近日，中国电建西北勘测设计研究院发布《电力市场化环境下光伏电站经济性分析》，就新能源在电力市场化交易大趋势下的光伏电站经济评估边界变化与提升方法进行了相关分享。
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：
