隨著電力市場化改革的不斷推進和新能源的大規模發展，風、光等新能源進入電力市場成為必然趨勢。但新能源進入電力市場面臨諸多風險與挑戰。由于新能源“靠天吃飯”，而電力市場價格隨行就市，新能源在電力市場中收益下行壓力加大。近期，多地將中午光伏大發時段的售電價格調整為谷電價格，對于光伏電站的收益形成了較大沖擊。

電價危局初現

2022年底，多個省份對用戶銷售電價進行調整，主要調整了峰、平、谷時段，拉大了峰谷價差。根據各省發布的電網代理購電價格顯示，至少有8省(區)在中午光伏出力高峰期執行谷段電價，具體見下表：

2023年1月中午執行谷段電價的省份(電壓等級越高和深谷時段電價更低)

以上省(區)均為光伏裝機較高的省(區)，新疆在14：00-16：00電價低至0.1634元/千瓦時，這樣的低價很難覆蓋光伏發電建設成本。此外，根據公開信息，筆者查詢了個別省份現貨市場電價，其中山東省現貨日前電價出現了中午超低價甚至達到-80元/兆瓦時的下限價格，如下圖表：

據筆者了解，將中午時段作為谷段來定價的省份早年已有案例，不過近年來這樣的情況增加了不少。

單純從用電負荷來看，中午雖然不是全天負荷最高的時段，但也不是全天負荷最低的，屬于全天負荷較高時段。下圖為某省春季某日全省用電負荷情況：

過去，中午時段大多是作為峰期或平期來定價，對于分布式光伏而言，在用戶電價基礎上打折后，發電收益仍然較為可觀。如今，中午時段改為谷時段甚至深谷時段，分布式光伏收益大幅減少，可能連成本都沒法回收。集中式光伏參與市場交易，受批發市場價格影響，也存在一定的不確定性。由于光伏集中在中午時段出力，中午時段的電價調整，給光伏投資帶來嚴重的收益危機，對光伏行業可持續發展形成沖擊。

以山東的分布式光伏為例，2022年12月，10千伏兩部制工商業用電代理購電價格中，9:00-11:00為高峰時段，冬季(12月)10:00-11:00為尖峰時段，11:00-12:00為平時段，12:00-14:00為低谷時段，14:00-15:00為平時段。調整之后，冬季(1月)低谷時段為10:00-16:00，其中12:00-14:00為深谷時段。在光伏出力集中的10:00-16:00時間段，電價調整后相比電價調整前，光伏出力時段收益下降了約52.64%。

電價為何調整

既然對光伏行業帶來如此影響，為什么還要對電價進行這樣的調整呢?這豈非不利于光伏行業的發展和綠色轉型的實現?筆者認為這種用電價格調整是不得已為之，而且也將是未來的必然趨勢，主要原因如下：

其一，電力系統具有特殊的物理特性，即電力暫時無法大規模儲存，而且由于電力系統需要生產消費即時平衡，對電壓、頻率等物理參數穩定性要求非常高。這些是電力系統和電力技術目前無法突破的約束條件，短時間內很難改變;

其二，遵循商品市場的經濟規律。商品在不同供需關系下的價值是不同的，即“物以稀為貴”。如果食品行業也存在無法大規模儲存，生產消費即時平衡的特點，而人們吃飯的時間不那么集中，相對分散。如果某一時段生產集中的食物過多，而吃飯的人有限，過多的食品即使是免費贈送可能人們也吃不下了，這時候這些食品的價值就是非常低的。對于電力而言，在不同時間空間尺度上，供需關系也是變化的，如果供應遠過于需求，那么這個時段的電力價值也是非常低的;

其三，價格信號影響生產和需求。低電價確實會抑制生產供給，但同時也會促進消費，促進新能源消納。目前，部分區域的午間時段，新能源消納壓力已經很大，午間電價不得不進行調整。畢竟新能源建設的最終目的是實現能源消費的綠色轉型，所以為了激勵光伏消納，必須給予低電價信號。了解到改變午間電價后，很多省份電力用戶都在一定程度上根據電價信號調整了生產時間，午間用電量顯著提升，光伏消納壓力有所緩解;

其四，新能源高波動特性需要高波動的價格信號。新能源發電有高波動、不確定等特點，出力起伏較大，不確定因素較多。如果出力是高波動的，但價格信號是低波動甚至穩定的，將難以調動調節性資源對高波動的出力進行調節，因為穩定的價格信號對于調節資源是不利的，電價信號應該隨供需關系進行波動。這也是近年來推行電力市場尤其是電力現貨市場建設的原因。僅靠新能源發電，沒有適應新能源特點的市場機制和調節資源，電力系統的綠色轉型將難以實現。

如何疏導成本

如果午間時段用電價格降低是必然趨勢，而光伏行業發展也不能就此止步，那么如何疏導光伏投資的成本，繼續鼓勵光伏投資建設呢?

從資金來源來看，筆者認為有以下三種疏導方式：

1.其他主體的電費疏導

由電力用戶來分攤該項費用：類似于目前的基金附加方式，核算需要分攤的費用規模，按照用電量的多少，由電力用戶按度電來分攤。這種分攤方式一方面需要核算各類新能源項目的成本差額，由于新能源項目成本差異很大，投資主體也非常分散，實施難度很大;另一方面，電力用戶對于綠色轉型的需求也不盡相同，有的出口類企業對于環保責任需求較高，有的國內服務業可能暫時沒有這方面需求，統一分攤的方式并不合理;

由其他發電主體來分攤該項費用：近年火力發電大幅虧損，發電小時數呈持續下降趨勢，其他電源主體經營形勢較為嚴峻。同時，這一方式同樣存在核算成本差額困難、投資主體分散等問題，同樣不可行。

2.財政支持成本疏導

我國新能源發電的發展壯大，得益于政府的財政補貼，但產業的補貼政策也存在一定的局限性，在新能源提速發展的過程中，財政補貼造成了混亂而無序的市場競爭，以及資源配置的扭曲和浪費。當前，新能源發電已全面進入平價和競價時代，通過財政支持來疏導成本的方式即重回財政補貼道路，同時補貼資金規模大，可行性低。

3.建設綠證市場，擴大碳市場核查范疇，打通碳排放-綠證關聯

從本質上來看，大力推廣建設新能源的意義正在于其具有環保屬性。新能源發電的電能量價值與環保價值應該分開評估定價。電力價值由電力市場發現，新能源發電可以充分發揮其低邊際成本的優勢，實現最大程度的消納。環保價值通過綠證市場及碳市場關聯發現，擴大碳排放市場主體范圍，擴展碳排放市場核查范疇，核查使用電力、熱力等間接產生的碳排放，同時建設全國統一綠證市場，通過購買綠證核減碳排放。讓綠色電力的環境價值通過市場機制充分發揮，鼓勵社會購買綠證，補充新能源發電投資收益。建設完善的市場機制，激勵新能源電力生產和消納，從而更好地融入全球綠色發展格局。

化解光伏電價危機的建議

首先，推動全國統一綠證市場建設，制定綠色電力證書交易相關政策，擴大碳排放市場核查范疇，打通碳-綠證市場關聯，通過市場機制發現新能源發電的環保價值，從而傳導新能源建設成本。

其次，進一步完善電力市場建設，通過更開放更靈敏的電力市場發現電力時間空間價格信號，激勵調節性資源配置，實現高比例新能源情況下，電力系統安全穩定運行。

當前，新能源的發展仍處于初期階段，無論從裝機規模還是電量占比來看，較之“雙碳”目標的要求仍存在一定的距離。目前，新能源消納及電力系統調節平衡的壓力初顯，在問題和矛盾處于初期階段時，建議通過科學規劃市場建設，完善相關市場品類，推動市場健康運行發展，從而為更進一步的新型電力系統轉型打好基礎。