招标体制或将降低风电光伏成本价格
通过招标降低可再生能源成本，已俨然成为一种国际潮流。招标体系对于降低可再生能源发展成本的作用，已经显示在越来越多的地区。我国未来是否全面推行招标体制，需要进一步探讨。
“风电光伏的发电成本已经与传统电源在同一区间；在有些地区可再生能源已经成为最便宜的选择。”——现在，这已是一句大体准确的表述，不同地区仍然存在诸多的成本动态与价格如何形成方面的细节。
回到我国，国际能源署（IEA）2017年11月发布若干统计与报告称，全球新增可再生能源发电容量超过40%来自中国；未来5年，中国仍将是全球可再生能源增长无可争辩的领导者。
从成本视角，国际可再生能源署（IRENA）等机构对跨国成本比较的研究表明，我国的风机制造成本处于世界最低水平之一（另外一个是印度）；而光伏组件则是世界低成本制造的中心，在全球市场占据超过80%以上的份额，将其他地区的光伏厂商打得落花流水，以至于会频繁遭到欧盟与美国的反倾销调查。
但是，与低设备制造成本形成鲜明对比的是，我国的最终可再生能源度电成本或者单位投资成本，在全世界已经显得并不算低了，特别是在欧洲、南美、中东等地超低招标价格频出的背景下。由于可再生能源支持体系不同，这种比较是否具有可比性需要打个问号，并且具体到每个项目都具有特定的条件，形成一个比较一致的看法往往是困难的。
本文也并不期望实现这一目标，而是主要以描述性的方式，通过德国与墨西哥招标案例来理解国际2017年风电与光伏项目的成本动态。在此基础上，初步讨论广泛采用的可再生招标体制在我国的适用性问题。
国际风电光伏招标案例
国际可再生能源署2017年3月的统计显示，截至2016年年中，至少有67个国家采用了可再生能源合同拍卖，而2005年则不到10个。光伏项目平均合约价格下跌至每千度50美元，风力发电则为40美元/千度，而2001年分别为250美元/千度及80美元/千度。通过招标降低可再生能源的发展成本，俨然成为一种国际潮流。
2017年，墨西哥、德国等地招标创造的低价非常具有震撼力。11月份，德国公布了本年度第三轮陆上风电招标结果。平均中标价格3.8欧分/千瓦时。而2017年8月份的最终价格还是4.28欧分/千瓦时，3个月时间下降了10%，而相比5月份的招标价格（5.7欧分/千瓦时），短短半年时间，更是下降了30%以上。而2005年，这一固定优惠价格水平还在8欧分/千瓦时以上。
2004年，安装屋顶太阳能系统的德国家庭可获得每千瓦时57欧分的固定保证价格，而到现在已经在5-10欧分。在墨西哥，2017年大规模的能源拍卖则以每千瓦时不到2美分的价格获得。即使比较类似规模的项目，以此计量，十年来太阳能成本已经下降了90%。有人甚至开始大胆预计，五年内，在资源丰富的地点，太阳能能源每千瓦时价格或为1美分。
这种情况的出现，使得人们对于2016年在智利、秘鲁、阿联酋、摩洛哥等地出现的招标低价不再吃惊。人们开始习惯所有电源类型都处于同一区间的现实，而不是之前存在迥异甚至是数量级的差别。
招标的价格能够反映长期项目成本吗？一个基本的答案是：如果招标招的是风电可以潜在获得的全部收益，那么应该是。但是在很多案例中，这一前提往往并不成立。招标规则的细节往往决定了性质。
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Strike Price）。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。
未来，这一招标体系，辅以更加合理的中标规则设计，是否需要成为整个风电光伏产业的基本形态，顺应国际潮流还是逆潮流而动（逆潮流而动并不必然意味着错误），是一个值得探讨的公共政策问题，也为设备厂商、开发商所关注。
