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著下降。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。

　　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。

　　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著下降。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著下降，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SolarReserve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134.9万千瓦，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。

　　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。

　　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)。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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