前言
近年来，全球风【fēng】电、太【tài】阳能发电等可再生能源技【jì】术不断进步【bù】、产业【yè】快【kuài】速发展【zhǎn】、应用【yòng】规模持续【xù】扩大，使【shǐ】可再生能【néng】源【yuán】发电【diàn】成本显【xiǎn】著【zhe】下降。可再生能【néng】源发电支持政策【cè】也从高保障性的固定上网电【diàn】价机制【zhì】，向推进其参与市场竞争的【de】拍卖招标、溢价补贴、绿色电力【lì】证书等多样化机制转变。
2014年【nián】以来，招标【biāo】机【jī】制确定【dìng】可再生能源上网电价为越【yuè】来越【yuè】多的国家【jiā】和地区采用，其实施带动了风电、太阳能发电成本和电价【jià】的大【dà】幅度下降，部分国家【jiā】的可【kě】再生能源招【zhāo】标【biāo】电价与常规能【néng】源发电【diàn】相比已经具备【bèi】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【fā】企业【yè】招【zhāo】标，2017年【nián】又实施首批13个风电项【xiàng】目的平【píng】价上【shàng】网(即【jí】零电价补贴)示【shì】范，但与国际水平相比，国内成本和【hé】电价水平相对偏高。本【běn】文总结对【duì】比了【le】近两年【nián】国内【nèi】外可【kě】再生能【néng】源招标电价水平，从资源条件、投【tóu】资运行费用、税收金融政策等方【fāng】面【miàn】分析了影【yǐng】响可再生能源成本的主【zhǔ】要因【yīn】素，提出降低成本和电价的【de】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【guó】家实【shí】施了可再生能【néng】源发电招标【biāo】机制。分技术看，光伏【fú】发电【diàn】招标应用的国【guó】家最多，其次【cì】是陆上风【fēng】电、海上【shàng】风电、光热发电等。
加
1光伏发电
光伏【fú】发电招标【biāo】电价【jià】近年来屡创新低【dī】，在【zài】一些太阳能资源丰富的国家如智【zhì】利、印度【dù】等，光伏【fú】发电【diàn】已成为所有新建电源中电价最【zuì】低的电源。
2016年【nián】底，阿联酋阿布扎比117万千瓦的光【guāng】伏发电项目招标电价【jià】2.42美【měi】分/千瓦时，考虑夏【xià】季奖励电价后【hòu】实际【jì】电价为2.92美分/千瓦【wǎ】时，为当年【nián】全【quán】球最低【dī】。
2017年10月，沙特阿【ā】拉伯30万千瓦光伏发电项目最【zuì】低竞标电价达到【dào】1.786美【měi】分/千【qiān】瓦时。
2017年，印度招标电价最低为3.8美【měi】分/千瓦时，普遍在4～5美分/千【qiān】瓦时【shí】。
美【měi】洲地【dì】区，阿【ā】根廷中标电价在5.5美分/千瓦【wǎ】时左右;智利【lì】中标电价达到2.91美分/千瓦时【shí】;墨西哥由于有可再生【shēng】能【néng】源绿色电力证书政策，2017年11月，中标电价低【dī】至【zhì】1.77美分/千瓦时【shí】，即【jí】使【shǐ】加上可再生能【néng】源绿色电力证书收益(约3美分【fèn】/千瓦时)，光【guāng】伏【fú】发【fā】电【diàn】项目实【shí】际收益【yì】也【yě】仅折合人【rén】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【zuǒ】右。
欧洲太阳能【néng】资源条【tiáo】件一【yī】般【bān】，但通过招标方式电价也有显著【zhe】下降。德【dé】国光伏发电【diàn】平均中标电价从2015年4月第一轮的9.10欧分/千瓦时，逐步【bù】下【xià】降【jiàng】至2017年10月第九轮的【de】4.91欧分/千瓦时，这一水平已【yǐ】经低【dī】于德国电网【wǎng】平均购电价格【gé】。
我国【guó】自2015年开始对光伏【fú】领跑基地实施【shī】招标确【què】定项【xiàng】目开【kāi】发企业，自2016年对普通光伏电站和【hé】光伏领跑【pǎo】基金全面实施项目招标【biāo】确定开发企业和上网电价。当年第二批【pī】光伏领跑基【jī】地项目的【de】电价【jià】有显【xiǎn】著下降，普遍低于同地区光伏【fú】发电标杆电【diàn】价【jià】15%～35%，大部分在0.50～0.75元【yuán】/千瓦时(折合7.5～11.5美分/千瓦时)，最【zuì】低价达到0.45元/千瓦时。光【guāng】伏发电标杆电价近几年也呈【chéng】现逐年下【xià】降趋势，年降幅在【zài】0.1元【yuán】/千瓦时左右，2017年【nián】为0.65～0.85元【yuán】/千瓦时(折【shé】合10～13美分/千瓦时)。无论【lùn】是招标电价还是标杆电价，我【wǒ】国【guó】光伏【fú】发电电【diàn】价【jià】水平均高于大部分国家的招标电【diàn】价【jià】。
2光热发电
2017年，国【guó】际光热【rè】发电的【de】招标电价也进入了快【kuài】速下行轨道。6月和9月，沙特阿【ā】拉伯电力工【gōng】程【chéng】公司(ACWAPower)、上海电【diàn】气和美国亮源组成的联合体中标迪拜【bài】20万千瓦和70万千瓦塔式光热发【fā】电项目，电【diàn】价【jià】分【fèn】别【bié】为9.45美分/千【qiān】瓦【wǎ】时和7.3美分/千瓦【wǎ】时;美国SolarReserve公【gōng】司8月以6美分/千瓦时的【de】价格中标【biāo】南澳15万千瓦光热发电项目，10月又以低于【yú】5美分【fèn】/千瓦时的电价中标智利光热发电项目【mù】。我国在2016年启动了首批20个光热【rè】发【fā】电示范项目【mù】，总装【zhuāng】机134.5万千瓦，通过竞【jìng】争配【pèi】置确【què】定的统一的示范项目电价为1.15元【yuán】/千瓦时【shí】。
3陆上风电
巴西自2009年实【shí】施竞标机制，2014年【nián】陆上风电【diàn】招标【biāo】电价就达到5.6美分/千【qiān】瓦时【shí】，其后【hòu】继续下降。
2017年【nián】，智利风电招标电【diàn】价达到4.52美分/千瓦且【qiě】低于同期招标的气电、煤电、水【shuǐ】电。
秘鲁风电【diàn】招标电价为【wéi】3.7美分【fèn】/千瓦时，低【dī】于同期招标的水【shuǐ】电(4.6美分【fèn】/千瓦时)。
此外，美【měi】国风电PPA价格也低至2美分/千瓦时，大部【bù】分【fèn】项目在3美分/千瓦时左右【yòu】;加拿【ná】大和【hé】墨西哥的最低电价分别为【wéi】6.6美【měi】分【fèn】/千瓦时【shí】和3.62美分/千瓦时。
2017年10月【yuè】，印度【dù】100万千【qiān】瓦【wǎ】风电【diàn】项目的招标电价【jià】为【wéi】4.1美分/千瓦时。我国对风【fēng】电实施标杆电价【jià】政策，2017年【nián】电价水平为0.47～0.60元【yuán】/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【gè】风电项目【mù】的平价上网(即零电价【jià】补贴【tiē】)示范，但与国际【jì】水平相比，总体上【shàng】国内成【chéng】本和电【diàn】价水平偏高。
4海上风电
国【guó】际海上风电成本和电价下【xià】降迅速。2017年，英【yīng】国批准的【de】将于2022～2023年并网发电的海上【shàng】风电电价为0.0575英镑/千瓦时，且2017年英国新并网海上风【fēng】电电价已经低于【yú】核电【diàn】。2016年11月，瑞典能源企业VattenfallVindkraftA/S中标丹【dān】麦海上风电项【xiàng】目，电价【jià】0.372丹【dān】麦克朗/千【qiān】瓦时【shí】(折【shé】合5.39美分/千瓦时)，成为截至当时【shí】全球海上风【fēng】电【diàn】最低电价。
2017年4月，德国对4个总装机为149万千瓦的海【hǎi】上风电【diàn】项目【mù】进行招标，丹麦【mài】东能源公司(DONG Energy)和【hé】德国【guó】EnBW公司以最低投标价中标，其中东能源的投标价【jià】为0，即项【xiàng】目【mù】无电价补贴【tiē】，收益仅来自于电力市场【chǎng】售电【diàn】。我国目前潮间带风电【diàn】和【hé】近【jìn】海风电的【de】标杆电【diàn】价【jià】水平【píng】分别为0.75元/千【qiān】瓦时和0.85元/千瓦【wǎ】时(折合11.5～13美分/千【qiān】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【shuǐ】平，可以看出，我【wǒ】国可再生能源电价【jià】与【yǔ】国际相比整体上处于偏高水【shuǐ】平。表1列出了根据调研数据测算的国内【nèi】外【wài】部【bù】分光【guāng】伏发【fā】电和海上风电项目的【de】平准化成本及构成。通【tōng】过对比分析，影【yǐng】响【xiǎng】可再生能源发【fā】电项目成本【běn】和造成【chéng】国内外【wài】电【diàn】价差异的因【yīn】素主要在以下几个方面。
1资源条件
天然资源【yuán】条件是影响风光等可再生能源发电项目成本【běn】和电价的最基本因素，也是无【wú】法改变的基【jī】本条【tiáo】件。根据表1，阿根【gēn】廷光伏发电项目【mù】年太阳能总【zǒng】辐射量约2350千瓦时/平方【fāng】米【mǐ】，是我国I类太阳能资源区【qū】的1.25倍，资【zī】源【yuán】条【tiáo】件带【dài】来【lái】的成本差距【jù】达20%～30%。德国近海风电项【xiàng】目的单位千瓦投资、年【nián】单【dān】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【diàn】年【nián】等效利用小时数是后者的1.9倍【bèi】，最终使【shǐ】两个并网时【shí】间相差三年的项【xiàng】目的度电【diàn】成【chéng】本相差不大【dà】。
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【nián】国【guó】内光伏发电和风电的【de】初始【shǐ】投【tóu】资水平在6500元/千瓦和7200元/千【qiān】瓦左右，高于【yú】国外招标项目约10%。
以阿联酋【qiú】光【guāng】伏发电项目为例，其招标电价创【chuàng】下了低于【yú】3美分/千瓦时的2016年【nián】世界【jiè】纪录【lù】，其中一【yī】个【gè】关键因【yīn】素就是单位总投资折合人民币低于5000元【yuán】/千瓦。阿联酋项【xiàng】目【mù】预期并网发电时间为【wéi】2019年上半年，而2017年欧洲光伏发电【diàn】单位投资【zī】水平已经折合人民币【bì】5000～5500元/千瓦，在未【wèi】来一年多的时间【jiān】内投资【zī】水平还有【yǒu】可能下降，再加上【shàng】阿联酋项目规模大【dà】(单体项目装【zhuāng】机117万千瓦)，因此【cǐ】低于【yú】5000元/千瓦的初始投资水平是可行的【de】。
降低初始投资可以【yǐ】有效降低发电成【chéng】本和电价，仅按【àn】照国内【nèi】现有的政【zhèng】策条件，若光伏发电单位初始投资从目【mù】前的【de】6500元/千瓦【wǎ】降低到5000元【yuán】/千瓦，我【wǒ】国I类【lèi】地区【qū】的光伏发电电价【jià】可【kě】以【yǐ】由目前的0.55元/千【qiān】瓦时【shí】降至0.43元/千瓦时。
3政策
政策对可再生能源发电项【xiàng】目成本和【hé】价格的影【yǐng】响最【zuì】大，具体包括购【gòu】电协议【yì】、贷款、税【shuì】收、土地、并【bìng】网等政策。
一是购电【diàn】协议期限。通常【cháng】购电协议期限越【yuè】长，平准化成本【běn】越低【dī】，目前国外【wài】项目的购电协【xié】议期限【xiàn】为15年至25年不等，我国可【kě】再生能源标杆电价的执行期限一般【bān】为20年，购电协议或【huò】电价【jià】政【zhèng】策执【zhí】行期【qī】限带来的国内外成【chéng】本差距相对较小。
二是贷款利率【lǜ】。贷款【kuǎn】利率对【duì】项目成本【běn】影响【xiǎng】较【jiào】大，墨西【xī】哥、阿联酋、阿【ā】根廷以【yǐ】及【jí】欧洲【zhōu】一些国家的可再生能源项目年贷款【kuǎn】利率普遍在2.5%以【yǐ】内，相应的光伏发电财【cái】务成本【běn】折合人民币0.03～0.05元/千瓦时【shí】。而【ér】我国【guó】目【mù】前15年长期贷款年利率为4.9%，由此带来的财务【wù】成本【běn】达10分【fèn】/千瓦【wǎ】时以上。若我国15年长期贷款【kuǎn】的年【nián】利【lì】率在4.9%的【de】基础上下调【diào】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【yòu】;若进一步【bù】下降至【zhì】国际上【shàng】2.5%左右的水【shuǐ】平，则相应的财务【wù】成本可以控制在【zài】0.05元/千瓦时左右。
三是税收【shōu】政策。以光伏发电为例，国际上招标项目的税收水平折【shé】合人民币0.02～0.05元【yuán】/千【qiān】瓦时，阿【ā】布扎【zhā】比招标项目更是【shì】完全免税，而【ér】目【mù】前我【wǒ】国【guó】企业需【xū】缴纳17%的增值【zhí】税、10%的增值税附加以及25%的企业【yè】所【suǒ】得税(可再【zài】生能源发【fā】电可享受【shòu】“三免三减半”所得税优惠)，发电【diàn】成本中各项税负合【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%即征即退政策，但这一优惠政策将于2018年底到【dào】期【qī】，即使【shǐ】考【kǎo】虑政策【cè】可延续【xù】，各类税负也至少【shǎo】为0.06元/千【qiān】瓦时，仍【réng】相对偏高。
四是土【tǔ】地费用。目【mù】前国际上除阿【ā】布扎比招标项目免【miǎn】收土地【dì】使用费外【wài】，很多【duō】国【guó】家的土【tǔ】地费用折合成本大多在人民币0.01元/千瓦时左右【yòu】，而【ér】我国的年土地使【shǐ】用费(按400元/亩年【nián】考虑【lǜ】)加【jiā】上初始征地和植被补偿费【fèi】用后可达0.02～0.03元/千瓦时【shí】，个【gè】别地区高至【zhì】0.05元【yuán】/千瓦时。土地使用费用对可再生能源发【fā】电成本【běn】影【yǐng】响较【jiào】大。若【ruò】光伏发电年土地使用费由400元/亩年降至200元/亩【mǔ】年【nián】，我【wǒ】国【guó】I类【lèi】地区光伏发电度电成【chéng】本可下降【jiàng】至少0.01元【yuán】/千瓦时。
五是【shì】并【bìng】网【wǎng】政【zhèng】策。国际上可再生能源发电项目支付的并网费【fèi】用在总投资中的占比约为1%～3%，而我国【guó】需要支付的并【bìng】网费用【yòng】占总投资的5%左右。若严【yán】格执【zhí】行《可【kě】再【zài】生能源【yuán】法》和【hé】相关法规，清楚地划分可再生【shēng】能源开发【fā】企业【yè】和电网企【qǐ】业的【de】投资责任，则【zé】我国可再生能【néng】源【yuán】发电的度电成本和电价可降低0.01～0.02元【yuán】/千瓦时。
整体上看，在影响可【kě】再生【shēng】能源发电【diàn】成【chéng】本和造【zào】成国内外电价差异的【de】各项【xiàng】因素中，初始投资、运行【háng】费用、购电协【xié】议期限等带来的【de】差别不大【dà】，客【kè】观上的自然资源条件【jiàn】差异对发电成本造成了一定【dìng】的【de】影响，而贷款、税收【shōu】、土地、并网等【děng】方面的支持政【zhèng】策【cè】才是降低成本【běn】空间的主要因素。以光伏发电为例【lì】，阿布扎比和我国I类地区【qū】典型【xíng】项目【mù】按【àn】实际条件测算的【de】电价折合【hé】人民币分别为0.20元【yuán】/千【qiān】瓦时、0.55元【yuán】/千瓦时，但若按【àn】我国I类地区的太阳能资【zī】源条件、2017年国内光伏发电投【tóu】资和运维【wéi】水平、阿布【bù】扎比项目的政【zhèng】策条件进行测算【suàn】，相应的电价则【zé】仅为0.31元/千瓦时。
三、降低可再生能源发电成本政策措施建议
为切实降【jiàng】低国【guó】内【nèi】可再生能源发电的成本和【hé】电价，需要重点【diǎn】从两个方面入手:一【yī】是持续以技【jì】术进步和产业升级推【tuī】进成本下降;二是【shì】实施【shī】与【yǔ】可再生能源【yuán】发展相适应【yīng】的政策，尽快消除附加在【zài】可再生能源发电【diàn】上的不合理费【fèi】用，清除【chú】不合【hé】理政策【cè】。具体政策措施建议如【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【chéng】熟和实现规【guī】模化发展【zhǎn】的可再生能源技术采用竞【jìng】争【zhēng】招标机制是国际趋势，我国采用【yòng】竞争【zhēng】招标机制有利【lì】于【yú】稳【wěn】定可再生能源【yuán】的【de】发展节奏、优化【huà】布局、达成国家2020年【nián】和2030年【nián】非化石能源【yuán】发展目标。通【tōng】过招【zhāo】标可以了【le】解【jiě】成本和价格需求，推进技术【shù】进步、产业升级、降低成本，以更低的【de】成本实现清洁能【néng】源转型【xíng】。
建【jiàn】议根据【jù】2017年首批风电无补贴试【shì】点实【shí】施【shī】效果【guǒ】，“十三五”期间【jiān】持【chí】续实施风电无补贴试点，扩大【dà】试点范【fàn】围【wéi】和规模，适时开【kāi】展光伏发电【diàn】无【wú】补贴试点。推行以【yǐ】竞争机制降低【dī】陆上风电、光伏发【fā】电开发成本【běn】，通【tōng】过电价或【huò】补贴水平招标选择项目业主，消除地方性【xìng】的【de】不合理费用，消除【chú】政策【cè】实施障碍。根据无补贴试点和竞争电价情况，及时调整电价【jià】和补贴退坡幅【fú】度，实现2020年风【fēng】电【diàn】与当地【dì】燃煤发电同【tóng】平台竞争、光伏发电电价水平在2015年基础上下降【jiàng】50%以上【shàng】以及在用【yòng】电【diàn】侧实现【xiàn】平价【jià】上网的目标。
2规范政策实施，消除可再生能源发电非技术成本
风、光【guāng】等可再生能源作【zuò】为清洁和运营期零【líng】碳的能源，在目前化石【shí】能源开【kāi】采和【hé】利【lì】用【yòng】、碳排放和污染【rǎn】物排放等负【fù】外部性未能【néng】完全【quán】纳入成本的情况下【xià】，应该得【dé】到差别【bié】化的电价政策支持。但另一方面，不能因【yīn】为可再生能【néng】源发电【diàn】得到【dào】了国家政【zhèng】策【cè】支持，各个方面就将其视为“唐僧【sēng】肉”，必须规范实施政策，消除附加【jiā】在可再生能源发电成本上【shàng】的【de】不合理【lǐ】因素，降低非【fēi】技术成本。
一是降低【dī】并网成本，严格【gé】按照《可再生【shēng】能源【yuán】法》和【hé】相关规定，划分开发企【qǐ】业和电网企业投资责任。
二【èr】是降低用地成本，严格执行国务院《促进光【guāng】伏产【chǎn】业健康发展的若【ruò】干意见》等国家【jiā】有关政策规定，结【jié】合可再生能【néng】源土地【dì】使用的【de】特殊性，细化土【tǔ】地使用政策，明确土地使用类别以及相应的征【zhēng】地【dì】补偿【cháng】、年使用费用标准【zhǔn】，并规【guī】范【fàn】执行、加强监管。
三【sān】是严格禁止【zhǐ】地方性不合理【lǐ】附【fù】加费用，如不能将【jiāng】可再生能源【yuán】项目本体【tǐ】投资外的附加投资【zī】强加给开发企业，在与【yǔ】矿【kuàng】山等废弃【qì】土地治理的可再【zài】生能源【yuán】发电项目中，土地预处理及费用等需要在项【xiàng】目开发之前解决，不应由开【kāi】发企业承担。
四是积极采取【qǔ】措施【shī】，逐步减少【shǎo】弃风弃光比例和缩【suō】小弃风弃光范围，切实落实可再【zài】生能源全额保障性收购制度。对最低【dī】保障性小时【shí】数以内【nèi】的电量【liàng】，电网企业必【bì】须全额【é】全价收购;保障性小【xiǎo】时数以内的限【xiàn】电电量【liàng】，应要求电网【wǎng】企业【yè】“照付不议【yì】”支付电【diàn】费。五【wǔ】是【shì】尽快解【jiě】决可再生能源电价补贴拖欠问【wèn】题。
3创新实施适合可再生能源发展的政策机制
一【yī】是【shì】结合电力【lì】体制改革，落实和做好分布式可再生能源参与市场化交易【yì】试【shì】点工作【zuò】;
二是创新【xīn】信贷政策，克服【fú】融资障碍，解决民营开发【fā】企【qǐ】业和【hé】分布【bù】式可【kě】再生能【néng】源【yuán】开发项目实际贷款【kuǎn】利率偏【piān】高问题。降低【dī】融资成本，通过增【zēng】信方式降低分布式可再【zài】生能源项目融资成【chéng】本【běn】，采取【qǔ】绿色金融和项目【mù】股权债权融资等【děng】方式降低大型电站融资【zī】成本。
三是实【shí】施税收政策。如在【zài】经济较为【wéi】发达的【de】东中【zhōng】部，探索实施可再【zài】生能【néng】源发电【diàn】所得税【shuì】减免或税收返还，明确【què】光伏发电50%即征即退增值税政【zhèng】策为长效政策。
四是尽快推出可再【zài】生【shēng】能源电力配额制和绿【lǜ】色证书【shū】强制交易【yì】，近【jìn】期缓解、中期最终解决可再【zài】生能源补贴资金【jīn】缺口以及限电问题，保障可再生能源电【diàn】价【jià】与成本【běn】同步【bù】下降【jiàng】并尽快实【shí】现补贴【tiē】政策退出。
