劉孟哲，袁家海

（華北電力大學(xué) 經(jīng)濟(jì)管理學(xué)院，北京 102206）

2016年底，在《電力發(fā)展十三五規(guī)劃》中，我國(guó)承諾在2020年、2030年非化石能源占一次能源消費(fèi)比重分別要達(dá)到15%、20%的能源轉(zhuǎn)型目標(biāo)。[1]“清潔低碳”是我國(guó)未來(lái)能源轉(zhuǎn)型的發(fā)展目標(biāo)。基于我國(guó)太陽(yáng)能資源與負(fù)荷中心逆向分布的大體特征[2]，通過(guò)有效的跨省跨區(qū)交易對(duì)解決西部太陽(yáng)能富余和消納問(wèn)題有積極意義[3]。如何在政策、技術(shù)、市場(chǎng)機(jī)制等方面幫助西部光伏在電力需求大的中東部地區(qū)實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)，從而實(shí)現(xiàn)能源轉(zhuǎn)型、解決西部光伏的消納問(wèn)題是目前國(guó)內(nèi)電力體制改革的方向之一。

2019年4月，我國(guó)相繼發(fā)布《關(guān)于推進(jìn)風(fēng)電、光伏發(fā)電無(wú)補(bǔ)貼平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目建設(shè)的工作方案》（征求意見(jiàn)稿）、《關(guān)于2019年風(fēng)電、光伏發(fā)電建設(shè)管理有關(guān)要求的通知》（征求意見(jiàn)稿）、《關(guān)于完善光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制有關(guān)問(wèn)題的通知》等文件[4?6]，優(yōu)化平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目和低價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目投資環(huán)境，促進(jìn)光伏發(fā)電通過(guò)電力市場(chǎng)化交易無(wú)補(bǔ)貼發(fā)展。平價(jià)上網(wǎng)將成為光伏發(fā)電行業(yè)的主流方向。

文獻(xiàn)[7]從平準(zhǔn)化度電成本模型原理分析影響光伏平價(jià)上網(wǎng)的因素，并得出阻礙光伏發(fā)電行業(yè)平價(jià)上網(wǎng)的“三座大山”是非技術(shù)成本高、融資貴、運(yùn)營(yíng)費(fèi)用高。文獻(xiàn)[8]調(diào)查了越南2019年光伏安裝熱潮，發(fā)現(xiàn)上網(wǎng)電價(jià)和免稅等支持政策是推動(dòng)越南光伏裝機(jī)容量迅速增長(zhǎng)的主要原因，但輸電電網(wǎng)容量和復(fù)雜的行政程序是阻礙其發(fā)展的主要障礙。文獻(xiàn)[9]認(rèn)為高昂的發(fā)電成本和電網(wǎng)傳輸能力不足是阻礙異地消納的主要因素。同時(shí)，通過(guò)仿真測(cè)算，在最有效的區(qū)域補(bǔ)貼和跨區(qū)域輸電能力下，中國(guó)電力行業(yè)清潔能源發(fā)電的份額可以達(dá)到59.6%。文獻(xiàn)[10]基于代理模型定量評(píng)估不同響應(yīng)度的政策設(shè)計(jì)，以分析調(diào)整德國(guó)、西班牙和瑞士三個(gè)國(guó)家十多年來(lái)的太陽(yáng)能光伏上網(wǎng)電價(jià)，認(rèn)為反應(yīng)更靈敏的機(jī)制往往會(huì)產(chǎn)生更精確的政策部署。文獻(xiàn)[11]分析了促進(jìn)新能源消納的跨省跨區(qū)發(fā)電權(quán)交易機(jī)理，通過(guò)耗煤量和污染排放的交易收益模型，得出跨區(qū)跨省發(fā)電權(quán)交易對(duì)優(yōu)化能源配置、促進(jìn)新能源消納都有積極作用的結(jié)論。文獻(xiàn)[12]從跨區(qū)市場(chǎng)交易機(jī)制和規(guī)則出發(fā)，倡導(dǎo)有序放開(kāi)跨省跨區(qū)計(jì)劃，完善市場(chǎng)規(guī)則，最終實(shí)現(xiàn)優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃和有序?qū)崿F(xiàn)直接交易相結(jié)合的跨區(qū)送電市場(chǎng)。

目前，自由競(jìng)爭(zhēng)市場(chǎng)的市場(chǎng)效率是公認(rèn)的，電力行業(yè)市場(chǎng)化競(jìng)爭(zhēng)也是電力體制改革的方向。但關(guān)于跨區(qū)平價(jià)的研究，很少有只從經(jīng)濟(jì)性的角度分析。因此，本文結(jié)合國(guó)內(nèi)公認(rèn)的光伏成本測(cè)算模型——平準(zhǔn)化發(fā)電模型，從經(jīng)濟(jì)學(xué)的角度研究西部地區(qū)集中式光伏，綜合整理國(guó)內(nèi)現(xiàn)有的跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程和跨區(qū)輸配電價(jià)，從度電成本的角度對(duì)標(biāo)當(dāng)?shù)厣暇W(wǎng)基準(zhǔn)價(jià)，分析光電平價(jià)上網(wǎng)的可行性。結(jié)合目前國(guó)內(nèi)跨省交易現(xiàn)狀，提出政策建議，助力新能源消納和清潔能源轉(zhuǎn)型。

一、研究方法

（一） 平準(zhǔn)化發(fā)電成本模型

本文利用平準(zhǔn)化發(fā)電成本（LCOE）模型對(duì)集中式光伏的發(fā)電成本進(jìn)行計(jì)算。平準(zhǔn)化發(fā)電成本（LCOE）是指發(fā)電機(jī)組在建設(shè)運(yùn)營(yíng)周期內(nèi)每千瓦時(shí)的發(fā)電成本，它是一種被廣泛認(rèn)可的、透明度高的發(fā)電項(xiàng)目成本計(jì)算方法。通過(guò)發(fā)電機(jī)組在整個(gè)壽命周期（含建設(shè)期）的總成本支出的貼現(xiàn)值與運(yùn)營(yíng)周期內(nèi)能量產(chǎn)出的經(jīng)濟(jì)時(shí)間價(jià)值的比值，得出其平準(zhǔn)化發(fā)電成本，即度電成本。在具體的計(jì)算過(guò)程中，根據(jù)不同發(fā)電機(jī)組的運(yùn)行特點(diǎn)，對(duì)LCOE模型進(jìn)行適當(dāng)調(diào)整。原始計(jì)算公式及解釋如下：

LCOE是使凈現(xiàn)值（NPV）為零時(shí)的發(fā)電成本，其經(jīng)濟(jì)含義是在平準(zhǔn)化發(fā)電成本下，項(xiàng)目恰好能達(dá)到最低期望收益率，該項(xiàng)目不存在經(jīng)濟(jì)利潤(rùn)。當(dāng)凈現(xiàn)值為零時(shí)，收入凈現(xiàn)值等于支出凈現(xiàn)值，即：

（1）公式中， Revenuesn為收入， Costn表 示成本， N為電廠運(yùn)營(yíng)年限，r為貼現(xiàn)率。

平準(zhǔn)化發(fā)電成本（LCOEn）乘以每年發(fā)電量（En）的現(xiàn)值應(yīng)等于該項(xiàng)目支出的現(xiàn)值，即：

平準(zhǔn)化發(fā)電成本計(jì)算公式可進(jìn)一步表示為：

基于公式（3），推導(dǎo)出LCOE的完整計(jì)算公式：

（4）公式中， CAPEXn為 初始投資成本的年值； OPEXn為運(yùn)維成本的年值，包括燃料費(fèi)用、運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用、保險(xiǎn)費(fèi)用、人工成本等； T AXn為電廠每年應(yīng)納稅額，包括所得稅、教育附加費(fèi)、城市維護(hù)建設(shè)稅、土地使用稅等； Ou為 廠用電率；H表 示年利用小時(shí)數(shù)；C為裝機(jī)容量。

（二） 跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電電價(jià)

根據(jù)國(guó)家發(fā)改委印發(fā)的《跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格定價(jià)辦法(試行)》中相關(guān)規(guī)定：跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格，是指電網(wǎng)企業(yè)提供跨省跨區(qū)專用輸電、聯(lián)網(wǎng)服務(wù)的價(jià)格。[13]

跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格形式按功能確定，執(zhí)行單一制電價(jià)。對(duì)于參與跨省跨區(qū)可再生能源增量現(xiàn)貨交易的電量，可在基準(zhǔn)輸電價(jià)格基礎(chǔ)上適當(dāng)核減。以聯(lián)網(wǎng)功能為主的專項(xiàng)工程按單一容量電價(jià)核定，由聯(lián)網(wǎng)雙方共同承擔(dān)。容量電費(fèi)分?jǐn)偙壤员颈O(jiān)管周期初始年前三年聯(lián)網(wǎng)雙方平均最大負(fù)荷為基礎(chǔ)，結(jié)合工程最大輸電能力確定，客觀反映兩端電網(wǎng)接受備用服務(wù)的效用。以輸電功能為主的專項(xiàng)工程按單一電量電價(jià)核定。

（三） 受端落地上網(wǎng)電價(jià)

集中式光伏通過(guò)特高壓輸電到達(dá)受端省份后上網(wǎng)電價(jià)計(jì)算方法：

其中，PS為 受端省份上網(wǎng)電價(jià)； PZ為特高壓專項(xiàng)工程輸電價(jià)格。

二、西北部地區(qū)集中光伏電站受端上網(wǎng)電價(jià)測(cè)算

（一） 西部地區(qū)集中光伏電站的參數(shù)設(shè)置

平準(zhǔn)化發(fā)電成本（LCOE）是指發(fā)電機(jī)組在建設(shè)運(yùn)營(yíng)周期內(nèi)每千瓦時(shí)的發(fā)電成本，它是一種被廣泛認(rèn)可的、透明度高的發(fā)電項(xiàng)目成本計(jì)算方法。通過(guò)發(fā)電機(jī)組在整個(gè)壽命周期（含建設(shè)期）的總成本支出的貼現(xiàn)值與運(yùn)營(yíng)周期內(nèi)能量產(chǎn)出的經(jīng)濟(jì)時(shí)間價(jià)值的比值，得出其平準(zhǔn)化發(fā)電成本，即度電成本。在具體的計(jì)算過(guò)程中，根據(jù)不同發(fā)電機(jī)組的運(yùn)行特點(diǎn)，對(duì)LCOE模型進(jìn)行適當(dāng)調(diào)整。

集中式光伏平準(zhǔn)化發(fā)電成本主要由資本回報(bào)、貸款回報(bào)、折舊費(fèi)、稅費(fèi)、土地使用費(fèi)、維修成本等組成。光伏發(fā)電LCOE受裝機(jī)容量的變化情況影響極小，因此本文選用具有代表性的50 MW集中式光伏電站進(jìn)行分析。

集中式光伏項(xiàng)目的單位投資成本、年利用小時(shí)數(shù)等參數(shù)根據(jù)各資源區(qū)典型省份實(shí)際情況和電力行業(yè)平均數(shù)據(jù)進(jìn)行設(shè)定。受不同地區(qū)土地征收費(fèi)用和人工費(fèi)的影響，經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)相對(duì)經(jīng)濟(jì)較落后地區(qū)光伏單位投資更高，2019年我國(guó)集中式光伏單位投資在5.5?5.8元/瓦之間?？紤]到光伏項(xiàng)目的風(fēng)險(xiǎn)水平，本報(bào)告設(shè)定集中式光伏項(xiàng)目的貸款利率略高于銀行基準(zhǔn)利率，為6%。單位占地面積取行業(yè)平均水平，土地使用稅按照土地性質(zhì)進(jìn)行征收，一般為2?10元/平方米記取，占用非城鎮(zhèn)土地不繳納土地使用稅。西北地區(qū)的光伏資源非常優(yōu)質(zhì)，因此本文參數(shù)選擇上均采用Ⅰ類資源區(qū)，單位造價(jià)5500元/千瓦，利用小時(shí)數(shù)1670小時(shí)，作為資源的參數(shù)設(shè)定。其他參數(shù)設(shè)定如表1所示。

表1 典型省份具體參數(shù)設(shè)定

（二） 西部地區(qū)光伏電站的發(fā)電成本

構(gòu)建光伏項(xiàng)目LCOE模型計(jì)算西部省份的光伏LCOE，不考慮土地使用稅的情況下，西部地區(qū)2019年投產(chǎn)的集中式光伏的LCOE平均值為0.344元/千瓦時(shí)。

本文假定2020年光伏單位造價(jià)在2019年的基礎(chǔ)上再下降300元/千瓦，年利用小時(shí)數(shù)均達(dá)到理論利用小時(shí)數(shù)，不存在棄光情況；在考慮土地使用稅時(shí)，以2元/平方米-年繳納土地使用稅，對(duì)西部地區(qū)省份進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析。在不考慮土地稅情景下，2020年西部研究省份集中式光伏LCOE比含稅情景低約0.3元/千瓦時(shí)。2025年及2030年，集中式光伏單位造價(jià)分別降為4500元/千瓦、4000元/千瓦。LCOE計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 各資源區(qū)光伏發(fā)電 LCOE 預(yù)測(cè)

2020年以后，光伏發(fā)電的平準(zhǔn)化發(fā)電成本仍有下降的空間，隨著組件制造技術(shù)的提升，光伏系統(tǒng)轉(zhuǎn)換率也將進(jìn)一步提高，預(yù)計(jì)未來(lái)光伏項(xiàng)目的LCOE會(huì)進(jìn)一步降低。到2025年集中式光伏的LCOE與煤電基準(zhǔn)上網(wǎng)電價(jià)相比將具有競(jìng)爭(zhēng)力，可以全面實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。

（三） 跨省區(qū)輸電成本（專項(xiàng)工程價(jià)格）

跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程是基于我國(guó)區(qū)域內(nèi)能源供給與需求的矛盾，為優(yōu)化資源配置，提高生產(chǎn)效率，將電能富余省份的電能通過(guò)特高壓線路輸送到電能供給不足的省份。本文考慮已建成投運(yùn)的跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程作為輸電線路實(shí)現(xiàn)西北富余光能的利用，其輸配電價(jià)根據(jù)2019年5月15日，國(guó)家發(fā)展改革委發(fā)布關(guān)于降低一般工商業(yè)電價(jià)的通知(發(fā)改價(jià)格〔2019〕842號(hào))，重新核定跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸配電價(jià)格，各線路專項(xiàng)輸電價(jià)格如表3。

表3 跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸配電價(jià)格（核定）

另外，部分線路的跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格不明確的，以及規(guī)劃路線“青?！幽稀钡妮斉潆妰r(jià)，按照同性質(zhì)等比例測(cè)算原則進(jìn)行估算，具體價(jià)格見(jiàn)表4。

表4 跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸配電價(jià)格（測(cè)算）

續(xù)表 4

三、在受端省份實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)分析

通過(guò)平準(zhǔn)化模型及現(xiàn)有跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格測(cè)算出西部集中式光伏到各受電端的上網(wǎng)電價(jià)。目前，各省份陸續(xù)按照國(guó)務(wù)院常務(wù)會(huì)議決定，取消煤電價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制，將“標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制”改為“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”的準(zhǔn)市場(chǎng)化機(jī)制。因此，本文后續(xù)經(jīng)濟(jì)性分析將以各省份目前實(shí)行的基準(zhǔn)上網(wǎng)電價(jià)作為基準(zhǔn)線，進(jìn)行分析。

（一） 甘肅

近年來(lái)，甘肅省的太陽(yáng)能裝機(jī)發(fā)展迅速，但由于配套電網(wǎng)及相關(guān)制度滯后，存在較為嚴(yán)重的“棄光” 現(xiàn)象。如圖1所示，單純從經(jīng)濟(jì)性角度來(lái)看，根據(jù)模型分析，甘肅省豐富的太陽(yáng)能資源可以由“酒湖直流”、“哈鄭直流”、“寶德直流”特高壓線路跨省跨區(qū)向湖北、湖南、河南、山西、四川等省份供電。其中，在2019年，就可以在湖北、湖南、四川實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)；在河南的上網(wǎng)成本雖然高于河南的煤電基準(zhǔn)電價(jià)，但已經(jīng)低于市場(chǎng)交易的最高限價(jià)。預(yù)計(jì)在2025年實(shí)現(xiàn)有特高壓線路全部受端省份的平價(jià)上網(wǎng)。

圖1 甘肅省光伏對(duì)受電省的上網(wǎng)成本

作為太陽(yáng)能發(fā)展的先驅(qū)省份，在已滿足項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的同時(shí)，通過(guò)采取有效的措施降低“棄光率”，提高并網(wǎng)效率，對(duì)其他西部省份發(fā)展集中式光伏具有借鑒意義。

（二） 陜西

陜西位于我國(guó)西部?jī)?nèi)陸腹地，東鄰山西，南抵四川、重慶、湖北，是連接中國(guó)東、中部地區(qū)和西北、西南的重要位置。如圖2所示，目前，陜西省建設(shè)的特高壓線路較多，包括“寧東——浙江直流”“哈鄭直流”“府谷送出”“寶德直流”等，可以實(shí)現(xiàn)向浙江、安徽、山西、河南、山東、河北、四川等受端省份的跨區(qū)供電。根據(jù)模型分析，在2019年，就能實(shí)現(xiàn)對(duì)浙江、山東、河北、四川等地的平價(jià)上網(wǎng)；在安徽、河南、山西的上網(wǎng)成本雖然仍高于當(dāng)?shù)孛弘娀鶞?zhǔn)價(jià)，但已低于上浮10%的市場(chǎng)電價(jià)上限，具備市場(chǎng)交易的經(jīng)濟(jì)條件。預(yù)計(jì)到2025年，最終在受端省份全面實(shí)現(xiàn)現(xiàn)有線路的平價(jià)上網(wǎng)。

圖2 陜西省光伏對(duì)受電省的上網(wǎng)成本

同時(shí)，陜西省的化石能源資源也十分豐富，如何通過(guò)太陽(yáng)能的跨區(qū)評(píng)價(jià)，實(shí)現(xiàn)陜西太陽(yáng)能的異地消納，控制化石能源開(kāi)采速度，保障陜西省的可持續(xù)發(fā)展也至關(guān)重要。

（三） 寧夏

如圖3，寧夏光能充沛，日照充足，且目前建有多條跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程，主要包括“寧東-浙江直流”“哈鄭直流”“寧東直流”等，能夠向浙江、安徽、山西、河南、河北、山東等用電負(fù)荷較大的省份供電。根據(jù)模型分析：在2020年，可以實(shí)現(xiàn)寧夏對(duì)浙江、山東省份的平價(jià)上網(wǎng)；在安徽、河南、河北等地雖然上網(wǎng)電價(jià)高于當(dāng)?shù)孛弘娀鶞?zhǔn)價(jià)，但已經(jīng)低于對(duì)應(yīng)上浮10%的電價(jià)上限，初步具備市場(chǎng)交易的可能；在山西省份，對(duì)應(yīng)太陽(yáng)能上網(wǎng)電價(jià)高于電價(jià)上限。預(yù)計(jì)在2025年可以通過(guò)現(xiàn)有的特高壓線路實(shí)現(xiàn)對(duì)浙江、安徽、河南、河北、山東的平價(jià)上網(wǎng)，實(shí)現(xiàn)光伏資源的合理配置。

圖3 寧夏省光伏對(duì)受電省的上網(wǎng)成本

（四） 青海

青海的太陽(yáng)能資源居全國(guó)第二，且分布均勻；地形地貌多是平坦廣闊的荒漠，符合電站建設(shè)的基本要求。目前，青海省建成的特高壓線路較少，主要是青藏直流和正在規(guī)劃建設(shè)的“青海-河南” 線路，根據(jù)投資額估算，“青海-河南”預(yù)計(jì)輸配電價(jià)為0.0509元/千瓦時(shí)，預(yù)計(jì)2025年實(shí)現(xiàn)青海對(duì)河南的平價(jià)上網(wǎng)。而通過(guò)“青藏直流”跨省跨區(qū)送往西藏的上網(wǎng)電價(jià)在2020年為0.3929元/千瓦時(shí)，已經(jīng)低于當(dāng)?shù)孛弘娀鶞?zhǔn)價(jià)，可以實(shí)現(xiàn)在西藏的平價(jià)上網(wǎng)（如圖4）。（西藏尚未將現(xiàn)行“標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制”改為“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”的準(zhǔn)市場(chǎng)化機(jī)制，其基準(zhǔn)價(jià)參考目前的標(biāo)桿電價(jià)）

圖4 青海省光伏對(duì)受電省的上網(wǎng)成本

（五） 內(nèi)蒙古

內(nèi)蒙古日照充足，幅員遼闊，發(fā)展集中式光伏電站具有得天獨(dú)厚的優(yōu)勢(shì)。主要是結(jié)合現(xiàn)有特高壓線路實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)，保證異地消納。如圖5，根據(jù)模型分析，內(nèi)蒙古的太陽(yáng)能可以由“呼遼直流”、“錫盟——山東勝利1000千伏特高壓交流工程”、“蒙西——天津南1000千伏特高壓交流工程”、“錫盟——江蘇±800”等特高壓線路向遼寧、天津、河北、山東、北京、江蘇輸送。其中，在2020年，可以在遼寧、天津、河北、山東實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。而在江蘇，2020年的上網(wǎng)電價(jià)為0.4113元/千瓦時(shí)，雖然高于江蘇的煤電基準(zhǔn)價(jià)，但已低于10%的上浮電價(jià)上限，初步具備市場(chǎng)化能力；只有送往北京的上網(wǎng)電價(jià)仍為0.41元/千瓦時(shí)，仍高于當(dāng)?shù)氐碾妰r(jià)上限。預(yù)計(jì)在2025年，隨著光伏技術(shù)的改造升級(jí)，內(nèi)蒙古的太陽(yáng)能能夠在包括北京、江蘇在內(nèi)的所有受端省份，全面提高與當(dāng)?shù)鼗鶞?zhǔn)電價(jià)的競(jìng)爭(zhēng)力，實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。

圖5 內(nèi)蒙古光伏對(duì)受電省的上網(wǎng)成本

（六） 新疆

新疆的太陽(yáng)能資源豐富，年日照時(shí)間長(zhǎng)，且其戈壁、荒漠分布較廣，地勢(shì)開(kāi)闊，為規(guī)模建設(shè)集中式光伏電站提供良好的自然條件。目前，國(guó)內(nèi)建成的跨省跨區(qū)輸電工程為“哈鄭直流”工程，可以通過(guò)其將新疆太陽(yáng)能送往河南、山西兩個(gè)省份。根據(jù)模型測(cè)算：在2020年，河南和山西的上網(wǎng)成本為0.3942元/千瓦時(shí)，均高于河南（0.3779元/千瓦時(shí)）、山西（0.332元/千瓦時(shí)）的煤電基準(zhǔn)價(jià)。但在河南，其上網(wǎng)成本已低于基準(zhǔn)價(jià)上浮10%的電價(jià)上限，初步具備市場(chǎng)化條件。預(yù)計(jì)在2025年實(shí)現(xiàn)新疆到河南、山西的平價(jià)上網(wǎng)（詳見(jiàn)圖6）。

圖6 新疆光伏對(duì)受電省的上網(wǎng)成本

四、敏感性分析

前文算例僅考慮西北地區(qū)光伏LCOE發(fā)電成本及跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電費(fèi)用，實(shí)際上還應(yīng)考慮西部光伏發(fā)電端到跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸送點(diǎn)的過(guò)網(wǎng)費(fèi)。本節(jié)以0.008?0.012元/千瓦時(shí)，五個(gè)等級(jí)對(duì)平價(jià)上網(wǎng)成本進(jìn)行敏感性分析。以甘肅為例，具體分析如下：

（一） 甘肅?湖南

圖7 甘肅省光伏對(duì)湖南省的上網(wǎng)成本敏感性分析

如圖7所示，湖南的煤電基準(zhǔn)價(jià)較高，為0.4500元/千瓦時(shí)，即使不考慮10%的上浮上限，本文的過(guò)網(wǎng)費(fèi)取值范圍不影響甘肅的集中式光伏在2019年實(shí)現(xiàn)到湖南的平價(jià)上網(wǎng)。2025年以后，甘肅太陽(yáng)能的上網(wǎng)成本甚至已經(jīng)低于其當(dāng)?shù)氐膯蝺r(jià)下限，具備較強(qiáng)的價(jià)格優(yōu)勢(shì)。

（二） 甘肅——河南

圖8 甘肅省光伏對(duì)河南省的上網(wǎng)成本敏感性分析

如圖8，河南的煤電基準(zhǔn)價(jià)位0.3779元/千瓦時(shí)，2020年甘肅送往河南的上網(wǎng)電價(jià)在過(guò)網(wǎng)費(fèi)的取費(fèi)區(qū)間中均大于河南的基準(zhǔn)價(jià)，但都在上浮10%的電價(jià)上限之下，初步具備平價(jià)上網(wǎng)可能。預(yù)計(jì)在2025年實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)，且2030年的上網(wǎng)電價(jià)均已低于下浮15%的電價(jià)下限，價(jià)格優(yōu)勢(shì)逐年增強(qiáng)。過(guò)網(wǎng)費(fèi)的取費(fèi)區(qū)間對(duì)甘肅集中式光伏在2025年到河南實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)敏感度影響不大。

（三） 甘肅——山西

圖9 甘肅省光伏對(duì)山西省的上網(wǎng)成本敏感性分析

目前，山西仍實(shí)行“標(biāo)桿電價(jià)機(jī)制”，若未考慮過(guò)網(wǎng)費(fèi)，甘肅集中式光伏在2025年就能實(shí)現(xiàn)到山西的平價(jià)上網(wǎng)，但考慮過(guò)網(wǎng)費(fèi)后，2025年無(wú)法實(shí)現(xiàn)到山西的平價(jià)上網(wǎng)。若要在2025年實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)，甘肅到山西的過(guò)網(wǎng)費(fèi)不能超過(guò)0.0019元/千瓦時(shí)。若山西實(shí)行“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”機(jī)制，基準(zhǔn)價(jià)參考目前的標(biāo)桿電價(jià)，在2025年的上網(wǎng)電價(jià)低于電價(jià)上限，初步具備市場(chǎng)化條件。過(guò)網(wǎng)費(fèi)的取值區(qū)間，對(duì)山西實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)的敏感度影響不大。（如圖9）

綜上所述：送端過(guò)網(wǎng)費(fèi)的取值區(qū)間在0.008元/千瓦時(shí)～0.012元/千瓦時(shí)是合理的，且對(duì)跨省跨區(qū)上網(wǎng)成本的影響較小，在上述合理區(qū)間內(nèi)基本不影響光伏跨省輸電的平價(jià)上網(wǎng)。在電力市場(chǎng)化競(jìng)爭(zhēng)中，光伏原始的發(fā)電成本是主要成本，隨著光伏設(shè)備的技術(shù)不斷成熟，成本降低帶來(lái)的價(jià)格優(yōu)勢(shì)也將逐步明顯。

五、政策建議

（一） 完善電力市場(chǎng)交易機(jī)制，打破省間交易壁壘

本文涉及的跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程多條特高壓線路基本都是已建成投運(yùn)的，通過(guò)經(jīng)濟(jì)測(cè)算，甘肅太陽(yáng)能通過(guò)“酒湖直流”送到湖北、湖南；陜西太陽(yáng)能通過(guò)“府谷送出”送往山東、河北、四川等部分線路在2019年已經(jīng)能夠?qū)崿F(xiàn)到受端省份的平價(jià)上網(wǎng)。但實(shí)際上，目前跨省輸送基本以行政的計(jì)劃電量為主。主要原因是目前對(duì)新能源開(kāi)放的現(xiàn)貨市場(chǎng)尚未建立，太陽(yáng)能不能發(fā)揮邊際成本低的優(yōu)勢(shì)，無(wú)法獲得溢價(jià)收益；且“保障性收購(gòu)”無(wú)法足額兌現(xiàn)，“以降價(jià)為目的”的中長(zhǎng)期市場(chǎng)倒逼新能源不斷讓利。在這樣的“計(jì)劃+市場(chǎng)”雙軌制下，太陽(yáng)能難以長(zhǎng)期發(fā)展。

同時(shí)，受到相關(guān)政策影響，當(dāng)?shù)卣哺Ｍ镜匕l(fā)電企業(yè)的產(chǎn)值提高以促進(jìn)當(dāng)?shù)亟?jīng)濟(jì)的發(fā)展，接受外地太陽(yáng)能必然擠壓本地煤電機(jī)組的發(fā)電空間?；谖覈?guó)太陽(yáng)能資源與電力需求整體呈現(xiàn)逆向分布的現(xiàn)狀，以省為單位的電力市場(chǎng)化改革會(huì)加劇省間電力交易的壁壘，不利于太陽(yáng)能的消納。因此，建議盡快推進(jìn)電力市場(chǎng)化，完善電力市場(chǎng)配置，建立健全電力中長(zhǎng)期交易、現(xiàn)貨市場(chǎng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)和有利于太陽(yáng)能省間平價(jià)上網(wǎng)的市場(chǎng)機(jī)制，通過(guò)讓太陽(yáng)能選擇以報(bào)量報(bào)價(jià)方式，或報(bào)量不報(bào)價(jià)方式參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)，以實(shí)現(xiàn)新能源優(yōu)先消納。

（二） 繼續(xù)嚴(yán)控煤電發(fā)展規(guī)模，優(yōu)化風(fēng)光打捆和光水打捆的一體化輸電方式

目前，煤電產(chǎn)能過(guò)剩、光伏發(fā)電的靈活性不高也是影響太陽(yáng)能得到有效消納的重要因素?？紤]通過(guò)收取碳稅或碳排放交易等方式，嚴(yán)控煤電產(chǎn)能規(guī)模；通過(guò)完善輔助市場(chǎng)機(jī)制，引導(dǎo)火電、水電等常規(guī)機(jī)組轉(zhuǎn)而提供調(diào)峰、調(diào)壓、備用等輔助服務(wù)，補(bǔ)充新能源的發(fā)電靈活性，從而建立高效穩(wěn)定的能源供應(yīng)市場(chǎng)。優(yōu)化電網(wǎng)調(diào)度運(yùn)行方式，確定合理的調(diào)峰深度，推動(dòng)煤電定位由電量型機(jī)組向電力電量型機(jī)組轉(zhuǎn)變[14]，不核準(zhǔn)或少核準(zhǔn)新煤電項(xiàng)目，將煤電由主要能源向輔助能源、靈活能源過(guò)度，為擴(kuò)大太陽(yáng)能消納利用騰出市場(chǎng)空間。

提升電力系統(tǒng)靈活性，隨著可再生能源快速發(fā)展，我國(guó)應(yīng)配套釋放相應(yīng)的煤電靈活性調(diào)節(jié)能力，將各地新能源規(guī)?？偭颗c煤電靈活性提升規(guī)模掛鉤，將煤電靈活性提升規(guī)模納入?yún)^(qū)域發(fā)展規(guī)劃，分解落實(shí)并實(shí)現(xiàn)總量控制。同時(shí)需要優(yōu)化電網(wǎng)調(diào)度運(yùn)行方式，確定合理的調(diào)峰深度，提升能源利用效率。

在后續(xù)的“十四五規(guī)劃”中，可以考慮作為新能源外送需要配套的調(diào)峰煤電項(xiàng)目預(yù)留容量，從而保證跨省輸電工程的新能源輸送能力發(fā)揮。因地制宜論證風(fēng)光水儲(chǔ)加調(diào)節(jié)煤電打捆的可行性，充分利用光伏、水電、風(fēng)電的出力特征上的互補(bǔ)性[15]，合理配置裝機(jī)配比，保證項(xiàng)目新能源發(fā)電的穩(wěn)定出力。

（三） 跨省跨區(qū)專項(xiàng)線路的穩(wěn)定運(yùn)行是保障光伏消納的關(guān)鍵

電網(wǎng)的系統(tǒng)調(diào)峰能力和遠(yuǎn)距離大容量輸電能力是西部區(qū)域太陽(yáng)能消納的關(guān)鍵因素。只有能夠與外送通道建設(shè)相協(xié)調(diào)的集中式光伏電站裝機(jī)增長(zhǎng)才能保障太陽(yáng)能發(fā)電能力的合理消納。隨著光伏設(shè)備技術(shù)的改造升級(jí)、儲(chǔ)能技術(shù)的成熟引用、市場(chǎng)機(jī)制的不斷完善，太陽(yáng)能通過(guò)跨省運(yùn)輸在受端省份的市場(chǎng)化水平將不斷提高，最終實(shí)現(xiàn)太陽(yáng)能從補(bǔ)充電源到替代電源，再到電力系統(tǒng)主導(dǎo)電源之一的跨越式發(fā)展，形成光能利用率越來(lái)越高的清潔能源市場(chǎng)。高比例清潔能源接入電網(wǎng)，實(shí)現(xiàn)多能互補(bǔ)的能源利用，是未來(lái)電力系統(tǒng)的主要特征[16]。因此，如何在維持輸配電價(jià)格成本穩(wěn)定的前提下，保障特高壓線路及整個(gè)電網(wǎng)系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行將成為國(guó)內(nèi)電力資源配置的重點(diǎn)課題。

六、結(jié)論

發(fā)展太陽(yáng)能發(fā)電是清潔能源轉(zhuǎn)型的主要途徑。本文通過(guò)LCOE模型測(cè)算光伏發(fā)電成本，分析西部集中式光伏電站跨區(qū)平價(jià)實(shí)現(xiàn)太陽(yáng)能異地消納的經(jīng)濟(jì)性。研究表明：在經(jīng)濟(jì)性角度，隨著太陽(yáng)能發(fā)電技術(shù)的提高，設(shè)備設(shè)施的優(yōu)化升級(jí)，2019年西部地區(qū)集中式光伏的LCOE值就達(dá)到0.344元/千瓦時(shí)，2020年可以降低至0.3329元/千瓦時(shí)；2025年0.2688元/千瓦時(shí)；2030年0.2424元/千瓦時(shí)。根據(jù)現(xiàn)有的跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格，西部地區(qū)到2025年可以基本實(shí)現(xiàn)在受端省份的異地平價(jià)上網(wǎng)，緩解各省份的電力供需矛盾，優(yōu)化資源配置。并結(jié)合實(shí)際的跨區(qū)交易量提出相關(guān)的政策建議。