孔 凯，周畅游，焦诗元
（1. 贵州黔源电力股份有限公司，贵州 贵阳 550002；
2. 华电电力科学研究院有限公司，浙江 杭州 310030）
光伏发电作为我国技术成熟的可再生能源发电技术，具有碳排水平低、建设周期短等天然优势，自“十二五”以来发展光伏便成为助推我国发电行业控碳减排、加快能源结构转型的核心部分。“十四五”规划明确到2025年非化石能源发电要提高到39%左右的目标，这就意味着必须发挥以光伏为代表的可再生能源的结构调整作用。然而，由于我国优质光伏资源主要集中在中西部地区，电力负荷中心却分布在东南部经济较发达地区，仅通过省内现货市场交易显然不能满足可再生能源消纳需求，跨省跨区电力交易成为推动我国光伏发电健康发展的重要手段之一。在此背景下，如何完善跨省跨区交易价格机制，如何科学地设计价格信号，以激活受电端跨省跨区的交易需求，提高送电端对跨省跨区交易需求的响应能力，进一步提升光伏发电消纳水平，是当前亟需解决的重要课题。
目前，我国跨省跨区电力交易市场体系已基本形成[1]，就如何优化包括光伏发电在内的可再生能源跨省跨区交易价格机制的问题，国内外学者主要从上网电价、输配电价两方面展开了研究。针对上网电价，Yi等[2]认为光伏上网电价的下降能够刺激发电商技术研发，提高光伏发电效率。邢相军等[3]认为光伏发电投资成本和享受补贴情况对光伏上网电价存在一定影响。王凤云等[4]提出在计算可再生能源发电收益时，不能忽略可再生能源的正外部性和技术进步，明确核算可再生能源发电成本和合理利润，合理制定上网电价是需要关注的重点。张运洲等[5]提出新的新能源上网电价测算方法，经过测算后显示其高于燃煤发电基准价，认为新能源上网定价政策存在不足。针对输配电价，魏莉[6]认为在分摊输电成本时，应考虑电力用户对输电网的使用程度。同时区域电网输电定价机制与电力现货市场定价机制二者应相互配合，短期内优化电力系统运行，长期内引导电网用户合理选址，有助于促进资源优化配置。王凤云等[7]建议核定输配电价时，考虑地区、输电线路、电压、环保附加等差异形成针对性的输配电价结构，助力可再生能源消纳。夏清等[8]认为在跨省跨区中长期电力交易中，交易双方在撮合交易时应考虑双方所在地理位置的输电成本。在跨省跨区电力现货交易中，不同价区的成因是因为存在输电成本差异，故应考虑设各价区价格为变量，由此确定市场优化问题的对偶解，即出清价格。
综上所述，现有文献主要站在光伏发电企业角度探讨跨省跨区定价机制，较少针对当前电力市场阶段从宏观角度研究价格机制的适应性。且现有定价机制研究中鲜见考虑光伏的清洁能源价值，也未考量与电力市场相关的绿证市场、消纳量市场对价格机制的影响。本文考虑光伏清洁能源价值，结合跨省跨区交易机制配套政策，从国家宏观角度分析定价机制中存在的问题，并有针对性地提出推进光伏跨省跨区电力交易的优化建议。
（一） 光伏产业发电现状
据“十四五规划”要求，“十四五”期间我国将继续强化可再生能源电力消纳和跨区输送能力，并积极引导全国、省（区、市）、区域各级电力市场高效运行、协同发展，推动火力、风力、水力、光伏发电等发电企业共同竞争。光伏作为我国较为成熟的新能源产业，其发展受到更进一步重视。近年来，光伏产业保持良好发展势头。截至2021年，我国光伏并网装机容量累计3.06亿千瓦，同比增长21%。2021年光伏电站新增装机容量为2560万千瓦，相比2020年光伏电站新增装机容量1552万千瓦，2021年集中式光伏受到高度重视；
同年，光伏发电量3259亿千瓦时，同比增长25%；
2021年全国光伏发电利用率98%，同比上升0.8个百分点。随着光伏发电全面迈入平价上网时代，在“双碳”目标的背景下，集中式光伏有望迎来更多利好。中电联预测今年我国光伏有望实现4亿千瓦的装机并网。
（二） 光伏发电上网电价定价机制梳理
为保证光伏企业的发电收益，推动我国光伏产业可持续发展，国家出台一系列政策对光伏上网电价进行调控。近十余年，光伏上网电价历经了从政府定价、标杆电价上网到指导价上网，并最终实现向平价上网的转变。光伏发电上网电价定价机制政策变迁过程如图1所示：
根据图1可知，2006年，我国首次发布并实行光伏在内的可再生能源发电价格管理办法，此后逐步改进光伏上网电价形式，并设定光伏发电项目补贴，助力光伏发电行业发展。接下来对上网电价变迁过程进行具体阐述。
图1 光伏上网电价政策变迁过程图
1、政府定价时期（2006—2011年）。2006年，发改委规定光伏发电上网电价由政府定价。2008年，首个特许权项目启动招标并以1.09元/千瓦时的价格成交，由此我国光伏产业开始迅速发展。
2、标杆电价上网时期（2011—2019年）。2011年，发改委规定非招标光伏发电的标杆上网电价，随后进一步将全国分为三类资源区。得益于光伏发电技术的进步与规模化发展，光伏发电成本逐年下降，上网电价也逐步下调。通过对新增投资光伏发电项目设置统一标杆电价的限制，电站造价规模相近的发电企业逐渐站在同一起跑线，为逐步过渡到竞争性电力市场奠定基础。
3、指导价上网时期（2019—2021年）。2019年，光伏上网电价改为指导价。随后，2020年发改委进一步下调指导价。指导价在标杆电价的基础上引入竞价机制，进一步推动光伏电站发电成本下降。
4、平价上网时期（2021年至今）。2021年，取消新备案集中式光伏电站的补贴，开始平价上网。平价上网政策使得光伏发电与燃煤发电等常规电源共同竞争，加速光伏发电相关技术更新换代，推动光伏发电成本下降。
综上，我国光伏电站上网定价机制从政府定价到平价上网的改变，上网电价呈下降趋势，在国家政策推动下，光伏发电量也逐年上升，光伏上网电价与年发电量如图2所示：
根据图2可知，近年来，我国光伏电站迅速发展、发电量急剧上升。在光伏发电技术进步与大规模发展的同时光伏发电成本逐渐下降，上网电价也逐渐降低。2021年，全国各地燃煤基准价平均后计算得到光伏上网电价为0.3671元/千瓦时，相比2020年的标杆上网电价，电价进一步下降。政府逐步降低上网电价标准、下调补贴，淘汰落后产能，确保光伏行业的平衡发展，促进实现光伏发电与其他电力公平竞争。总之，光伏上网电价机制的优化体现了政府对光伏发展的推动、协调作用，强化了光伏资源跨区域灵活配置能力。但是，目前的光伏上网电价还有待进一步核定，以便激发光伏发电的巨大潜力，助力光伏行业发展，实现国家大规模发展可再生能源、减排降碳的目标。
图2 2011—2020年光伏上网电价与年发电量
（三） 输配电价定价机制梳理
输配电作为跨省跨区电力交易的中间环节，是连接电网与发电企业、用户的枢纽。为规范电网输配电的收益，国家出台一系列政策探索更加科学合理的输配电价核算方式。近二十年，输配电价历经了从“合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担”到“准许成本加合理收益”的转变。输配电价定价机制政策变迁过程如图3所示：
图3 输配电价政策变迁过程图
根据图3可知，2002年，我国开始第一次电力市场化改革，首次定义输配电价，随后逐步对输配电价核算过程进行补充：明确输配电价的核定原则、具体参数等。直到2015年，我国开启新一轮电力体制改革，对输配电价的核定原则进行修订。在国家政策的推动下，到现在，我国已逐步建立起独立的省级电网和区域电网输配电价体系，为大力发展跨省跨区电力交易提供送电保障。接下来对输配电价政策变迁过程进行具体阐述。
1、“合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担”的电价核定原则。2002年，我国首次定义输配电价，随后明确核定输配电价原则，后又进一步解释了输配电价核算办法。2007年，发改委规定专项输电工程输电价格按准许收入法核定，各组成部分根据相关政策进行审核，并实行两部制电价。
2、“准许成本加合理收益”的电价核定原则。2015年，输配电价核定原则逐渐过渡到“准许成本加合理收益”。随后发改委针对省级电网、区域电网、跨省跨区专项工程输电价格制定初步试行办法，规定按准许收入法核定省级和区域电网输配电价（输电价格），经营期电价法核定专项工程输电价格。2020年，发改委对试行办法作出相关修订，正式试行相关定价办法。完整定价办法的发布是我国输配电价改革中一个新的里程碑。
综上，我国输配电价机制核定原则的改变，输配电价的制定已经越来越科学合理。但目前的输配电价政策还有待进一步完善，使其更能促进跨省跨区电力交易的发展，为跨省跨区输电提供稳定交易保障。
（四） 跨省跨区交易价格机制梳理
跨省跨区送电在提高光伏利用率、以低碳形式保证电力供应方面发挥着重要作用，为促进电力资源在更大范围内优化配置，近十余年，跨省跨区交易电价历经了从政府定价到鼓励竞争的转变。跨省跨区交易电价机制政策变迁过程如图4所示：
图4 跨省跨区交易价格政策变迁过程图
根据图4可知，2005年，我国针对跨地区电能交易发布指导意见，随后逐步明确跨省跨区交易价格的核定原则，调整跨省跨区送电价格。2015年，我国逐步放开跨省跨区交易定价，鼓励进行市场竞争，但跨省跨区专项工程输电价格仍由国家进行核定。在国家政策的推动下，我国的跨省跨区电力交易量急剧上升，光伏等可再生能源发电利用率已实现翻倍增长。接下来对跨省跨区交易价格政策变迁过程进行具体阐述。
1、政府定价。2005年，发改委首次明确跨地区电能交易的受电价格内容。2009年，发改委进一步规范电能交易价格机制，如增加了紧急情况下交易价格的确定准则。随后几年里，国家对跨省跨区域送电价格进行了多次降价调整。
2、鼓励竞争。2015年，发改委鼓励通过招标确定跨省跨区送电价格，并核定了部分跨省跨区专项工程送电价格协调结果。随后，定期核定跨省跨区专项工程送电价格，为其他跨省跨区送电项目提供参考。
综上，我国考虑能源分布情况和电力市场环境，制定并逐步完善跨省跨区交易价格定价机制，是根据当时所处的市场阶段，考虑当时面临的问题所制定的规则，为推动可再生能源发电、在全国范围内实现电力优化配置并构建新能源为主体的新型电力系统起到重要作用。但目前的跨省跨区交易定价机制仍有待完善，使交易价格合理体现交易双方利益，促进光伏电力在更大范围内消纳。
（一） 未充分考虑光伏发电的清洁能源价值
光伏电站在进行跨省跨区送电时，受端落地电价包括光伏上网电价、送端和受端省份的输配电价、省间输电价格、受端省份的政府性基金等。目前光伏实行平价上网政策，执行燃煤机组标杆上网电价，输配电价、输电价格以及政府性基金均由政府规定。固定的交易价格未充分反映光伏送电的节能减排效益等清洁能源价值，这种未能凸显清洁能源价值的定价机制，限制了光伏发电项目的市场竞争力与投资积极性。虽然目前集中式光伏电站已被纳入绿证交易，光伏发电商可以通过出售绿证获取收益，一定程度上体现了光伏的清洁能源价值，但绿证交易仍不成熟，成交率低，清洁能源价值仍未充分体现。因此，在光伏交易电价中体现光伏发电的清洁能源价值对促进光伏产业健康发展、提升光伏发电量至关重要。
（二） 相关成本变化未有效传导至光伏交易电价
由于光伏的固有特性，发电成本受到光照情况、组件成本以及息税及非技术成本等的影响，发电成本上下起伏但光伏只执行平价上网，一定程度上违反了市场经济规律，限制了光伏电站的可持续发展。如2020年下半年，在多晶硅等材料价格上涨、储能系统配置成本增加等多重风险重压下，光伏发电成本急剧上升，此时下调光伏发电上网电价无疑是雪上加霜，导致光伏电站的收益率大幅缩减，所获收益难以达到“开发成本+合理收益”的预算水平。
可见，在上网电价定价过程中未考虑与光伏发电相关的特定成本变化，可能导致光伏电站收益降低甚至亏损，设置固定的上网电价不利于光伏电站的可持续发展、提高光伏电站的投资积极性。
（三） 各省区规则与制度差异下形成的交易壁垒难以破除
发改委、国家能源局等部门发布宏观政策对全国电力交易体系进行制定与完善，各省根据上级政策考虑自身网情、供电能力与用电需求，设计本省电力市场交易规则与定价机制，不同省的电力交易规则如交易方式、交易价格机制等的差异不可避免，如甘肃省采取双边协商、集中竞价和挂牌交易的交易方式，而广东省则不存在挂牌交易方式；
甘肃省的双边协商交易价格由交易双方自由协商，而广东的双边协商交易不进行限价。同时，在中长期电力交易中，各区域采用的价格计算与合约交割方法存在一定差异；
而现货交易中，各区各省的竞争时段、开放程度也不尽相同。
不同的电力交易规则导致光伏资源在跨省跨区交易时受到地方保护和市场制度壁垒的限制，阻碍了省份间、区域间光伏资源的协同开发与利用，限制了光伏跨省跨区电力交易发挥区域优化资源配置的作用。
（四） 送受端电力供需不平衡导致两端“倒挂”矛盾凸显
由于现行跨省跨区交易方式未考虑送、受端电力供需情况动态变化且不完全公开的特点，跨省跨区交易电价“倒挂”问题一直未能缓解。一般而言，送端无法实时获知受端地区的电力需求情况，因此难以结合自身电力供给和受端电力需求制定合理的报价策略。报价误差使得报价较高时电力成交量偏低，报价较低时送端售电利润减少，甚至出现亏损。在现阶段我国电力市场供大于需的大环境下，如果缺乏信息互通与交易协调，受端省份可能会出现电量供大于求、送受端难以开展平等协商、送端高竞价压力下成交电价偏低等问题，较低的外送成交电价进而拉低了送端发电商单位电量的售电收益水平。为增加发电收益或者弥补亏损，发电商更倾向于提高在省内的报价，进而形成送受两端电价“倒挂”矛盾，遏制两端电力交易市场的均衡发展。并且如果继续延续目前的跨省跨区交易机制，送端落后地区以低价光伏保障受端发达地区的用电经济性，但在送端省内电力交易市场却用较高的报价抬高了当地的用电成本，这一“倒挂”矛盾有悖于政策设定中鼓励两级市场协同发展的初衷。
（五） 绿证市场、消纳量市场等配套政策有待完善
目前的光伏跨省跨区交易价格灵活性低，光伏发电企业仅通过电力交易仍不能保证有利市场地位，国家必须通过发布其他配套政策助力光伏发电企业发展。目前国家发布了包括建立绿证市场和可再生能源消纳量市场在内的一系列配套政策，以减轻可再生能源发电企业的市场竞争压力，但仍存在设计不合理、执行效果不佳的问题。例如绿证市场实行自愿认购制度，交易率极低。截至2022年4月17日，累计光伏核发量10356539张，累计光伏交易量1254721张，交易率仅为12.12%，可见光伏绿证的交易活跃度不高，光伏发电商通过销售绿证获得的超额收益补偿十分有限；
2021年，各省区逐步开放可再生能源消纳量市场，将消纳责任分配给更多主体，通过经济手段带动可再生能源电力消纳、提升消纳责任权重履约方式灵活性，在带动可再生能源电力交易活力和减少弃光率、弃风率方面起了重要作用。但由于开放时间短，在消纳量如何分配、消纳量交易如何定价方面均有待进一步完善。
（一） 建立体现清洁能源价值的光伏送电定价机制
国家应考虑将光伏能源的社会、环境和生态价值体现到光伏交易定价机制中，才能真正推动光伏等清洁能源电力的可持续发展。国家应主导建立跨省跨区光伏电力送电协议标准，综合考虑区域光伏能源分布、东西部经济发展以及光伏清洁能源特性，改变仅以火电标杆电价作为光伏上网电价的经济性评价和决策思路，建立满足电力系统全面需求和节能减排效益的电价评价体系，作为跨省跨区外送光伏电力定价的参考标准，保障光伏等清洁能源电力参与市场竞争相对公平，真正实现利用市场经济手段促进光伏产业健康发展、提高光伏发电量以及推动能源发电结构转型升级。
（二） 建立考虑光伏成本变化的动态电价机制
国家应从宏观层面完善跨省跨区光伏送电价格定价机制，考虑光伏能源市场环境带来的成本变化建立动态定价机制。国家应合理确定各清洁能源电力开发的成本和基本收益，分析送受端地区市场供需，结合光伏发电特性，颁布更加契合跨省跨区光伏送电需求的国家政策。例如，在光伏上网电价定价机制中，应定期测算光伏电站度电成本和合理收益，以此核定电价，根据市场投资成本变化，进行调整，同时结合光伏发电特性，如光伏发电受日照影响，夜间储能成本也应考虑在发电成本中。真正在电价中体现成本变化，充分发挥市场本身的供需调节作用，保证光伏发电商的合理收益，推动光伏产业高质量发展。
（三） 设计光伏跨省跨区的独立交易品种与定价机制
设计区别于省内交易的跨省跨区独立交易品种与定价机制，缓解省区之间交易壁垒对跨省跨区交易的限制作用。目前，我国跨省跨区电力交易的市场建设已基本完成，强制要求各区各省统一跨省跨区电力交易规则与定价机制的可行性较低。对此，在省内、跨省跨区两级市场协同发展的要求下，建议参考异构市场的融合理论与方法，在放开各区各省市场成员交易选择权的基础上，针对光伏发电设计独立的跨省跨区交易品种与定价机制，突破省内交易制度的限制，并与各区各省内的交易品种与定价机制在时序、口径等方面保持协同而不冲突的关系。由此，各市场成员可以自行选择是否购买或销售独立的光伏跨省跨区交易品种，完成逐步用市场交易取代政府协议，促进两级市场的高效协同的转变。
（四） 建立送电定价监督部门，协调缓解“倒挂”矛盾
国家应建立相关跨省跨区交易定价监督部门，宏观协调送受端输配电量和送电价格。以实现全国节能减排总目标为前提，强调政府的宏观调控作用，对送受端双方电力市场交易、两端电力需求与供给情况、受端电源结构进行监督协调。建议各地在制定地区光伏跨省跨区交易定价机制时应与受端省份电网企业积极沟通、公平协商，统筹考虑送受地区的经济发展水平与交易规则差异，尽量在交易电价中体现光伏的清洁能源价值，促进跨省跨区光伏交易市场的平稳运行。同时，还应建立、落实考核监督机制，考察宏观调控效果，是否协调供需双方利益，真正助力光伏跨省跨区交易，提升其在电力市场中的竞争力。
（五） 推动绿证市场与消纳量市场，共同保障光伏发展
国家应完善光伏发电相关配套政策，减轻光伏电站市场竞争压力，为光伏发电提供保障。国家应逐步引入符合各清洁能源电力特点的绿色证书交易制度，保障清洁能源电力的消纳和经济可持续性。更加完善发展绿证市场，尤其在对绿证购买主体的激励上，进一步明确购买绿证除了展现社会责任外，还能从中获得经济收益，进而提高绿证的交易量，助力光伏电站获得收益，增强光伏电站在电力市场中的竞争力，推动光伏产业稳健发展。在考虑税收和绿证的同时，稳步推动清洁能源电力定价机制制定，全面反映绿色电力的经济和清洁能源价值；
综合考虑各区域光伏等可再生能源的发电成本、供需情况进行消纳量交易定价、分配消纳量配额，进一步完善消纳量市场交易机制，提高光伏的消纳量，增加光伏的利用率，助力光伏电站的可持续发展。
由于我国光伏资源与用电需求的地域分布不均衡，跨省跨区送电是解决我国发电资源和负荷中心逆向分布矛盾的重要手段。从2005年开始，我国发布一系列政策完善并形成跨省跨区交易价格机制，为优化光伏资源配置提供了有力政策保障。但目前光伏跨省跨区交易定价机制中仍存在定价时未考虑光伏发电清洁能源价值、成本变化对价格传导效应不显著、各省区交易规则差异形成的交易壁垒明显、送受端电力供需不平衡导致两端“倒挂”以及绿证市场、消纳量市场等配套政策有待完善等问题。针对上述问题本文提出了建立体现清洁能源价值的光伏送电定价机制、建立考虑光伏成本变化的动态电价机制、设计光伏跨省跨区的独立交易品种与定价机制、建立送电定价监督部门协调缓解“倒挂”矛盾以及推动绿证市场与消纳量市场共同保障光伏发展等相关建议，以期为我国建立科学、合理的光伏跨省跨区电力交易机制提供科学参考。
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