招标体制对风电光伏价格有何影响？-第2页-北极星太阳能光伏网

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典型的是德国的招标体系设计，其招标的价格并不是风电的度电收益，而是一个需要风电光伏参与电力市场竞争，获得“补贴”的参考基准（所谓StrikePrice）。这个基准越高，那么当市场价格低于这一基准时，项目可以获得这一水平的保障收益。其次，这一招标项目有4年半的时间去建设，并不意味着目前的状况。也就是说，现在中标的项目，在2021年后建成就可以。参与投标和已经中标的项目，无疑对未来的技术进步与成本下降有预期，并不对应于目前的风电成本。

一般而言，电力市场的风险可以分为两类，一种是系统性风险，也就是市场的价格随着供需等因素的波动；一种是非系统性的，比如特定项目相比其他项目的一些劣势，使得自身的发电表现较差。德国的这一招标定价规则，就规避了第一个系统性的风险。项目如果具有参与电力市场的可能性，往往有可能获得更大的收益，因为市场的平均批发电价水平仍旧是在部分时段高于这一水平的。这一价格体系规避了“向下波动”的风险。

据目前的了解，墨西哥的招标电价（长期购电合同）无疑规避了这两类风险，属于长期固定电价，可以理解为项目业主可以获得的无风险收益。这一不到2美分的价格，甚至还可能包括有绿证的价值。

为何招标价格下降得如此之快？即使招标的价格不反映长期成本，那么动态来看，这一招标价格短期内的大幅度下降仍旧是需要理解的。笔者的一个简单但是无用的答案是：还不十分确定。但是，我们仍旧可以就可能性做一个猜测性的分析。

德国2017年的三次招标，中标平均价格下降了30%。其可能的原因在于参与者的不同、参与者对于风险理解的变化，以及一些操作性因素。其中，大量参与并且最终主要中标的“社区能源实体”，具有与商业企业明显不同的决策特点与对未来的风险、预期的理解，可能是造成这种价格变化的重要原因。这方面，无疑需要一个更高分辨率的后续分析。

而具体到墨西哥的情况，优越的自然资源（资源量超过2000小时），大企业的介入，资本成本低是与之前所有低价项目共同的特点。其中，对于资本更加密集（没有燃料成本）的可再生能源，资本成本的高低，对项目的长期平均成本具有显著的影响。国际能源署的计算显示，对光伏发电，加权平均资本（自由资金收益率+贷款利息）成本从4.5%升至9%，其平均成本将提高50%。反之，如果能够获得几乎零成本的融资，那么其项目成本可以再下降一半。

资本成本偏高，恰恰也是我国的可再生能源成本仍旧无法释放降价潜力的主要原因。这在国内与土地成本、其他交易费用，通常称之为“非技术成本”。这部分成本如何降低，是一个涉及到绿色投融资，以及更广阔的金融部门的问题，其难度似乎一点不比能源领域的问题小。

我国是否再次走向招标制

在我国的风电光伏分地区标杆电价出台之前，我国曾经开展过若干特许权风电与光伏招标项目，为明晰当时的可再生能源成本提供了信息参考。但是，光伏招标前两轮被认为中标价格过低。比如2010年的光伏发电站特许权招标，最低的中标价由黄河上游水电项目开出，为0.73元/千瓦时；而280MW的13个项目中标价无一例外均低于1元/千瓦时，多数价格在0.82-0.91元/千瓦时区间。同时，这些招标项目，到2011年8月，仍旧有过半项目尚未开工。

这种情况下，国家发改委2011年7月颁布光伏发电固定电价政策，大体按照1元-1.5元/千瓦时的水平设定了标杆电价，而取消了招标制的角色。

过去几年，这一标杆电价水平有所降低，目前对于资源丰富地区已经下探到0.5元/千瓦时的区间。而从2016年开始，我国陆续开展了几轮“光伏领跑者”招标，中标价格相比同期光伏标杆电价出现了比较明显的下降。2017年的三次招标中，第二次出现了0.5-0.6元左右的报价，第三次出现了0.3元的迹象。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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