在中国光伏行业协会正式成立十周年之际，感谢协会的信任就国内光伏发电市场政策进行回顾。为此我逐篇翻出自协会筹备开始连续十多年撰写的市场政策章节，感慨光伏行业始终奔跑前行取得的瞩目成绩，感受光伏产业和政策互相支持、相互成就。十年来光伏市场发展的政策机制手段和措施在变，但初心不变，核心如一，要推动光伏市场和产业持续健康发展，助力能源转型，未来成为转型主力。以下抽繁就简，从光伏市场健康发展最重要的保障投资合理收益和经济性角度，从直接影响经济性的“量”和“价”两个方面，简要回顾政策历程，提出未来机制思考。
十年前，国内光伏市场处于欧美实施双反后的规模化发展成长期，我国制定和实施了针对项目开发和投资的稳定的经济政策。“量”主要取决于地域太阳能资源条件和光伏系统本身技术水平，发出来的电量全额保障性收购，2016年对部分省份和地区制定了以保障项目基本收益为原则的全额保障性收购小时数，有效解决部分地区限电问题。2014年正式实施三类资源区的光伏电站标杆电价政策，对分布式光伏开始实施度电补贴政策，加上追踪成本变化的电价和补贴退坡机制，反映了不同开发地区、不同投资时段光伏发电成本差异性，光伏开发建设不再限于“三北”，全国各地区、集中式和分布式光伏市场全面开花。
五年前，光伏发电平价示范项目的布局和建设，标志着其逐步进入无补贴平价上网时代。其后仅五年的时间内，光伏发电走过了平价示范、全面平价、低价上网。2019年地方层面竞争配置、国家层面统一排序的全新竞标方式，有效压缩产业虚高成本和降低非技术成本，度电补贴水平降低到之前的四分之一，这一竞标方式实施两年后，光伏电站和工商业光伏全面实现无补贴，按照当地燃煤基准价平价上网的电价政策为“十四五”前半段光伏等新能源实现跃升发展、电量倍增提供了有力保障。2023年集中式光伏参与电力市场的电量比例已经约一半，并在一定范围内和不同程度上承担了辅助服务、偏差考虑等费用。煤电容量电价政策的实施，意味着光伏发电未来参与市场既是与煤电的燃料和运行成本相竞争，也是光伏发电等新能源内部的竞争，国内光伏产业雄厚的基础提供了光伏发电低价上网的底气和条件。“量”的保障方面，五年来全额保障性收购制度作为保收益的两架马车之一，继续发挥关键性作用，但国家能源主管部门同步做出了制度建设上的调整和转变，为衔接光伏等新能源平价时代，将单纯的电源侧保障制度，转为电源侧保障和用电侧消纳制度共同发力，2019年以来实施可再生能源电力消纳保障机制和年度监测评价制度，从地方政府、电网、用户端激发对新能源电力电量的不断增长的需求。
今年，光伏发电参与电力市场以及带来的量价问题、收益预期问题一直是行业讨论的焦点。回顾十年政策历程，无论未来电力市场和光伏产业如何变化，光伏发电市场政策目标和核心应始终如一，即以稳规模、促发展为前提，运用好规制和市场两种手段，保障光伏发电相对稳定的基本收益，以实现“碳达峰、碳中和”及近中长远期非化石能源在能源消费中的比例目标。今年7月我国发布了各地区可再生能源消纳2024年约束性责任权重和2025年预期性责任权重，首次规定了电解铝行业绿色电力消费比例，推动将可再生能源电力消纳责任权重向重点用能单位分解，可预期今后责任权重将分解到更多行业和领域，用电侧需求才是有效的、长期的光伏等新能源电量被收购和消纳的保障。参与市场价格方面，在90%以上合理利用率并控制非技术成本前提下，光伏行业发电在“三北”地区的综合度电收益需求普遍在0.10-0.15元/千瓦时，其他地区在0.15-0.25元/千瓦时，光伏已可以与煤电的燃料和运行成本竞争，但在白天尤其是中午集中大发情况下，光伏发电直接参与市场实际可能是光伏发电之间的无谓竞争，形成的价格仅反映供需，无法反映光伏发电的全成本。因此，建议尽快制定不同类型增量光伏发电参与市场的价格机制或机制原则，划定明确的边界条件，开发和投资企业通过市场规则选择光储、源网荷储、微网、直供、聚合、虚拟电厂等参与市场和交易方式，建立多元化的商业模式，探索实施长期的差价合约机制，兼顾光伏发电参与电力市场和保障基本收益，持续推进光伏发电高比例和高质量发展。
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