自2011年，国家统一全国光伏发电标杆电价体系以来，光伏发电的上网电价水平快速降低，从10年前的平均每千瓦时1.15元，降低至燃煤“标杆电价”水平，降幅达到60%以上。
2021年是光伏发电执行“平价”上网的第一年，部分竞价招标项目的上网电价已经降至了每千瓦时0.15元以下，相对10年前的上网电价水平降幅超过80%，光伏发电技术在降低投资成本方面取得了举世瞩目的进展。
在我国电力行业努力为“双碳”目标寻找技术组合，开拓前进路径的当下，很多学者总结光伏发电技术快速降低的经验后认为：一方面，参照光伏发电目前的成本以及下降趋势，可以作为“对冲”“双碳”目标带来用户侧电价上涨的重要手段，即“可靠、清洁、经济”的能源不可能三角有可能被打破；另一方面光伏发电技术成本降低的路径可以为电化学储能成本下降路径进行借鉴，即今天“高投入”会带来未来“低电价”，海量的补贴既然可以推动光伏发电成本的降低，也可以推动电化学储能技术成本的降低。
由以上两方面的分析，最终得出结论是——“光伏+储能”技术很可能是保证未来低电价水平实现能源转型的利器。但是这种判断并不尽然——如果在下一个10年，大电网供电模式仍是用户主要的电能获取方式时，光伏发电距离真正的平价还有很长的路要走。
什么是经济意义上的“平价”？
目前电力行业关于光伏发电平价的主流认知，是指光伏发电的上网电价与燃煤机组的标杆电价水平相同。这是一种简单而非同质（光伏发电技术并没有火电技术响应负荷需要的能力）的对比；同时，也是基于计划定价模式下“成本（固定成本+变动成本）加成”方式的对比。换个角度来看，如果计划定价能够准确和及时发现价格，也就不需要建设电力现货市场来发现价格，所以计划定价模式下的“平价”并非真的平价。
由于电力现货市场能够直观、及时发现电能的“时序价格”和“位置价格”信号，因此，经济意义上的“真平价”，应当是光伏发电项目回收投资的期望电价水平，与同时段、同地区的电力现货市场价格水平一致，才能得到受到市场承认的“真平价”。
电力市场“平价”与计划机制下“平价”的价格差距
以山东某光伏电站在2020年山东电力现货市场某次试结算过程中，某天的情况为例进行示意性说明。
山东省统调装机容量7266.5万千瓦，光伏发电装机约2600万千瓦，其中分布式光伏发电1700万千瓦，集中式光伏发电880万千瓦，国家核定的光伏发电“平价”上网电价与煤电机组标杆电价相同，均为每千瓦时0.3949元。
山东电力现货市场当日日前市场价格曲线、全网负荷曲线如图1所示，日前市场价格最高为每千瓦时0.3767元（晚上21点30分），最低为每千瓦时0.110（中午12点30分），最大负荷为5858万千瓦（晚上17点45分），最小负荷为5152万千瓦（晚上22点45分）。（如图1所示）
图1 当日全网负荷曲线与日前现货市场价格曲线
考虑到山东电力现货市场采用全电量竞价的集中式市场，尽管在结算电费时，无论电力现货市场价格如何，可再生能源都可以采用国家核价结算，但是在计算软件中，当日可再生能源出力采用全部置地板价方式参与计算、优先出清、保证消纳，所以仍然可以认为山东的边界条件（置地板价方式），使可再生能源都参加了山东电力现货市场的价格计算，其日前市场价格真实有效。
图2所示为山东某光伏电站，装机容量10万千瓦，当日发电65.49万千瓦时，最大出力7.6万千瓦。如果该光伏电站不执行国家核定电价，而是按照日前市场的分时电价计算收入，则该光伏电站日前现货市场电费收入为130927元，度电的均价为0.1999元。为简化计算认为光伏电站每千瓦铭牌容量能够收取的容量电价为0，那么0.1999元每千瓦时的价格，就相当于当日现货市场给出的光伏发电的真实“平价”价格。
图2 某光伏电站出力曲线与对应日前现货价格曲线图
市场电价与计划电价差异背后的主要原因
造成近0.2元/千瓦时巨大差距的主要原因，是光伏发电出力不为0的时刻市场价格明显偏低，电力市场全天价格低于0.2元/千瓦时的时段在上午8点30分到下午14点30分，完美覆盖了光伏发电的主要出力时间，市场价格曲线最低谷恰好与光伏发电最大出力时段重合。因此，尽管当日山东日前市场的均价是0.268元/千瓦时，但是光伏发电能够获得的价格远远低于市场均价。
不过电力现货市场的价格是波动的，在供应偏紧的时候电力市场出现高价，并不意味着该光伏电站可能获得更高收益。当光伏发电出力占系统最大功率的一定比例时，光伏发电的时刻一般是当天市场价格的低价时段，这在很多电力市场中得到证明，著名的“加州鸭子曲线”就是典型证据。
产生这种现象的根本原因是，在光伏占比高的发电系统中，当光伏大发时，系统供应能力的增长超过了负荷需求的增长，现货市场供需平衡被打破，现货价格大幅降低。
由于光伏大发时段的现货市场价格走低，导致光伏发电收益下降，使光伏发电进入了一个近乎与“恶性循环”的阶段，即组件成本越低，发展越快、总量越大，则光伏发电时段电价变低、低价时段变长，光伏发电收益变差，这种状态被称为光伏发电技术的“自食效应”。
在“自食效应”作用不断发力的未来，山东例子中的低电价很可能并不是光伏发电电价的谷底，而是处在价格的偏高点。世界范围内，在很多电力市场中光伏大发时段已经频繁出现了负价（即光伏发电在这个时间点上对系统连续可靠供电的经济性是明显的“负增量”），而市场高价时段往往出现在光伏发电出力为0的时段。
有观点可能认为，该算例仅仅使用了电力现货价格，而大部分现货电量被中长期交易覆盖，中长期交易的价格相对现货较高，仅考虑现货价格无法说明问题。尽管目前各个现货试点的真实情况确实如此，但一个运行正常的电力市场，电力现货价格与电力中长期价格是耦合趋近的，因此，采用电力现货价格在一定程度上足以说明“真平价”问题的本质。
成本快速降低的光伏发电会推高电价？
光伏投资成本的快速下降是公认的事实，且如果仅看投资成本，确实有可能抵消部分“双碳”目标下系统转型的潜在成本，但就此断言“可靠、清洁、经济”的能源不可能三角就此达成平衡，还为时尚早。
事实上，在依靠电网方式消纳新能源的过程中，光伏发电的成本由固定成本（投资成本）、变动成本和系统消纳成本三项构成。光伏发电的变动成本近似为0，固定成本不断下降，真正上涨的是系统消纳成本。
仍然以前述山东光伏电站数据为例，按照不依靠火电机组调节，仅通过电化学储能提供消纳服务，按照目前的技术水平，可以推算出极端情况下的系统消纳成本。
首先将光伏发电量按照全系统负荷曲线形状进行折算，计算光伏发电自行满足用户需求的出力曲线。假定光伏发电项目服务的用户曲线形状与全网系统负荷曲线形状相同，光伏电站通过配置电化学储能系统实现出力曲线与用户曲线形状相同，这样该光伏电站完全不再需要其他机组提供消纳服务（如图3所示）。
图3 某光伏电站出力曲线由储能系统折算为负荷曲线形状
其次，配置电化学储能系统完成出力曲线形状改善。从图3中可以看到要按照最大存储需要或者最大放电需要中的大者配置逆变器功率，当天该电站最大功率是7.6万千瓦、最小功率是0万千瓦的情况下，最大放电功率需要2.88万千瓦，最大充电功率4.99万千瓦，因此，为实现该电站全额消纳，并且自身的调节能力足够满足全系统负荷曲线形状，则需要配置4.99万千瓦的逆变器。
从电芯存储能力来看，假定当天5点15分-19点整光伏电站出力时段中，超越对应时段全网负荷曲线形状的全部电量（A+B部分），能分别用于0点整到5点15分（A部分）和19点整到24点（B部分）的两段时间放电（实际上0点整到5点15分的放电电量需要来自前一天，但这会升高系统消纳成本，此处做简化计算），那么需要存储33.8万千瓦时电量，电芯的存储能力至少要达到这个标准。
按照逆变器的容量和电芯的存储能力，该电站需要4.99万千瓦充放电功率6.8小时存储系统，该系统（按10年寿命设计）按照每千瓦时EPC造价1100元的标准，需要初期投资3.72亿元，目前光伏电站每千瓦4000元的价格，光伏电站自身投资成本需要4亿元，加上储能系统初期总造价为7.72亿元。考虑光伏电站理论寿命能达到25年，储能系统的寿命低于10年，该光伏电站全寿命周期相当于需要2.5个储能系统，造价还会大幅提高（储能系统需要持续投资）。
加装了该储能系统后，该光伏电站的结算均价就能够达到0.268元每千瓦时以上了，由此，每度电的电价提高了7分钱左右，总日营收达到17.6万。尽管营收增加了，但是该电站的收益却降低了。因为，储能系统的投资也要计算日回报。
按照8%的年化投资收益率计算，该储能系统当日需要回收15-16万元，显然是完全不可行的，因此必须大幅提高电价，否则储能系统基本上把光伏发电的营业额“吃光”，更谈不上盈利了。况且，每日的市场电价、负荷情况和光伏发电出力情况，并非是储能系统性能要求的极端情况。
所以说，该算例是个示意性的理想算例，当然一切数据来自于眼下技术水平各种设备性价比的“摸高”数据，如果储能系统的技术取得革命性的突破，如“铁-空气”电池在现实中应用成功，计算结果会发生很大改变。
如何推动光伏发电健康发展？
从以上的算例不难看出，为完成“双碳”目标，在电价水平上升幅度有限的约束之下，必须抑制可再生能源的系统消纳成本过快上涨。因此推动包括光伏发电在内的可再生发电技术发展，需要做好以下三方面工作：
一是加快电力现货市场建设。我国虽然可再生能源的体量很大、发展速度很快，但是全国平均拥有量距离欧盟28国尚有不小的距离，欧盟28国目前不但没有对电力现货市场机制提出异议，反而认为现有的电力现货市场机制仍在非常有效的促进“碳中和”的相关工作。
从欧盟的市场经验分析来看，电力现货市场机制通过竞争，一方面可以充分调动全系统的调节能力，解决“各种灵活性技术先调度谁、同一种灵活技术先调度哪个主体”的问题，电力现货市场成了“碳中和”必备的“软实力、软制度”，另一方面可以量化识别光伏等可再生能源的消纳成本，选择性价比最高的调节技术和调节主体，有效抑制碳中和带来的电价上涨速度。因此，欲推动光伏发电技术健康发展，多快好省的实现“双碳”目标，避免“双碳”推进脱离实际而运动化，电力现货市场机制建设不可或缺。
二是完善光伏等可再生发电技术场外“类补贴”制度。电力现货市场是一次分配，强调的是效率；电力系统需要的是连续可靠稳定供电，违反系统属性的光伏等新能源必然在现货市场里受到“损失”，这是市场规律的必然。
但是，“双碳”目标也需要可再生能源快速发展，因此有必要通过建设用户侧“配额+考核”制度，确保可再生能源的发展环境。一方面，建设配额制度的同时建立相应的考核制度，目前可再生能源消纳责任制度空转的很大原因，是没有建立对未完成消纳责任的用户考核制度，这个考核的标准应当适当高于电力现货市场中可再生能源和其他可控电源度电价格之差（即用户可以购买便宜的传统电源电量，但是要支付一定的考核费用），通过场外手段弥补电力市场作为效率倍增器无法兼顾清洁能源收益的问题。
另一方面，只有在用户侧建立考核制度，才能把“双碳”的责任落实到实处，才能保证“双碳”所需的资金不会变成“无源之水、无本之木”。只有当用户侧感受到了“双碳”带来的成本，才能动员更多的用户制止“双碳”目标运动化带来的不经济投资。
需要注意的是，这个制度应当是一个高效的“类补贴”制度，而并非新的补贴制度，并且必须是和电力现货市场强耦合的“配套制度”——即电力市场采用技术中立原则设计，不考虑对可再生能源的照顾。
三是持续加大储能技术研究投入而非补贴具体项目。电化学储能是新型电力系统的重要选项，既要发展不可控的可再生能源，又要依靠高可靠性的电网消纳可再生能源，适当的电能或热能存储能力是必然的选择。
从山东算例来看，电化学储能提供调节能力的成本远远高于传统机组通过电网提供调节能力的成本，尚不具备成为可再生能源消纳依靠力量的经济条件。目前，电化学储能仍未确定主要的发展方向，钠离子电池、铁空气电池等多种技术仍在不断推陈出新，10-20种电化学储能技术出现了争奇斗艳、短期领先的现象，这是处于技术发展过程中技术磨损期的典型特征。
当下，必须要增强发展储能技术的恒心和耐心，既要态度积极，又要不急于确定主流技术。不搞运动化“双碳”，就不能搞运动化的“电化学储能发展”。工作的重心应当是加大储能技术相关的基础科学研究和专利储备，将培育基础技术和培育商业模式作为现阶段的工作重点，而非把财政、税收和金融政策过早投入规模化的具体项目。
四是继续发展灵活、经济的传统机组作为配套电源。从国际上发展可再生能源的经验来看，保证清洁化的同时，低成本的保证电力系统稳定同样重要，因此，最大负荷4.5亿千瓦的欧盟28国，保留了4.86亿千瓦的核电和火电。
因此，在发展光伏等可再生能源的同时，要认识到“减碳（煤）与减煤机容量”没有绝对的数量关系，要加快减少发电用煤总量，但应配合可再生能源的发展，配置相应以提供“容量备用”为主的煤电机组。必须要指出的是，当前还需要转变长期以来煤电项目发展追求高参数、低煤耗的技术路线，未来提供“容量备用”为主的煤机，需要具备的是超低负荷稳燃、快速启停及爬坡和低成本长期停机三大技术特征，这应当作为未来一段时间发展煤机的主要技术要求。
