: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(jìn)步、產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展、應(yīng)用規(guī)模持續(xù)擴(kuò)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(jià)機(jī)制，向推進(jìn)其參與市場競爭的拍賣招標(biāo)、溢價(jià)補(bǔ)貼、綠色電力證書等多樣化機(jī)制轉(zhuǎn)變。
2014年以來，招標(biāo)機(jī)制確定可再生能源上網(wǎng)電價(jià)為越來越多的國家和地區(qū)采用，其實(shí)施帶動了風(fēng)電、太陽能發(fā)電成本和電價(jià)的大幅度下降，部分國家的可再生能源招標(biāo)電價(jià)與常規(guī)能源發(fā)電相比已經(jīng)具備了經(jīng)濟(jì)性和市場競爭力。我國在2015～2017年通過光伏領(lǐng)跑基地進(jìn)行光伏發(fā)電電價(jià)和開發(fā)企業(yè)招標(biāo)，2017年又實(shí)施首批13個風(fēng)電項(xiàng)目的平價(jià)上網(wǎng)(即零電價(jià)補(bǔ)貼)示范，但與國際水平相比，國內(nèi)成本和電價(jià)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(biāo)電價(jià)水平，從資源條件、投資運(yùn)行費(fèi)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(jià)的措施建議。
一、國內(nèi)外可再生能源發(fā)電招標(biāo)進(jìn)展和電價(jià)水平情況
2017年，全球40多個國家實(shí)施了可再生能源發(fā)電招標(biāo)機(jī)制。分技術(shù)看，光伏發(fā)電招標(biāo)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(biāo)電價(jià)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(jià)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(xiàng)目招標(biāo)電價(jià)2.42美分/千瓦時，考慮夏季獎勵電價(jià)后實(shí)際電價(jià)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(xiàng)目最低競標(biāo)電價(jià)達(dá)到1.786美分/千瓦時。
2017年，印度招標(biāo)電價(jià)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(biāo)電價(jià)在5.5美分/千瓦時左右；智利中標(biāo)電價(jià)達(dá)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(biāo)電價(jià)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(xiàng)目實(shí)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(jià)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(biāo)方式電價(jià)也有顯著下降。德國光伏發(fā)電平均中標(biāo)電價(jià)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(jià)格。
我國自2015年開始對光伏領(lǐng)跑基地實(shí)施招標(biāo)確定項(xiàng)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(shí)施項(xiàng)目招標(biāo)確定開發(fā)企業(yè)和上網(wǎng)電價(jià)。當(dāng)年第二批光伏領(lǐng)跑基地項(xiàng)目的電價(jià)有顯著下降，普遍低于同地區(qū)光伏發(fā)電標(biāo)桿電價(jià)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(jià)達(dá)到0.45元/千瓦時。光伏發(fā)電標(biāo)桿電價(jià)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(biāo)電價(jià)還是標(biāo)桿電價(jià)，我國光伏發(fā)電電價(jià)水平均高于大部分國家的招標(biāo)電價(jià)。
(二)光熱發(fā)電
2017年，國際光熱發(fā)電的招標(biāo)電價(jià)也進(jìn)入了快速下行軌道。6月和9月，沙特阿拉伯電力工程公司(ACWA Power)、上海電氣和美國亮源組成的聯(lián)合體中標(biāo)迪拜20萬千瓦和70萬千瓦塔式光熱發(fā)電項(xiàng)目，電價(jià)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(jià)格中標(biāo)南澳15萬千瓦光熱發(fā)電項(xiàng)目，10月又以低于5美分/千瓦時的電價(jià)中標(biāo)智利光熱發(fā)電項(xiàng)目。我國在2016年啟動了首批20個光熱發(fā)電示范項(xiàng)目，總裝機(jī)134.5萬千瓦，通過競爭配置確定的統(tǒng)一的示范項(xiàng)目電價(jià)為1.15元/千瓦時。
(三)陸上風(fēng)電
巴西自2009年實(shí)施競標(biāo)機(jī)制，2014年陸上風(fēng)電招標(biāo)電價(jià)就達(dá)到5.6美分/千瓦時，其后繼續(xù)下降。2017年，智利風(fēng)電招標(biāo)電價(jià)達(dá)到4.52美分/千瓦且低于同期招標(biāo)的氣電、煤電、水電。秘魯風(fēng)電招標(biāo)電價(jià)為3.7美分/千瓦時，低于同期招標(biāo)的水電(4.6美分/千瓦時)。此外，美國風(fēng)電PPA價(jià)格也低至2美分/千瓦時，大部分項(xiàng)目在3美分/千瓦時左右；加拿大和墨西哥的最低電價(jià)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(xiàng)目的招標(biāo)電價(jià)為4.1美分/千瓦時。我國對風(fēng)電實(shí)施標(biāo)桿電價(jià)政策，2017年電價(jià)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(shí)施首批13個風(fēng)電項(xiàng)目的平價(jià)上網(wǎng)(即零電價(jià)補(bǔ)貼)示范，但與國際水平相比，總體上國內(nèi)成本和電價(jià)水平偏高。
(四)海上風(fēng)電
國際海上風(fēng)電成本和電價(jià)下降迅速。2017年，英國批準(zhǔn)的將于2022～2023年并網(wǎng)發(fā)電的海上風(fēng)電電價(jià)為0.0575英鎊/千瓦時，且2017年英國新并網(wǎng)海上風(fēng)電電價(jià)已經(jīng)低于核電。2016年11月，瑞典能源企業(yè)Vattenfall Vindkraft A/S中標(biāo)丹麥海上風(fēng)電項(xiàng)目，電價(jià)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(jià)。
2017年4月，德國對4個總裝機(jī)為149萬千瓦的海上風(fēng)電項(xiàng)目進(jìn)行招標(biāo)，丹麥東能源公司(DONG Energy)和德國EnBW公司以最低投標(biāo)價(jià)中標(biāo)，其中東能源的投標(biāo)價(jià)為0，即項(xiàng)目無電價(jià)補(bǔ)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(biāo)桿電價(jià)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(jià)差異的主要因素分析
比較上述電價(jià)水平，可以看出，我國可再生能源電價(jià)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(xiàng)目的平準(zhǔn)化成本及構(gòu)成。通過對比分析，影響可再生能源發(fā)電項(xiàng)目成本和造成國內(nèi)外電價(jià)差異的因素主要在以下幾個方面。
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(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(xiàng)目成本和電價(jià)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(xiàng)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(dá)20%～30%。
德國近海風(fēng)電項(xiàng)目的單位千瓦投資、年單位千瓦運(yùn)維費(fèi)分別是我國東部沿海地區(qū)近海風(fēng)電項(xiàng)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(xiàng)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(jià)格、土地成本以及人工費(fèi)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(biāo)項(xiàng)目約10%。以阿聯(lián)酋光伏發(fā)電項(xiàng)目為例，其招標(biāo)電價(jià)創(chuàng)下了低于3美分/千瓦時的2016年世界紀(jì)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(xiàng)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(xiàng)目規(guī)模大(單體項(xiàng)目裝機(jī)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(jià)，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(jià)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(xiàng)目成本和價(jià)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(zhǔn)化成本越低，目前國外項(xiàng)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(biāo)桿電價(jià)的執(zhí)行期限一般為20年，購電協(xié)議或電價(jià)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(xiàng)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(xiàng)目年貸款利率普遍在2.5%以內(nèi)，相應(yīng)的光伏發(fā)電財(cái)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(cái)務(wù)成本達(dá)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(diǎn)，則可再生能源企業(yè)的財(cái)務(wù)成本可下降1/4左右;若進(jìn)一步下降至國際上2.5%左右的水平，則相應(yīng)的財(cái)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(biāo)項(xiàng)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(biāo)項(xiàng)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(xiàng)稅負(fù)合計(jì)0.08～0.09元/千瓦時。
目前我國對光伏發(fā)電實(shí)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(fù)也至少為0.06元/千瓦時，仍相對偏高。
四是土地費(fèi)用。目前國際上除阿布扎比招標(biāo)項(xiàng)目免收土地使用費(fèi)外，很多國家的土地費(fèi)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(fèi)(按400元/畝年考慮)加上初始征地和植被補(bǔ)償費(fèi)用后可達(dá)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(fèi)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(fèi)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(xiàng)目支付的并網(wǎng)費(fèi)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(fèi)用占總投資的5%左右。若嚴(yán)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(jià)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(jià)差異的各項(xiàng)因素中，初始投資、運(yùn)行費(fèi)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(xiàng)目按實(shí)際條件測算的電價(jià)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(yùn)維水平、阿布扎比項(xiàng)目的政策條件進(jìn)行測算，相應(yīng)的電價(jià)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(shí)降低國內(nèi)可再生能源發(fā)電的成本和電價(jià)，需要重點(diǎn)從兩個方面入手:一是持續(xù)以技術(shù)進(jìn)步和產(chǎn)業(yè)升級推進(jìn)成本下降;二是實(shí)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(fèi)用，清除不合理政策。具體政策措施建議如下。
(一)持續(xù)實(shí)施競爭機(jī)制，推動技術(shù)進(jìn)步與產(chǎn)業(yè)升級
對技術(shù)成熟和實(shí)現(xiàn)規(guī)?；l(fā)展的可再生能源技術(shù)采用競爭招標(biāo)機(jī)制是國際趨勢，我國采用競爭招標(biāo)機(jī)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(dá)成國家2020年和2030年非化石能源發(fā)展目標(biāo)。通過招標(biāo)可以了解成本和價(jià)格需求，推進(jìn)技術(shù)進(jìn)步、產(chǎn)業(yè)升級、降低成本，以更低的成本實(shí)現(xiàn)清潔能源轉(zhuǎn)型。
建議根據(jù)2017年首批風(fēng)電無補(bǔ)貼試點(diǎn)實(shí)施效果，“十三五”期間持續(xù)實(shí)施風(fēng)電無補(bǔ)貼試點(diǎn)，擴(kuò)大試點(diǎn)范圍和規(guī)模，適時開展光伏發(fā)電無補(bǔ)貼試點(diǎn)。推行以競爭機(jī)制降低陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)成本，通過電價(jià)或補(bǔ)貼水平招標(biāo)選擇項(xiàng)目業(yè)主，消除地方性的不合理費(fèi)用，消除政策實(shí)施障礙。根據(jù)無補(bǔ)貼試點(diǎn)和競爭電價(jià)情況，及時調(diào)整電價(jià)和補(bǔ)貼退坡幅度，實(shí)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(jià)水平在2015年基礎(chǔ)上下降50%以上以及在用電側(cè)實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)的目標(biāo)。
(二)規(guī)范政策實(shí)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(yùn)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(fù)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(jià)政策支持。但另一方面，不能因?yàn)榭稍偕茉窗l(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(shí)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(yán)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(yán)格執(zhí)行國務(wù)院《促進(jìn)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(xì)化土地使用政策，明確土地使用類別以及相應(yīng)的征地補(bǔ)償、年使用費(fèi)用標(biāo)準(zhǔn)，并規(guī)范執(zhí)行、加強(qiáng)監(jiān)管。
三是嚴(yán)格禁止地方性不合理附加費(fèi)用，如不能將可再生能源項(xiàng)目本體投資外的附加投資強(qiáng)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(xiàng)目中，土地預(yù)處理及費(fèi)用等需要在項(xiàng)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(shí)落實(shí)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(jià)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(fèi)。
五是盡快解決可再生能源電價(jià)補(bǔ)貼拖欠問題。
(三)創(chuàng)新實(shí)施適合可再生能源發(fā)展的政策機(jī)制
一是結(jié)合電力體制改革，落實(shí)和做好分布式可再生能源參與市場化交易試點(diǎn)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(xiàng)目實(shí)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(xiàng)目融資成本，采取綠色金融和項(xiàng)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(shí)施稅收政策。如在經(jīng)濟(jì)較為發(fā)達(dá)的東中部，探索實(shí)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(qiáng)制交易，近期緩解、中期最終解決可再生能源補(bǔ)貼資金缺口以及限電問題，保障可再生能源電價(jià)與成本同步下降并盡快實(shí)現(xiàn)補(bǔ)貼政策退出。
丹麥能源機(jī)構(gòu)Energystyrelsen在9月底發(fā)起的風(fēng)能-太陽能聯(lián)合拍賣已結(jié)束。此次拍賣共分配了約269兆瓦容量，平均中標(biāo)價(jià)為€0.031/kWh。
Energystyrelsen收到了17份項(xiàng)目投標(biāo)書，其中風(fēng)能260MW，光伏280MW。該機(jī)構(gòu)最終選擇了總計(jì)165MW的三個風(fēng)能項(xiàng)目和總計(jì)104MW的太陽能電站項(xiàng)目。中標(biāo)項(xiàng)目必須在簽訂合同后的兩年內(nèi)完成，它們將獲得20年期的PPA。
Energystyrelsen 表示，“中標(biāo)項(xiàng)目的加權(quán)平均價(jià)格溢價(jià)為每千瓦時0.0228丹麥克朗（約合0.31歐元）”，但沒有詳細(xì)提供風(fēng)能和太陽能各自的平均中標(biāo)價(jià)。而設(shè)定的最高投標(biāo)價(jià)為每千瓦時0.13丹麥克朗(DKK)。
此輪招標(biāo)的預(yù)算為DKK2.54億（約合3,870萬美元），而明年的招標(biāo)預(yù)算總額為DKK8.42億。2020-2024間該國政府還將增加42億丹麥克朗的預(yù)算。
此外，丹麥還制定了針對規(guī)模在1兆瓦及以下項(xiàng)目的特定招標(biāo)方案，以支持商業(yè)和工業(yè)光伏領(lǐng)域。在今年11月中旬完成的首次招標(biāo)中，共有19兆瓦容量的19個項(xiàng)目被分配給了8個開發(fā)商。
丹麥政府希望能通過這些新機(jī)制，將對可再生能源的直接補(bǔ)貼從DKK0.22/kWh下降至DKK0.10/kWh。去年夏季，丹麥政府提出了建立風(fēng)能和太陽能聯(lián)合拍賣的方案，并在8月中旬獲得了歐盟委員會的批準(zhǔn)。
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