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2021年7月底，國家發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，要求各地劃分峰谷時(shí)段，確定電價(jià)價(jià)差。之后2年多的時(shí)間，各省地區(qū)陸續(xù)出臺(tái)并且持續(xù)調(diào)整了電價(jià)終端銷售價(jià)格，普遍或者有選擇地區(qū)分了分時(shí)、季節(jié)、尖峰與低谷的電價(jià)水平。

從目前積累的用電數(shù)據(jù)以及與實(shí)施峰谷電價(jià)之前的用電行為比較，這一定價(jià)機(jī)制明顯地改變了用戶用電行為，需求特性（profiles，需求水平隨著時(shí)間的變化）呈現(xiàn)明顯的價(jià)格彈性。

從價(jià)格手段的視角，這一變化符合政策預(yù)期；但是從價(jià)格機(jī)制的視角，也就是“新的定價(jià)是否反映了用電的社會(huì)真實(shí)邊際成本”來看，答案更加復(fù)雜。這尤其需要程度上的精確考量，既不偏高也不偏低。

有新聞報(bào)道稱：多地引入中午時(shí)分的低谷價(jià)，用電用戶響應(yīng)之后，中午時(shí)分的需求反彈明顯。“現(xiàn)貨谷段（10: 00—15: 00）平均電價(jià)同比提升17%以上，晚間峰段（17: 00—22: 00）平均電價(jià)同比下降10%”。由于光伏出力大部分處于這一“低谷電價(jià)”時(shí)期，使得可預(yù)期比較的發(fā)電收入（或者減少的避免電力支出）大幅下降，新建項(xiàng)目往往需要重新評(píng)估投資回收前景。

本文中，我們聚焦部分省份的峰谷電價(jià)安排，討論這種峰谷電價(jià)拉大價(jià)差“粗尺度”的事實(shí)及其影響。這種用力過猛，造成極具長期競爭力的光伏發(fā)電反而瞬間缺失了足夠投資回收機(jī)會(huì)，從而形成相比“最優(yōu)節(jié)奏”（反事實(shí)基準(zhǔn)線）更慢的容量增加，有可能影響整個(gè)系統(tǒng)轉(zhuǎn)型的進(jìn)度。

更進(jìn)一步，我們希望可以探討粗尺度電價(jià)機(jī)制的不足，并提出進(jìn)一步解決方案應(yīng)走的路徑。
從技術(shù)上來說，分時(shí)電價(jià)通常只在幾個(gè)時(shí)間步長內(nèi)有所不同，而且是提前很長時(shí)間確定的。同時(shí)，分時(shí)電價(jià)適用于整個(gè)用戶群體，在較長時(shí)間（比如超過1年）內(nèi)保持穩(wěn)定不變，仍舊屬于行政定價(jià)的范疇。

從時(shí)空分辨率和提前量時(shí)間來看，它們或多或少只是“真實(shí)”（反映供需關(guān)系，也就是電力價(jià)值）價(jià)格的粗略近似值。在多大程度上近似，成為一個(gè)超越科學(xué)的藝術(shù)問題，也為各種自由量裁提供了空間。

在我國，各地陸續(xù)出臺(tái)了深谷電價(jià)政策。具體方案，相比平段下降幅度、覆蓋用戶群體、具體執(zhí)行月度時(shí)間等方面存在各種各樣的差異。但是總體而言，這些降價(jià)具有以下特點(diǎn)：

第一，調(diào)整的僅是發(fā)電價(jià)格部分。相比年度基準(zhǔn)電價(jià)，大部分下調(diào)程度在20%—50%，山東高達(dá)90%。而其他“固定”部分，比如各種輸配加價(jià)、政府基金、線損（這個(gè)是應(yīng)該同向變化的）等保持不變，從而代表終端電價(jià)10%—50%的下降。

第二，調(diào)整的往往只是終端價(jià)格，不同時(shí)間的重新價(jià)格分配，與上游批發(fā)價(jià)格無關(guān)系。直覺上來看，低電價(jià)對(duì)煤電是受損的，這2～3個(gè)小時(shí)的發(fā)電都無法覆蓋燃料成本。但是，實(shí)際上并不是這么回事。一方面，發(fā)電端的價(jià)格是中長期合同交易以及短期合同交易的價(jià)格，往往并不具有這樣高的時(shí)間分辨率。而各地的現(xiàn)貨（日前、實(shí)時(shí)）交易試點(diǎn)，也并不存在跟終端電價(jià)聯(lián)動(dòng)的機(jī)制。這一價(jià)格調(diào)整僅限于終端，本著“收益中性原則”的紙面調(diào)整，影響不同時(shí)間用戶用電的支付水平，不涉及上游價(jià)格變化。這一變化僅為終端的再分配（re-distribution）。

第三，從“影子價(jià)格”視角，這種調(diào)整跟系統(tǒng)的發(fā)電成本不一致的程度更大了。行政管制基準(zhǔn)電價(jià)或者電網(wǎng)代理購電平均價(jià)格與煤炭價(jià)格高位情況下，總體上煤炭發(fā)電就處于盈虧平衡點(diǎn)或者略微損失的地步。進(jìn)一步的降價(jià)使得“計(jì)劃內(nèi)”發(fā)電在這些時(shí)刻更加不反映邊際成本。而計(jì)劃外市場(chǎng)交易購電價(jià)格，理論上發(fā)電商可以根據(jù)成本動(dòng)態(tài)預(yù)期進(jìn)行定價(jià)。但是由于存在各種上下限與對(duì)計(jì)劃內(nèi)價(jià)格的參照要求，這方面的選擇其實(shí)也相當(dāng)有限。
從發(fā)電的社會(huì)邊際成本來看，煤電在大部分時(shí)間（如果不是全部）構(gòu)成了邊際機(jī)組。電價(jià)的波動(dòng)，從理論上講，也僅限于煤電內(nèi)部的成本差異（比如發(fā)電煤耗的差別）。此外，有兩個(gè)特別的因素也構(gòu)成了我國電力批發(fā)價(jià)格不應(yīng)該波動(dòng)特別劇烈的原因。

第一，過去我國進(jìn)行了大范圍大規(guī)模的“上大壓小”，以及后續(xù)的持續(xù)改造工作，使得不同歷史時(shí)期建設(shè)的機(jī)組差別進(jìn)一步縮小。有研究顯示：南方五省（廣東、廣西、云南、貴州、海南）煤電機(jī)組的平均發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗305.6克標(biāo)準(zhǔn)煤/千瓦時(shí)，而地方國企煤電機(jī)組標(biāo)準(zhǔn)煤耗311.8克標(biāo)準(zhǔn)煤/千瓦時(shí)。雙方只有不到6克標(biāo)煤（2%）的差別。當(dāng)然，這是兩個(gè)群體總體平均地比較，機(jī)組的總體差異會(huì)比這個(gè)大不少，但是煤耗也肯定不達(dá)到差別50%的程度。如果只是基于此來看，午間降價(jià)到90%的程度，屬于超調(diào)。

第二，我國物理裝機(jī)在解決了“資金不足”的問題之后，一直是過剩的狀態(tài)。這意味著即使存在新的需求，它也不大可能有新的投資需求，也就是不意味著極高的邊際成本，包括建設(shè)成本。有文章的主觀預(yù)測(cè)結(jié)果不經(jīng)意間顯示了2022年的確切現(xiàn)狀：“2022～2035年，火電裝機(jī)與最大用電負(fù)荷比值預(yù)計(jì)由1.07下降到0.77左右，火電最大出力與最大用電負(fù)荷比值預(yù)計(jì)由0.84下降到0.66左右”。

這充分表明：起碼現(xiàn)在，火電裝機(jī)還是比最大負(fù)荷高7%以上的。此外，必須特別強(qiáng)調(diào)的，目前存在的機(jī)組出力不足問題，很多時(shí)候在于缺乏足夠發(fā)電意愿，而不是物理裝機(jī)。因此，“保供”話題也必須針對(duì)不同的情況，給予對(duì)待。
光伏日照強(qiáng)烈的時(shí)候發(fā)電多，有日照的時(shí)候發(fā)電，而無日照的時(shí)候不發(fā)電?；谡憬鞖獾牡湫凸夥l(fā)電曲線表明：光伏的年平均利用因子在11%，滿負(fù)荷等價(jià)小時(shí)數(shù)1000小時(shí)左右，中午11:00-14:00 3個(gè)小時(shí)的發(fā)電量往往占到總發(fā)電量的70%，甚至更多。


來源：https://www.researchgate.net/figure/Typical-electricity-PV-generation-profile-6_fig9_283733103;

https://www.esig.energy/download/g-pst-esig-webinar-series-advances-in-the-use-of-wind-and-solar-forecasting-amber-motley/?wpdmdl=10708&refresh=65325a97ce8751697798807

即使光伏很多，煤電仍舊在午間是邊際機(jī)組，價(jià)格也不應(yīng)該低到基準(zhǔn)50%，甚至更甚的程度。這一特別的價(jià)格下降，更像是一種價(jià)格手段，將光伏發(fā)電的“影子價(jià)值”（參照系）人為降低，從而抑制了新增光伏的價(jià)值，對(duì)其投資回報(bào)產(chǎn)生了影響。

準(zhǔn)確地講，受到直接影響的是在配網(wǎng)側(cè)的分布式光伏。它們的價(jià)值在于“避免電網(wǎng)用電支出”。在深谷電價(jià)體系下，這一避免的程度大大減少，從而其替代價(jià)值也隨之降低。而大型的集中式電站，往往在輸電網(wǎng)側(cè)享受“標(biāo)桿電價(jià)”或者基準(zhǔn)電價(jià)，與終端價(jià)格體系并無聯(lián)系。即使是超越“保障小時(shí)數(shù)”之外的部分，也并不必然跟時(shí)間要素掛鉤。

這一點(diǎn)，與國外往往并不具有可比性。典型的就是美國（USA）加州的所謂“鴨子曲線”變成“深谷曲線”的問題。加州光伏發(fā)電比例已經(jīng)超過總用電量的30%，并且該州一度推行的凈能量計(jì)量（NEM）政策為住宅光伏發(fā)電提供大量隱性補(bǔ)貼，使得光伏在經(jīng)濟(jì)最優(yōu)意義上“已經(jīng)過剩”。

它的中午的凈負(fù)荷（net load）往往是零，甚至進(jìn)入負(fù)的區(qū)間。這對(duì)于我國這樣60%煤電的系統(tǒng)完全是兩個(gè)平行世界。人們印象中光伏非常多的山東省，其容量僅占總?cè)萘康?5%，電量比例仍然在個(gè)位數(shù)水平。而大部分省份，光伏還遠(yuǎn)遠(yuǎn)未到消除中午高峰負(fù)荷（13點(diǎn)左右）的地步，更不要說將其變?yōu)榈凸龋▓D2，浙江省與加州的日發(fā)電結(jié)構(gòu)比較）。


來源：加州2023年4月23日CAISO市場(chǎng)運(yùn)行數(shù)據(jù)，轉(zhuǎn)引自：

https://www.youtube.com/watch?v=EEzE6S0qS_o。

浙江為基于負(fù)荷與出力特性、經(jīng)濟(jì)調(diào)度原則的模擬結(jié)果，來自卓爾德項(xiàng)目結(jié)果。

系統(tǒng)影響方面。深谷電價(jià)的推行，在經(jīng)濟(jì)價(jià)值方面影響了新增光伏，大幅調(diào)整的用電曲線使得中午的用電負(fù)荷增加，避免了可控機(jī)組（主要是煤電）的進(jìn)一步深度調(diào)整。原有的高峰時(shí)段（比如下午到傍晚）負(fù)荷下降，系統(tǒng)平衡的確更加容易。

最后這一點(diǎn)，在目前的煤電出力不足形勢(shì)下尤其具有意義。據(jù)有關(guān)文章闡述：近年來，由于國際電煤價(jià)格持續(xù)攀升，煤電企業(yè)燃料成本大幅提高。按照一臺(tái)60萬千瓦煤電機(jī)組測(cè)算，并網(wǎng)發(fā)電虧損約70萬～100萬元/天，遠(yuǎn)超非計(jì)劃停運(yùn)考核費(fèi)用，因此部分發(fā)電企業(yè)【寧可延長故障搶修時(shí)間、承受考核，也不愿并網(wǎng)發(fā)電】。

據(jù)非正式消息，在保供的形勢(shì)下，我國的“容量保障機(jī)制”是讓電廠盡可能全力發(fā)電，以消除發(fā)電激勵(lì)不足、以停機(jī)檢修為理由避免虧損的沖動(dòng)。這完全優(yōu)于容量補(bǔ)償?shù)钠渌麢C(jī)制，確保“表現(xiàn)”（performance）不用額外支出。

只不過，這么多的好處，讓光伏受損的可能進(jìn)一步加深了。
我們基于既有的項(xiàng)目研究基礎(chǔ)，以及相對(duì)可得的數(shù)據(jù)，聚焦分析浙江省的峰谷電價(jià)及其與實(shí)際系統(tǒng)分小時(shí)供電成本的一致性程度，來理解午間的極低電價(jià)的經(jīng)濟(jì)損失方面的含義。


來源：https://hznews.hangzhou.com.cn/jingji/content/2021-10/14/content_8072051.htm

注釋：由于目前的終端電價(jià)月度變化較大，絕對(duì)值僅為說明作用。

2023年9月開始的峰谷電價(jià)安排，低谷電價(jià)大工業(yè)220kV以上為0.2744元/度，低壓段1-10kV一般工商業(yè)用電為0.4235。這一終端電價(jià)減去“成本倒推”為基礎(chǔ)的輸配電價(jià)，意味著上網(wǎng)電價(jià)在浙江的這兩個(gè)小時(shí)僅在0.15-0.2元的水平。這完全無法對(duì)應(yīng)到任何煤電邊際機(jī)組（即使它再先進(jìn)，效率再高）的成本上。

從規(guī)范理論上講，人們的用電行為存在各種外部性，比如污染與全球溫室氣體成本。這些因素構(gòu)成了電價(jià)上升的支持性因素。如果考慮到這些因素，中午極低（其他時(shí)間過高）電價(jià)造成的潛在社會(huì)損失可能更大。

基于Python + Pypsa + Google Colab的開源模型（https://colab.research.google.com/drive/1RmNkWZY87M6blUwEbMI-18m9EKG2XTL8?usp=drive_link），我們對(duì)浙江省電力系統(tǒng)可得發(fā)電資源（包括不可調(diào)的外來電）2022年的最優(yōu)開機(jī)組合情況進(jìn)行了模擬，其逐小時(shí)價(jià)格變化可以代表“應(yīng)然水平”（上圖藍(lán)線）。

從相關(guān)系數(shù)上講，2022年的峰谷電價(jià)安排與全年平均的相關(guān)系數(shù)在0.5，顯示了這一峰谷安排相比固定不動(dòng)的基準(zhǔn)電價(jià)更具優(yōu)越性。

但是，夏季中午仍舊是（凈）負(fù)荷的相對(duì)高點(diǎn)，而不會(huì)低到人們想象中可再生能源成為邊際機(jī)組的情況。即使考慮到光伏的出力最大，由于中午需求的高漲從而一些低效率的煤機(jī)都反而需要更大程度開機(jī)。在7月14日電價(jià)最高的時(shí)刻，是這部分煤機(jī)決定用電的社會(huì)邊際成本。在更長的時(shí)間尺度上，作為一種動(dòng)態(tài)電價(jià)的近似，峰谷安排在月、季節(jié)會(huì)有更大變化。但是總體上，在比人們想象的更長的“短期”內(nèi)，中午的需求仍舊是高峰需求。
為何這一午間的超低谷電價(jià)能夠?qū)嵤?，盡管其明顯低于了社會(huì)實(shí)際成本？這涉及我國相關(guān)群體的動(dòng)機(jī)與能力問題。下表我們匯總了處在互動(dòng)中的各相關(guān)方的格局。

表1 我國能源治理體系中的群體分布


從上表粗淺的分析來看，這一“超調(diào)”的峰谷電價(jià)，對(duì)不同的相關(guān)方產(chǎn)生了不同的影響。從長期來看，這種粗尺度的價(jià)格模式對(duì)電力系統(tǒng)的轉(zhuǎn)型升級(jí)并不是最好的選擇。
必須強(qiáng)調(diào)的是：峰谷電價(jià)、分時(shí)電價(jià)是改善的電力定價(jià)機(jī)制，是存在進(jìn)步意義的。因?yàn)椴煌瑫r(shí)間發(fā)電的邊際社會(huì)成本是不同的。理想的電力定價(jià)體系，應(yīng)該反映這一成本現(xiàn)實(shí)。

但是，魔鬼往往在細(xì)節(jié)。對(duì)于我國這樣一個(gè)煤電還維持在發(fā)電量60%、大部分煤電在60%-100%之間免費(fèi)調(diào)節(jié)、利用率普遍也在60%以上的系統(tǒng)，我國的“應(yīng)然”峰谷電價(jià)，可以預(yù)料地沒有想象中的波動(dòng)那么大。如果超過這一程度，那么價(jià)格機(jī)制就存在一定優(yōu)化的空間。

我們可以討論很多技術(shù)上的細(xì)節(jié)，比如現(xiàn)貨市場(chǎng)如何設(shè)計(jì)、電網(wǎng)公司收入上限如何設(shè)定等等。但是，如果不解決深層次的體制問題，這些設(shè)計(jì)與設(shè)定將都是“有偏”的。這是體制改革，而不是機(jī)制補(bǔ)充或者政策變化為何更重要的基本原因。

解決體制，必須到了把問題“放到桌面上來”的時(shí)候了。近日，有消息稱：政策層面要推動(dòng)分布式新能源上網(wǎng)電量參與市場(chǎng)。這幾千瓦幾兆瓦的小項(xiàng)目，相比動(dòng)輒100萬/500萬的大型新能源項(xiàng)目，簡直就是螞蟻跟大象的關(guān)系。

后者享受著標(biāo)桿電價(jià)的保護(hù)，而前者現(xiàn)在反而要探討市場(chǎng)競爭機(jī)制了？巨大的不成比例的交易成本誰去承擔(dān)?。孔屛覀兪媚恳源@會(huì)是另外一場(chǎng)權(quán)力的游戲，還是負(fù)責(zé)任的政策機(jī)制設(shè)計(jì)。 

原標(biāo)題：低谷電價(jià)為何傷害了光伏？