當前光伏電站投資收益最大風險——電價下降。

隨著風電、光伏裝機量一路狂飆、高比例接入電網，消納問題愈加緊迫，新能源入市參與市場化交易已然加速。十五年來，從4元/kWh到平價、低價，我國光伏電價歷經多輪改革，本文梳理了光伏上網電價的不同歷史發展階段以及未來新趨勢。

追溯歷史，我國光伏終端規模應用最早起步于21世紀初，但彼時多以政府主導示范項目為主，如西藏無電縣建設、中國光伏工程等國家計劃，直至2008年，我國商業化光伏電站建設拉開帷幕。

一、2008年：核準電價時期

為推動國內產業發展，發揮西部太陽能資源優勢，2008年國家發改委分批次核準了4個光伏項目，包括上海2個、內蒙古及寧夏各1個，將電價核準為4元/kWh。

二、2009~2010：競爭電價時期

為進一步激發我國光伏終端市場，2008年起，國家組織實施了兩批特許權招標光伏項目，采用低價競標方式。敦煌10MW光伏電站作為首個特許權項目于08年年底啟動招標，最終中廣核以1.09元/kWh價格競標成功；與此同時，國家能源局還同意國投華靖電力控股以同樣價格再跟標一個10兆瓦項目。

2011年6月，第二批光伏特許權項目啟動招標，涉西部8省區13個項目，總計規模為280MW，中標電價范圍為0.7288~0.9907元/kWh，由國家電投等央企瓜分。

第二批光伏特許權招標結果：

與此同時，2009年國家開始實施金太陽示范工程，以及光電建筑配套相應財政補貼支持，對推動我國光伏應用有著重要意義。但由于政策漏洞、監督缺位等問題，市場上出現大量騙補行為，兩項補貼分別于2013、2015先后終止、取消。

三、2011~2018年：標桿電價時期

2011年，為探索光伏合理上網電價，我國出臺了第一個地面光伏電站上網電價政策，正式進入標桿上網電價時期。政策要求：2012年7月1日前核準、12月31日前投產、尚未核定電價的光伏項目，上網電價統一為 1.15元/kWh；2011年7月1日前核準但年底未建成的電站，除西藏外仍執行1.15元/kWh，其余則按照1元/kWh執行，期限原則上為20年之久。

為推動各地新能源平衡發展，提高電價附加資金補貼效率，2014年我國開始執行三類標桿電價。國家明確在2013年9月1日前備案，年底并網的項目，繼續執行1元/kWh的電價；2014年1月1日之后并網的，根據所在地區年等效利用小時數劃分為三類太陽能資源區，實行分區標桿上網電價。

此后三類太陽能資源區光伏上網電價逐年遞減。在2018年共下調2次，這就是讓行業為之一振的“531”事件。電價下調外，還規定2018年僅安排10GW分布式光伏規模，且截止點提前至5月31日。

值得注意的是，2013年分布式光伏補貼正式登上歷史舞臺，但在此后2013年~2018年間，分布式度電補貼從最初的0.42元下降至0.32元，同樣在2018年下調2次。

四、2019~2020年：指導電價+競爭電價

巨震之后，我國光伏行業進行管理變革。2019年，國家發改委將集中式光伏電站標桿電價改為指導價，將納入財政補貼范圍的三類資源區電站上網指導價確定為每千瓦時0.40元、0.45元、0.55元，同時明確，新增集中式光伏電站上網電價原則上通過市場競爭方式確定，不得超過所在資源區指導價。

此后，除扶貧、戶用光伏外，其余需補貼的光伏項目原則上均須采取招標等競爭性配置方式，上網電價為主要競爭條件，國家根據補貼額度通過排序確定補貼名單。據悉，2019年競價項目補貼共22.5億元，3921個項目進入補貼名單，總規模22.79GW，最低上網電價為0.2795元/千瓦時。

2020年集中式光伏上網電價同樣需要通過市場競爭方式確認，三類資源區上網指導電價下調至每千瓦時0.35元、0.4元、0.49元。當年補貼總額為10億元，最終434個項目進入補貼名單，總規模25.97GW，最低電價為0.2427元/千瓦時。

補貼方面，2019年后國家將分布式補貼大幅下調，并分為自發自用分布式和戶用光伏兩類，分別為每千瓦時0.1元、0.18元，2020年兩項補貼分別下降至每千瓦時0.05元、0.08元。

2013~2020年光伏上網電價一覽：

五、2021年之后：平價上網時期

2021年，平價時代到來。國家發改委明確，新建光伏項目按當地燃煤發電基準價執行，且中央財政不再進行補貼，但戶用光伏電站僅在2021年保留每千瓦時0.03元的全發電量補貼。

此外，通知還允許新建項目可直接參與市場化交易，形成上網電價，以充分體現新能源的綠色電力價值。新建項目電價以保障性小時數作為分界點，按照不同的電價執行。

2021年上網電價政策：

2022年延續平價上網政策，上網電價按當地燃煤發電基準價執行。隨著戶用光伏、光熱示范項目補貼在2022年的結束，也宣告了中國新能源發展全面進入無補貼的平價時代。

六、市場化競價新時期

隨著風、光等新能源躍升式發展，進入電力市場腳步也隨之拉近。國家能源局最新數據，截至2023年11月底，我國以太陽能、風電為主要力量的可再生能源總裝機達到14.5億千瓦，歷史性超過火電裝機，成為我國第一大電源。

自2015年新一輪電改啟動以來，我國電力現貨市場建設取得穩步進展。為加快推進電力市場化建設、促進新能源消納，國家發改委先后選擇了兩批試點省份進行現貨市場交易。

電力現貨市場是作為完善市場化交易的關鍵一步，目前首批8個試點地區中，山西、廣東電力現貨市場相繼轉入正式運行，第二批6個電力現貨試點地區已全部啟動模擬運行階段，未來現貨電量比例或將隨著新能源比例提高而逐步提升。

近年來，“參與市場化交易”頻繁出現在國家及地方多部政策中。根據國家規劃，2030年全國統一電力市場基本建成，同樣也是新能源全面參與市場交易的時間節點。近日國家能源局政策明確了2024年能源重點工作包括：逐步擴大新能源市場化交易比例，實現新能源發展與市場建設協調推進。

參與市場化交易已是大勢所趨，但由于光伏出力時段集中，入市交易或將面臨實際成交電價下降的風險。從此前各電力現貨試點地區目前交易情況來看，不同地區光伏上網電價存在差異，且波動幅度較大，電價收益大打折扣。

在近期甘肅、云南、河南、廣西4省公布的最新的新能源電價政策中可以發現，光伏上網電價相對于煤電基準價，預期最少下降0.025元/度，最高下降超過0.15元/度。

四省新能源最新電價政策：

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