在最新的政策动态中，湖北省发布了一项关于工商业分时电价机制的重要通知，引发了广泛的行业关注。此次调整对低谷时段进行了显著修改，特别是将光伏大发电的时段纳入了低谷时间内，这一改变无疑给工商业屋顶光伏的运营和收益带来了深远影响。

同时值得注意的是其他省份如山东省也不落人后，在支持新型储能发展方面发布通知，并暗示未来可能推出更为激进的价格机制。这样的政策预示着对于分布式光伏等行业将是一次严峻考验。

透过现象看本质，这些政策变化背后所蕴含的信息是行业利润空间正在缩小，并且对于新能源电站投资回报率未来走势提供了不确定性。尤其是在没有环保补贴加成情况下，光伏和风电领域或许真正步入微利时代。这可能催生民间资本撤离现象更为显著，并促使能源基础设施投资趋向于由国家企业主导。

分时电价机制调整明显地影响了工商业光伏产业链条中各个环节，并对行业未来走向提出挑战与思考。随着行业逐渐趋向理性化投资和运营模式转型，预计未来能源市场格局将可能迎来新一轮洗牌。

事实汇总：多地午间低谷电价设定

从技术上来说，分时电价通常只在几个时间步长内有所不同，而且是提前很长时间确定的。同时，分时电价适用于整个用户群体，在较长时间（比如超过1年）内保持稳定不变，仍旧属于行政定价的范畴。

从时空分辨率和提前量时间来看，它们或多或少只是“真实”（反映供需关系，也就是电力价值）价格的粗略近似值。在多大程度上近似，成为一个超越科学的艺术问题，也为各种自由量裁提供了空间。

在我国，各地陆续出台了深谷电价政策。具体方案，相比平段下降幅度、覆盖用户群体、具体执行月度时间等方面存在各种各样的差异。但是总体而言，这些降价具有以下特点：

第一，调整的仅是发电价格部分。相比年度基准电价，大部分下调程度在20%—50%，山东高达90%。而其他“固定”部分，比如各种输配加价、政府基金、线损（这个是应该同向变化的）等保持不变，从而代表终端电价10%—50%的下降。

第二，调整的往往只是终端价格，不同时间的重新价格分配，与上游批发价格无关系。直觉上来看，低电价对煤电是受损的，这2～3个小时的发电都无法覆盖燃料成本。但是，实际上并不是这么回事。一方面，发电端的价格是中长期合同交易以及短期合同交易的价格，往往并不具有这样高的时间分辨率。而各地的现货（日前、实时）交易试点，也并不存在跟终端电价联动的机制。这一价格调整仅限于终端，本着“收益中性原则”的纸面调整，影响不同时间用户用电的支付水平，不涉及上游价格变化。这一变化仅为终端的再分配（re-distribution）。

第三，从“影子价格”视角，这种调整跟系统的发电成本不一致的程度更大了。行政管制基准电价或者电网代理购电平均价格与煤炭价格高位情况下，总体上煤炭发电就处于盈亏平衡点或者略微损失的地步。进一步的降价使得“计划内”发电在这些时刻更加不反映边际成本。而计划外市场交易购电价格，理论上发电商可以根据成本动态预期进行定价。但是由于存在各种上下限与对计划内价格的参照要求，这方面的选择其实也相当有限。

午间低谷电价形成了对（分布式）光伏的定向“阻击”

光伏日照强烈的时候发电多，有日照的时候发电，而无日照的时候不发电。基于浙江天气的典型光伏发电曲线表明：光伏的年平均利用因子在11%，满负荷等价小时数1000小时左右，中午11:00-14:00 3个小时的发电量往往占到总发电量的70%，甚至更多。

即使光伏很多，煤电仍旧在午间是边际机组，价格也不应该低到基准50%，甚至更甚的程度。这一特别的价格下降，更像是一种价格手段，将光伏发电的“影子价值”（参照系）人为降低，从而抑制了新增光伏的价值，对其投资回报产生了影响。

准确地讲，受到直接影响的是在配网侧的分布式光伏。它们的价值在于“避免电网用电支出”。在深谷电价体系下，这一避免的程度大大减少，从而其替代价值也随之降低。而大型的集中式电站，往往在输电网侧享受“标杆电价”或者基准电价，与终端价格体系并无联系。即使是超越“保障小时数”之外的部分，也并不必然跟时间要素挂钩。

这一点，与国外往往并不具有可比性。典型的就是美国（USA）加州的所谓“鸭子曲线”变成“深谷曲线”的问题。加州光伏发电比例已经超过总用电量的30%，并且该州一度推行的净能量计量（NEM）政策为住宅光伏发电提供大量隐性补贴，使得光伏在经济最优意义上“已经过剩”。

它的中午的净负荷（net load）往往是零，甚至进入负的区间。这对于我国这样60%煤电的系统完全是两个平行世界。人们印象中光伏非常多的山东省，其容量仅占总容量的25%，电量比例仍然在个位数水平。而大部分省份，光伏还远远未到消除中午高峰负荷（13点左右）的地步，更不要说将其变为低谷。

浙江为基于负荷与出力特性、经济调度原则的模拟结果，来自卓尔德项目结果。

系统影响方面。深谷电价的推行，在经济价值方面影响了新增光伏，大幅调整的用电曲线使得中午的用电负荷增加，避免了可控机组（主要是煤电）的进一步深度调整。原有的高峰时段（比如下午到傍晚）负荷下降，系统平衡的确更加容易。

最后这一点，在目前的煤电出力不足形势下尤其具有意义。据有关文章阐述：近年来，由于国际电煤价格持续攀升，煤电企业燃料成本大幅提高。按照一台60万千瓦煤电机组测算，并网发电亏损约70万～100万元/天，远超非计划停运考核费用，因此部分发电企业【宁可延长故障抢修时间、承受考核，也不愿并网发电】。

据非正式消息，在保供的形势下，我国的“容量保障机制”是让电厂尽可能全力发电，以消除发电激励不足、以停机检修为理由避免亏损的冲动。这完全优于容量补偿的其他机制，确保“表现”（performance）不用额外支出。

只不过，这么多的好处，让光伏受损的可能进一步加深了。

系统的转型急不得

“今后几年，光伏发电将面临弃电量骤升及进入电力现货市场后电价骤降的困境，导致这一问题的重要原因是，近年来，新能源发电项目，特别是光伏发电项目大规模超速投产。”赵克斌告诉记者，光伏项目投资“过热”，导致弃风弃光率达到系统临界点后，可能引起周期性的“量”“价”“两头讨不到”的情况。“电力市场要平稳地、循序渐进地发展，一定要考虑消纳问题，注意周期性的过剩或短缺，并明确对弃风弃光率的容忍程度。”

有分析指出，分时电价机制，造成了以往极具长期竞争力的光伏发电，反而失去了足够的投资回收机会，进而降低了清洁能源容量增加的速度，有可能影响整个电力系统转型的进度。沈贤义分析，现阶段，整个电力系统仍需统筹规划，系统的转型急不得。“负荷侧管理、储能、抽水蓄能等配套产业规划还没跟上，若只有分布式光伏冲在前面，系统就会像只用一条腿跑步的人，不可能平稳发展。”

与此同时，现阶段的分时电价机制确实有效地调节和改变了用户的用电行为。但从价格机制的角度看，其是否真实反映了电力的边际成本仍有待考量。某电力行业分析人士指出，现在，各地的分时电价机制还不够精细。“比如，目前，分时电价还没有达到以半小时或更短时段为单位引导用电的程度。未来，或许可以用互联网及大数据技术让电价机制更精细化，从而使电网从发电侧、输电侧和用电侧都达到比较平衡的状态。”

现货实时电价才是大势所趋

然而，从更长远的角度看，再精确的人为定价机制，其敏感度也远远比不上现货的实时响应能力。业内专家指出，健全并完善电力价格的市场化形成机制，由现货实时电价替代分时电价，是在更长时期内的“大势所趋”。

在赵克斌看来，人为划分峰、平、谷时段的分时电价机制是在与天气和现货市场“掰手腕”。“在电力现货市场运行地区，不应该再有人为的峰、平、谷段划分。人为设置分时电价和价格限制，会与现货市场价格形成机制产生冲突。”他进一步分析，新能源高占比的现货市场价格走势，基本由新能源发电的出力大小来决定。按照原有的分时电价政策，电力系统将面临难以优化甚至失灵的问题，并可能造成资源错配和效率降低。

人为的分段与定价，将难以准确把握电力的实际供需变化情况，也就难以实现价格上的精准，进而使其在促进需求响应方面的作用大打折扣。“对于电力市场来说，建立需求响应机制非常重要。国际经验表明，只有用户侧真正参与电力批发市场，才能限制价格上涨、提高电网运行的可靠性、保证市场供求平衡。现货市场可以通过实时电价信号引导发电企业主动调峰，并为实施需求响应奠定机制基础，统筹全网调节资源，有效促进可再生能源消纳，减少弃风弃光。”赵克斌说。

文章来源： 中国能源报，能源Time，小月月S级