《光伏电站经济性分析报告》附PPT

​

事实上，我国光伏电站电价经历了四个阶段，从示范项目的单独定价到统一电价再到分类电价之后的平价，目前正在进入第五个阶段，即市场化定价，中长期交易市场+现货市场。

2022年4月，新疆新疆自治区发展改革委印发《完善我区新能源价格机制的方案》，将2021年起投产的新能源平价项目发电量全部纳入电力市场目标上网电价0.262元/千瓦时。但由于暂无新的合适评价体系，项目投资经济性评价电价暂按0.262元/千瓦时考虑，实际有缺口。

由此带来的变化是光伏电站收益更加多元化，例如电能量收益、辅助服务市场、绿证以及碳市场等。

在当前的市场体系下，绿证市场和碳交易市场不能同时参与，参与绿证市场还是碳市场，均需要按市场规则核证后进入市场交易，就目前而言，绿证市场交易价格相对稳定，碳市场交易价格差距较大。

以陕西某10万千瓦农光互补项目为例进行收益测算，项目年利用小时数约为1400小时，用地面积200公顷，主要种植作物为果蔬，上网电价0.3545元/千瓦时，单位千瓦投资约4200元。

项目收益构成为:总电价=上网电价/市场化交易电价+绿证收益/碳市场收益+碳汇收益+两个细则考核=0.3544+0.05+0.002±R=0.4064±R

评估边界的变化导致了光伏电站经济性的不确定，因此就要通过比较经济性的方式，在不确定中寻找确定。

要充分挖掘比较优势，同一电网区域优选资源条件好、消纳条件好的区域进行新能源开发和布局，以陕西为例，陕北和陕南利用小时数相差1.5倍。

同时，要进一步加强成本控制，光伏电站投资主要受设备选型、项目规模、电压等级、施工条件、非技术成本等因素影响。其中，技术成本包括设备及安装费、建筑工程费、其他费用、基本预备费、建设期利息等，非技术成本包括土地成本、送出成本、财务成本、限电成本等。

此外， 还要关注区域负荷特性的变化，负荷与光伏出力时段较为吻合时，有利于消纳和提升售电价格。也要关注区域光伏发电装机规模占比，例如北京、天津、内蒙、辽宁、上海、福建、湖南、广东、广西、重庆、四川、云南等地区的光伏整体装机规模较低，光伏项目无论是集中式还是分布式消纳和收益条件相对较好。

另外需要强调的是，当前新能源配置位置以源侧为主，通常在做经济性评估时，仅考虑其作为投资部分，收益部分体现在减少项目限电率上。进入市场化交易模式后，不管源侧、网侧、用户侧，储能都可以更大发挥作用，随着新能源比例持续上升，灵活性调节资源将成为稀缺资源。

具体PPT见下：

作者：董菲菲，谢益敏