华体会体育随着风电、光伏装机量一路狂飙、高比例接入电网，消纳问题愈加紧迫，新能源入市参与市场化交易已然加速。十五年来，从4元/kWh到平价、低价，我国光伏电价历经多轮改革，本文梳理了光伏上网电价的不同历史发展阶段以及未来新趋势。

　　追溯历史，我国光伏终端规模应用最早起步于21世纪初，但彼时多以政府主导示范项目为主，如西藏无电县建设、中国光伏工程等国家计划，直至2008年，我国商业化光伏电站建设拉开帷幕。

　　为推动国内产业发展，发挥西部太阳能资源优势，2008年国家发改委分批次核准了4个光伏项目，包括上海2个、内蒙古及宁夏各1个，将电价核准为4元/kWh。

　　为进一步激发我国光伏终端市场，2008年起，国家组织实施了两批特许权招标光伏项目，采用低价竞标方式。敦煌10MW光伏电站作为首个特许权项目于08年年底启动招标，最终中广核以1.09元/kWh价格竞标成功；与此同时，国家能源局还同意国投华靖电力控股以同样价格再跟标一个10兆瓦项目。

　　2011年6月，第二批光伏特许权项目启动招标，涉西部8省区13个项目，总计规模为280MW，中标电价范围为0.7288~0.9907元/kWh，由国家电投等央企瓜分。

　　与此同时，2009年国家开始实施金太阳示范工程，以及光电建筑配套相应财政补贴支持，对推动我国光伏应用有着重要意义。但由于政策漏洞、监督缺位等问题，市场上出现大量骗补行为，两项补贴分别于2013、2015先后终止、取消。

　　2011年，为探索光伏合理上网电价，我国出台了第一个地面光伏电站上网电价政策，正式进入标杆上网电价时期。政策要求：2012年7月1日前核准、12月31日前投产、尚未核定电价的光伏项目，上网电价统一为 1.15元/kWh；2011年7月1日前核准但年底未建成的电站，除西藏外仍执行1.15元/kWh，其余则按照1元/kWh执行，期限原则上为20年之久。

　　为推动各地新能源平衡发展，提高电价附加资金补贴效率，2014年我国开始执行三类标杆电价。国家明确在2013年9月1日前备案，年底并网的项目，继续执行1元/kWh的电价；2014年1月1日之后并网的，根据所在地区年等效利用小时数划分为三类太阳能资源区，实行分区标杆上网电价。

　　此后三类太阳能资源区光伏上网电价逐年递减。在2018年共下调2次，这就是让行业为之一振的“531”事件。电价下调外，还规定2018年仅安排10GW分布式光伏规模，且截止点提前至5月31日。

　　值得注意的是，2013年分布式光伏补贴正式登上历史舞台，但在此后2013年~2018年间，分布式度电补贴从最初的0.42元下降至0.32元，同样在2018年下调2次。

　　巨震之后，我国光伏行业进行管理变革。2019年，国家发改委将集中式光伏电站标杆电价改为指导价，将纳入财政补贴范围的三类资源区电站上网指导价确定为每千瓦时0.40元、0.45元、0.55元，同时明确，新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。

　　此后，除扶贫、户用光伏外，其余需补贴的光伏项目原则上均须采取招标等竞争性配置方式，上网电价为主要竞争条件，国家根据补贴额度通过排序确定补贴名单。据悉，2019年竞价项目补贴共22.5亿元，3921个项目进入补贴名单，总规模22.79GW，最低上网电价为0.2795元/千瓦时。

　　2020年集中式光伏上网电价同样需要通过市场竞争方式确认，三类资源区上网指导电价下调至每千瓦时0.35元、0.4元、0.49元。当年补贴总额为10亿元，最终434个项目进入补贴名单，总规模25.97GW，最低电价为0.2427元/千瓦时。

　　补贴方面，2019年后国家将分布式补贴大幅下调，并分为自发自用分布式和户用光伏两类，分别为每千瓦时0.1元、0.18元，2020年两项补贴分别下降至每千瓦时0.05元、0.08元。

　　2021年，平价时代到来。国家发改委明确，新建光伏项目按当地燃煤发电基准价执行，且中央财政不再进行补贴，但户用光伏电站仅在2021年保留每千瓦时0.03元的全发电量补贴。

　　此外，通知还允许新建项目可直接参与市场化交易，形成上网电价，以充分体现新能源的绿色电力价值。新建项目电价以保障性小时数作为分界点，按照不同的电价执行。

　　2022年延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行。随着户用光伏、光热示范项目补贴在2022年的结束，也宣告了中国新能源发展全面进入无补贴的平价时代。

　　随着风、光等新能源跃升式发展，进入电力市场脚步也随之拉近。国家能源局最新数据，截至2023年11月底，我国以太阳能、风电为主要力量的可再生能源总装机达到14.5亿千瓦，历史性超过火电装机，成为我国第一大电源。

　　自2015年新一轮电改启动以来，我国电力现货市场建设取得稳步进展。为加快推进电力市场化建设、促进新能源消纳，国家发改委先后选择了两批试点省份进行现货市场交易。

　　电力现货市场是作为完善市场化交易的关键一步，目前首批8个试点地区中，山西、广东电力现货市场相继转入正式运行，第二批6个电力现货试点地区已全部启动模拟运行阶段，未来现货电量比例或将随着新能源比例提高而逐步提升。

　　近年来，“参与市场化交易”频繁出现在国家及地方多部政策中。根据国家规划，2030年全国统一电力市场基本建成，同样也是新能源全面参与市场交易的时间节点。近日国家能源局政策明确了2024年能源重点工作包括：逐步扩大新能源市场化交易比例，实现新能源发展与市场建设协调推进。

　　参与市场化交易已是大势所趋，但由于光伏出力时段集中，入市交易或将面临实际成交电价下降的风险。从此前各电力现货试点地区目前交易情况来看，不同地区光伏上网电价存在差异，且波动幅度较大，电价收益大打折扣。

　　在近期甘肃、云南、河南、广西4省公布的最新的新能源电价政策中可以发现，光伏上网电价相对于煤电基准价，预期最少下降0.025元/度，最高下降超过0.15元/度。

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　　近日，广西壮族自治区工业和信息化厅广西壮族自治区发展和改革委员会发布《关于明确新能源发电企业政府授权合约价格有关事宜的通知》。《通知》指出，广西2024年电力市场化交易新能源发电企业市场电量政府授权合约价格中集中式风电、光伏发电企业为0.38元/千瓦时。在结算政府授权合约差价费用时暂按上

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