前言
近年来，全球风【fēng】电、太阳【yáng】能发电等可【kě】再生能【néng】源【yuán】技术不断进步、产业快速发展【zhǎn】、应【yīng】用【yòng】规模持续扩大，使可再生【shēng】能源发电成本显著【zhe】下降。可再生能源发电支持政策也【yě】从【cóng】高保【bǎo】障【zhàng】性的固【gù】定【dìng】上网电【diàn】价机制，向推进其参与市场竞争【zhēng】的拍卖招标、溢【yì】价补贴、绿色电力证书等多样【yàng】化机制转变。
2014年以来，招标机制确定可【kě】再生能源上网电价为越来越多【duō】的国家【jiā】和地区采用，其实施带动了【le】风电、太阳【yáng】能发电成本和电【diàn】价的大幅度下【xià】降【jiàng】，部【bù】分【fèn】国家的可再生能【néng】源招标电价与【yǔ】常规能源发电【diàn】相【xiàng】比已经具备了经【jīng】济性【xìng】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【kāi】发企业招标【biāo】，2017年又实施首【shǒu】批13个【gè】风电项目的平价上【shàng】网(即【jí】零【líng】电【diàn】价补贴)示范，但与国际水【shuǐ】平相比，国内成本和电价水平相对偏【piān】高。本文总结对比【bǐ】了近两年国内外可再生能源招标电价【jià】水平，从资源【yuán】条件、投【tóu】资【zī】运行费【fèi】用、税收金融政策等方面【miàn】分析【xī】了影响【xiǎng】可再【zài】生【shēng】能源成本的主【zhǔ】要【yào】因素，提出【chū】降低成本和电价【jià】的措施建议【yì】。
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【qiú】40多个国家实施了可再生【shēng】能源发【fā】电【diàn】招【zhāo】标机制【zhì】。分技术看【kàn】，光伏发电【diàn】招标应【yīng】用的国家最多，其次是陆上风电、海【hǎi】上【shàng】风电、光热发电等。
加
1光伏发电
光【guāng】伏发电招标电价近【jìn】年来屡创新低，在一些太【tài】阳能资源丰富【fù】的国【guó】家如【rú】智利、印度【dù】等，光【guāng】伏发电已成为所有新建电源中电价【jià】最低的【de】电源。
2016年底【dǐ】，阿联酋阿【ā】布【bù】扎比117万千瓦的【de】光伏发电项目招标电价2.42美分/千瓦时，考虑夏季奖励【lì】电【diàn】价后实际电价【jià】为2.92美分/千瓦【wǎ】时，为当年【nián】全球最低。
2017年10月，沙特阿拉【lā】伯30万【wàn】千瓦光伏发电项目最低【dī】竞标电价达到1.786美【měi】分/千瓦【wǎ】时。
2017年，印度招标电价最低为3.8美【měi】分【fèn】/千瓦时，普遍在4～5美分/千瓦时【shí】。
美【měi】洲【zhōu】地【dì】区，阿根【gēn】廷中【zhōng】标电价在5.5美分/千瓦时【shí】左右;智利中标电价达到2.91美【měi】分/千瓦时;墨西哥由【yóu】于有可再生能源绿色【sè】电力【lì】证【zhèng】书政策，2017年11月【yuè】，中标电价低【dī】至1.77美分/千瓦时【shí】，即【jí】使加上可再生能源绿色【sè】电力证书收益(约3美分/千瓦时)，光伏【fú】发电项【xiàng】目实际收益也【yě】仅折合人【rén】民【mín】币0.3元【yuán】/千瓦时左【zuǒ】右;美国光伏发电的【de】购电协议(PPA)电价也大多在5美分/千瓦时左右。
欧洲【zhōu】太阳【yáng】能资源条【tiáo】件一般，但【dàn】通过招标【biāo】方式电价也有显著下降。德国光伏发电【diàn】平均中标电价从2015年4月第一轮的9.10欧分/千瓦时【shí】，逐步下降至2017年10月【yuè】第九轮的【de】4.91欧分/千【qiān】瓦【wǎ】时，这一【yī】水平已经低于德国电网平均购【gòu】电【diàn】价格。
我国【guó】自2015年开【kāi】始对光伏领跑基地实施招标确定项【xiàng】目【mù】开发企业【yè】，自2016年对普通光伏电站和【hé】光【guāng】伏领跑基金全面【miàn】实施项目【mù】招标确定开发企业【yè】和上网电价。当年第二批光伏领跑【pǎo】基地项目的电【diàn】价有显著下降，普遍低【dī】于同【tóng】地区光伏【fú】发电标【biāo】杆电【diàn】价【jià】15%～35%，大部分【fèn】在0.50～0.75元/千瓦时(折合7.5～11.5美分/千瓦时)，最【zuì】低价达到0.45元/千【qiān】瓦时。光伏发电【diàn】标杆【gǎn】电价近几年也【yě】呈【chéng】现【xiàn】逐【zhú】年下降趋势，年降幅在0.1元【yuán】/千瓦【wǎ】时左【zuǒ】右，2017年为0.65～0.85元/千瓦时(折合10～13美分/千瓦时)。无论【lùn】是招标电价还是标杆电价，我国光伏【fú】发电【diàn】电价水平均高于大部分国家的招标【biāo】电【diàn】价【jià】。
2光热发电
2017年，国际光热【rè】发【fā】电的招标电价也进入【rù】了快速下行轨道。6月和9月，沙特阿拉伯【bó】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【dí】拜20万千瓦和70万千瓦【wǎ】塔式【shì】光热【rè】发电项目，电价分别为9.45美【měi】分/千瓦时和【hé】7.3美【měi】分/千瓦时;美国SolarReserve公司8月以6美分/千瓦时的价格中标【biāo】南澳15万千瓦光热发【fā】电项【xiàng】目，10月又以低于5美分/千【qiān】瓦时的电价中标智利光热发【fā】电项【xiàng】目。我国【guó】在【zài】2016年启动了首【shǒu】批20个【gè】光【guāng】热发电示范项目，总装机134.5万千瓦【wǎ】，通【tōng】过【guò】竞争配【pèi】置确定【dìng】的【de】统一的【de】示范【fàn】项目电价为1.15元/千瓦时。
3陆上风电
巴【bā】西自2009年实施竞标机制，2014年【nián】陆上风电【diàn】招标电价就【jiù】达到【dào】5.6美【měi】分/千瓦【wǎ】时，其后继续下降。
2017年，智利风电招标【biāo】电价达到4.52美分/千瓦且【qiě】低于同【tóng】期招标的气电、煤【méi】电、水电【diàn】。
秘鲁风电招标电【diàn】价为【wéi】3.7美分/千瓦时，低【dī】于同期【qī】招标【biāo】的水电【diàn】(4.6美分【fèn】/千瓦时)。
此外，美【měi】国风电PPA价格也低【dī】至2美分/千瓦时，大部分项目在3美分/千【qiān】瓦时左右;加拿大和墨西哥的最低【dī】电【diàn】价分别为【wéi】6.6美分/千瓦时和【hé】3.62美分【fèn】/千瓦时【shí】。
2017年【nián】10月，印度【dù】100万千瓦【wǎ】风【fēng】电项目的【de】招标电【diàn】价【jià】为4.1美分/千瓦【wǎ】时。我国对风电实施标杆电价政【zhèng】策，2017年【nián】电价【jià】水平为0.47～0.60元/千瓦时(折合【hé】7～9美分/千【qiān】瓦时)，虽然在2017年6月开始实施首批【pī】13个风电项目的【de】平价上网(即零电价【jià】补【bǔ】贴)示范，但与国际水平相比，总体【tǐ】上国内成本和电价水平偏高【gāo】。
4海上风电
国际海上风电成本【běn】和【hé】电价下【xià】降【jiàng】迅速。2017年【nián】，英国【guó】批准的将于2022～2023年并【bìng】网发电的海【hǎi】上风电【diàn】电价为【wéi】0.0575英镑/千瓦时，且2017年英国新并网海上风电电价已经【jīng】低于核电。2016年11月，瑞典能【néng】源企业VattenfallVindkraftA/S中标丹麦海【hǎi】上【shàng】风电项目，电价【jià】0.372丹【dān】麦克朗/千【qiān】瓦时(折合5.39美分【fèn】/千瓦时)，成为截【jié】至当时全球海【hǎi】上风电最低电价。
2017年4月【yuè】，德国对4个总装机为149万千瓦的【de】海上【shàng】风【fēng】电【diàn】项目进行招标，丹麦东能源【yuán】公【gōng】司(DONG Energy)和【hé】德国EnBW公司以最低投【tóu】标价中标，其中东【dōng】能源的投标价为0，即项目无电价补【bǔ】贴，收益仅来自于电力市场【chǎng】售【shòu】电。我国目前潮间带风电和近海风电的标【biāo】杆电价水平分【fèn】别为0.75元/千瓦时和【hé】0.85元【yuán】/千【qiān】瓦时(折合11.5～13美【měi】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【diàn】价水平，可以看出，我【wǒ】国可再生能源电【diàn】价与国【guó】际相【xiàng】比整【zhěng】体上处于【yú】偏高水平【píng】。表1列出了【le】根据调研数据测算的国内外部分【fèn】光【guāng】伏发【fā】电和海上风电项目的平准化成本【běn】及构【gòu】成。通过对【duì】比分【fèn】析，影响可再生能源发电项目成本和【hé】造成国内外电价差异的因素【sù】主要在【zài】以【yǐ】下几个方【fāng】面。
1资源条件
天【tiān】然资源【yuán】条件【jiàn】是影响风光等可再生能源发【fā】电项目【mù】成本和【hé】电价的最【zuì】基本因【yīn】素【sù】，也是无法改变的基【jī】本条件。根【gēn】据表1，阿根【gēn】廷光伏发电项【xiàng】目年太阳能总辐【fú】射量约【yuē】2350千瓦时/平【píng】方米，是【shì】我【wǒ】国I类太阳能资源【yuán】区的1.25倍，资源条件带来的成本差距达20%～30%。德国近海风【fēng】电项目的单位【wèi】千瓦投资、年单位千瓦运维费分别是我【wǒ】国东部【bù】沿海地区近海风电项【xiàng】目的2.3倍、2.6倍，但前者风电【diàn】年等效利【lì】用小时数是后者【zhě】的1.9倍，最终使两个并网时间相差【chà】三年的项目【mù】的度【dù】电成本【běn】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【nián】下半年国内光伏发【fā】电和风电的初始投资水平在【zài】6500元/千瓦和【hé】7200元/千瓦左右【yòu】，高于国【guó】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【xià】了低于3美分/千瓦时的2016年世【shì】界纪录【lù】，其中【zhōng】一个关键因素就是单位总投【tóu】资折合人【rén】民币低于5000元【yuán】/千瓦。阿联酋项目预期并网发电时【shí】间为2019年【nián】上半年，而【ér】2017年欧洲光【guāng】伏【fú】发【fā】电【diàn】单位【wèi】投【tóu】资水平已经折合【hé】人【rén】民币5000～5500元【yuán】/千瓦，在未来一年多的时间内【nèi】投【tóu】资水平【píng】还有可【kě】能下【xià】降，再加上阿联酋【qiú】项【xiàng】目规模大(单体项目装机117万千瓦)，因此【cǐ】低于5000元【yuán】/千【qiān】瓦的初始【shǐ】投资水平是可行的【de】。
降【jiàng】低初始投资可以有效降低发电成本和【hé】电价，仅【jǐn】按照【zhào】国内现有的【de】政策条件【jiàn】，若【ruò】光伏发【fā】电单位初始投资从目前的6500元/千瓦降低到5000元【yuán】/千瓦，我国I类【lèi】地区的光【guāng】伏发电电【diàn】价可【kě】以由目【mù】前的【de】0.55元/千瓦时降至0.43元/千瓦时。
3政策
政策对可再生【shēng】能源发电【diàn】项目成本和价格的【de】影【yǐng】响最【zuì】大，具体包【bāo】括购电协议、贷款、税收【shōu】、土【tǔ】地、并网等政策。
一【yī】是购电协议期限【xiàn】。通【tōng】常购电协【xié】议期限越长，平准化成本越低，目前国外【wài】项目的购【gòu】电协议期【qī】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【yī】般【bān】为20年，购电协议或电价政【zhèng】策执【zhí】行期【qī】限带来的国【guó】内外成本差距【jù】相对较小。
二是贷款利【lì】率【lǜ】。贷款利率对项【xiàng】目成本影响较大，墨【mò】西【xī】哥、阿联酋【qiú】、阿【ā】根【gēn】廷以及欧洲【zhōu】一【yī】些国家【jiā】的可再生能源项【xiàng】目年【nián】贷款利【lì】率普遍在2.5%以【yǐ】内，相应【yīng】的【de】光伏发电财务成本折合人民【mín】币0.03～0.05元/千瓦时【shí】。而【ér】我国【guó】目前15年长期贷款年利【lì】率【lǜ】为4.9%，由此带来的财务成【chéng】本达10分【fèn】/千瓦时以上【shàng】。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【shēng】能源企业的财务成本可下降1/4左右;若进一步下【xià】降至【zhì】国际上2.5%左右的水平，则【zé】相应【yīng】的财【cái】务成本可以控制在0.05元/千瓦时左【zuǒ】右。
三是税收政策【cè】。以【yǐ】光伏发电为例，国际上招标项目的税收水【shuǐ】平折合人民币0.02～0.05元/千瓦时，阿布扎比招标项目【mù】更是完全免税，而目前我【wǒ】国企业需缴纳17%的增值税【shuì】、10%的增【zēng】值税附加以及25%的企业所得税(可再生【shēng】能源发【fā】电可【kě】享受“三免三减半【bàn】”所【suǒ】得税优【yōu】惠【huì】)，发电成本中各项税负合【hé】计0.08～0.09元【yuán】/千瓦时【shí】。目【mù】前我国【guó】对光伏发电实施【shī】增【zēng】值税50%即【jí】征即退政策，但这一优惠政【zhèng】策将【jiāng】于2018年底到期【qī】，即使【shǐ】考【kǎo】虑【lǜ】政策【cè】可延续，各类税负也至少为0.06元【yuán】/千【qiān】瓦时，仍相对偏高。
四是土地费【fèi】用。目前国际上除【chú】阿布扎【zhā】比【bǐ】招标项目免收【shōu】土地使用费外，很多国家的土地【dì】费用折合成本大多在人民币【bì】0.01元/千瓦【wǎ】时【shí】左右，而我【wǒ】国的【de】年【nián】土【tǔ】地【dì】使用费(按400元/亩年考虑)加上【shàng】初始征地和植【zhí】被补偿费【fèi】用后可达0.02～0.03元/千瓦【wǎ】时，个别地区高至0.05元/千瓦【wǎ】时。土地使用【yòng】费【fèi】用对可再生能源【yuán】发电成本影响较大。若光伏发【fā】电年土地使用费由400元/亩年【nián】降至【zhì】200元/亩【mǔ】年，我国I类【lèi】地区光伏【fú】发电度电【diàn】成本可【kě】下降至【zhì】少0.01元/千瓦时。
五是并网政【zhèng】策。国际【jì】上可再【zài】生能源发【fā】电项【xiàng】目支付的并网费用【yòng】在总【zǒng】投【tóu】资中的占比约为1%～3%，而我国【guó】需要支付的并【bìng】网费用占总投资的5%左右。若严格执行《可再【zài】生能源法》和【hé】相【xiàng】关【guān】法规，清楚地划分可再生【shēng】能源【yuán】开发【fā】企【qǐ】业和电网企业的投【tóu】资【zī】责任，则我国可再生能源发电的度【dù】电成本和电价可降低0.01～0.02元/千瓦时【shí】。
整体上看，在影响可【kě】再【zài】生能源发【fā】电成本和造成国内外电价差异的各项因素【sù】中，初【chū】始投资、运【yùn】行【háng】费用【yòng】、购电协议期【qī】限等带【dài】来【lái】的差【chà】别不大，客观【guān】上的自然资源条【tiáo】件差异对发电成本造【zào】成【chéng】了一定的影响【xiǎng】，而贷款、税收、土【tǔ】地、并网等方面的【de】支持【chí】政策才是降低成【chéng】本空间的主要因素。以【yǐ】光伏发电【diàn】为例，阿【ā】布扎比和我国I类地【dì】区典型项目按实际条件测算的电价【jià】折合人民币分别为【wéi】0.20元/千【qiān】瓦时、0.55元/千【qiān】瓦【wǎ】时，但若按我国I类地【dì】区的太阳能资源【yuán】条件、2017年国内【nèi】光伏发电【diàn】投资和运维水平【píng】、阿布扎比项目的【de】政【zhèng】策【cè】条件进行测算，相应的电价则仅为0.31元/千瓦【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和电价【jià】，需要重【chóng】点从【cóng】两个方面入【rù】手【shǒu】:一是持续以技【jì】术进步【bù】和产业升级推【tuī】进【jìn】成【chéng】本下降【jiàng】;二是实施与可再生能源发展相适应【yīng】的【de】政策，尽【jìn】快消【xiāo】除附加在可再【zài】生能源发电上的不合理费用，清【qīng】除不【bú】合理政策。具体政策措【cuò】施建议如下。
1持续实施竞争机制，推动技术进步与产业升级
对技术成熟和实现规模化发展【zhǎn】的可再生能源技术采用竞【jìng】争招标【biāo】机制是国际【jì】趋势，我【wǒ】国采用竞争招【zhāo】标【biāo】机制有利于稳【wěn】定可再生能源的【de】发展【zhǎn】节奏、优化布局、达成国【guó】家2020年和2030年非化【huà】石能源【yuán】发【fā】展目标【biāo】。通过招标可以了【le】解成本和价格需求【qiú】，推进技术进【jìn】步、产业升【shēng】级、降低成本，以更低的成【chéng】本实【shí】现清洁能源转型【xíng】。
建议根据2017年首批风电【diàn】无补贴试点【diǎn】实施效果，“十【shí】三五”期间持【chí】续实施风【fēng】电无补【bǔ】贴试点【diǎn】，扩大试点范围和规模，适时【shí】开展光伏发电无补贴试点。推行以竞争机制降低【dī】陆上风电、光伏发电【diàn】开【kāi】发成本，通过【guò】电价或补【bǔ】贴水平招标选择【zé】项目业主，消除地方性的不合理费用，消【xiāo】除政【zhèng】策【cè】实施障碍【ài】。根据【jù】无【wú】补贴试点和竞【jìng】争电价情况，及【jí】时调【diào】整【zhěng】电价和【hé】补贴退坡幅度【dù】，实现2020年风电与当地燃煤发电同【tóng】平台竞争、光伏【fú】发电电价【jià】水平在2015年基础上下【xià】降50%以上以【yǐ】及【jí】在【zài】用电侧实现平价上网的目标。
2规范政策实施，消除可再生能源发电非技术成本
风、光等可再生能源作为清【qīng】洁【jié】和【hé】运营期零碳【tàn】的能【néng】源，在【zài】目前化【huà】石能源开采和利用、碳排【pái】放和污染【rǎn】物排放等负外部性【xìng】未能完【wán】全纳【nà】入成本的【de】情况下【xià】，应该得到差【chà】别化【huà】的【de】电价政策支持。但另【lìng】一方面，不能因为可再生能源发电【diàn】得到【dào】了国家政策支持【chí】，各【gè】个方面就将其【qí】视为“唐僧肉”，必须【xū】规【guī】范【fàn】实施政策，消除附加在可再生能源发【fā】电成本上的不合理因素，降低非技术成本。
一是降低并网【wǎng】成本，严格【gé】按【àn】照《可再生能【néng】源【yuán】法》和相【xiàng】关规定【dìng】，划分开发企业和【hé】电网企业投资责任。
二是降低用地成【chéng】本，严【yán】格执行【háng】国务院《促进光伏产【chǎn】业健【jiàn】康【kāng】发展的若干意见》等国家有关政策规定【dìng】，结合【hé】可再生能源【yuán】土地使用的特殊性，细化土地使用【yòng】政策，明【míng】确土地使【shǐ】用【yòng】类别以【yǐ】及相应的【de】征地【dì】补偿、年使用费用标准，并规范【fàn】执行【háng】、加强监管【guǎn】。
三是严格禁止地方性不合理【lǐ】附【fù】加费用，如不【bú】能将【jiāng】可再生能源项目本体投资外的附【fù】加投【tóu】资强加给开发企【qǐ】业，在与矿山【shān】等废弃土【tǔ】地治理的可【kě】再【zài】生能源发【fā】电项目中，土地预处理及费用等需要在【zài】项【xiàng】目【mù】开【kāi】发之前解决【jué】，不应由开发企业承担。
四是积极【jí】采取措施【shī】，逐步【bù】减少弃【qì】风弃光比例和缩小弃风【fēng】弃光范围，切实落实可再【zài】生能源全额【é】保障性【xìng】收购制度。对最低保障性小【xiǎo】时数以内【nèi】的电量，电网企业【yè】必须全额全价【jià】收购;保【bǎo】障性小时数以内的限电【diàn】电【diàn】量，应要【yào】求电网企【qǐ】业“照付不议”支付【fù】电费。五是尽快【kuài】解决可再生能源【yuán】电【diàn】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】是结合电力体制改革【gé】，落【luò】实和做好分【fèn】布式可再生能源参【cān】与【yǔ】市场化交易试点工作;
二【èr】是创【chuàng】新信贷政策，克服融资【zī】障碍，解决民【mín】营开发企业和分【fèn】布式可再生能【néng】源开发项【xiàng】目实际贷款利率【lǜ】偏高【gāo】问题。降低【dī】融资成【chéng】本，通过增信方式降低分布【bù】式可再生能源【yuán】项目【mù】融资【zī】成本，采【cǎi】取绿【lǜ】色金融【róng】和项目股权债权融资等方式降低大【dà】型电站融资成本。
三是实【shí】施税收政策。如在经【jīng】济较为发达的东中部，探索实施可再生能源发电所【suǒ】得税减免【miǎn】或税【shuì】收返还【hái】，明确【què】光伏【fú】发【fā】电【diàn】50%即【jí】征即退增值税政策【cè】为长效政策。
四是【shì】尽快推出可再生能源电力配【pèi】额制和绿色【sè】证书【shū】强制【zhì】交易，近期缓解【jiě】、中【zhōng】期最终解决【jué】可再生能源【yuán】补贴资金【jīn】缺口以及限电问【wèn】题，保障可再生【shēng】能源电价与成本同步下降并【bìng】尽快实现补贴政策退【tuì】出【chū】。
