以【yǐ】有效降低【dī】发电成【chéng】本和【hé】电价，仅按照国内【nèi】现【xiàn】有的【de】政策条件，若光伏发电【diàn】单位初【chū】始投资从目【mù】前的6500元/千【qiān】瓦降低到5000元/千瓦，我国I类【lèi】地区的光伏发电电价可以由目前的0.55元/千瓦时【shí】降至0.43元/千【qiān】瓦时。
3政策
政【zhèng】策对可【kě】再【zài】生【shēng】能源发【fā】电项目成本和【hé】价格的影响最大，具体包括购电协议、贷款、税收、土【tǔ】地、并网等政策。
一是购电协议期限【xiàn】。通常购电协议期限越长【zhǎng】，平准【zhǔn】化【huà】成本越低【dī】，目【mù】前国【guó】外项目【mù】的购电协议期限为15年至25年不等，我国可再生能源标杆【gǎn】电价的执行期限一般为20年，购电协【xié】议或电价政策【cè】执【zhí】行期限【xiàn】带来的国【guó】内【nèi】外成本差距【jù】相对较小。
二是贷款利率。贷款利率对项目【mù】成【chéng】本影响较【jiào】大，墨【mò】西哥、阿联酋、阿根廷以及欧【ōu】洲【zhōu】一些国家的可再生能源项目年贷款利率普遍在【zài】2.5%以【yǐ】内，相应的光伏发【fā】电财务成本折【shé】合【hé】人民【mín】币0.03～0.05元/千瓦【wǎ】时。而我国【guó】目前15年长期贷款年【nián】利率【lǜ】为4.9%，由此带来的财务成本【běn】达10分/千【qiān】瓦时以上。若我国15年长期【qī】贷款的年利率在4.9%的【de】基础上【shàng】下调1.5个百分点【diǎn】，则可【kě】再生能源【yuán】企【qǐ】业的财务成本【běn】可下【xià】降【jiàng】1/4左【zuǒ】右;若进一步【bù】下降至国际【jì】上2.5%左【zuǒ】右的水平，则相【xiàng】应【yīng】的财务【wù】成本可【kě】以控制在0.05元/千瓦时左右【yòu】。
三是【shì】税收政策【cè】。以光【guāng】伏发电为例，国际上招标项【xiàng】目的税收水平折合人民币【bì】0.02～0.05元/千瓦【wǎ】时，阿布【bù】扎【zhā】比【bǐ】招标项目【mù】更是完全【quán】免税，而目前我国企【qǐ】业需【xū】缴纳17%的增【zēng】值税、10%的增值税附加以及25%的企【qǐ】业所得税(可再生能源【yuán】发电可【kě】享受“三免三【sān】减半”所得税优惠)，发电【diàn】成本【běn】中各项税【shuì】负合【hé】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【zhēng】即退【tuì】政策，但这一优惠【huì】政策将于【yú】2018年底到期，即使考虑政【zhèng】策可延续，各类税负也【yě】至【zhì】少【shǎo】为0.06元/千瓦时【shí】，仍【réng】相对偏【piān】高。
四【sì】是土地费【fèi】用【yòng】。目前【qián】国际上除阿布扎比招标项目免收土地使用【yòng】费外，很多国家【jiā】的土【tǔ】地【dì】费用折合成本大【dà】多在人民币0.01元/千瓦时左右，而我国的年土地使用【yòng】费(按400元/亩年考虑)加上初【chū】始【shǐ】征【zhēng】地【dì】和植被补偿费用后可【kě】达0.02～0.03元/千【qiān】瓦时，个别【bié】地区高至0.05元/千瓦时。土地使用【yòng】费用对可再生能源发电成【chéng】本影响【xiǎng】较大。若光伏发电年【nián】土地使用【yòng】费由400元/亩【mǔ】年降至200元/亩年，我国I类地区光【guāng】伏发【fā】电度电成本可下降至少0.01元【yuán】/千瓦【wǎ】时。
五是并网政策【cè】。国【guó】际上可【kě】再生【shēng】能源发电项目支【zhī】付的并网费用【yòng】在总投【tóu】资【zī】中的【de】占比约为1%～3%，而我国需要支付【fù】的并网费用【yòng】占【zhàn】总【zǒng】投资的5%左右。若严格执行《可再生能源法》和相关法规，清楚【chǔ】地划分可再生能源开发【fā】企业和【hé】电网【wǎng】企业的投资责任【rèn】，则我国可再生能源【yuán】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【shēng】能源【yuán】发电成本和造成国内外电【diàn】价差异的各【gè】项因素中【zhōng】，初【chū】始投资、运【yùn】行费用【yòng】、购电协议期限等带来的差别不【bú】大，客观【guān】上的【de】自然资源条件差异对【duì】发【fā】电成本造成了一定【dìng】的影响【xiǎng】，而贷【dài】款、税【shuì】收、土地、并网等方面的【de】支持政策才是降低成【chéng】本空间的主要因【yīn】素。以【yǐ】光【guāng】伏发【fā】电为例，阿布扎比和我国I类地【dì】区典型项目按实际条件测算的电【diàn】价折合人民币分别为【wéi】0.20元【yuán】/千瓦【wǎ】时、0.55元/千瓦时，但若按我国I类地区的太阳能资源条【tiáo】件、2017年国【guó】内光伏发电【diàn】投资和【hé】运维水【shuǐ】平、阿布扎比项【xiàng】目的政【zhèng】策条件进行测算，相应【yīng】的电【diàn】价则仅为0.31元/千【qiān】瓦【wǎ】时。
三、降低可再生能源发电成本政策措施建议
为切实降低国内可再生能源发电的成本【běn】和【hé】电价，需要重点从两个方面入手:一【yī】是持续【xù】以技术进【jìn】步和产【chǎn】业升【shēng】级推进成【chéng】本【běn】下降;二是实施【shī】与可再生【shēng】能【néng】源发展相适应的政策，尽快消【xiāo】除【chú】附加在【zài】可再生能【néng】源发电上的不合理费用，清除不合理政策【cè】。具【jù】体【tǐ】政策措施建议如【rú】下。
1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【xiàn】规模化发展的【de】可再生能源【yuán】技术采用竞【jìng】争招标机【jī】制是国【guó】际【jì】趋势【shì】，我【wǒ】国采用竞争招【zhāo】标机制有利于稳定可再生【shēng】能源的【de】发【fā】展节奏、优化布局、达【dá】成国家【jiā】2020年和2030年非化石能源发展目标。通过招【zhāo】标可以了解成本【běn】和价格需求，推进技【jì】术进步、产业升【shēng】级【jí】、降低成本，以更低的成本实【shí】现【xiàn】清洁能【néng】源转型。
建议根【gēn】据2017年首批风电无补贴试点实施效果，“十三五【wǔ】”期间【jiān】持【chí】续【xù】实施风【fēng】电无补贴试点，扩大试点范围和规模，适时【shí】开展光伏发电无补贴试点。推行【háng】以竞争【zhēng】机制【zhì】降【jiàng】低陆上风电、光伏发电【diàn】开【kāi】发【fā】成【chéng】本【běn】，通过电价或【huò】补贴水平招标选择项目业【yè】主，消【xiāo】除【chú】地方性的不合理费用，消除政策实【shí】施障【zhàng】碍。根据无补【bǔ】贴试点和竞争电价【jià】情【qíng】况，及时调整电价【jià】和补贴退坡幅度，实现2020年风电与当地燃煤发电【diàn】同平台竞争、光伏发【fā】电电价水【shuǐ】平在2015年基【jī】础上下降50%以上以及在用电侧实现平价上网的【de】目标。
2规范政策实施，消除可再生能源发电非技术成本
风、光等【děng】可再【zài】生能源作为清洁和运营【yíng】期零碳的【de】能源，在目前化石能【néng】源开采和利用、碳排放【fàng】和污染物排放等负外部性【xìng】未能完全纳入成本的情【qíng】况【kuàng】下，应【yīng】该得到【dào】差【chà】别化【huà】的电价政策支持。但另一方【fāng】面，不能【néng】因为可再生能源发电得到【dào】了国家政策支【zhī】持【chí】，各个方面就【jiù】将其【qí】视为“唐僧肉”，必【bì】须规范【fàn】实【shí】施【shī】政策，消【xiāo】除附加在【zài】可再【zài】生能源发电成本上的不【bú】合理因素，降低非技术成本。
一【yī】是【shì】降低并网成本，严格按照【zhào】《可再生能源法【fǎ】》和相关规定，划分开发企业【yè】和电网企业投资【zī】责任。
二【èr】是【shì】降低用地成本，严格执行【háng】国务院《促【cù】进【jìn】光伏产业健康发展的若【ruò】干意见》等国家【jiā】有【yǒu】关政策规定，结合【hé】可再生【shēng】能源土地【dì】使用的特殊性，细化土地使【shǐ】用政策，明确土地使【shǐ】用类【lèi】别【bié】以及【jí】相应的征地补偿、年使用【yòng】费用标【biāo】准，并【bìng】规范执行、加强监管。
三是严【yán】格【gé】禁止地方性【xìng】不【bú】合理附加费用，如不能【néng】将可再生能源项目本体投资外【wài】的附加投资强加给开发企业，在与矿山【shān】等废弃土地治【zhì】理的可再生能源发电项目中，土地【dì】预处理及费【fèi】用等【děng】需要在【zài】项【xiàng】目开发之前解【jiě】决，不应由【yóu】开发企【qǐ】业【yè】承担。
四是积极采取措施，逐【zhú】步减【jiǎn】少弃风弃光比例和【hé】缩小弃风弃光【guāng】范围，切实落实可再生能源全额保【bǎo】障性收【shōu】购制度【dù】。对最低【dī】保障【zhàng】性小【xiǎo】时数以内的电量，电网企业【yè】必【bì】须全【quán】额【é】全【quán】价收【shōu】购;保障性小【xiǎo】时数以内的【de】限电电量，应要求电网企业【yè】“照付不议”支【zhī】付电费。五是尽快解决可【kě】再生【shēng】能源电价补贴【tiē】拖【tuō】欠问题。
3创新实施适合可再生能源发展的政策机制
一是结【jié】合电力体制改革，落实和做好【hǎo】分布式【shì】可再生能源参与【yǔ】市场化交易试点工【gōng】作;
二是创新【xīn】信贷【dài】政策，克服融资【zī】障碍，解决民【mín】营开发【fā】企业和【hé】分布式可再生【shēng】能源开发项【xiàng】目实【shí】际贷款利率偏高问题。降低融资成本，通【tōng】过增信方式【shì】降【jiàng】低分布式可再生【shēng】能源项【xiàng】目融【róng】资成本，采取绿色金融【róng】和项目股权债权融资等方式降【jiàng】低【dī】大【dà】型电【diàn】站融资成本。
三是【shì】实施税收政策。如在经济较为发达的东【dōng】中部，探索【suǒ】实施可再生能源发电所得税减免或【huò】税收返还，明【míng】确光伏发【fā】电50%即【jí】征【zhēng】即退增值【zhí】税政策【cè】为【wéi】长效政策。
四是尽快推【tuī】出可再生能源【yuán】电【diàn】力配额制和【hé】绿色证【zhèng】书强【qiáng】制交【jiāo】易，近期缓【huǎn】解、中期最【zuì】终解决可【kě】再生能【néng】源补贴资金缺口【kǒu】以及【jí】限电问题，保障可再生能源【yuán】电价与成本同步下降并尽快实现补贴政策退出。
