智利国家能源委员会（CNE）近日公开了六家企业参与"2025/01电力供应招标"的经济标书，该招标旨在分配3360吉瓦时电力，以满足2027至2030年受监管用户的电力需求。

本次共收到708份价格提案，经济标报价区间为每兆瓦时38至120美元。各投标方平均报价分布在60.9至81.2美元/兆瓦时之间，具体如下：

值得关注的是，本次招标划分了四个区域区块，每个区块又细分为三个时段，由此产生了大量经济标提案：

时段A：00:00–07:59及23:00–23:59

时段B：08:00–17:59

时段C：18:00–22:59

本次招标的显著特点是不同区域和时段的报价差异较小。行业数据显示，在非光伏时段，70%的报价超过71美元/兆瓦时，92%高于61美元/兆瓦时；而在光伏时段，尽管该时段光伏发电存在众所周知的过剩现象，仍有66%的报价超过68美元/兆瓦时，90%高于58美元/兆瓦时。

此外，CNE设定的保留价格（即最高允许价格）根据供电区块及其对应的区域和时段细分，介于80至95美元/兆瓦时之间。因此部分经济标提案超出了设定的价格上限。

与2023/01供应招标相比，本次投标价格区间更为宽泛。2023年招标（2024年授标）的加权平均报价为62.2美元/兆瓦时，而2023/01招标的加权平均价达到72美元/兆瓦时。智利电力行业相关方此前已预见到，当前招标将受到能源过剩和监管前景不确定等因素制约，难以出现激进的价格策略。

与此同时，本次招标有望清晰反映市场意向，并为未来短期电力供应项目和定价提供参考基准。尽管Enel凭借其标书数量和竞争力看似占据优势，但中标企业名单将于本周晚些时候正式公布。根据招标日程，评标程序将于12月9日（周二）继续进行，第一阶段或第二阶段的正式授标通知将随后发布，公开授标仪式定于12月11日（周四）举行。若需通过第二阶段竞标完成全部分配，则将于12月11日进行，最终结果于12月12日公布。

CNE正同步推进另一项编号为"2025/02"的招标程序，该次招标将特别授予为期一年的购电协议，以弥补因多份长期合同提前终止造成的供应缺口。Enel、Guacolda、Colbun和BTG Pactual等七家公司已参与该轮投标。

本次拍卖的区域区块与时段划分设计有利于混合能源组合：白天光伏经电池储能调峰，夜间及冬季电力由风电或合约进口电力补充。这种设计强化了阿塔卡马至SIC（智利中北部互联系统）主干网的互联规范性。对于贷款机构和工商企业而言，激烈竞争预示着更低的到户成本、储能系统的扩建以及重视灵活性的购电协议。

38美元/兆瓦时的价格对智利储能系统建设和混合能源组合意味着什么？

1、确认多小时电池储能具备可融资经济性：38美元/兆瓦时的报价意味着与光伏共址的4-6小时电池储能系统能以公用事业规模，基于UF指数签订长期供电协议。

2、推动能源组合向真正混合模式发展：白天光伏经电池储能调峰，辅以南/中部风电及有限的跨区输电以满足夜间/冬季时段需求。

3、加速储能资本支出成本下降目标：开发商需将电池储能系统安装成本控制在300美元/千瓦时左右（或通过直流耦合及共享配套设施进一步优化）以维持利润空间。

4、使直流耦合设计成为常态：为达到到户成本阈值，限制功率捕获、共享并网点、降低损耗将成为标准配置。

5、驱动长时储能优化：5-6小时电池储能将成为北部地区新基准；在风电互补性强的地区，3-4小时或已足够。

6、提升节点多样性价值：阿塔卡马光伏与中/南部风电混合可减少不平衡惩罚，降低对拥堵输电走廊的依赖。

7、凸显弃电套利价值：电池储能可将因拥堵而困置的午间过剩电力货币化，在无需新建线路的情况下改善项目净收益。

8、增强贷款机构对储能收益的信心：能量时移加稳定供电义务创造了可预测现金流，补充了充足性支付和辅助服务收入。

9、为工商业用户设定竞争性购电协议价格锚点：企业将参考招标价格，推动明确按小时/季节定价灵活性与可用性的混合购电协议发展。

10、鼓励适度超额配置与冗余：小幅超额配置光伏和储能容量能以较低边际成本对冲惩罚性费用和季节性波动。

11、收紧并网规范性：具有经验证的可调度性和拥堵管理能力的能源组合将超越单一光伏项目。

12、推动设备选型转向磷酸铁锂和高循环保修：在极薄利润空间下，往返效率、衰减保证和扩容计划将成为决胜关键。

13、提升对市场化收益侵蚀风险的管理：混合项目将优先履行合约供电，仅在拥堵缓解时将剩余循环用于市场化价差套利。

14、使输电时序成为投资决策要素：储能是近期应对方案，但符合电网强化计划的能源组合将获得上行收益。

15、催化行业整合：只有拥有廉价资本和卓越建设能力的资产负债表雄厚的开发商和基金才能持续交付低于40美元/兆瓦时的混合项目。

16、激励本地运维和扩容中心建设：为在长期合同期内维持可用性并符合保修要求，服务本地化成为成本控制杠杆。

17、彰显独立储能政策吸引力：即使共址项目中标也验证了其收益结构，应能加速修订规则后独立电池储能系统的参与。

18、提高进口电力和火电备用门槛：随着混合项目承担夜间爬坡需求，合约进口电力或剩余天然气将扮演更有限、有价格上限的角色。

19、突显许可审批和社区关系为关键路径：为履行稳定供电义务，项目时间表和社会许可如今与设备定价同等重要。