十五年 光伏电价变迁！

当前光伏电站投资收益最大风险——电价下降。

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。

1.2008年：核准电价时期

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。

2.2009~2010：竞争电价时期

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。

第二批光伏特许权招标结果：

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。

3.2011~2018年：标杆电价时期

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。

4.2019~2020年：指导电价+竞争电价

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。

2013~2020年光伏上网电价一览：

5.2021年之后：平价上网时期

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。

2021年上网电价政策：

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。

6.市场化竞价新时期

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。

四省新能源最新电价政策：

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