光伏高发 全国午间谷电蔓延

阳光免费，谷电蔓延。】

——享能汇工作室

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(资料图片)

本文内容包括：

谷价吸引用电

光伏装机迅速，现货大省率先调谷电

全国谷电蔓延

光伏发电会不会亏？

谷价吸引用电

浙江因中午11-13点有2小时的谷电，深受充电桩运营商的喜爱。

去年11月，山东经过一整年电力现货市场运营经验累积，于2023年“开辟”首个系数仅为0.1的深谷电价，集中在中午。

（来源：微信公众号“享能汇” 作者：华东工作室）

表1：山东电网代购电深谷时段

有人开电动车自驾游到山东后惊叹：“第一次见到峰谷是反的。”

图1：2023年4月，威海商用充电价格11:00-14:00时段价格最低

近期，江苏也开始探索午间谷电。

5月，江苏省发改委发布《省发展改革委关于进一步完善分时电价政策的通知》文件，从7月1日开始，将主要发生2点变化：

第一为尖峰——夏冬两季的尖峰电，原本仅以极端高低温为触发条件，现在改为全月执行。

第二为谷电——逢春节、“五一”和国庆假期，在午间（11点-15点）试行工业用电重大节日深谷电价。

表2：江苏重大节假日谷电：在平段电价基础上，以峰段电价为计算基础下浮20%

江苏锚定新的尖峰和谷电，政府文件对此有背景说明：

1. 省内新能源发电装机持续增长，占全省发电装机容量比例已超过33%。

2. 缓解重大节日期间电力阶段性供大于求的现象。

峰电价增收资金，统筹用于需求响应、弥补试行深谷电价分时电费减收、采购区外电力现货“超支”购电成本等全省能源电力保供工作。

省内市场主体解释：

“江苏省前两轮电力现货结算试运行，暂时还没未出现低于3毛的价格，但本次设置新的节假日谷电，主要是为了鼓励用电。”

光伏装机迅速，现货大省率先调谷电

电力现货市场中，通常由于光伏出力高，叠加供大于求两方面原因，极易在午间形成低电价。

对标现货价格信号的山东对分时电价的调整速度极快。

现货试运后的第一次调整在2020年年末——由于出清的现货价格和当时的峰谷价格矛盾，山东出现谷电用户入市难的情况，年底，山东根据光伏出力及负荷情况，自行作出了调整峰谷时段的决定：

表3：山东现货运行后，历史上首次峰谷调整

当时的调整以午间时段为主，为其2022底推出深谷电价打下基础，也比其他省份的调整，要早上整整一年。

从山东装机情况看，截止至2022年底，省内第一大电源为火电，第二大电源为光伏，占比27%。

图2：如文字

参与山东现货市场的独立储能运营人士解释：“储能充电，除了在夏季选夜里，其余时段，跟着光伏大发的点走。”

而在自驾游到威海的路人出于好奇也打听到：“原来山东峰谷反向，是因为新能源装机多了。”

全国谷电蔓延

2021年下半年，顶层文件频出，“分时电价”（1093号文）、“燃煤标杆”（1439号文）、“电网代购电”（809号文）文件下发后，全国各地陆续开启新的峰谷时段和价格调整。

从全国看，光伏总体装机占比已达16.6%，比之2022年的占比15.34%，以及2021年的占比12.9%，继续独领风骚攀升。

表4：根据国家能源局2023年5月底发布的最新数据

与各省光伏装机数据交叉比对，不难发现，光伏占比高的地方，午间电价陆续往低谷方向调整。

表5：国家能源局《2023年一季度光伏发电建设运行情况》

【11:00-12:00】传统的西北新能源基地西藏、甘肃、蒙西、青海大工业（铁合金、碳化硅、水泥等）用户、宁夏四大行业用户处于谷段；现货大省山西处于谷段，新能源“新贵”山东在春秋两季调整为深谷电价；而江苏，也在该时段探索重大节假日深谷电价。

图3，来自享能汇《中国工商业分时电价十二时辰》系列

【12:00-13:00】山东新增冬季两个月，也开始执行深谷电价。另外，河北南网也从去年12月起，将该时段也从平段调整为低谷（除了夏季），时长3小时。

图4，来自享能汇《中国工商业分时电价十二时辰》系列

【13:00-14:00】负荷拉升后，浙江回到峰段，且夏季7-8月，为大工业尖峰。此时山西也回归平段。

图5，来自享能汇《中国工商业分时电价十二时辰》系列

【14:00-15:00】西北新增新疆进入低谷时段；山东回到低谷时段（除了夏季）；河北南网（除了夏季）依然处于低谷，此时，也是江苏探索重大节假日谷价的最后一小时。

图6，来自享能汇《中国工商业分时电价十二时辰》系列

从趋势上看，发电侧受新能源装机、气候变化影响，负荷侧受国际形势、产业布局、极端温度等因素的影响，各省的供需形势变化各异。加上首批、二批以及非批次的省份已经陆续开展现货试运行，从节奏上看，分时电价的调整，不再是全国统一的行政要求，各省正在按需自行调整。

而午间谷电从时长和空间上呈蔓延趋势。

光伏发电会不会亏？

光伏出力最大的时段，用户用电便宜，光伏发电商却降低了电费收入。

山东五一假期连续负电价的背后，首先是政府对市场价格上下限的放开，允许负电价的出现，从这个程度上看，山西现货市场出现的下限零电价，也可视为与负电价同样的意义。

从正在进行连续现货试运行的甘肃、山东、山西情况看，光伏进入现货市场，大致有三重原因导致收入降低：

1.光伏出力高的午间时段，现货电价低；

2.参与现货市场后，遵循“谁受益谁付出”的原则，需分摊机组启停、调频费用等电网成本；

3. 由于预测偏差，新能源在低发时，往往需要在现货市场买入高价电，来履行中长期合同。

于是，光伏发电企业面前有3个难题：

1. 参与市场化交易的收入似乎要比以前拿标杆低了，要不要现在进市场？

2. 进市场后，怎么交易？

3. 政策和规则，有没有给到足够的收入空间？

从国家顶层政策看，2月份一份关于享受补贴的绿电项目参与绿电交易的文件，虽未正式发布，却已传开。体会文件的宗旨，光伏参与市场化交易已然是大势所趋。

背后的原因也很清晰，809号文发布之后，用户侧已经逐步入市，电网代购电范围越来越小，按照政府定价结算的用电，最终将只剩下居民和农业用电，相应的，在发电侧，新能源的电量也需要进市场才能得到保障。

那么，电价则是光伏发电商更需要思考的问题。

从自身看，提升预测能力是硬条件，而定制中长期分时合约策略，则是软实力。

从思路上看，就像火电从电量王者向容量压舱石和辅助服务供应商转型一样，新能源过剩地区的光伏，也应当权衡电量收入和辅助服务收入。

从外部看，各省交易规则应当添加更丰富和灵活的交易品种，帮助增加新能源风险防范手段，扩大电量收入来源。光伏也应当尽力争取绿电、绿证、CCER等市场，获得电量以外的环境收益。

或许有一天，除了现货市场电能量收入以外，光伏的额外收入在场外：用户在午间享受每一度谷电的时候，需要另外付出一笔绿色费用。

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