通過招標降低可再生能源成本如今已經成為一種時代潮流，招標體制或將降低風電光伏成本價格，國際風電光伏招標案例你了解的又有哪些呢?具體情況如何?下面跟小編一起來了解吧。

招標體制或將降低風電光伏成本價格

通過招標降低可再生能源成本，已儼然成為一種國際潮流。招標體系對于降低可再生能源發(fā)展成本的作用，已經顯示在越來越多的地區(qū)。我國未來是否全面推行招標體制，需要進一步探討。

“風電光伏的發(fā)電成本已經與傳統(tǒng)電源在同一區(qū)間;在有些地區(qū)可再生能源已經成為最便宜的選擇。”——現在，這已是一句大體準確的表述，不同地區(qū)仍然存在諸多的成本動態(tài)與價格如何形成方面的細節(jié)。

回到我國，國際能源署(IEA)2017年11月發(fā)布若干統(tǒng)計與報告稱，全球新增可再生能源發(fā)電容量超過40%來自中國;未來5年，中國仍將是全球可再生能源增長無可爭辯的領導者。

從成本視角，國際可再生能源署(IRENA)等機構對跨國成本比較的研究表明，我國的風機制造成本處于世界最低水平之一(另外一個是印度);而光伏組件則是世界低成本制造的中心，在全球市場占據超過80%以上的份額，將其他地區(qū)的光伏廠商打得落花流水，以至于會頻繁遭到歐盟與美國的反傾銷調查。

但是，與低設備制造成本形成鮮明對比的是，我國的最終可再生能源度電成本或者單位投資成本，在全世界已經顯得并不算低了，特別是在歐洲、南美、中東等地超低招標價格頻出的背景下。由于可再生能源支持體系不同，這種比較是否具有可比性需要打個問號，并且具體到每個項目都具有特定的條件，形成一個比較一致的看法往往是困難的。

本文也并不期望實現這一目標，而是主要以描述性的方式，通過德國與墨西哥招標案例來理解國際2017年風電與光伏項目的成本動態(tài)。在此基礎上，初步討論廣泛采用的可再生招標體制在我國的適用性問題。

國際風電光伏招標案例

國際可再生能源署2017年3月的統(tǒng)計顯示，截至2016年年中，至少有67個國家采用了可再生能源合同拍賣，而2005年則不到10個。光伏項目平均合約價格下跌至每千度50美元，風力發(fā)電則為40美元/千度，而2001年分別為250美元/千度及80美元/千度。通過招標降低可再生能源的發(fā)展成本，儼然成為一種國際潮流。

2017年，墨西哥、德國等地招標創(chuàng)造的低價非常具有震撼力。11月份，德國公布了本年度第三輪陸上風電招標結果。平均中標價格3.8歐分/千瓦時。而2017年8月份的最終價格還是4.28歐分/千瓦時，3個月時間下降了10%，而相比5月份的招標價格(5.7歐分/千瓦時)，短短半年時間，更是下降了30%以上。而2005年，這一固定優(yōu)惠價格水平還在8歐分/千瓦時以上。

2004年，安裝屋頂太陽能系統(tǒng)的德國家庭可獲得每千瓦時57歐分的固定保證價格，而到現在已經在5-10歐分。在墨西哥，2017年大規(guī)模的能源拍賣則以每千瓦時不到2美分的價格獲得。即使比較類似規(guī)模的項目，以此計量，十年來太陽能成本已經下降了90%。有人甚至開始大膽預計，五年內，在資源豐富的地點，太陽能能源每千瓦時價格或為1美分。

這種情況的出現，使得人們對于2016年在智利、秘魯、阿聯酋、摩洛哥等地出現的招標低價不再吃驚。人們開始習慣所有電源類型都處于同一區(qū)間的現實，而不是之前存在迥異甚至是數量級的差別。

招標的價格能夠反映長期項目成本嗎?一個基本的答案是：如果招標招的是風電可以潛在獲得的全部收益，那么應該是。但是在很多案例中，這一前提往往并不成立。招標規(guī)則的細節(jié)往往決定了性質。

典型的是德國的招標體系設計，其招標的價格并不是風電的度電收益，而是一個需要風電光伏參與電力市場競爭，獲得“補貼”的參考基準(所謂Strike Price)。這個基準越高，那么當市場價格低于這一基準時，項目可以獲得這一水平的保障收益。其次，這一招標項目有4年半的時間去建設，并不意味著目前的狀況。也就是說，現在中標的項目，在2021年后建成就可以。參與投標和已經中標的項目，無疑對未來的技術進步與成本下降有預期，并不對應于目前的風電成本。

一般而言，電力市場的風險可以分為兩類，一種是系統(tǒng)性風險，也就是市場的價格隨著供需等因素的波動;一種是非系統(tǒng)性的，比如特定項目相比其他項目的一些劣勢，使得自身的發(fā)電表現較差。德國的這一招標定價規(guī)則，就規(guī)避了第一個系統(tǒng)性的風險。項目如果具有參與電力市場的可能性，往往有可能獲得更大的收益，因為市場的平均批發(fā)電價水平仍舊是在部分時段高于這一水平的。這一價格體系規(guī)避了“向下波動”的風險。

據目前的了解，墨西哥的招標電價(長期購電合同)無疑規(guī)避了這兩類風險，屬于長期固定電價，可以理解為項目業(yè)主可以獲得的無風險收益。這一不到2美分的價格，甚至還可能包括有綠證的價值。

為何招標價格下降得如此之快?即使招標的價格不反映長期成本，那么動態(tài)來看，這一招標價格短期內的大幅度下降仍舊是需要理解的。筆者的一個簡單但是無用的答案是：還不十分確定。但是，我們仍舊可以就可能性做一個猜測性的分析。

德國2017年的三次招標，中標平均價格下降了30%。其可能的原因在于參與者的不同、參與者對于風險理解的變化，以及一些操作性因素。其中，大量參與并且最終主要中標的“社區(qū)能源實體”，具有與商業(yè)企業(yè)明顯不同的決策特點與對未來的風險、預期的理解，可能是造成這種價格變化的重要原因。這方面，無疑需要一個更高分辨率的后續(xù)分析。

而具體到墨西哥的情況，優(yōu)越的自然資源(資源量超過2000小時)，大企業(yè)的介入，資本成本低是與之前所有低價項目共同的特點。其中，對于資本更加密集(沒有燃料成本)的可再生能源，資本成本的高低，對項目的長期平均成本具有顯著的影響。國際能源署的計算顯示，對光伏發(fā)電，加權平均資本(自由資金收益率+貸款利息)成本從4.5%升至9%，其平均成本將提高50%。反之，如果能夠獲得幾乎零成本的融資，那么其項目成本可以再下降一半。

資本成本偏高，恰恰也是我國的可再生能源成本仍舊無法釋放降價潛力的主要原因。這在國內與土地成本、其他交易費用，通常稱之為“非技術成本”。這部分成本如何降低，是一個涉及到綠色投融資，以及更廣闊的金融部門的問題，其難度似乎一點不比能源領域的問題小。

我國是否再次走向招標制

在我國的風電光伏分地區(qū)標桿電價出臺之前，我國曾經開展過若干特許權風電與光伏招標項目，為明晰當時的可再生能源成本提供了信息參考。但是，光伏招標前兩輪被認為中標價格過低。比如2010年的光伏發(fā)電站特許權招標，最低的中標價由黃河上游水電項目開出，為0.73元/千瓦時;而280MW的13個項目中標價無一例外均低于1元/千瓦時，多數價格在0.82-0.91元/千瓦時區(qū)間。同時，這些招標項目，到2011年8月，仍舊有過半項目尚未開工。

這種情況下，國家發(fā)改委2011年7月頒布光伏發(fā)電固定電價政策，大體按照1元-1.5元/千瓦時的水平設定了標桿電價，而取消了招標制的角色。

過去幾年，這一標桿電價水平有所降低，目前對于資源豐富地區(qū)已經下探到0.5元/千瓦時的區(qū)間。而從2016年開始，我國陸續(xù)開展了幾輪 “光伏領跑者”招標，中標價格相比同期光伏標桿電價出現了比較明顯的下降。2017年的三次招標中，第二次出現了0.5-0.6元左右的報價，第三次出現了0.3元的跡象。

未來，這一招標體系，輔以更加合理的中標規(guī)則設計，是否需要成為整個風電光伏產業(yè)的基本形態(tài)，順應國際潮流還是逆潮流而動(逆潮流而動并不必然意味著錯誤)，是一個值得探討的公共政策問題，也為設備廠商、開發(fā)商所關注。