西部集中式光伏跨區平價的經濟分析

劉孟哲，袁家海

（華北電力大學 經濟管理學院，北京 102206）

2016年底，在《電力發展十三五規劃》中，我國承諾在2020年、2030年非化石能源占一次能源消費比重分別要達到15%、20%的能源轉型目標。[1]“清潔低碳”是我國未來能源轉型的發展目標。基于我國太陽能資源與負荷中心逆向分布的大體特征[2]，通過有效的跨省跨區交易對解決西部太陽能富余和消納問題有積極意義[3]。如何在政策、技術、市場機制等方面幫助西部光伏在電力需求大的中東部地區實現平價上網，從而實現能源轉型、解決西部光伏的消納問題是目前國內電力體制改革的方向之一。

2019年4月，我國相繼發布《關于推進風電、光伏發電無補貼平價上網項目建設的工作方案》（征求意見稿）、《關于2019年風電、光伏發電建設管理有關要求的通知》（征求意見稿）、《關于完善光伏發電上網電價機制有關問題的通知》等文件[4?6]，優化平價上網項目和低價上網項目投資環境，促進光伏發電通過電力市場化交易無補貼發展。平價上網將成為光伏發電行業的主流方向。

文獻[7]從平準化度電成本模型原理分析影響光伏平價上網的因素，并得出阻礙光伏發電行業平價上網的“三座大山”是非技術成本高、融資貴、運營費用高。文獻[8]調查了越南2019年光伏安裝熱潮，發現上網電價和免稅等支持政策是推動越南光伏裝機容量迅速增長的主要原因，但輸電電網容量和復雜的行政程序是阻礙其發展的主要障礙。文獻[9]認為高昂的發電成本和電網傳輸能力不足是阻礙異地消納的主要因素。同時，通過仿真測算，在最有效的區域補貼和跨區域輸電能力下，中國電力行業清潔能源發電的份額可以達到59.6%。文獻[10]基于代理模型定量評估不同響應度的政策設計，以分析調整德國、西班牙和瑞士三個國家十多年來的太陽能光伏上網電價，認為反應更靈敏的機制往往會產生更精確的政策部署。文獻[11]分析了促進新能源消納的跨省跨區發電權交易機理，通過耗煤量和污染排放的交易收益模型，得出跨區跨省發電權交易對優化能源配置、促進新能源消納都有積極作用的結論。文獻[12]從跨區市場交易機制和規則出發，倡導有序放開跨省跨區計劃，完善市場規則，最終實現優先發電計劃和有序實現直接交易相結合的跨區送電市場。

目前，自由競爭市場的市場效率是公認的，電力行業市場化競爭也是電力體制改革的方向。但關于跨區平價的研究，很少有只從經濟性的角度分析。因此，本文結合國內公認的光伏成本測算模型——平準化發電模型，從經濟學的角度研究西部地區集中式光伏，綜合整理國內現有的跨省跨區專項工程和跨區輸配電價，從度電成本的角度對標當地上網基準價，分析光電平價上網的可行性。結合目前國內跨省交易現狀，提出政策建議，助力新能源消納和清潔能源轉型。

一、研究方法

（一） 平準化發電成本模型

本文利用平準化發電成本（LCOE）模型對集中式光伏的發電成本進行計算。平準化發電成本（LCOE）是指發電機組在建設運營周期內每千瓦時的發電成本，它是一種被廣泛認可的、透明度高的發電項目成本計算方法。通過發電機組在整個壽命周期（含建設期）的總成本支出的貼現值與運營周期內能量產出的經濟時間價值的比值，得出其平準化發電成本，即度電成本。在具體的計算過程中，根據不同發電機組的運行特點，對LCOE模型進行適當調整。原始計算公式及解釋如下：

LCOE是使凈現值（NPV）為零時的發電成本，其經濟含義是在平準化發電成本下，項目恰好能達到最低期望收益率，該項目不存在經濟利潤。當凈現值為零時，收入凈現值等于支出凈現值，即：

（1）公式中， Revenuesn為收入， Costn表 示成本， N為電廠運營年限，r為貼現率。

平準化發電成本（LCOEn）乘以每年發電量（En）的現值應等于該項目支出的現值，即：

平準化發電成本計算公式可進一步表示為：

基于公式（3），推導出LCOE的完整計算公式：

（4）公式中， CAPEXn為 初始投資成本的年值； OPEXn為運維成本的年值，包括燃料費用、運行維護費用、保險費用、人工成本等； T AXn為電廠每年應納稅額，包括所得稅、教育附加費、城市維護建設稅、土地使用稅等； Ou為 廠用電率；H表 示年利用小時數；C為裝機容量。

（二） 跨省跨區專項工程輸電電價

根據國家發改委印發的《跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法(試行)》中相關規定：跨省跨區專項工程輸電價格，是指電網企業提供跨省跨區專用輸電、聯網服務的價格。[13]

跨省跨區專項工程輸電價格形式按功能確定，執行單一制電價。對于參與跨省跨區可再生能源增量現貨交易的電量，可在基準輸電價格基礎上適當核減。以聯網功能為主的專項工程按單一容量電價核定，由聯網雙方共同承擔。容量電費分攤比例以本監管周期初始年前三年聯網雙方平均最大負荷為基礎，結合工程最大輸電能力確定，客觀反映兩端電網接受備用服務的效用。以輸電功能為主的專項工程按單一電量電價核定。

（三） 受端落地上網電價

集中式光伏通過特高壓輸電到達受端省份后上網電價計算方法：

其中，PS為 受端省份上網電價； PZ為特高壓專項工程輸電價格。

二、西北部地區集中光伏電站受端上網電價測算

（一） 西部地區集中光伏電站的參數設置

平準化發電成本（LCOE）是指發電機組在建設運營周期內每千瓦時的發電成本，它是一種被廣泛認可的、透明度高的發電項目成本計算方法。通過發電機組在整個壽命周期（含建設期）的總成本支出的貼現值與運營周期內能量產出的經濟時間價值的比值，得出其平準化發電成本，即度電成本。在具體的計算過程中，根據不同發電機組的運行特點，對LCOE模型進行適當調整。

集中式光伏平準化發電成本主要由資本回報、貸款回報、折舊費、稅費、土地使用費、維修成本等組成。光伏發電LCOE受裝機容量的變化情況影響極小，因此本文選用具有代表性的50 MW集中式光伏電站進行分析。

集中式光伏項目的單位投資成本、年利用小時數等參數根據各資源區典型省份實際情況和電力行業平均數據進行設定。受不同地區土地征收費用和人工費的影響，經濟發達地區相對經濟較落后地區光伏單位投資更高，2019年我國集中式光伏單位投資在5.5?5.8元/瓦之間。考慮到光伏項目的風險水平，本報告設定集中式光伏項目的貸款利率略高于銀行基準利率，為6%。單位占地面積取行業平均水平，土地使用稅按照土地性質進行征收，一般為2?10元/平方米記取，占用非城鎮土地不繳納土地使用稅。西北地區的光伏資源非常優質，因此本文參數選擇上均采用Ⅰ類資源區，單位造價5500元/千瓦，利用小時數1670小時，作為資源的參數設定。其他參數設定如表1所示。

表1 典型省份具體參數設定

（二） 西部地區光伏電站的發電成本

構建光伏項目LCOE模型計算西部省份的光伏LCOE，不考慮土地使用稅的情況下，西部地區2019年投產的集中式光伏的LCOE平均值為0.344元/千瓦時。

本文假定2020年光伏單位造價在2019年的基礎上再下降300元/千瓦，年利用小時數均達到理論利用小時數，不存在棄光情況；在考慮土地使用稅時，以2元/平方米-年繳納土地使用稅，對西部地區省份進行經濟性分析。在不考慮土地稅情景下，2020年西部研究省份集中式光伏LCOE比含稅情景低約0.3元/千瓦時。2025年及2030年，集中式光伏單位造價分別降為4500元/千瓦、4000元/千瓦。LCOE計算結果見表2。

表2 各資源區光伏發電 LCOE 預測

2020年以后，光伏發電的平準化發電成本仍有下降的空間，隨著組件制造技術的提升，光伏系統轉換率也將進一步提高，預計未來光伏項目的LCOE會進一步降低。到2025年集中式光伏的LCOE與煤電基準上網電價相比將具有競爭力，可以全面實現平價上網。

（三） 跨省區輸電成本（專項工程價格）

跨省跨區專項工程是基于我國區域內能源供給與需求的矛盾，為優化資源配置，提高生產效率，將電能富余省份的電能通過特高壓線路輸送到電能供給不足的省份。本文考慮已建成投運的跨省跨區專項工程作為輸電線路實現西北富余光能的利用，其輸配電價根據2019年5月15日，國家發展改革委發布關于降低一般工商業電價的通知(發改價格〔2019〕842號)，重新核定跨省跨區專項工程輸配電價格，各線路專項輸電價格如表3。

表3 跨省跨區專項工程輸配電價格（核定）

另外，部分線路的跨省跨區專項工程輸電價格不明確的，以及規劃路線“青海——河南”的輸配電價，按照同性質等比例測算原則進行估算，具體價格見表4。

表4 跨省跨區專項工程輸配電價格（測算）

續表 4

三、在受端省份實現平價上網的經濟分析

通過平準化模型及現有跨省跨區專項工程輸電價格測算出西部集中式光伏到各受電端的上網電價。目前，各省份陸續按照國務院常務會議決定，取消煤電價格聯動機制，將“標桿上網電價機制”改為“基準價+上下浮動”的準市場化機制。因此，本文后續經濟性分析將以各省份目前實行的基準上網電價作為基準線，進行分析。

（一） 甘肅

近年來，甘肅省的太陽能裝機發展迅速，但由于配套電網及相關制度滯后，存在較為嚴重的“棄光” 現象。如圖1所示，單純從經濟性角度來看，根據模型分析，甘肅省豐富的太陽能資源可以由“酒湖直流”、“哈鄭直流”、“寶德直流”特高壓線路跨省跨區向湖北、湖南、河南、山西、四川等省份供電。其中，在2019年，就可以在湖北、湖南、四川實現平價上網；在河南的上網成本雖然高于河南的煤電基準電價，但已經低于市場交易的最高限價。預計在2025年實現有特高壓線路全部受端省份的平價上網。

圖1 甘肅省光伏對受電省的上網成本

作為太陽能發展的先驅省份，在已滿足項目經濟性的同時，通過采取有效的措施降低“棄光率”，提高并網效率，對其他西部省份發展集中式光伏具有借鑒意義。

（二） 陜西

陜西位于我國西部內陸腹地，東鄰山西，南抵四川、重慶、湖北，是連接中國東、中部地區和西北、西南的重要位置。如圖2所示，目前，陜西省建設的特高壓線路較多，包括“寧東——浙江直流”“哈鄭直流”“府谷送出”“寶德直流”等，可以實現向浙江、安徽、山西、河南、山東、河北、四川等受端省份的跨區供電。根據模型分析，在2019年，就能實現對浙江、山東、河北、四川等地的平價上網；在安徽、河南、山西的上網成本雖然仍高于當地煤電基準價，但已低于上浮10%的市場電價上限，具備市場交易的經濟條件。預計到2025年，最終在受端省份全面實現現有線路的平價上網。

圖2 陜西省光伏對受電省的上網成本

同時，陜西省的化石能源資源也十分豐富，如何通過太陽能的跨區評價，實現陜西太陽能的異地消納，控制化石能源開采速度，保障陜西省的可持續發展也至關重要。

（三） 寧夏

如圖3，寧夏光能充沛，日照充足，且目前建有多條跨省跨區專項工程，主要包括“寧東-浙江直流”“哈鄭直流”“寧東直流”等，能夠向浙江、安徽、山西、河南、河北、山東等用電負荷較大的省份供電。根據模型分析：在2020年，可以實現寧夏對浙江、山東省份的平價上網；在安徽、河南、河北等地雖然上網電價高于當地煤電基準價，但已經低于對應上浮10%的電價上限，初步具備市場交易的可能；在山西省份，對應太陽能上網電價高于電價上限。預計在2025年可以通過現有的特高壓線路實現對浙江、安徽、河南、河北、山東的平價上網，實現光伏資源的合理配置。

圖3 寧夏省光伏對受電省的上網成本

（四） 青海

青海的太陽能資源居全國第二，且分布均勻；地形地貌多是平坦廣闊的荒漠，符合電站建設的基本要求。目前，青海省建成的特高壓線路較少，主要是青藏直流和正在規劃建設的“青海-河南” 線路，根據投資額估算，“青海-河南”預計輸配電價為0.0509元/千瓦時，預計2025年實現青海對河南的平價上網。而通過“青藏直流”跨省跨區送往西藏的上網電價在2020年為0.3929元/千瓦時，已經低于當地煤電基準價，可以實現在西藏的平價上網（如圖4）。（西藏尚未將現行“標桿上網電價機制”改為“基準價+上下浮動”的準市場化機制，其基準價參考目前的標桿電價）

圖4 青海省光伏對受電省的上網成本

（五） 內蒙古

內蒙古日照充足，幅員遼闊，發展集中式光伏電站具有得天獨厚的優勢。主要是結合現有特高壓線路實現平價上網，保證異地消納。如圖5，根據模型分析，內蒙古的太陽能可以由“呼遼直流”、“錫盟——山東勝利1000千伏特高壓交流工程”、“蒙西——天津南1000千伏特高壓交流工程”、“錫盟——江蘇±800”等特高壓線路向遼寧、天津、河北、山東、北京、江蘇輸送。其中，在2020年，可以在遼寧、天津、河北、山東實現平價上網。而在江蘇，2020年的上網電價為0.4113元/千瓦時，雖然高于江蘇的煤電基準價，但已低于10%的上浮電價上限，初步具備市場化能力；只有送往北京的上網電價仍為0.41元/千瓦時，仍高于當地的電價上限。預計在2025年，隨著光伏技術的改造升級，內蒙古的太陽能能夠在包括北京、江蘇在內的所有受端省份，全面提高與當地基準電價的競爭力，實現平價上網。

圖5 內蒙古光伏對受電省的上網成本

（六） 新疆

新疆的太陽能資源豐富，年日照時間長，且其戈壁、荒漠分布較廣，地勢開闊，為規模建設集中式光伏電站提供良好的自然條件。目前，國內建成的跨省跨區輸電工程為“哈鄭直流”工程，可以通過其將新疆太陽能送往河南、山西兩個省份。根據模型測算：在2020年，河南和山西的上網成本為0.3942元/千瓦時，均高于河南（0.3779元/千瓦時）、山西（0.332元/千瓦時）的煤電基準價。但在河南，其上網成本已低于基準價上浮10%的電價上限，初步具備市場化條件。預計在2025年實現新疆到河南、山西的平價上網（詳見圖6）。

圖6 新疆光伏對受電省的上網成本

四、敏感性分析

前文算例僅考慮西北地區光伏LCOE發電成本及跨省跨區專項工程輸電費用，實際上還應考慮西部光伏發電端到跨省跨區專項工程輸送點的過網費。本節以0.008?0.012元/千瓦時，五個等級對平價上網成本進行敏感性分析。以甘肅為例，具體分析如下：

（一） 甘肅?湖南

圖7 甘肅省光伏對湖南省的上網成本敏感性分析

如圖7所示，湖南的煤電基準價較高，為0.4500元/千瓦時，即使不考慮10%的上浮上限，本文的過網費取值范圍不影響甘肅的集中式光伏在2019年實現到湖南的平價上網。2025年以后，甘肅太陽能的上網成本甚至已經低于其當地的單價下限，具備較強的價格優勢。

（二） 甘肅——河南

圖8 甘肅省光伏對河南省的上網成本敏感性分析

如圖8，河南的煤電基準價位0.3779元/千瓦時，2020年甘肅送往河南的上網電價在過網費的取費區間中均大于河南的基準價，但都在上浮10%的電價上限之下，初步具備平價上網可能。預計在2025年實現平價上網，且2030年的上網電價均已低于下浮15%的電價下限，價格優勢逐年增強。過網費的取費區間對甘肅集中式光伏在2025年到河南實現平價上網敏感度影響不大。

（三） 甘肅——山西

圖9 甘肅省光伏對山西省的上網成本敏感性分析

目前，山西仍實行“標桿電價機制”，若未考慮過網費，甘肅集中式光伏在2025年就能實現到山西的平價上網，但考慮過網費后，2025年無法實現到山西的平價上網。若要在2025年實現平價上網，甘肅到山西的過網費不能超過0.0019元/千瓦時。若山西實行“基準價+上下浮動”機制，基準價參考目前的標桿電價，在2025年的上網電價低于電價上限，初步具備市場化條件。過網費的取值區間，對山西實現平價上網的敏感度影響不大。（如圖9）

綜上所述：送端過網費的取值區間在0.008元/千瓦時～0.012元/千瓦時是合理的，且對跨省跨區上網成本的影響較小，在上述合理區間內基本不影響光伏跨省輸電的平價上網。在電力市場化競爭中，光伏原始的發電成本是主要成本，隨著光伏設備的技術不斷成熟，成本降低帶來的價格優勢也將逐步明顯。

五、政策建議

（一） 完善電力市場交易機制，打破省間交易壁壘

本文涉及的跨省跨區專項工程多條特高壓線路基本都是已建成投運的，通過經濟測算，甘肅太陽能通過“酒湖直流”送到湖北、湖南；陜西太陽能通過“府谷送出”送往山東、河北、四川等部分線路在2019年已經能夠實現到受端省份的平價上網。但實際上，目前跨省輸送基本以行政的計劃電量為主。主要原因是目前對新能源開放的現貨市場尚未建立，太陽能不能發揮邊際成本低的優勢，無法獲得溢價收益；且“保障性收購”無法足額兌現，“以降價為目的”的中長期市場倒逼新能源不斷讓利。在這樣的“計劃+市場”雙軌制下，太陽能難以長期發展。

同時，受到相關政策影響，當地政府也更希望本地發電企業的產值提高以促進當地經濟的發展，接受外地太陽能必然擠壓本地煤電機組的發電空間。基于我國太陽能資源與電力需求整體呈現逆向分布的現狀，以省為單位的電力市場化改革會加劇省間電力交易的壁壘，不利于太陽能的消納。因此，建議盡快推進電力市場化，完善電力市場配置，建立健全電力中長期交易、現貨市場、輔助服務市場和有利于太陽能省間平價上網的市場機制，通過讓太陽能選擇以報量報價方式，或報量不報價方式參與電力現貨市場，以實現新能源優先消納。

（二） 繼續嚴控煤電發展規模，優化風光打捆和光水打捆的一體化輸電方式

目前，煤電產能過剩、光伏發電的靈活性不高也是影響太陽能得到有效消納的重要因素。考慮通過收取碳稅或碳排放交易等方式，嚴控煤電產能規模；通過完善輔助市場機制，引導火電、水電等常規機組轉而提供調峰、調壓、備用等輔助服務，補充新能源的發電靈活性，從而建立高效穩定的能源供應市場。優化電網調度運行方式，確定合理的調峰深度，推動煤電定位由電量型機組向電力電量型機組轉變[14]，不核準或少核準新煤電項目，將煤電由主要能源向輔助能源、靈活能源過度，為擴大太陽能消納利用騰出市場空間。

提升電力系統靈活性，隨著可再生能源快速發展，我國應配套釋放相應的煤電靈活性調節能力，將各地新能源規模總量與煤電靈活性提升規模掛鉤，將煤電靈活性提升規模納入區域發展規劃，分解落實并實現總量控制。同時需要優化電網調度運行方式，確定合理的調峰深度，提升能源利用效率。

在后續的“十四五規劃”中，可以考慮作為新能源外送需要配套的調峰煤電項目預留容量，從而保證跨省輸電工程的新能源輸送能力發揮。因地制宜論證風光水儲加調節煤電打捆的可行性，充分利用光伏、水電、風電的出力特征上的互補性[15]，合理配置裝機配比，保證項目新能源發電的穩定出力。

（三） 跨省跨區專項線路的穩定運行是保障光伏消納的關鍵

電網的系統調峰能力和遠距離大容量輸電能力是西部區域太陽能消納的關鍵因素。只有能夠與外送通道建設相協調的集中式光伏電站裝機增長才能保障太陽能發電能力的合理消納。隨著光伏設備技術的改造升級、儲能技術的成熟引用、市場機制的不斷完善，太陽能通過跨省運輸在受端省份的市場化水平將不斷提高，最終實現太陽能從補充電源到替代電源，再到電力系統主導電源之一的跨越式發展，形成光能利用率越來越高的清潔能源市場。高比例清潔能源接入電網，實現多能互補的能源利用，是未來電力系統的主要特征[16]。因此，如何在維持輸配電價格成本穩定的前提下，保障特高壓線路及整個電網系統的穩定運行將成為國內電力資源配置的重點課題。

六、結論

發展太陽能發電是清潔能源轉型的主要途徑。本文通過LCOE模型測算光伏發電成本，分析西部集中式光伏電站跨區平價實現太陽能異地消納的經濟性。研究表明：在經濟性角度，隨著太陽能發電技術的提高，設備設施的優化升級，2019年西部地區集中式光伏的LCOE值就達到0.344元/千瓦時，2020年可以降低至0.3329元/千瓦時；2025年0.2688元/千瓦時；2030年0.2424元/千瓦時。根據現有的跨省跨區專項工程輸電價格，西部地區到2025年可以基本實現在受端省份的異地平價上網，緩解各省份的電力供需矛盾，優化資源配置。并結合實際的跨區交易量提出相關的政策建議。