孔 凱，周暢游，焦詩元

（1. 貴州黔源電力股份有限公司，貴州 貴陽 550002；2. 華電電力科學研究院有限公司，浙江 杭州 310030）

光伏發(fā)電作為我國技術成熟的可再生能源發(fā)電技術，具有碳排水平低、建設周期短等天然優(yōu)勢，自“十二五”以來發(fā)展光伏便成為助推我國發(fā)電行業(yè)控碳減排、加快能源結構轉型的核心部分。“十四五”規(guī)劃明確到2025年非化石能源發(fā)電要提高到39%左右的目標，這就意味著必須發(fā)揮以光伏為代表的可再生能源的結構調(diào)整作用。然而，由于我國優(yōu)質(zhì)光伏資源主要集中在中西部地區(qū)，電力負荷中心卻分布在東南部經(jīng)濟較發(fā)達地區(qū)，僅通過省內(nèi)現(xiàn)貨市場交易顯然不能滿足可再生能源消納需求，跨省跨區(qū)電力交易成為推動我國光伏發(fā)電健康發(fā)展的重要手段之一。在此背景下，如何完善跨省跨區(qū)交易價格機制，如何科學地設計價格信號，以激活受電端跨省跨區(qū)的交易需求，提高送電端對跨省跨區(qū)交易需求的響應能力，進一步提升光伏發(fā)電消納水平，是當前亟需解決的重要課題。

目前，我國跨省跨區(qū)電力交易市場體系已基本形成[1]，就如何優(yōu)化包括光伏發(fā)電在內(nèi)的可再生能源跨省跨區(qū)交易價格機制的問題，國內(nèi)外學者主要從上網(wǎng)電價、輸配電價兩方面展開了研究。針對上網(wǎng)電價，Yi等[2]認為光伏上網(wǎng)電價的下降能夠刺激發(fā)電商技術研發(fā)，提高光伏發(fā)電效率。邢相軍等[3]認為光伏發(fā)電投資成本和享受補貼情況對光伏上網(wǎng)電價存在一定影響。王鳳云等[4]提出在計算可再生能源發(fā)電收益時，不能忽略可再生能源的正外部性和技術進步，明確核算可再生能源發(fā)電成本和合理利潤，合理制定上網(wǎng)電價是需要關注的重點。張運洲等[5]提出新的新能源上網(wǎng)電價測算方法，經(jīng)過測算后顯示其高于燃煤發(fā)電基準價，認為新能源上網(wǎng)定價政策存在不足。針對輸配電價，魏莉[6]認為在分攤輸電成本時，應考慮電力用戶對輸電網(wǎng)的使用程度。同時區(qū)域電網(wǎng)輸電定價機制與電力現(xiàn)貨市場定價機制二者應相互配合，短期內(nèi)優(yōu)化電力系統(tǒng)運行，長期內(nèi)引導電網(wǎng)用戶合理選址，有助于促進資源優(yōu)化配置。王鳳云等[7]建議核定輸配電價時，考慮地區(qū)、輸電線路、電壓、環(huán)保附加等差異形成針對性的輸配電價結構，助力可再生能源消納。夏清等[8]認為在跨省跨區(qū)中長期電力交易中，交易雙方在撮合交易時應考慮雙方所在地理位置的輸電成本。在跨省跨區(qū)電力現(xiàn)貨交易中，不同價區(qū)的成因是因為存在輸電成本差異，故應考慮設各價區(qū)價格為變量，由此確定市場優(yōu)化問題的對偶解，即出清價格。

綜上所述，現(xiàn)有文獻主要站在光伏發(fā)電企業(yè)角度探討跨省跨區(qū)定價機制，較少針對當前電力市場階段從宏觀角度研究價格機制的適應性。且現(xiàn)有定價機制研究中鮮見考慮光伏的清潔能源價值，也未考量與電力市場相關的綠證市場、消納量市場對價格機制的影響。本文考慮光伏清潔能源價值，結合跨省跨區(qū)交易機制配套政策，從國家宏觀角度分析定價機制中存在的問題，并有針對性地提出推進光伏跨省跨區(qū)電力交易的優(yōu)化建議。

一、我國光伏發(fā)電現(xiàn)狀分析與跨省跨區(qū)電力交易機制梳理

（一） 光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)電現(xiàn)狀

據(jù)“十四五規(guī)劃”要求，“十四五”期間我國將繼續(xù)強化可再生能源電力消納和跨區(qū)輸送能力，并積極引導全國、?。▍^(qū)、市）、區(qū)域各級電力市場高效運行、協(xié)同發(fā)展，推動火力、風力、水力、光伏發(fā)電等發(fā)電企業(yè)共同競爭。光伏作為我國較為成熟的新能源產(chǎn)業(yè)，其發(fā)展受到更進一步重視。近年來，光伏產(chǎn)業(yè)保持良好發(fā)展勢頭。截至2021年，我國光伏并網(wǎng)裝機容量累計3.06億千瓦，同比增長21%。2021年光伏電站新增裝機容量為2560萬千瓦，相比2020年光伏電站新增裝機容量1552萬千瓦，2021年集中式光伏受到高度重視；同年，光伏發(fā)電量3259億千瓦時，同比增長25%；2021年全國光伏發(fā)電利用率98%，同比上升0.8個百分點。隨著光伏發(fā)電全面邁入平價上網(wǎng)時代，在“雙碳”目標的背景下，集中式光伏有望迎來更多利好。中電聯(lián)預測今年我國光伏有望實現(xiàn)4億千瓦的裝機并網(wǎng)。

（二） 光伏發(fā)電上網(wǎng)電價定價機制梳理

為保證光伏企業(yè)的發(fā)電收益，推動我國光伏產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展，國家出臺一系列政策對光伏上網(wǎng)電價進行調(diào)控。近十余年，光伏上網(wǎng)電價歷經(jīng)了從政府定價、標桿電價上網(wǎng)到指導價上網(wǎng)，并最終實現(xiàn)向平價上網(wǎng)的轉變。光伏發(fā)電上網(wǎng)電價定價機制政策變遷過程如圖1所示：

根據(jù)圖1可知，2006年，我國首次發(fā)布并實行光伏在內(nèi)的可再生能源發(fā)電價格管理辦法，此后逐步改進光伏上網(wǎng)電價形式，并設定光伏發(fā)電項目補貼，助力光伏發(fā)電行業(yè)發(fā)展。接下來對上網(wǎng)電價變遷過程進行具體闡述。

圖1 光伏上網(wǎng)電價政策變遷過程圖

1、政府定價時期（2006—2011年）。2006年，發(fā)改委規(guī)定光伏發(fā)電上網(wǎng)電價由政府定價。2008年，首個特許權項目啟動招標并以1.09元/千瓦時的價格成交，由此我國光伏產(chǎn)業(yè)開始迅速發(fā)展。

2、標桿電價上網(wǎng)時期（2011—2019年）。2011年，發(fā)改委規(guī)定非招標光伏發(fā)電的標桿上網(wǎng)電價，隨后進一步將全國分為三類資源區(qū)。得益于光伏發(fā)電技術的進步與規(guī)?；l(fā)展，光伏發(fā)電成本逐年下降，上網(wǎng)電價也逐步下調(diào)。通過對新增投資光伏發(fā)電項目設置統(tǒng)一標桿電價的限制，電站造價規(guī)模相近的發(fā)電企業(yè)逐漸站在同一起跑線，為逐步過渡到競爭性電力市場奠定基礎。

3、指導價上網(wǎng)時期（2019—2021年）。2019年，光伏上網(wǎng)電價改為指導價。隨后，2020年發(fā)改委進一步下調(diào)指導價。指導價在標桿電價的基礎上引入競價機制，進一步推動光伏電站發(fā)電成本下降。

4、平價上網(wǎng)時期（2021年至今）。2021年，取消新備案集中式光伏電站的補貼，開始平價上網(wǎng)。平價上網(wǎng)政策使得光伏發(fā)電與燃煤發(fā)電等常規(guī)電源共同競爭，加速光伏發(fā)電相關技術更新?lián)Q代，推動光伏發(fā)電成本下降。

綜上，我國光伏電站上網(wǎng)定價機制從政府定價到平價上網(wǎng)的改變，上網(wǎng)電價呈下降趨勢，在國家政策推動下，光伏發(fā)電量也逐年上升，光伏上網(wǎng)電價與年發(fā)電量如圖2所示：

根據(jù)圖2可知，近年來，我國光伏電站迅速發(fā)展、發(fā)電量急劇上升。在光伏發(fā)電技術進步與大規(guī)模發(fā)展的同時光伏發(fā)電成本逐漸下降，上網(wǎng)電價也逐漸降低。2021年，全國各地燃煤基準價平均后計算得到光伏上網(wǎng)電價為0.3671元/千瓦時，相比2020年的標桿上網(wǎng)電價，電價進一步下降。政府逐步降低上網(wǎng)電價標準、下調(diào)補貼，淘汰落后產(chǎn)能，確保光伏行業(yè)的平衡發(fā)展，促進實現(xiàn)光伏發(fā)電與其他電力公平競爭?？傊夥暇W(wǎng)電價機制的優(yōu)化體現(xiàn)了政府對光伏發(fā)展的推動、協(xié)調(diào)作用，強化了光伏資源跨區(qū)域靈活配置能力。但是，目前的光伏上網(wǎng)電價還有待進一步核定，以便激發(fā)光伏發(fā)電的巨大潛力，助力光伏行業(yè)發(fā)展，實現(xiàn)國家大規(guī)模發(fā)展可再生能源、減排降碳的目標。

圖2 2011—2020年光伏上網(wǎng)電價與年發(fā)電量

（三） 輸配電價定價機制梳理

輸配電作為跨省跨區(qū)電力交易的中間環(huán)節(jié)，是連接電網(wǎng)與發(fā)電企業(yè)、用戶的樞紐。為規(guī)范電網(wǎng)輸配電的收益，國家出臺一系列政策探索更加科學合理的輸配電價核算方式。近二十年，輸配電價歷經(jīng)了從“合理成本、合理盈利、依法計稅、公平負擔”到“準許成本加合理收益”的轉變。輸配電價定價機制政策變遷過程如圖3所示：

圖3 輸配電價政策變遷過程圖

根據(jù)圖3可知，2002年，我國開始第一次電力市場化改革，首次定義輸配電價，隨后逐步對輸配電價核算過程進行補充：明確輸配電價的核定原則、具體參數(shù)等。直到2015年，我國開啟新一輪電力體制改革，對輸配電價的核定原則進行修訂。在國家政策的推動下，到現(xiàn)在，我國已逐步建立起獨立的省級電網(wǎng)和區(qū)域電網(wǎng)輸配電價體系，為大力發(fā)展跨省跨區(qū)電力交易提供送電保障。接下來對輸配電價政策變遷過程進行具體闡述。

1、“合理成本、合理盈利、依法計稅、公平負擔”的電價核定原則。2002年，我國首次定義輸配電價，隨后明確核定輸配電價原則，后又進一步解釋了輸配電價核算辦法。2007年，發(fā)改委規(guī)定專項輸電工程輸電價格按準許收入法核定，各組成部分根據(jù)相關政策進行審核，并實行兩部制電價。

2、“準許成本加合理收益”的電價核定原則。2015年，輸配電價核定原則逐漸過渡到“準許成本加合理收益”。隨后發(fā)改委針對省級電網(wǎng)、區(qū)域電網(wǎng)、跨省跨區(qū)專項工程輸電價格制定初步試行辦法，規(guī)定按準許收入法核定省級和區(qū)域電網(wǎng)輸配電價（輸電價格），經(jīng)營期電價法核定專項工程輸電價格。2020年，發(fā)改委對試行辦法作出相關修訂，正式試行相關定價辦法。完整定價辦法的發(fā)布是我國輸配電價改革中一個新的里程碑。

綜上，我國輸配電價機制核定原則的改變，輸配電價的制定已經(jīng)越來越科學合理。但目前的輸配電價政策還有待進一步完善，使其更能促進跨省跨區(qū)電力交易的發(fā)展，為跨省跨區(qū)輸電提供穩(wěn)定交易保障。

（四） 跨省跨區(qū)交易價格機制梳理

跨省跨區(qū)送電在提高光伏利用率、以低碳形式保證電力供應方面發(fā)揮著重要作用，為促進電力資源在更大范圍內(nèi)優(yōu)化配置，近十余年，跨省跨區(qū)交易電價歷經(jīng)了從政府定價到鼓勵競爭的轉變。跨省跨區(qū)交易電價機制政策變遷過程如圖4所示：

圖4 跨省跨區(qū)交易價格政策變遷過程圖

根據(jù)圖4可知，2005年，我國針對跨地區(qū)電能交易發(fā)布指導意見，隨后逐步明確跨省跨區(qū)交易價格的核定原則，調(diào)整跨省跨區(qū)送電價格。2015年，我國逐步放開跨省跨區(qū)交易定價，鼓勵進行市場競爭，但跨省跨區(qū)專項工程輸電價格仍由國家進行核定。在國家政策的推動下，我國的跨省跨區(qū)電力交易量急劇上升，光伏等可再生能源發(fā)電利用率已實現(xiàn)翻倍增長。接下來對跨省跨區(qū)交易價格政策變遷過程進行具體闡述。

1、政府定價。2005年，發(fā)改委首次明確跨地區(qū)電能交易的受電價格內(nèi)容。2009年，發(fā)改委進一步規(guī)范電能交易價格機制，如增加了緊急情況下交易價格的確定準則。隨后幾年里，國家對跨省跨區(qū)域送電價格進行了多次降價調(diào)整。

2、鼓勵競爭。2015年，發(fā)改委鼓勵通過招標確定跨省跨區(qū)送電價格，并核定了部分跨省跨區(qū)專項工程送電價格協(xié)調(diào)結果。隨后，定期核定跨省跨區(qū)專項工程送電價格，為其他跨省跨區(qū)送電項目提供參考。

綜上，我國考慮能源分布情況和電力市場環(huán)境，制定并逐步完善跨省跨區(qū)交易價格定價機制，是根據(jù)當時所處的市場階段，考慮當時面臨的問題所制定的規(guī)則，為推動可再生能源發(fā)電、在全國范圍內(nèi)實現(xiàn)電力優(yōu)化配置并構建新能源為主體的新型電力系統(tǒng)起到重要作用。但目前的跨省跨區(qū)交易定價機制仍有待完善，使交易價格合理體現(xiàn)交易雙方利益，促進光伏電力在更大范圍內(nèi)消納。

二、我國現(xiàn)行光伏跨省跨區(qū)交易機制存在問題

（一） 未充分考慮光伏發(fā)電的清潔能源價值

光伏電站在進行跨省跨區(qū)送電時，受端落地電價包括光伏上網(wǎng)電價、送端和受端省份的輸配電價、省間輸電價格、受端省份的政府性基金等。目前光伏實行平價上網(wǎng)政策，執(zhí)行燃煤機組標桿上網(wǎng)電價，輸配電價、輸電價格以及政府性基金均由政府規(guī)定。固定的交易價格未充分反映光伏送電的節(jié)能減排效益等清潔能源價值，這種未能凸顯清潔能源價值的定價機制，限制了光伏發(fā)電項目的市場競爭力與投資積極性。雖然目前集中式光伏電站已被納入綠證交易，光伏發(fā)電商可以通過出售綠證獲取收益，一定程度上體現(xiàn)了光伏的清潔能源價值，但綠證交易仍不成熟，成交率低，清潔能源價值仍未充分體現(xiàn)。因此，在光伏交易電價中體現(xiàn)光伏發(fā)電的清潔能源價值對促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展、提升光伏發(fā)電量至關重要。

（二） 相關成本變化未有效傳導至光伏交易電價

由于光伏的固有特性，發(fā)電成本受到光照情況、組件成本以及息稅及非技術成本等的影響，發(fā)電成本上下起伏但光伏只執(zhí)行平價上網(wǎng)，一定程度上違反了市場經(jīng)濟規(guī)律，限制了光伏電站的可持續(xù)發(fā)展。如2020年下半年，在多晶硅等材料價格上漲、儲能系統(tǒng)配置成本增加等多重風險重壓下，光伏發(fā)電成本急劇上升，此時下調(diào)光伏發(fā)電上網(wǎng)電價無疑是雪上加霜，導致光伏電站的收益率大幅縮減，所獲收益難以達到“開發(fā)成本+合理收益”的預算水平。

可見，在上網(wǎng)電價定價過程中未考慮與光伏發(fā)電相關的特定成本變化，可能導致光伏電站收益降低甚至虧損，設置固定的上網(wǎng)電價不利于光伏電站的可持續(xù)發(fā)展、提高光伏電站的投資積極性。

（三） 各省區(qū)規(guī)則與制度差異下形成的交易壁壘難以破除

發(fā)改委、國家能源局等部門發(fā)布宏觀政策對全國電力交易體系進行制定與完善，各省根據(jù)上級政策考慮自身網(wǎng)情、供電能力與用電需求，設計本省電力市場交易規(guī)則與定價機制，不同省的電力交易規(guī)則如交易方式、交易價格機制等的差異不可避免，如甘肅省采取雙邊協(xié)商、集中競價和掛牌交易的交易方式，而廣東省則不存在掛牌交易方式；甘肅省的雙邊協(xié)商交易價格由交易雙方自由協(xié)商，而廣東的雙邊協(xié)商交易不進行限價。同時，在中長期電力交易中，各區(qū)域采用的價格計算與合約交割方法存在一定差異；而現(xiàn)貨交易中，各區(qū)各省的競爭時段、開放程度也不盡相同。

不同的電力交易規(guī)則導致光伏資源在跨省跨區(qū)交易時受到地方保護和市場制度壁壘的限制，阻礙了省份間、區(qū)域間光伏資源的協(xié)同開發(fā)與利用，限制了光伏跨省跨區(qū)電力交易發(fā)揮區(qū)域優(yōu)化資源配置的作用。

（四） 送受端電力供需不平衡導致兩端“倒掛”矛盾凸顯

由于現(xiàn)行跨省跨區(qū)交易方式未考慮送、受端電力供需情況動態(tài)變化且不完全公開的特點，跨省跨區(qū)交易電價“倒掛”問題一直未能緩解。一般而言，送端無法實時獲知受端地區(qū)的電力需求情況，因此難以結合自身電力供給和受端電力需求制定合理的報價策略。報價誤差使得報價較高時電力成交量偏低，報價較低時送端售電利潤減少，甚至出現(xiàn)虧損。在現(xiàn)階段我國電力市場供大于需的大環(huán)境下，如果缺乏信息互通與交易協(xié)調(diào)，受端省份可能會出現(xiàn)電量供大于求、送受端難以開展平等協(xié)商、送端高競價壓力下成交電價偏低等問題，較低的外送成交電價進而拉低了送端發(fā)電商單位電量的售電收益水平。為增加發(fā)電收益或者彌補虧損，發(fā)電商更傾向于提高在省內(nèi)的報價，進而形成送受兩端電價“倒掛”矛盾，遏制兩端電力交易市場的均衡發(fā)展。并且如果繼續(xù)延續(xù)目前的跨省跨區(qū)交易機制，送端落后地區(qū)以低價光伏保障受端發(fā)達地區(qū)的用電經(jīng)濟性，但在送端省內(nèi)電力交易市場卻用較高的報價抬高了當?shù)氐挠秒姵杀荆@一“倒掛”矛盾有悖于政策設定中鼓勵兩級市場協(xié)同發(fā)展的初衷。

（五） 綠證市場、消納量市場等配套政策有待完善

目前的光伏跨省跨區(qū)交易價格靈活性低，光伏發(fā)電企業(yè)僅通過電力交易仍不能保證有利市場地位，國家必須通過發(fā)布其他配套政策助力光伏發(fā)電企業(yè)發(fā)展。目前國家發(fā)布了包括建立綠證市場和可再生能源消納量市場在內(nèi)的一系列配套政策，以減輕可再生能源發(fā)電企業(yè)的市場競爭壓力，但仍存在設計不合理、執(zhí)行效果不佳的問題。例如綠證市場實行自愿認購制度，交易率極低。截至2022年4月17日，累計光伏核發(fā)量10356539張，累計光伏交易量1254721張，交易率僅為12.12%，可見光伏綠證的交易活躍度不高，光伏發(fā)電商通過銷售綠證獲得的超額收益補償十分有限；2021年，各省區(qū)逐步開放可再生能源消納量市場，將消納責任分配給更多主體，通過經(jīng)濟手段帶動可再生能源電力消納、提升消納責任權重履約方式靈活性，在帶動可再生能源電力交易活力和減少棄光率、棄風率方面起了重要作用。但由于開放時間短，在消納量如何分配、消納量交易如何定價方面均有待進一步完善。

三、光伏跨省跨區(qū)交易定價機制優(yōu)化建議

（一） 建立體現(xiàn)清潔能源價值的光伏送電定價機制

國家應考慮將光伏能源的社會、環(huán)境和生態(tài)價值體現(xiàn)到光伏交易定價機制中，才能真正推動光伏等清潔能源電力的可持續(xù)發(fā)展。國家應主導建立跨省跨區(qū)光伏電力送電協(xié)議標準，綜合考慮區(qū)域光伏能源分布、東西部經(jīng)濟發(fā)展以及光伏清潔能源特性，改變僅以火電標桿電價作為光伏上網(wǎng)電價的經(jīng)濟性評價和決策思路，建立滿足電力系統(tǒng)全面需求和節(jié)能減排效益的電價評價體系，作為跨省跨區(qū)外送光伏電力定價的參考標準，保障光伏等清潔能源電力參與市場競爭相對公平，真正實現(xiàn)利用市場經(jīng)濟手段促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展、提高光伏發(fā)電量以及推動能源發(fā)電結構轉型升級。

（二） 建立考慮光伏成本變化的動態(tài)電價機制

國家應從宏觀層面完善跨省跨區(qū)光伏送電價格定價機制，考慮光伏能源市場環(huán)境帶來的成本變化建立動態(tài)定價機制。國家應合理確定各清潔能源電力開發(fā)的成本和基本收益，分析送受端地區(qū)市場供需，結合光伏發(fā)電特性，頒布更加契合跨省跨區(qū)光伏送電需求的國家政策。例如，在光伏上網(wǎng)電價定價機制中，應定期測算光伏電站度電成本和合理收益，以此核定電價，根據(jù)市場投資成本變化，進行調(diào)整，同時結合光伏發(fā)電特性，如光伏發(fā)電受日照影響，夜間儲能成本也應考慮在發(fā)電成本中。真正在電價中體現(xiàn)成本變化，充分發(fā)揮市場本身的供需調(diào)節(jié)作用，保證光伏發(fā)電商的合理收益，推動光伏產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。

（三） 設計光伏跨省跨區(qū)的獨立交易品種與定價機制

設計區(qū)別于省內(nèi)交易的跨省跨區(qū)獨立交易品種與定價機制，緩解省區(qū)之間交易壁壘對跨省跨區(qū)交易的限制作用。目前，我國跨省跨區(qū)電力交易的市場建設已基本完成，強制要求各區(qū)各省統(tǒng)一跨省跨區(qū)電力交易規(guī)則與定價機制的可行性較低。對此，在省內(nèi)、跨省跨區(qū)兩級市場協(xié)同發(fā)展的要求下，建議參考異構市場的融合理論與方法，在放開各區(qū)各省市場成員交易選擇權的基礎上，針對光伏發(fā)電設計獨立的跨省跨區(qū)交易品種與定價機制，突破省內(nèi)交易制度的限制，并與各區(qū)各省內(nèi)的交易品種與定價機制在時序、口徑等方面保持協(xié)同而不沖突的關系。由此，各市場成員可以自行選擇是否購買或銷售獨立的光伏跨省跨區(qū)交易品種，完成逐步用市場交易取代政府協(xié)議，促進兩級市場的高效協(xié)同的轉變。

（四） 建立送電定價監(jiān)督部門，協(xié)調(diào)緩解“倒掛”矛盾

國家應建立相關跨省跨區(qū)交易定價監(jiān)督部門，宏觀協(xié)調(diào)送受端輸配電量和送電價格。以實現(xiàn)全國節(jié)能減排總目標為前提，強調(diào)政府的宏觀調(diào)控作用，對送受端雙方電力市場交易、兩端電力需求與供給情況、受端電源結構進行監(jiān)督協(xié)調(diào)。建議各地在制定地區(qū)光伏跨省跨區(qū)交易定價機制時應與受端省份電網(wǎng)企業(yè)積極溝通、公平協(xié)商，統(tǒng)籌考慮送受地區(qū)的經(jīng)濟發(fā)展水平與交易規(guī)則差異，盡量在交易電價中體現(xiàn)光伏的清潔能源價值，促進跨省跨區(qū)光伏交易市場的平穩(wěn)運行。同時，還應建立、落實考核監(jiān)督機制，考察宏觀調(diào)控效果，是否協(xié)調(diào)供需雙方利益，真正助力光伏跨省跨區(qū)交易，提升其在電力市場中的競爭力。

（五） 推動綠證市場與消納量市場，共同保障光伏發(fā)展

國家應完善光伏發(fā)電相關配套政策，減輕光伏電站市場競爭壓力，為光伏發(fā)電提供保障。國家應逐步引入符合各清潔能源電力特點的綠色證書交易制度，保障清潔能源電力的消納和經(jīng)濟可持續(xù)性。更加完善發(fā)展綠證市場，尤其在對綠證購買主體的激勵上，進一步明確購買綠證除了展現(xiàn)社會責任外，還能從中獲得經(jīng)濟收益，進而提高綠證的交易量，助力光伏電站獲得收益，增強光伏電站在電力市場中的競爭力，推動光伏產(chǎn)業(yè)穩(wěn)健發(fā)展。在考慮稅收和綠證的同時，穩(wěn)步推動清潔能源電力定價機制制定，全面反映綠色電力的經(jīng)濟和清潔能源價值；綜合考慮各區(qū)域光伏等可再生能源的發(fā)電成本、供需情況進行消納量交易定價、分配消納量配額，進一步完善消納量市場交易機制，提高光伏的消納量，增加光伏的利用率，助力光伏電站的可持續(xù)發(fā)展。

四、結論

由于我國光伏資源與用電需求的地域分布不均衡，跨省跨區(qū)送電是解決我國發(fā)電資源和負荷中心逆向分布矛盾的重要手段。從2005年開始，我國發(fā)布一系列政策完善并形成跨省跨區(qū)交易價格機制，為優(yōu)化光伏資源配置提供了有力政策保障。但目前光伏跨省跨區(qū)交易定價機制中仍存在定價時未考慮光伏發(fā)電清潔能源價值、成本變化對價格傳導效應不顯著、各省區(qū)交易規(guī)則差異形成的交易壁壘明顯、送受端電力供需不平衡導致兩端“倒掛”以及綠證市場、消納量市場等配套政策有待完善等問題。針對上述問題本文提出了建立體現(xiàn)清潔能源價值的光伏送電定價機制、建立考慮光伏成本變化的動態(tài)電價機制、設計光伏跨省跨區(qū)的獨立交易品種與定價機制、建立送電定價監(jiān)督部門協(xié)調(diào)緩解“倒掛”矛盾以及推動綠證市場與消納量市場共同保障光伏發(fā)展等相關建議，以期為我國建立科學、合理的光伏跨省跨區(qū)電力交易機制提供科學參考。