加速入市！31省区市光伏上网电价

作为系关光伏项目收益的关键因素，上网电价受到业内外的高度关注。

纵观我国光伏上网电价政策，自2008年商业化电站启幕，历经核准电价、特许权竞价、标杆电价、指导电价+竞争电价多个阶段（十五年 光伏电价变迁），最终在2021年大规模迈向平价上网。2021年6月，发改价格〔2021〕833号文正式官宣，自2021年起对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目，中央不再补贴，实行平价上网；2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行。

至此，各地燃煤发电基准价也多成为光伏项目的主流上网电价。当然也有特殊，如水电大省青海以0.2277元/kWh的水电综合价作为光伏上网电价；西藏2024年进一步优化上网电价，按照1类集中式光伏电站、2类分布式光伏电站实行上网分类标杆电价。31省区市燃煤发电基准价如下：

值得重视的是，833号文同时也强调，新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。

按照全国统一电力市场的建设部署，到2030年全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与市场交易。目标导向下，新能源加速入市。据国家能源局通报，2023年新能源市场化交易电量6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。全面入市大势下，这也意味着风、光新能源的上网电价将逐步告别固定电价，电价也将成为未来新能源投资的最大不确定因素。去年底伊始，各省区市相继发布了2024年电力交易方案，部分地区对新能源入市比例及电价进行了明确。

总体来看，新能源电力交易主要包括中长期交易、绿电交易以及现货交易。而充分发挥中长期电力交易的“压舱石”作用，中长期合同签约比例达到80%以上；与此同时，各地区也加速中长期交易与现货交易的衔接。

聚焦新能源入市比例，各地进度不一，高比例入市代表省份包括山西、山东、内蒙古、广东、湖南、甘肃、青海、宁夏等，北京、天津、冀北、浙江、安徽、江苏等地大力推动绿电交易。

而新能源的市场化交易价格，电价较燃煤基准价出现明显下降，如甘肃、宁夏中长期交易的光伏价格不超过0.2元/千瓦时，云南清洁能源市场平均成交价每千瓦时0.21674元，山东2023年现货市场光伏现货均价光0.21657元/千瓦时等，当然，绿电交易，充分体现绿电的环境价值，电价普遍较燃煤基准价有一定溢价。

31省区光伏入市要求见下：

1、甘肃

《甘肃省2024年省内电力中长期年度交易组织方案》显示，新能源企业峰、谷、平各段交易基准价格为燃煤基准价格乘以峰谷分时系数（峰段系数=1.5，平段系数=1，谷段系数=0.5），各段交易价格不超过交易基准价。

峰谷时段划分，依据《甘肃省发展和改革委关于进一步完善我省分时电价机制的通知》，其中峰段为7:00至9:00、17:00至23:00；平段为23:00至24:00、0:00-7:00；谷段为9:00-17:00。

这也意味着光伏大发时段几乎均在谷段，中长期交易价格不超过0.3078*0.5，即0.1539元/千瓦时。

现货市场，2023年甘肃光伏现货均价达194.74元/MWh。

2、青海

青海省2024 年电力市场交易明确，新能源年度市场交易合同签约比例要达到市场化总电量的80%。

中长期分时段交易，其中峰时段为8：00~9:00,19:00~23:00（5个小时），低谷时段为（11:00~16:00）（5个小时），其余时段为平时段。

光伏发电峰、谷电价在平电价的基础上分别上浮不低于63%、下浮不低于20%形成。

3、宁夏

2024年，宁夏风电、光伏优先发电计划55.35亿千瓦时，优先发电计划以外电量全部进入市场。

按照宁夏自治区关于2024年电力中长期交易有关事项的通知，新能源暂按照不低于上年上网电量的40%（新并网场站参考同地区、同类型场站上网电量）参与年度交易。年中新并网新能源机组可通过多月、月度和旬交易完成40%电量比例要求。

同时，为促进光伏产业健康发展，综合考虑光伏投资成本回收，并进一步拉大峰谷价差，新能源价格浮动比例提升至30%，即用户与新能源平段交易申报价格不超过基准电价，峰段交易申报价格不低于平段价格的130%，谷段交易申报价格不超过平段价格的70%。新能源峰段价格上浮比例不高于谷段价格下浮比例。

而按照宁夏峰谷平段划分，谷时段为9:00-17:00，光伏发电主要集中于谷时段，这也意味着光伏电力中长期交易申报价格不超过平段价格的70%，即不超过0.2595*0.7=0.18165元/千瓦时。

4、四川

《四川省2024年省内电力市场交易总体方案》明确，风电、光伏发电企业优先电量以外的部分，可参加绿电交易，绿电交易后剩余电量可参与风电、光伏市场电量交易。

而根据四川省经信厅《2024年全省电力电量供需平衡方案及节能调度优先电量规模计划》的通知，2024年风电、光伏机组（扶贫光伏除外）优先发电量根据风光机组发电特性，风电项目利用小时数暂按800h确定，光伏项目利用小时数暂按600h确定。

风电、光伏市场电量的交易电价参照水电交易电价的市场化价格机制形成，限价范围与水电相同。

5、云南

根据《云南省能源局关于进一步完善新能源上网电价政策有关事项的通知》，2021年1月1日—2023年12月31日全容量并网的项目，继续执行2023年上网电价机制。2024年1月1日—6月30日全容量并网的光伏项目月度上网电量的65%、7月1日—12月31日全容量并网的光伏项目月度上网电量的55%在清洁能源市场交易均价基础上补偿至云南省燃煤发电基准价。

由此，2024年1月1日—6月30日全容量并网的光伏项目月度上网电量的35%、7月1日—12月31日全容量并网的光伏项目月度上网电量的45%需在清洁能源市场交易。2023年度，云南全年清洁能源市场平均成交价为每千瓦时0.21674元，较2022年每千瓦时下降6.42厘。

云南省2023年光伏电价政策，2021 年 1 月 1 日—2023 年7 月31 日全容量并网的，上网电量执行燃煤发电基准价。2023 年 8 月 1 日—12 月31 日全容量并网的，月度上网电量的 80%执行燃煤发电基准价，月度上网电量的20%可选择自主参与清洁能源市场化交易或执行清洁能源市场月度交易均价。

6、广东

广东2024年电力市场交易有关事项的通知指出，220kV及以上电压等级的中调调管风电场站、光伏电站全部作为市场交易电源，参与现货市场交易，适时参与中长期市场交易(含绿电交易)。

根据广东电力交易中心通报，2024年度绿电双边协商交易成交电量31.07亿千瓦时，成交均价465.64厘/千瓦时，绿色环境价值成交均价10.38厘/千瓦时。

7、广西

按照《2024年广西电力市场交易实施方案》，集中式风电、光伏发电企业超过等效上网电量的电量参与市场化交易，集中式风电发电企业等效利用小时数为800小时，集中式光伏发电企业等效利用小时数为500小时。

参与市场交易的集中式风电、光伏发电企业执行政府授权合约价格，为0.38元/千瓦时。

8、湖南

《2024 年湖南省电力市场中长期交易方案》指出，风电和集中式光伏电站（不含扶贫项目）均不安排优先发电计划，通过市场交易获得电量。

优先安排未纳入国家可再生能源电价富家补助政策范围内、以及主动放弃补贴的省内统调风电、光伏发电企业参与绿电交易，单个新能源发电企业交易电量上限为其前五年对应月上网电量均值的80%。参与绿色电力交易的市场主体申报绝对价格，包括电能量价格和绿色是安利环境价值。

9、河南

根据《河南省2024年电力交易有关事项的通知》，省内风电、光伏电量优先满足居民、农业用电需求。剩余新能源电量按照政府授权中长期合约纳入电力中长期交易管理，上网电价执行河南省基准价，与市场化用户形成授权合约，优先其它交易电量结算。

10、山东

根据2023年政策，山东电力市场参与中长期交易的集中式新能源场站（不含扶贫光伏）全电量参与现货市场；未参与中长期交易的集中式新能源场站（不含扶贫光伏），10%的预计当期电量参与现货市场。集中式新能源场站自某月起全电量参与现货市场后，年内不得更改参与方式。

据悉，2023年山东现货市场光伏现货均价216.57元/MWh，较2022年提升11.97元/MWh。

11、山西

2023年，山西风电、光伏发电量分别为477.3亿千瓦时、160.5659亿千瓦时。而按照山西省能源局关于2023年度省调机组优先发电量有关事项的通知，风光机组保量保价电量仅100亿千瓦时。

山西推动高比例新能源的现货市场机制，新能源企业以报量报价方式参与现货市场，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核。据悉，2023年，山西现货市场光伏现货均价为247.73元/MWh，较2022年略有降低。

12、河北

（1）冀北电网

《冀北电网2024年电力中长期交易工作方案》指出，已接入冀北电网运行、取得发电业务许可的新能源发电企业，可自愿向冀北电力交易中心提交入市申请。冀北新能源市场化交易优先保障冀北电力用户绿电交易需求，如有剩余可开展外送交易。参与绿电交易需放弃补贴，交易结算电量不计入全生命周期小时数。

交易上限按前三年（2929~2022年）分地市当月平均利用小时数的50%确定，平价新能源按60%确定，配建调相机的项目交易上限按1.3倍执行。

交易价格，绿电交易平段价格浮动不受“燃煤发电基准价±20%”的范围限制，高峰电价不低于平段电价的1.5倍，低谷电价不高于平段电价的0.5倍，尖峰电价不低于平段电价的1.8倍。

（2）河北南网

根据《河北南部电网2024年电力中长期交易工作方案》，河北南部电网省调直调光伏（不含扶贫）、风力发电场站自全部容量取得或者豁免电力业务许可证（发电类）后次月起，按照上网电量一定比例参与市场化交易（含外送交易）。其中，省调直调光伏冬季（1-2月、12月）、夏季（6-8月）入市比例暂定为40%，春季（3-5月）、秋季（9-11月）入市比例暂定为60%。并且鼓励具备单独计量条件、可调、可控的分布式光伏以聚合方式参与中长期交易。

交易按照尖峰、高峰、平段、低谷时段签订分时段的电量合同，高峰和低谷时段价格在平段电价基础上分别上下浮动70%，尖峰时段价格在高峰电价基础上上浮20%。

此外，绿色电力交易优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内以及主动放弃补贴的风电和光伏电量参与交易，其绿电交易合同电量（不含外送绿电交易）原则上不低于中长期交易合同电量的50%。稳步推进已纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量参与绿色电力交易，参与绿色电力交易时高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益，在国家可再生能源补贴发放时等额扣减。发电企业放弃补贴的电量，参与绿色电力交易的全部收益归发电企业所有。

13、内蒙古

（1）蒙东

2024年内蒙古东部电力交易市场中长期交易通知明确，初步安排有补贴光伏“保量保价”优先发电计划小时数750小时，除上述电量外光伏项目所发电量均按照“保量竞价”方式参与电力市场。平价、不享受补贴项目（含政府价格主管部门取消批复电价的项目）按照“保量竞价”方式参与电力市场，优先参与区内市场交易，富余电量可参与跨省跨区外送交易。超出国家规定的补贴年限或已达全生命周期合理利用小时数，以及超期服役办理延寿手续的新能源项目，按照平价、无补贴竞价新能源类型参与市场。

（2）蒙西

蒙西地区2024年初步安排常规光伏“保量保价”优先发电计划电量16亿千瓦时，折算利用小时数250小时，相比2023年的450小时有所减少；领跑者项目不变，为26亿千瓦时，折算利用小时数1500小时，由电网企业按照蒙西地区燃煤基准价收购；低价项目1500小时以内电量按照竞价价格执行；除上述电量外光伏发电项目所发电量均参与电力市场。

14、新疆

2024年新疆电网优先购电优先发电计划显示，太阳能发电机组安排优先发电计划72.57亿千瓦时。其中：扶贫光伏、分布式光伏、国家示范光热项目实行全额保障收购，计划电量4.31亿千瓦时；特许权光伏执行特许权协议确定的年利用小时数，计划电量0.93亿千瓦时；非平价光伏项目优先小时数800小时（其中，列入第一批发电侧光伏储能联合运行试点的项目再增加100小时），计划电量67.33亿千瓦时。保量保价之外的发电量按照国家关于电网企业代理购电、电力交易等要求确定价格。

此外，根据国网新疆电力公司绿色电力交易指南，新疆绿电交易按时段申报量价（含环境价格），申报电价不低于262元/兆瓦时，发电企业电量申报限额为不超过年度、月度发电能力的70%。

15、西藏

2023年底，西藏自治区印发关于进一步优化调整全区上网电价和销售电价引导降低社会用电成本的通知。关于光伏上网电价，按照1类集中式光伏电站、2类分布式光伏电站实行上网分类标杆电价：对于按照国家有关规定已纳入或符合纳入国家可再生能源电价补贴目录范围的第1类集中式光伏电站执行0.10元/千瓦时,第2类分布式光伏电站中选择“全额上网”模式的执行0.10元/千瓦时,选择“自发自用、余量上网”模式执行0.25元/千瓦时。平价上网的新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目,执行上网电价0.25元/千瓦时。光伏配储项目执行上网电价0.341元/千瓦时。

16、辽宁

根据《2024年辽宁省电力市场化交易工作方案》，光伏机组优先发电安排参照《2024 年辽宁省保障性优先发电电力电量平衡方案》， 优先发电以外的上网电量，全部上网电量参与省内电力市场交易和跨省外送交易。

不过，2024 年辽宁省保障性优先发电电力电量平衡方案暂未公开。2023年辽宁电力市场化交易方案显示，带补贴的光伏机组优先发电小时数为1300小时，折合上网小时数1275小时；平价无补贴光伏机组优先发电小时数不高于1300小时，折合上网小时数1275小时。

17、黑龙江

黑龙江省2024年电力市场交易，风光新能源除平价项目保障性小数外，全部进入市场交易。平价 (含低价)的风电、光伏发电保障性小时数暂分别按1950 小时、1300 小时确定。

风电、光伏扣除保障性电量和市场交易电量后的超发电量用于“电供暖”，价格按0.2元/千瓦时由电网企业代理电供暖用户统一收购。其余超发电量按相应市场交易最低成交价格由电网企业统一全额收购。

18、吉林

根据吉林省2023年非市场化电量分配方案，乡村振兴、扶贫、分布式光伏机组上网电量按“保量保价”原则全额收购，其他光伏机组按“保量保价”和“保量竞价”相结合方式收购。从具体分配方案来看，不同项目的非市场化电量保障性收购小时数不尽相同。

19、江西

江西鼓励统调完全市场化新能源项目或平价风电、光伏项目自愿参与绿色电力交易。2023年上半年，江西绿色电力交易均价为497.17元/兆瓦时，较燃煤基准价上浮20%。

现货市场，集中式风电、光伏电站通过“报量不报价”模式参与现货市场，报价上下限为0~1500元/MWh。

20、陕西

根据陕西省2024年电力中长期市场化交易实施方案，纳入规划的集中式风电、光伏发电以及统调水电电量优先用于保障居民、农业用电量的部分，执行相应政府批复定价，剩余电量原则上全部进入市场，执行市场化合同价格。常规新能源发电企业在省内中长期交易中申报的交易价格不超过陕西燃煤基准价。

分布式、分散式、领跑者项目、扶贫项目新能源、生物质、资源综合利用机组等实行全额保障性收购，适时推动上述电量参与市场交易。

在推动平价（低价）、主动放弃补贴的可再生能源项目全部参与绿电交易的基础上，稳步推进享受补贴的绿电项目参与绿电交易。享受补贴的绿色电力，参与绿电交易时高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有；发电企业放弃补贴的，参与绿电交易的全部收益归发电企业所有。

绿电交易整体价格应在对标省内燃煤市场化均价基础上，进一步体现绿色电力的环境价值，原则上不低于最近一个月燃煤机组月度集中竞价出清价格。

21、北京

根据《北京市2024年绿色电力交易方案》，初期参与绿色电力交易的发电企业主要为风电和光伏新能源企业。绿色电力交易价格由市场化机制形成，应充分体现电能量价格和绿色电力环境价值。其中，绿色电力环境价值按当月合同电量、发电企业上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算电量（以兆瓦时为单位取整数，尾差不累计）。

22、天津

2024年《天津市中长期交易工作方案》及《天津市绿电交易方案》显示，具备市场化交易资格的新能源发电企业可全电量参与绿电交易，现阶段仅开展与区内用户交易。未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内、以及主动放弃补贴的风电和光伏发电企业可自愿参与绿电交易。发电企业放弃补贴的交易电量，不计入合理利用小时数，参与绿电交易的全部收益归发电企业所有。

无论是绿电零售市场交易亦或批发市场交易，电能量价格应在“本地燃煤基准价±20%”范围内形成，环境价值取值不得为零，上限为50元/兆瓦时。

23、上海

2024年上海市电力直接交易工作方案，参与的发电企业以燃煤发电为主。上海绿电交易主要是省间绿电交易。据国网上海市电力公司消息，2月上海与宁夏、青海、新疆、山西等多个省份顺利达成2024年度省间绿电交易，总成交电量突破40亿千瓦时，创历史新高，是2023年全年交易量的2倍。

24、江苏

根据江苏省2024年电力市场交易工作方案，参与电力交易的风光项目为平价及主动承诺放弃绿电交易电量补贴的带补贴项目。考虑风光发电预测的不确定性，为提高绿电合同履约比例，集中式光伏发电年度绿电交易电量不超过900小时、集中式风电绿电年度交易电量不超过1800小时。分散式风电、分布式光伏需具备绿证核发条件并申请成功后，可参加月内绿电交易。

25、浙江

根据《2024年浙江省电力市场化交易方案》和《2024年浙江省绿电绿证市场化交易工作细则》，浙江省内非统调风电、光伏等执行保量保价的优先发电电量用于保障居民、农业用电价格不变。省统调风电、光伏企业自愿入市。无补贴的风电和光伏发电可参与绿电交易，鼓励有补贴的风电和光伏发电企业与电力用户自主协商参与绿电交易。同时，鼓励省内分布式光伏发电、分散式风电通过聚合形式参与绿电交易。

绿电交易每月可参与交易的上限值，风电按300利用小时数、 光伏发电按200利用小时数核定，折合风电3600小时/年，光伏2400小时/年。

绿电零售及绿电批发交易，环境权益价值暂按最低不低于10元/兆瓦时，最高不高于30元/兆瓦时。

26、安徽

新能源发电企业可根据需要参与市场交易，参与交易前需取得发电企业许可证，完成市场准入注册。

参加绿电交易的发电企业为集中式平价上网的风电和光伏发电企业。绿色电力交易价格包含电能量价格和绿色环境权益（绿色电力证书）价格，由市场主体通过市场化交易方式形成。其中，绿色环境权益价格不设上限，且需大于零。

27、湖北

《2024年湖北省电力市场交易实施方案》显示，保障居民、农业用电后剩余的水电、新能源电量由省电力公司打捆购入，打捆购入电量电价执行同期电网企业代理购电价格。

根据湖北电力交易中心披露，2023年湖北新能源绿电交易合同结算电量1.45亿千瓦时，结算均价512.63元/兆瓦时。光伏现货结算电量7.9亿千瓦时。

28、贵州

根据《贵州省新能源参与电力市场交易管理办法（试行）》， 参与绿色电力交易的风电（含分散式风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、生物质发电等新能源发电企业，需在国家可再生能源发电项目信息管理平台先完成建档立卡，并在中国绿色电力证书交易平台完成注册，用于绿证核发和交易。

风电发电企业申报电量上限为该企业机组容量乘以1800小时的120%；光伏发电企业申报电量上限为该企业机组容量乘以1100小时的120%。

贵州电力市场3月交易情况显示，新能源成交电量1.77亿千瓦时，均价0.4077元/千瓦时；绿电成交电量2.33亿千瓦时，均价0.4073元/千瓦时。

29、重庆

重庆绿色电力交易实施细则明确，优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏企业参与绿电交易，已纳入补贴范围内的风电和光伏企业可自愿参加，其中绿色电力交易电量不计入合理利用小时数，不领取补贴。

30、福建

从2024年福建省电力中长期市场交易方案来看，光伏发电机组并不在参与市场交易的发电企业之列。光伏机组上网电量用于保障居民、农业优先购电。

31、海南

海南省2024全年省内电力市场化交易规模约289.5亿千瓦时，全部为燃煤发电和燃气发电机组上网电量。适时推动新能源机组参与月度交易。

( 来源: 北极星太阳能光伏网（独家） 作者: 水七沐 )