跨省跨區光伏電力交易定價機制分析及優化建議

孔 凱，周暢游，焦詩元

（1. 貴州黔源電力股份有限公司，貴州 貴陽 550002；2. 華電電力科學研究院有限公司，浙江 杭州 310030）

光伏發電作為我國技術成熟的可再生能源發電技術，具有碳排水平低、建設周期短等天然優勢，自“十二五”以來發展光伏便成為助推我國發電行業控碳減排、加快能源結構轉型的核心部分?！笆奈濉币巹澝鞔_到2025年非化石能源發電要提高到39%左右的目標，這就意味著必須發揮以光伏為代表的可再生能源的結構調整作用。然而，由于我國優質光伏資源主要集中在中西部地區，電力負荷中心卻分布在東南部經濟較發達地區，僅通過省內現貨市場交易顯然不能滿足可再生能源消納需求，跨省跨區電力交易成為推動我國光伏發電健康發展的重要手段之一。在此背景下，如何完善跨省跨區交易價格機制，如何科學地設計價格信號，以激活受電端跨省跨區的交易需求，提高送電端對跨省跨區交易需求的響應能力，進一步提升光伏發電消納水平，是當前亟需解決的重要課題。

目前，我國跨省跨區電力交易市場體系已基本形成[1]，就如何優化包括光伏發電在內的可再生能源跨省跨區交易價格機制的問題，國內外學者主要從上網電價、輸配電價兩方面展開了研究。針對上網電價，Yi等[2]認為光伏上網電價的下降能夠刺激發電商技術研發，提高光伏發電效率。邢相軍等[3]認為光伏發電投資成本和享受補貼情況對光伏上網電價存在一定影響。王鳳云等[4]提出在計算可再生能源發電收益時，不能忽略可再生能源的正外部性和技術進步，明確核算可再生能源發電成本和合理利潤，合理制定上網電價是需要關注的重點。張運洲等[5]提出新的新能源上網電價測算方法，經過測算后顯示其高于燃煤發電基準價，認為新能源上網定價政策存在不足。針對輸配電價，魏莉[6]認為在分攤輸電成本時，應考慮電力用戶對輸電網的使用程度。同時區域電網輸電定價機制與電力現貨市場定價機制二者應相互配合，短期內優化電力系統運行，長期內引導電網用戶合理選址，有助于促進資源優化配置。王鳳云等[7]建議核定輸配電價時，考慮地區、輸電線路、電壓、環保附加等差異形成針對性的輸配電價結構，助力可再生能源消納。夏清等[8]認為在跨省跨區中長期電力交易中，交易雙方在撮合交易時應考慮雙方所在地理位置的輸電成本。在跨省跨區電力現貨交易中，不同價區的成因是因為存在輸電成本差異，故應考慮設各價區價格為變量，由此確定市場優化問題的對偶解，即出清價格。

綜上所述，現有文獻主要站在光伏發電企業角度探討跨省跨區定價機制，較少針對當前電力市場階段從宏觀角度研究價格機制的適應性。且現有定價機制研究中鮮見考慮光伏的清潔能源價值，也未考量與電力市場相關的綠證市場、消納量市場對價格機制的影響。本文考慮光伏清潔能源價值，結合跨省跨區交易機制配套政策，從國家宏觀角度分析定價機制中存在的問題，并有針對性地提出推進光伏跨省跨區電力交易的優化建議。

一、我國光伏發電現狀分析與跨省跨區電力交易機制梳理

（一） 光伏產業發電現狀

據“十四五規劃”要求，“十四五”期間我國將繼續強化可再生能源電力消納和跨區輸送能力，并積極引導全國、省（區、市）、區域各級電力市場高效運行、協同發展，推動火力、風力、水力、光伏發電等發電企業共同競爭。光伏作為我國較為成熟的新能源產業，其發展受到更進一步重視。近年來，光伏產業保持良好發展勢頭。截至2021年，我國光伏并網裝機容量累計3.06億千瓦，同比增長21%。2021年光伏電站新增裝機容量為2560萬千瓦，相比2020年光伏電站新增裝機容量1552萬千瓦，2021年集中式光伏受到高度重視；同年，光伏發電量3259億千瓦時，同比增長25%；2021年全國光伏發電利用率98%，同比上升0.8個百分點。隨著光伏發電全面邁入平價上網時代，在“雙碳”目標的背景下，集中式光伏有望迎來更多利好。中電聯預測今年我國光伏有望實現4億千瓦的裝機并網。

（二） 光伏發電上網電價定價機制梳理

為保證光伏企業的發電收益，推動我國光伏產業可持續發展，國家出臺一系列政策對光伏上網電價進行調控。近十余年，光伏上網電價歷經了從政府定價、標桿電價上網到指導價上網，并最終實現向平價上網的轉變。光伏發電上網電價定價機制政策變遷過程如圖1所示：

根據圖1可知，2006年，我國首次發布并實行光伏在內的可再生能源發電價格管理辦法，此后逐步改進光伏上網電價形式，并設定光伏發電項目補貼，助力光伏發電行業發展。接下來對上網電價變遷過程進行具體闡述。

圖1 光伏上網電價政策變遷過程圖

1、政府定價時期（2006—2011年）。2006年，發改委規定光伏發電上網電價由政府定價。2008年，首個特許權項目啟動招標并以1.09元/千瓦時的價格成交，由此我國光伏產業開始迅速發展。

2、標桿電價上網時期（2011—2019年）。2011年，發改委規定非招標光伏發電的標桿上網電價，隨后進一步將全國分為三類資源區。得益于光伏發電技術的進步與規模化發展，光伏發電成本逐年下降，上網電價也逐步下調。通過對新增投資光伏發電項目設置統一標桿電價的限制，電站造價規模相近的發電企業逐漸站在同一起跑線，為逐步過渡到競爭性電力市場奠定基礎。

3、指導價上網時期（2019—2021年）。2019年，光伏上網電價改為指導價。隨后，2020年發改委進一步下調指導價。指導價在標桿電價的基礎上引入競價機制，進一步推動光伏電站發電成本下降。

4、平價上網時期（2021年至今）。2021年，取消新備案集中式光伏電站的補貼，開始平價上網。平價上網政策使得光伏發電與燃煤發電等常規電源共同競爭，加速光伏發電相關技術更新換代，推動光伏發電成本下降。

綜上，我國光伏電站上網定價機制從政府定價到平價上網的改變，上網電價呈下降趨勢，在國家政策推動下，光伏發電量也逐年上升，光伏上網電價與年發電量如圖2所示：

根據圖2可知，近年來，我國光伏電站迅速發展、發電量急劇上升。在光伏發電技術進步與大規模發展的同時光伏發電成本逐漸下降，上網電價也逐漸降低。2021年，全國各地燃煤基準價平均后計算得到光伏上網電價為0.3671元/千瓦時，相比2020年的標桿上網電價，電價進一步下降。政府逐步降低上網電價標準、下調補貼，淘汰落后產能，確保光伏行業的平衡發展，促進實現光伏發電與其他電力公平競爭。總之，光伏上網電價機制的優化體現了政府對光伏發展的推動、協調作用，強化了光伏資源跨區域靈活配置能力。但是，目前的光伏上網電價還有待進一步核定，以便激發光伏發電的巨大潛力，助力光伏行業發展，實現國家大規模發展可再生能源、減排降碳的目標。

圖2 2011—2020年光伏上網電價與年發電量

（三） 輸配電價定價機制梳理

輸配電作為跨省跨區電力交易的中間環節，是連接電網與發電企業、用戶的樞紐。為規范電網輸配電的收益，國家出臺一系列政策探索更加科學合理的輸配電價核算方式。近二十年，輸配電價歷經了從“合理成本、合理盈利、依法計稅、公平負擔”到“準許成本加合理收益”的轉變。輸配電價定價機制政策變遷過程如圖3所示：

圖3 輸配電價政策變遷過程圖

根據圖3可知，2002年，我國開始第一次電力市場化改革，首次定義輸配電價，隨后逐步對輸配電價核算過程進行補充：明確輸配電價的核定原則、具體參數等。直到2015年，我國開啟新一輪電力體制改革，對輸配電價的核定原則進行修訂。在國家政策的推動下，到現在，我國已逐步建立起獨立的省級電網和區域電網輸配電價體系，為大力發展跨省跨區電力交易提供送電保障。接下來對輸配電價政策變遷過程進行具體闡述。

1、“合理成本、合理盈利、依法計稅、公平負擔”的電價核定原則。2002年，我國首次定義輸配電價，隨后明確核定輸配電價原則，后又進一步解釋了輸配電價核算辦法。2007年，發改委規定專項輸電工程輸電價格按準許收入法核定，各組成部分根據相關政策進行審核，并實行兩部制電價。

2、“準許成本加合理收益”的電價核定原則。2015年，輸配電價核定原則逐漸過渡到“準許成本加合理收益”。隨后發改委針對省級電網、區域電網、跨省跨區專項工程輸電價格制定初步試行辦法，規定按準許收入法核定省級和區域電網輸配電價（輸電價格），經營期電價法核定專項工程輸電價格。2020年，發改委對試行辦法作出相關修訂，正式試行相關定價辦法。完整定價辦法的發布是我國輸配電價改革中一個新的里程碑。

綜上，我國輸配電價機制核定原則的改變，輸配電價的制定已經越來越科學合理。但目前的輸配電價政策還有待進一步完善，使其更能促進跨省跨區電力交易的發展，為跨省跨區輸電提供穩定交易保障。

（四） 跨省跨區交易價格機制梳理

跨省跨區送電在提高光伏利用率、以低碳形式保證電力供應方面發揮著重要作用，為促進電力資源在更大范圍內優化配置，近十余年，跨省跨區交易電價歷經了從政府定價到鼓勵競爭的轉變?？缡】鐓^交易電價機制政策變遷過程如圖4所示：

圖4 跨省跨區交易價格政策變遷過程圖

根據圖4可知，2005年，我國針對跨地區電能交易發布指導意見，隨后逐步明確跨省跨區交易價格的核定原則，調整跨省跨區送電價格。2015年，我國逐步放開跨省跨區交易定價，鼓勵進行市場競爭，但跨省跨區專項工程輸電價格仍由國家進行核定。在國家政策的推動下，我國的跨省跨區電力交易量急劇上升，光伏等可再生能源發電利用率已實現翻倍增長。接下來對跨省跨區交易價格政策變遷過程進行具體闡述。

1、政府定價。2005年，發改委首次明確跨地區電能交易的受電價格內容。2009年，發改委進一步規范電能交易價格機制，如增加了緊急情況下交易價格的確定準則。隨后幾年里，國家對跨省跨區域送電價格進行了多次降價調整。

2、鼓勵競爭。2015年，發改委鼓勵通過招標確定跨省跨區送電價格，并核定了部分跨省跨區專項工程送電價格協調結果。隨后，定期核定跨省跨區專項工程送電價格，為其他跨省跨區送電項目提供參考。

綜上，我國考慮能源分布情況和電力市場環境，制定并逐步完善跨省跨區交易價格定價機制，是根據當時所處的市場階段，考慮當時面臨的問題所制定的規則，為推動可再生能源發電、在全國范圍內實現電力優化配置并構建新能源為主體的新型電力系統起到重要作用。但目前的跨省跨區交易定價機制仍有待完善，使交易價格合理體現交易雙方利益，促進光伏電力在更大范圍內消納。

二、我國現行光伏跨省跨區交易機制存在問題

（一） 未充分考慮光伏發電的清潔能源價值

光伏電站在進行跨省跨區送電時，受端落地電價包括光伏上網電價、送端和受端省份的輸配電價、省間輸電價格、受端省份的政府性基金等。目前光伏實行平價上網政策，執行燃煤機組標桿上網電價，輸配電價、輸電價格以及政府性基金均由政府規定。固定的交易價格未充分反映光伏送電的節能減排效益等清潔能源價值，這種未能凸顯清潔能源價值的定價機制，限制了光伏發電項目的市場競爭力與投資積極性。雖然目前集中式光伏電站已被納入綠證交易，光伏發電商可以通過出售綠證獲取收益，一定程度上體現了光伏的清潔能源價值，但綠證交易仍不成熟，成交率低，清潔能源價值仍未充分體現。因此，在光伏交易電價中體現光伏發電的清潔能源價值對促進光伏產業健康發展、提升光伏發電量至關重要。

（二） 相關成本變化未有效傳導至光伏交易電價

由于光伏的固有特性，發電成本受到光照情況、組件成本以及息稅及非技術成本等的影響，發電成本上下起伏但光伏只執行平價上網，一定程度上違反了市場經濟規律，限制了光伏電站的可持續發展。如2020年下半年，在多晶硅等材料價格上漲、儲能系統配置成本增加等多重風險重壓下，光伏發電成本急劇上升，此時下調光伏發電上網電價無疑是雪上加霜，導致光伏電站的收益率大幅縮減，所獲收益難以達到“開發成本+合理收益”的預算水平。

可見，在上網電價定價過程中未考慮與光伏發電相關的特定成本變化，可能導致光伏電站收益降低甚至虧損，設置固定的上網電價不利于光伏電站的可持續發展、提高光伏電站的投資積極性。

（三） 各省區規則與制度差異下形成的交易壁壘難以破除

發改委、國家能源局等部門發布宏觀政策對全國電力交易體系進行制定與完善，各省根據上級政策考慮自身網情、供電能力與用電需求，設計本省電力市場交易規則與定價機制，不同省的電力交易規則如交易方式、交易價格機制等的差異不可避免，如甘肅省采取雙邊協商、集中競價和掛牌交易的交易方式，而廣東省則不存在掛牌交易方式；甘肅省的雙邊協商交易價格由交易雙方自由協商，而廣東的雙邊協商交易不進行限價。同時，在中長期電力交易中，各區域采用的價格計算與合約交割方法存在一定差異；而現貨交易中，各區各省的競爭時段、開放程度也不盡相同。

不同的電力交易規則導致光伏資源在跨省跨區交易時受到地方保護和市場制度壁壘的限制，阻礙了省份間、區域間光伏資源的協同開發與利用，限制了光伏跨省跨區電力交易發揮區域優化資源配置的作用。

（四） 送受端電力供需不平衡導致兩端“倒掛”矛盾凸顯

由于現行跨省跨區交易方式未考慮送、受端電力供需情況動態變化且不完全公開的特點，跨省跨區交易電價“倒掛”問題一直未能緩解。一般而言，送端無法實時獲知受端地區的電力需求情況，因此難以結合自身電力供給和受端電力需求制定合理的報價策略。報價誤差使得報價較高時電力成交量偏低，報價較低時送端售電利潤減少，甚至出現虧損。在現階段我國電力市場供大于需的大環境下，如果缺乏信息互通與交易協調，受端省份可能會出現電量供大于求、送受端難以開展平等協商、送端高競價壓力下成交電價偏低等問題，較低的外送成交電價進而拉低了送端發電商單位電量的售電收益水平。為增加發電收益或者彌補虧損，發電商更傾向于提高在省內的報價，進而形成送受兩端電價“倒掛”矛盾，遏制兩端電力交易市場的均衡發展。并且如果繼續延續目前的跨省跨區交易機制，送端落后地區以低價光伏保障受端發達地區的用電經濟性，但在送端省內電力交易市場卻用較高的報價抬高了當地的用電成本，這一“倒掛”矛盾有悖于政策設定中鼓勵兩級市場協同發展的初衷。

（五） 綠證市場、消納量市場等配套政策有待完善

目前的光伏跨省跨區交易價格靈活性低，光伏發電企業僅通過電力交易仍不能保證有利市場地位，國家必須通過發布其他配套政策助力光伏發電企業發展。目前國家發布了包括建立綠證市場和可再生能源消納量市場在內的一系列配套政策，以減輕可再生能源發電企業的市場競爭壓力，但仍存在設計不合理、執行效果不佳的問題。例如綠證市場實行自愿認購制度，交易率極低。截至2022年4月17日，累計光伏核發量10356539張，累計光伏交易量1254721張，交易率僅為12.12%，可見光伏綠證的交易活躍度不高，光伏發電商通過銷售綠證獲得的超額收益補償十分有限；2021年，各省區逐步開放可再生能源消納量市場，將消納責任分配給更多主體，通過經濟手段帶動可再生能源電力消納、提升消納責任權重履約方式靈活性，在帶動可再生能源電力交易活力和減少棄光率、棄風率方面起了重要作用。但由于開放時間短，在消納量如何分配、消納量交易如何定價方面均有待進一步完善。

三、光伏跨省跨區交易定價機制優化建議

（一） 建立體現清潔能源價值的光伏送電定價機制

國家應考慮將光伏能源的社會、環境和生態價值體現到光伏交易定價機制中，才能真正推動光伏等清潔能源電力的可持續發展。國家應主導建立跨省跨區光伏電力送電協議標準，綜合考慮區域光伏能源分布、東西部經濟發展以及光伏清潔能源特性，改變僅以火電標桿電價作為光伏上網電價的經濟性評價和決策思路，建立滿足電力系統全面需求和節能減排效益的電價評價體系，作為跨省跨區外送光伏電力定價的參考標準，保障光伏等清潔能源電力參與市場競爭相對公平，真正實現利用市場經濟手段促進光伏產業健康發展、提高光伏發電量以及推動能源發電結構轉型升級。

（二） 建立考慮光伏成本變化的動態電價機制

國家應從宏觀層面完善跨省跨區光伏送電價格定價機制，考慮光伏能源市場環境帶來的成本變化建立動態定價機制。國家應合理確定各清潔能源電力開發的成本和基本收益，分析送受端地區市場供需，結合光伏發電特性，頒布更加契合跨省跨區光伏送電需求的國家政策。例如，在光伏上網電價定價機制中，應定期測算光伏電站度電成本和合理收益，以此核定電價，根據市場投資成本變化，進行調整，同時結合光伏發電特性，如光伏發電受日照影響，夜間儲能成本也應考慮在發電成本中。真正在電價中體現成本變化，充分發揮市場本身的供需調節作用，保證光伏發電商的合理收益，推動光伏產業高質量發展。

（三） 設計光伏跨省跨區的獨立交易品種與定價機制

設計區別于省內交易的跨省跨區獨立交易品種與定價機制，緩解省區之間交易壁壘對跨省跨區交易的限制作用。目前，我國跨省跨區電力交易的市場建設已基本完成，強制要求各區各省統一跨省跨區電力交易規則與定價機制的可行性較低。對此，在省內、跨省跨區兩級市場協同發展的要求下，建議參考異構市場的融合理論與方法，在放開各區各省市場成員交易選擇權的基礎上，針對光伏發電設計獨立的跨省跨區交易品種與定價機制，突破省內交易制度的限制，并與各區各省內的交易品種與定價機制在時序、口徑等方面保持協同而不沖突的關系。由此，各市場成員可以自行選擇是否購買或銷售獨立的光伏跨省跨區交易品種，完成逐步用市場交易取代政府協議，促進兩級市場的高效協同的轉變。

（四） 建立送電定價監督部門，協調緩解“倒掛”矛盾

國家應建立相關跨省跨區交易定價監督部門，宏觀協調送受端輸配電量和送電價格。以實現全國節能減排總目標為前提，強調政府的宏觀調控作用，對送受端雙方電力市場交易、兩端電力需求與供給情況、受端電源結構進行監督協調。建議各地在制定地區光伏跨省跨區交易定價機制時應與受端省份電網企業積極溝通、公平協商，統籌考慮送受地區的經濟發展水平與交易規則差異，盡量在交易電價中體現光伏的清潔能源價值，促進跨省跨區光伏交易市場的平穩運行。同時，還應建立、落實考核監督機制，考察宏觀調控效果，是否協調供需雙方利益，真正助力光伏跨省跨區交易，提升其在電力市場中的競爭力。

（五） 推動綠證市場與消納量市場，共同保障光伏發展

國家應完善光伏發電相關配套政策，減輕光伏電站市場競爭壓力，為光伏發電提供保障。國家應逐步引入符合各清潔能源電力特點的綠色證書交易制度，保障清潔能源電力的消納和經濟可持續性。更加完善發展綠證市場，尤其在對綠證購買主體的激勵上，進一步明確購買綠證除了展現社會責任外，還能從中獲得經濟收益，進而提高綠證的交易量，助力光伏電站獲得收益，增強光伏電站在電力市場中的競爭力，推動光伏產業穩健發展。在考慮稅收和綠證的同時，穩步推動清潔能源電力定價機制制定，全面反映綠色電力的經濟和清潔能源價值；綜合考慮各區域光伏等可再生能源的發電成本、供需情況進行消納量交易定價、分配消納量配額，進一步完善消納量市場交易機制，提高光伏的消納量，增加光伏的利用率，助力光伏電站的可持續發展。

四、結論

由于我國光伏資源與用電需求的地域分布不均衡，跨省跨區送電是解決我國發電資源和負荷中心逆向分布矛盾的重要手段。從2005年開始，我國發布一系列政策完善并形成跨省跨區交易價格機制，為優化光伏資源配置提供了有力政策保障。但目前光伏跨省跨區交易定價機制中仍存在定價時未考慮光伏發電清潔能源價值、成本變化對價格傳導效應不顯著、各省區交易規則差異形成的交易壁壘明顯、送受端電力供需不平衡導致兩端“倒掛”以及綠證市場、消納量市場等配套政策有待完善等問題。針對上述問題本文提出了建立體現清潔能源價值的光伏送電定價機制、建立考慮光伏成本變化的動態電價機制、設計光伏跨省跨區的獨立交易品種與定價機制、建立送電定價監督部門協調緩解“倒掛”矛盾以及推動綠證市場與消納量市場共同保障光伏發展等相關建議，以期為我國建立科學、合理的光伏跨省跨區電力交易機制提供科學參考。