在2021年7月29日，國家發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》，要求各地劃分峰谷時段，確定電價價差，建立動態(tài)調(diào)整機制。在之后兩年多的時間里，各省市地區(qū)陸續(xù)出臺相關(guān)政策，持續(xù)調(diào)整電價終端銷售措施，普遍或者有選擇地區(qū)分了分時、分季節(jié)，以峰谷平劃分的電價水平。部分地區(qū)更是出現(xiàn)尖峰、深谷電價，將全天24小時劃分為5種電價，進一步拉大了價差。

在過去，傳統(tǒng)的分時電價中，電價低谷通常是在深夜，中午是高峰或尖峰時段。但在今年，峰谷電價出現(xiàn)了重大調(diào)整。目前，包括青海、寧夏、甘肅、山東在內(nèi)的10個省份已經(jīng)明確在中午執(zhí)行1-8小時不等的谷電，河南在3-5月和9-11月執(zhí)行午間谷時電價，冀北電網(wǎng)、河北南網(wǎng)則避開夏季，將6、7、8月之外的月份午間執(zhí)行谷電，江西在重大節(jié)假日期間執(zhí)行午間低谷電價。

這一調(diào)整的初心是為了更好的消納新能源電量。由于谷時電價相對較低，可以促進用戶用電量的增加，從而帶動該時段內(nèi)“馬力全開”的新能源電量的消納。有新聞報道提到，“現(xiàn)貨谷段（10: 00-15: 00）平均電價同比提升17%以上，晚間峰段（17: 00-22: 00）平均電價同比下降10%”。 引入中午時分的低谷價經(jīng)用電用戶響應(yīng)之后，中午時分的需求反彈明顯。從價格手段的角度看，這一變化符合政策預(yù)期。

然而，由于光伏出力大部分處于這一“低谷電價”時期，使得預(yù)期發(fā)電收入大幅下降，新建項目往往需要重新評估投資回收前景。在政策調(diào)整后分布式光伏或?qū)⒚媾R配儲增加建設(shè)成本，或?qū)⒚媾R降低光伏發(fā)電收益的窘境，這無疑為分布式光伏接下來的發(fā)展提出一個新的考驗。

近幾年來，隨著新能源裝機的迅速增加，新型電力系統(tǒng)架構(gòu)導(dǎo)致發(fā)電結(jié)構(gòu)發(fā)生了巨大變化，新能源發(fā)電比例的不斷提升使得電網(wǎng)供給端的結(jié)構(gòu)性矛盾日益突出，而僅在日間發(fā)電的光伏，更是加劇了日間電網(wǎng)的供需矛盾。

光伏發(fā)電的特征很明顯，日照強烈的時候發(fā)電多，有日照的時候發(fā)電，而無日照的時候不發(fā)電。有機構(gòu)表示，基于浙江天氣的典型光伏發(fā)電曲線表明：光伏的年平均利用因子在11%，滿負荷等價小時數(shù)1000小時左右，中午11:00-14:00 3個小時的發(fā)電量往往占到總發(fā)電量的70%，甚至更多。幾乎可以說，午間低谷電價形成了對（分布式）光伏的定向“阻擊”。

光伏行業(yè)相關(guān)資深人士表示，分布式光伏的銷售電價往往與終端電價掛鉤。比如，煤電有自己的價格浮動機制，僅有少部分進入現(xiàn)貨市場；大型集中式光伏電站在電源側(cè)執(zhí)行“標桿電價”，與終端價格不掛鉤。所以，峰谷電價價差拉大后，主要影響的就是分布式光伏。

分布式光伏“余電上網(wǎng)”部分的價格由原來的高峰電價變?yōu)榈凸入妰r，對收益影響有較大沖擊，將會導(dǎo)致整體投資回報期延長。例如，2023年7月，天津創(chuàng)業(yè)環(huán)保集團股份有限公司就曾因為在山東的兩個項目由于分時電價和分時分段發(fā)生變化，導(dǎo)致收益率不達標，停止了項目投資。

此外，午間谷電的優(yōu)化也對作為光伏發(fā)電消納載體的儲能有著較大影響。儲能的盈利方式主要來自峰谷套利，即用電負荷低谷充電，負荷高峰放電，利用分時電價規(guī)則，賺取差價。對此，有部分行業(yè)相關(guān)人士認為，在中國新能源大力發(fā)展的大背景下，當前的分時電價制度雖然能夠?qū)τ脩舻挠秒娦袨檫M行有效地調(diào)控與改變，但長期而言，只有通過用戶端的參與，才能抑制電價的大幅上漲或大幅波動，提升電網(wǎng)的運行可靠性，保障市場供求均衡。通過實時電價促使發(fā)電企業(yè)積極主動調(diào)峰，實現(xiàn)對整個電網(wǎng)資源的合理配置，有效解決消納問題，因此，實時現(xiàn)貨電價替代分時電價，才是應(yīng)考慮的方向。

也有人認為，分時電價對光伏企業(yè)并非噩耗。

從現(xiàn)有峰谷電價改革執(zhí)行情況來看，午間谷電對光伏行業(yè)也有著不容忽視的利好作用。執(zhí)行午間谷電有利于減少新能源棄風棄光，以電價換消納。引導(dǎo)工商業(yè)用電企業(yè)盡可能將用電負荷集中到光伏出力的主要時段，在緩解新能源快速增長對電網(wǎng)沖擊的同時，提升光伏消納量，光伏企業(yè)整體收益仍在穩(wěn)定區(qū)間；同時，午間谷電政策也遏制了市場盲目過熱投資分布式光伏項目開發(fā)，促進整個行業(yè)健康平穩(wěn)發(fā)展。

對分布式光伏企業(yè)而言，利潤空間有所壓縮但非常合理。隨著光伏成本持續(xù)降低，光伏發(fā)電成本已下降到0.2元/度以下，分布式光伏企業(yè)利潤空間實際上仍然較高，按同期電價打8折計算，午間調(diào)整低谷電價政策實施后，平段的度電利潤在0.352元以上、谷段的度電利潤在0.136元以上。長期看，午間谷電可引導(dǎo)分布式光伏上網(wǎng)價格回歸合理區(qū)間。

此外，電力市場中儲能、虛擬電廠等新業(yè)態(tài)在這一波新政下得到了更廣闊的發(fā)展空間。隨著電網(wǎng)峰值高、谷值深的特征和輔助服務(wù)市場的逐步健全，使得煤電機組靈活性改造、儲能、可調(diào)負荷、虛擬電廠等新業(yè)態(tài)獲得了更為積極的價格引導(dǎo)信號，有利于新業(yè)態(tài)的快速、蓬勃發(fā)展，這是未來風光等新能源協(xié)同盈利的重要基礎(chǔ)。

綜合來看，分時電價將午間時段由高峰變?yōu)榈凸龋瑢ΜF(xiàn)下分布式光伏會有一定沖擊，但對光伏行業(yè)來說，挑戰(zhàn)同樣蘊含著機遇和發(fā)展動力。山東在《關(guān)于推進分布式光伏高質(zhì)量發(fā)展的通知》中提到，“探索分布式光伏分時上網(wǎng)電價機制，推動分布式光伏上網(wǎng)電量參與市場；分布式光伏與其他經(jīng)營主體共同按市場規(guī)則公平承擔相應(yīng)的不平衡費用”，以此來嘗試解決電價市場化機制健全問題。

類似地，浙江前日也發(fā)布了關(guān)于公開征求《2024年浙江省綠電綠證市場化交易工作細則（試行，修訂稿）》意見的通知，文件提出，省內(nèi)分布式光伏、分散式風能發(fā)電項目可通過聚合形式參與綠電交易。分布式光伏企業(yè)可以積極參與綠證、綠電交易，拓寬收益來源。

分布式光伏接下來的發(fā)展無疑面對著更多挑戰(zhàn)，如何完善政策、健全機制、尋求協(xié)調(diào)發(fā)展新出路，需要全行業(yè)更深入的思考。