随着电力市场化改革的不断推进和新能源的大规模发展，风、光等新能源进入电力市场成为必然趋势。但新能源进入电力市场面临诸多风险与挑战。由于新能源“靠天吃饭”，而电力市场价格随行就市，新能源在电力市场中收益下行压力加大。近期，多地将中午光伏大发时段的售电价格调整为谷电价格，对于光伏电站的收益形成了较大冲击。

电价危局初现

2022年底，多个省份对用户销售电价进行调整，主要调整了峰、平、谷时段，拉大了峰谷价差。根据各省发布的电网代理购电价格显示，至少有8省(区)在中午光伏出力高峰期执行谷段电价，具体见下表：



2023年1月中午执行谷段电价的省份(电压等级越高和深谷时段电价更低)

以上省(区)均为光伏装机较高的省(区)，新疆在14：00-16：00电价低至0.1634元/千瓦时，这样的低价很难覆盖光伏发电建设成本。此外，根据公开信息，笔者查询了个别省份现货市场电价，其中山东省现货日前电价出现了中午超低价甚至达到-80元/兆瓦时的下限价格，如下图表：

据笔者了解，将中午时段作为谷段来定价的省份早年已有案例，不过近年来这样的情况增加了不少。

单纯从用电负荷来看，中午虽然不是全天负荷最高的时段，但也不是全天负荷最低的，属于全天负荷较高时段。下图为某省春季某日全省用电负荷情况：

过去，中午时段大多是作为峰期或平期来定价，对于分布式光伏而言，在用户电价基础上打折后，发电收益仍然较为可观。如今，中午时段改为谷时段甚至深谷时段，分布式光伏收益大幅减少，可能连成本都没法回收。集中式光伏参与市场交易，受批发市场价格影响，也存在一定的不确定性。由于光伏集中在中午时段出力，中午时段的电价调整，给光伏投资带来严重的收益危机，对光伏行业可持续发展形成冲击。

以山东的分布式光伏为例，2022年12月，10千伏两部制工商业用电代理购电价格中，9:00-11:00为高峰时段，冬季(12月)10:00-11:00为尖峰时段，11:00-12:00为平时段，12:00-14:00为低谷时段，14:00-15:00为平时段。调整之后，冬季(1月)低谷时段为10:00-16:00，其中12:00-14:00为深谷时段。在光伏出力集中的10:00-16:00时间段，电价调整后相比电价调整前，光伏出力时段收益下降了约52.64%。

电价为何调整

既然对光伏行业带来如此影响，为什么还要对电价进行这样的调整呢?这岂非不利于光伏行业的发展和绿色转型的实现?笔者认为这种用电价格调整是不得已为之，而且也将是未来的必然趋势，主要原因如下：

其一，电力系统具有特殊的物理特性，即电力暂时无法大规模储存，而且由于电力系统需要生产消费即时平衡，对电压、频率等物理参数稳定性要求非常高。这些是电力系统和电力技术目前无法突破的约束条件，短时间内很难改变;

其二，遵循商品市场的经济规律。商品在不同供需关系下的价值是不同的，即“物以稀为贵”。如果食品行业也存在无法大规模储存，生产消费即时平衡的特点，而人们吃饭的时间不那么集中，相对分散。如果某一时段生产集中的食物过多，而吃饭的人有限，过多的食品即使是免费赠送可能人们也吃不下了，这时候这些食品的价值就是非常低的。对于电力而言，在不同时间空间尺度上，供需关系也是变化的，如果供应远过于需求，那么这个时段的电力价值也是非常低的;

其三，价格信号影响生产和需求。低电价确实会抑制生产供给，但同时也会促进消费，促进新能源消纳。目前，部分区域的午间时段，新能源消纳压力已经很大，午间电价不得不进行调整。毕竟新能源建设的最终目的是实现能源消费的绿色转型，所以为了激励光伏消纳，必须给予低电价信号。了解到改变午间电价后，很多省份电力用户都在一定程度上根据电价信号调整了生产时间，午间用电量显著提升，光伏消纳压力有所缓解;

其四，新能源高波动特性需要高波动的价格信号。新能源发电有高波动、不确定等特点，出力起伏较大，不确定因素较多。如果出力是高波动的，但价格信号是低波动甚至稳定的，将难以调动调节性资源对高波动的出力进行调节，因为稳定的价格信号对于调节资源是不利的，电价信号应该随供需关系进行波动。这也是近年来推行电力市场尤其是电力现货市场建设的原因。仅靠新能源发电，没有适应新能源特点的市场机制和调节资源，电力系统的绿色转型将难以实现。

如何疏导成本

如果午间时段用电价格降低是必然趋势，而光伏行业发展也不能就此止步，那么如何疏导光伏投资的成本，继续鼓励光伏投资建设呢?

从资金来源来看，笔者认为有以下三种疏导方式：

1.其他主体的电费疏导

由电力用户来分摊该项费用：类似于目前的基金附加方式，核算需要分摊的费用规模，按照用电量的多少，由电力用户按度电来分摊。这种分摊方式一方面需要核算各类新能源项目的成本差额，由于新能源项目成本差异很大，投资主体也非常分散，实施难度很大;另一方面，电力用户对于绿色转型的需求也不尽相同，有的出口类企业对于环保责任需求较高，有的国内服务业可能暂时没有这方面需求，统一分摊的方式并不合理;

由其他发电主体来分摊该项费用：近年火力发电大幅亏损，发电小时数呈持续下降趋势，其他电源主体经营形势较为严峻。同时，这一方式同样存在核算成本差额困难、投资主体分散等问题，同样不可行。

2.财政支持成本疏导

我国新能源发电的发展壮大，得益于政府的财政补贴，但产业的补贴政策也存在一定的局限性，在新能源提速发展的过程中，财政补贴造成了混乱而无序的市场竞争，以及资源配置的扭曲和浪费。当前，新能源发电已全面进入平价和竞价时代，通过财政支持来疏导成本的方式即重回财政补贴道路，同时补贴资金规模大，可行性低。

3.建设绿证市场，扩大碳市场核查范畴，打通碳排放-绿证关联

从本质上来看，大力推广建设新能源的意义正在于其具有环保属性。新能源发电的电能量价值与环保价值应该分开评估定价。电力价值由电力市场发现，新能源发电可以充分发挥其低边际成本的优势，实现最大程度的消纳。环保价值通过绿证市场及碳市场关联发现，扩大碳排放市场主体范围，扩展碳排放市场核查范畴，核查使用电力、热力等间接产生的碳排放，同时建设全国统一绿证市场，通过购买绿证核减碳排放。让绿色电力的环境价值通过市场机制充分发挥，鼓励社会购买绿证，补充新能源发电投资收益。建设完善的市场机制，激励新能源电力生产和消纳，从而更好地融入全球绿色发展格局。

化解光伏电价危机的建议

首先，推动全国统一绿证市场建设，制定绿色电力证书交易相关政策，扩大碳排放市场核查范畴，打通碳-绿证市场关联，通过市场机制发现新能源发电的环保价值，从而传导新能源建设成本。

其次，进一步完善电力市场建设，通过更开放更灵敏的电力市场发现电力时间空间价格信号，激励调节性资源配置，实现高比例新能源情况下，电力系统安全稳定运行。

当前，新能源的发展仍处于初期阶段，无论从装机规模还是电量占比来看，较之“双碳”目标的要求仍存在一定的距离。目前，新能源消纳及电力系统调节平衡的压力初显，在问题和矛盾处于初期阶段时，建议通过科学规划市场建设，完善相关市场品类，推动市场健康运行发展，从而为更进一步的新型电力系统转型打好基础。

作者： 蒋江 来源：电联新媒 责任编辑：jianping