民生保障与能源转型：智利电力招标设计镜鉴

曾湘

2024年11月5日，智利国家能源委员会（Comisión Nacional de Energía，以下简称CNE）公布了2023/01批次的电力招标最终报告^[1]，宣布这场历时近两年，为监管用户采购长期电力供应的例行招标尘埃落定。CNE祝贺本次招标唯一的大赢家Enel Generación Chile（以下简称Enel），并宣称本轮招标全部电量都以有竞争力的价格完成采购，获得了远超上一轮招标（2022/01批次）结果的成功。

为什么电力招标被Enel一家独揽？CNE在招标机制上采取了哪些积极举措？随后几年智利的电力招标会呈现怎样的趋势？本文从回顾智利电力招标的前世今生开始，深入观察本轮电力招标的一些细节，试图理解未来电力招标的隐忧。

智利电力市场“特区”：保障民生的电力招标

本文所指的“电力招标”是由智利政府授权机构（目前是CNE）组织的，面向智利本国和国际投标人，旨在满足智利本国受价格监管用户（即居民和小微企业用户）用电需求的长期供电协议的公开招标。此项保障民生的电力招标机制已在智利运行多年，是占全国用电量近四成的居民和小微企业用户获得可靠和低成本电力供应的关键机制。

作为政府代表的电力行业监管者CNE，不但需要通过电力招标降低普通居民和小微企业用户的用电成本，还需不断调整机制设计，引导电力发展，比如，鼓励可再生能源投资等多重目标。回顾智利电力招标发展历程，我们能够很好地观察这个国家电力行业中的独特细节。

早期阶段：1982—2004年

●智利在1982年就通过颁布“电力服务法总则”（Ley General de Servicios Eléctricos，简称LGSE）将电力行业分为发电、输电和配电三部分，建立经济负荷调度中心（ELDC）进行协调，确立了成本效益和竞争原则等电力市场基本原则，同时明确将用户分为监管（由政府参与定价）和非监管（自由市场竞争）两种类型。这些电力市场的基本框架延续至今。

●1998年，政府颁布法令，强制配电公司对监管用户（即居民和小微企业用户）的供电合同进行招标，并设置价格上限以保护用户。但之后数年时间里，因招标机制设计不够完善，如价格上限低、赔偿责任苛刻等，发电企业参与招标的积极性低，多数招标未达预期效果。

●2005年，监管者出台新法令，包括通过国际招标吸引海外投资者参与竞争；修改拍卖规则，提前三年授予中标者供电合同且供电期限长达15年；以美元设定中标价格（降低国际投资者的汇率风险）并引入可选的五档指数价格调节机制；大幅提高价格上限等多种措施鼓励发电企业，特别是国际投资人参与监管用户供电合同的拍卖。

助推新能源发展阶段：2015—2021年

●2015年，监管者再次对电力招标进行改革。主要措施如下：将拍卖设计和管理的责任从配电公司移交给监管者（即CNE的前身）；在开标之前，暂时不向投标人说明价格上限；将授予合同至正式供电履约之间的期限延长至五年，该规则更有利于新项目开发商，给他们更长时间去实现项目的融资关闭和建设，并将供电合同的最长期限延长至20年，更长的合同期便于项目融资的债务优化；与此同时，增加了短期电力招标应对5年以内的供电合同缺口；在追求最低成本的基础上，还兼顾供电安全和能源清洁化，例如，增加为光伏电站设计的仅需在白天供电的标的包等。

●值得一提的是，可再生能源电力，特别是光伏发电的度电成本快速下降，逐步成为参与电力招标最有价格竞争力的电源，并推动拍卖中标价格连续多年下降。其中，2015—2017年的三次招标，不但采购规模大，而且投标人国际化程度高、数量多（最多一次有84名投标人，远超历年水平），形成充分竞争，采购价格大幅下降，创造了24美元/兆瓦时的历史最低中标价，被监管者视为电力招标机制的标志性成功。

●值得一提的是，其间，大量投标者通过参与电力招标获得的长期供电合同，有力地支持了其风电和光伏绿地项目融资关闭^[2]，客观上推动了此后几年智利可再生能源投资进入高速发展阶段。

高比例新能源阶段：2022年至今

●2022年，在国际能源危机、通货膨胀、物价上涨和限电加剧等新形势的影响下，投资者争抢供电合同的局面不再出现，多数投标人的报价都超过CNE的限价，使得计划中5250吉瓦时规模的合同仅有一小部分（777吉瓦时）得以最终中标，并且中标电价开始反弹。这反映出投标人对市场收益和度电成本预期的变化，监管者也必须根据电力市场供需变化积极调整预期，优化招标策略，更务实地组织招标，为监管用户采购高性价比的电力。

图1：近十年智利电力招标结果演变图^[3]

Enel的独角戏：不那么“绿”

汲取2022年招标的经验教训后，CNE在2023年主动求变，积极调整招标规则吸引更多投标人参与，例如，多次调整招标电量规模，最终下调至3600吉瓦时，仅为原计划5000吉瓦时的七成^[4]；允许投标人根据项目所在地选择合适的配电公司供电，最大限度地减少线路阻塞导致的限电风险。本轮招标（2023/01批次）于2023年7月发布，多次延期，显示出组织者的小心翼翼，那么最终结果如何呢？

2024年5月终于正式开标。CNE仅收到来自5家投标人的报价，为近十年最少。多数投标人的报价超出了CNE的价格上限。最终，Enel大获全胜，以平均56.7美元/兆瓦时的价格赢得了全部供电长期协议，合计每年3600吉瓦时电量，从2027年至2028年开始连续20年向配电公司提供电力，满足居民和小微企业的用电需求。

尽管投标人数量低于预期，成交电价大幅上升，尤其是叠加系统成本之后，但好在全部招标电量成交，远比上一轮（2022/01）招标价格上限过低导致的大比例废标要成功。

值得一提的是，赢满全盘的Enel是5家投标人中唯一完全用现有发电厂而非新建电厂参与投标的企业，且参与投标的电源是燃气电厂、水电厂和风电场，其电量含“绿”量并不突出，没有CNE原本期望的光伏和储能电站组合中标。

分歧加剧

对照CNE对招标设计的初衷，不难发现一些有意思的分歧：

首先，投标者各标段报价中，约有四分之三超过了CNE设定的价格上限，对应Auction1的1.5太瓦时不高于64美元/兆瓦时，Auciton2的2.1太瓦时不高于62美元/兆瓦时，这意味着监管者和发电企业之间的成本分歧。

其次，CNE没有按日间和夜间对Auction1和Auction2的价格上限做差异化区分，本轮投标的日间时段平均价格为48.2美元，而夜间时段的平均价格为70.5美元，显示出发电企业对此有明确的定价差别，而且本轮日间和夜间的电价差（北部地区电价差28美元/兆瓦时,中部和南部地区19美元/兆瓦时）远高于之前的电价差（约5美元/兆瓦时）。这说明监管者对分时电价差异的认识与发电企业也分歧明显。

最后，更少的投标人、唯一的中标人和明显上涨的中标价格，传递出发电企业对参与招标的消极态度。CNE在结束本轮招标的同时，还公布了未来四年（2025—2028年）的电力招标计划，表示2027—2029年存在既有合同与预测用电需求的缺口，因此将增加相应的短期电力招标。

由此预计，随后几年的电力招标压力会很大，恐怕难以避免电价继续上涨。

为什么一度成就斐然的智利电力招标会面临当前困局？这正是智利电力行业快速发展期间积累的深层问题和矛盾加剧的充分体现。这些分歧推动监管者直面问题，出台更务实有效的政策措施，促进可再生能源及整个电力行业的持续健康发展。CNE在公告中表示将继续改进招标条款和要求，确保电力招标能够吸引足够的投标人，同时鼓励增量电力投资，并为受监管的客户，尤其是住宅客户实现尽可能低的价格。

表1：智利电力招标计划（2025~2028年）

来源：CNE

新阶段，新烦恼

以2015年批次为代表的电力招标的巨大成功，带动了大量新增风电和光伏电站投资，并在最近几年陆续投运。从统计数据上直观可见的就是风电和光伏装机容量及发电量的快速增长（见图2、图3）^[5]。智利在2023年已经实现63.3%的电力来自可再生能源（含水电），是全球少数提前10年以上实现2035年可再生能源发展目标的国家，赢得广泛赞誉：世界经济论坛（World Economic Forum）称智利为“可再生能源领域的领导者”^[6]，彭博新能源财经（BloombergNEF）对智利近五年内吸引了超过160亿美元的清洁能源投资称赞有加^[7]。

图2：智利非传统可再生能源装机规模演变图（截至2024年9月）

来源：ACERA

图3：智利非传统可再生能源发电量占比变化图

来源：ACERA

截至2024年9月，智利可再生能源电力（不含水电）的渗透率已达38.6%（其中9月更是高达44.7%），毫无疑问进入了高比例可再生能源阶段。然而，阳光普照在智利北部阿塔卡马沙漠，一望无际的成排太阳能电池板在蓝天下闪闪发光，这些象征着智利绿电雄心的大型光伏项目，为日益严峻的限电和现货市场在日间常态化的超低电价烦恼不已。

由图4^[5]可见，最近两年限电呈现加速恶化的趋势，2024年前9个月对可再生能源的限电规模已接近35亿千瓦时，是2023年同期的2倍多，因为新增风电和光伏项目的并网速度远远超出了电网建设和负荷增长的速度。

图4：智利历年非传统可再生能源的限电量曲线

来源：ACERA

相比于其他处于高比例可再生能源渗透率的国家，要理解智利新能源所面临的挑战，还应关注其独特的地理特点带来的电力在时间和空间上的双重错配。

●空间维度：

智利2023年用电量仅773亿千瓦时^[8]，大体相当于同期广东省佛山市的全社会用电量水平。然而，其作为世界上最狭长的国家，南北方向地理跨度长达2700千米，相当于从我国佛山至沈阳的直线距离，即便参考Kimal-Lo Aguirre 500kV HVDC输电工程，仅计算其北部新能源基地到中部负荷中心的距离也有1500千米。

因此，随着光资源丰富的北部光伏电站和风资源优异的南部风电场规模增长，临近发电基地的负荷迅速饱和，大量新能源电厂需要通过南北向漫长且拥堵的输电通道才能抵达中部以圣地亚哥为中心的负荷聚集地，因此，在多个送出断面频繁出现限电和超低现货电价。

●时间维度：

高比例光伏集中大发时段的电价维持低位，“鸭子曲线”成为常态。但夜间往往重回燃气等高成本化石能源定价的高价区间。因此，单一光伏电站如为全天用电需求客户履约，往往要在夜间从市场购入高价电来服务客户，这给光伏电站带来了巨大的成本压力。

在此背景下，以往起到锚定价格、提高绿电资产收益确定性的长期购电协议（PPA）出现了严重的“价格解耦”（Price Decoupling）现象，大幅削弱了智利大批可再生能源发电企业的收益能力，企业甚至面临即便通过电力招标获得长期PPA也无利可图的局面，所以鲜有投标人参与最近两次电力招标。

图5：智利2023年不同区域典型节点边际成本在一天内的变化曲线（2023年1月至2024年3月的平均值）

小结与思考

在项目建设延期、限电加剧、现货电价分化等多重困难叠加下，一些在以往电力招标中中标的发电企业反因长达20年的监管供电合同所累出现经营困难，甚至不得不退出市场，从Solarpark的María Elena Solar到Mainstream的Copihue Energía，此类事件已不是孤例。智利可再生能源和储存协会（ACERA）对此也深表担忧，认为这种局面“与监管和制度框架的缺陷有关”，公开呼吁“政府采取必要措施解决问题，实现长期能源转型”。

除本文上述讨论，智利市场还有不少更深层次的议题值得关注。例如，监管者应如何改革电力招标机制，更有效地应对发电企业所面临的时空错配和电价解耦问题；如何在保障民生用电需求与激励市场主体投资之间找到平衡点；发电企业自身又如何调整应对策略；电力招标之外的自由购电市场又呈现怎样的局面；极具智利特色的《电价稳定法》对电力招标及其对最终用户监管的用电成本产生何种影响等。期待在后续文章中，继续观察智利这个遥远而又充满独特魅力的国度如何推进能源转型。

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编辑 姜黎

审核 黄燕华