2023年的光伏市场可以说是艰难险阻路崎岖，随着众多光伏企业大规模建厂、扩产的布局，今年产能过剩的声浪不绝于耳，与此同时，硅料、组件又出现如“过山车”般的双降不止，光伏前行之路荆棘密布，尽管如此，近期各省陆续出台分时电价政策，进一步调整峰谷时段，也将可能会“误伤”到分布式光伏。
在2021年7月29日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确分时电价机制执行范围、建立动态调整机制、加强与电力市场的衔接等六方面对现行分时电价作进一步完善。
随着越来越多的省份加入分时电价的队伍中，电力市场采取峰谷平的电价模式，部分地区更是出现尖峰、深谷电价，将全天24小时划分为5种电价，进一步拉大价差，在以往传统分时电价中，电价低谷时段一般在深夜，午间时段为高峰或尖峰时段。
在今年，湖北、山东、安徽、河北、福建等多地出台分时电价新政，将光伏发电高峰时段调整为峰谷或低谷电价，在面对政策调整后分布式光伏或将面临配储增加建设成本，或将面临降低光伏发电收益的窘境，这无疑都是为分布式光伏接下来的发展提出一个新的考验。
2024年起这些省执行新电价
2023年分时电价调整政策打响第一枪的则是湖北，对比以前可以发现，此次湖北省分时电价机制调整前后的各时段时长均未变化，但每个时段的时间分布都发生了不同程度的调整，而最引人关注的莫过于低谷时段的变化，原来低谷时段为23:00-次日7:00，调整后2:00-5:00，10:00-15:00两个区间段为低谷时段，众所周知，中午时间段是光伏出力高峰时刻，本次调整把此时段作为低谷时段，光伏发电收益将会受到影响，另外，对于工商业而言，投资回报周期将会延长。
山东作为全国分布式光伏装机第一大省，自2019年电力现货结算试运行以来，这是第三次调整工商业分时电价体系，本次调整不变之处有，尖、峰、谷、深系数不变，仍为2、1.7、0.3、0.1，但参与浮动的项目增加了上网环节线损费用、系统运行费用两部分，所以峰谷差拉大。另外，秋季9-11月分时时段没有变化。
此次分时电价调整之处，2月份从原来的春季，纳入到冬季，2月最大变化为高峰、尖峰时段提前了1小时。除夏季没有深谷外，全年深谷时段统一调整成11:00-14:00，共3小时，另外，冬季午间低谷时段提早结束，15点进入平段，16点就进入尖峰段，夏季傍晚17:00-18:00，从原高峰段，变成尖峰段，春季傍晚17:00-18:00，从原高峰段，变成尖峰段。
在湖北、山东相继发布分时电价新政后，云南、福建、河北、安徽等省份也都发布了分时电价新政，其中福建、云南在峰平谷时段规划上，根据季节不同午间时段设置为高峰或尖峰，对于分布式光伏相对没有影响。而安徽和河北在将午间时段设置为平段或低谷。其中，安徽将午间时段设置为平段，其中夏季9:00-16:00为平段，1月、12月8:00-15:00为平段，其他月份8:00-11:00为高峰，而11:00-16:00为平段。
河北近期公布冀北地区分时电价，夏季8:00-15:00午间时段设置为平段，而在冬季和其他季节将午间时段分为6:00-12:00为平段，12:00-15:00为低谷，从整体调整来看，12:00-15:00低谷时段占据9个月之多，对分布式光伏还是有较大影响。
11省午间时段执行低谷电价
据不完全统计，全国现行执行季节性分时电价政策的省份共计22个。其中，执行午间时段低谷电价的省份有11个，除了在近期发布调整分时电价的省份外，还有9个省份午间时段执行低谷电价，可见，午间时段变为低谷时段已成为大趋势。
这些省份中，以青海、宁夏、甘肃三省午间时段低谷时长最长，从9:00-17:00，长达8个小时，山东、湖北和内蒙古(蒙东/蒙西)午间时段低谷时长为5个小时，从10:00-15:00，新疆则执行午间时段4个小时低谷电价，从14:00-16:00，此外，河北、浙江、山西、辽宁分别执行1-3个小时不等的午间低谷时长。
另外，在上面提到的即将在2024年1月1日执行分时电价的山东，在调整10:00-15：00为低谷时段后，把其中的11:00-14:00设置为深谷时段，时长3个小时，是在所有午间时段执行低谷电价的省份中最为严苛的政策。
从午间时段执行低谷电价的省份可以看出，这些省份光伏装机占比较高，午间时段为光伏发电出力高峰期，中午发电量很容易造成供大于求的现象，对电网承载力造成一定冲击，导致无法消纳，而将午间时段调整为低谷，这更倾向于光伏发电消纳，促进储能的发展。随着光伏的大规模发展,光伏出力较大的时段电力供应充足,该时段成为低谷时段的情况可能会在更多的地区出现。
为何受伤的总是分布式光伏?
最近有关光伏行业的政策除了分时电价比较火热外，则是各省公布电网承载力情况，7省多地出现分布式光伏可开放容量为0的情况，消纳情况严峻，也为分布式光伏发展带来一些困难，不管是容量告急、消纳困难，还是分时电价的午间低谷时段，似乎受伤的总是分布式光伏。
近些年随着光伏装机的迅猛增长，新型电力系统的架构导致发电结构与以往形式大相径庭，新能源发电占比提高导致电力系统供应侧的结构性矛盾凸显，像光伏这样只能在白天发电，会进一步加剧电力系统白天时段供需矛盾。
从分时电价方面来看，光伏行业相关资深人士表示：分布式光伏的销售电价往往与终端电价挂钩。比如，煤电有自己的价格浮动机制，仅有少部分进入现货市场；大型集中式光伏电站在电源侧执行“标杆电价”，与终端价格不挂钩。所以，峰谷电价价差拉大后，主要影响的就是分布式光伏。
分时电价的调整对自发自用的分布式光伏发电收益影响较大，首先，原高峰与尖峰时段基本是午间，是光伏发电高峰时段。现在却成了低谷时段，要知道，分时电价执行的是高峰时段电价越贵，低谷时段电价越便宜的机制，这会导致分布式光伏“余电上网”部分的价格由原来的高峰电价变为低谷电价，相当于大部分分布式光伏发电时段的电价由以往的高峰电价1元多变为低谷电价3毛多，这对收益影响还是有很大的冲击，将会导致整体投资回报期延长。
对于工商业分布式光伏，其商业模式主要也是自发自用、余电上网，投资成本回收主要有两种商业模式，一是在原有用户侧电价基础上进行打折，二是和工商业主签署固定电价。针对第一种模式，在执行分时电价政策后，午间低谷时段电价就会变的很低，若还执行此前的电价折扣，则会变的非常不划算，不如全额上网可按照标杆电价进行结算。第二种模式由于工商业分布式光伏签订的原高电价能源管理协议可能难以履行约定，将会增加违约的风险。
目前的分时电价可有效的优化用电负荷分布，平衡用电峰谷压力，同时，分时电价的优化也对作为光伏发电消纳载体的储能有着较大影响，因为储能的盈利方式便是来自峰谷套利，即用电负荷低谷充电，负荷高峰放电，利用分时电价规则，赚取差价。
然而，在大力发展新能源的背景下，虽然现阶段的分时电价机制可以有效调节和改变用户用电行为，但从长远来看，只有用户侧参与到电力市场交易当中，才能限制价格上涨或较大波动，提高电网运行的可靠性，保证市场供需平衡，在现货市场通过实时电价引导发电企业主动调峰，统筹全网调节资源，有效解决消纳问题，所以，现货实时电价替代分时电价，才是主流方向。
近日，山东在发布《关于推进分布式光伏高质量发展的通知》也提到了，探索分布式光伏分时上网电价机制，推动分布式光伏上网电量参与市场；分布式光伏与其他经营主体共同按市场规则公平承担相应的不平衡费用。
综合来看，分时电价将午间时段由高峰变为低谷，对现下分布式光伏会有一定冲击，但在今年各地加强实施配储的政策下，分时电价为储能发展注入新的动力，此外，分时电价作为人为定价机制，始终不如市场化价格机制更具导向性，山东在把午间时段调整为低谷后，适时发布推动分布式光伏上网电量参与市场的通知，旨在建立健全电力价格市场化机制的形成。
扫一扫关注微信
