2023年的光伏市場可以說是艱難險阻路崎嶇，隨著眾多光伏企業大規模建廠、擴產的布局，今年產能過剩的聲浪不絕于耳，與此同時，硅料、組件又出現如“過山車”般的雙降不止，光伏前行之路荊棘密布，盡管如此，近期各省陸續出臺分時電價政策，進一步調整峰谷時段，也將可能會“誤傷”到分布式光伏。

在2021年7月29日，國家發改委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，明確分時電價機制執行范圍、建立動態調整機制、加強與電力市場的銜接等六方面對現行分時電價作進一步完善。

隨著越來越多的省份加入分時電價的隊伍中，電力市場采取峰谷平的電價模式，部分地區更是出現尖峰、深谷電價，將全天24小時劃分為5種電價，進一步拉大價差，在以往傳統分時電價中，電價低谷時段一般在深夜，午間時段為高峰或尖峰時段。

在今年，湖北、山東、安徽、河北、福建等多地出臺分時電價新政，將光伏發電高峰時段調整為峰谷或低谷電價，在面對政策調整后分布式光伏或將面臨配儲增加建設成本，或將面臨降低光伏發電收益的窘境，這無疑都是為分布式光伏接下來的發展提出一個新的考驗。

2024年起這些省執行新電價

2023年分時電價調整政策打響第一槍的則是湖北，對比以前可以發現，此次湖北省分時電價機制調整前后的各時段時長均未變化，但每個時段的時間分布都發生了不同程度的調整，而最引人關注的莫過于低谷時段的變化，原來低谷時段為23:00-次日7:00，調整后2:00-5:00，10:00-15:00兩個區間段為低谷時段，眾所周知，中午時間段是光伏出力高峰時刻，本次調整把此時段作為低谷時段，光伏發電收益將會受到影響，另外，對于工商業而言，投資回報周期將會延長。

山東作為全國分布式光伏裝機第一大省，自2019年電力現貨結算試運行以來，這是第三次調整工商業分時電價體系，本次調整不變之處有，尖、峰、谷、深系數不變，仍為2、1.7、0.3、0.1，但參與浮動的項目增加了上網環節線損費用、系統運行費用兩部分，所以峰谷差拉大。另外，秋季9-11月分時時段沒有變化。

此次分時電價調整之處，2月份從原來的春季，納入到冬季，2月最大變化為高峰、尖峰時段提前了1小時。除夏季沒有深谷外，全年深谷時段統一調整成11:00-14:00，共3小時，另外，冬季午間低谷時段提早結束，15點進入平段，16點就進入尖峰段，夏季傍晚17:00-18:00，從原高峰段，變成尖峰段，春季傍晚17:00-18:00，從原高峰段，變成尖峰段。

在湖北、山東相繼發布分時電價新政后，云南、福建、河北、安徽等省份也都發布了分時電價新政，其中福建、云南在峰平谷時段規劃上，根據季節不同午間時段設置為高峰或尖峰，對于分布式光伏相對沒有影響。而安徽和河北在將午間時段設置為平段或低谷。其中，安徽將午間時段設置為平段，其中夏季9:00-16:00為平段，1月、12月8:00-15:00為平段，其他月份8:00-11:00為高峰，而11:00-16:00為平段。

河北近期公布冀北地區分時電價，夏季8:00-15:00午間時段設置為平段，而在冬季和其他季節將午間時段分為6:00-12:00為平段，12:00-15:00為低谷，從整體調整來看，12:00-15:00低谷時段占據9個月之多，對分布式光伏還是有較大影響。

11省午間時段執行低谷電價

據不完全統計，全國現行執行季節性分時電價政策的省份共計22個。其中，執行午間時段低谷電價的省份有11個，除了在近期發布調整分時電價的省份外，還有9個省份午間時段執行低谷電價，可見，午間時段變為低谷時段已成為大趨勢。

這些省份中，以青海、寧夏、甘肅三省午間時段低谷時長最長，從9:00-17:00，長達8個小時，山東、湖北和內蒙古（蒙東/蒙西）午間時段低谷時長為5個小時，從10:00-15:00，新疆則執行午間時段4個小時低谷電價，從14:00-16:00，此外，河北、浙江、山西、遼寧分別執行1-3個小時不等的午間低谷時長。

另外，在上面提到的即將在2024年1月1日執行分時電價的山東，在調整10:00-15：00為低谷時段后，把其中的11:00-14:00設置為深谷時段，時長3個小時，是在所有午間時段執行低谷電價的省份中最為嚴苛的政策。

從午間時段執行低谷電價的省份可以看出，這些省份光伏裝機占比較高，午間時段為光伏發電出力高峰期，中午發電量很容易造成供大于求的現象，對電網承載力造成一定沖擊，導致無法消納，而將午間時段調整為低谷，這更傾向于光伏發電消納，促進儲能的發展。隨著光伏的大規模發展,光伏出力較大的時段電力供應充足,該時段成為低谷時段的情況可能會在更多的地區出現。

為何受傷的總是分布式光伏?

最近有關光伏行業的政策除了分時電價比較火熱外，則是各省公布電網承載力情況，7省多地出現分布式光伏可開放容量為0的情況，消納情況嚴峻，也為分布式光伏發展帶來一些困難，不管是容量告急、消納困難，還是分時電價的午間低谷時段，似乎受傷的總是分布式光伏。

近些年隨著光伏裝機的迅猛增長，新型電力系統的架構導致發電結構與以往形式大相徑庭，新能源發電占比提高導致電力系統供應側的結構性矛盾凸顯，像光伏這樣只能在白天發電，會進一步加劇電力系統白天時段供需矛盾。

從分時電價方面來看，光伏行業相關資深人士表示：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，僅有少部分進入現貨市場；大型集中式光伏電站在電源側執行“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。

分時電價的調整對自發自用的分布式光伏發電收益影響較大，首先，原高峰與尖峰時段基本是午間，是光伏發電高峰時段。現在卻成了低谷時段，要知道，分時電價執行的是高峰時段電價越貴，低谷時段電價越便宜的機制，這會導致分布式光伏“余電上網”部分的價格由原來的高峰電價變為低谷電價，相當于大部分分布式光伏發電時段的電價由以往的高峰電價1元多變為低谷電價3毛多，這對收益影響還是有很大的沖擊，將會導致整體投資回報期延長。

對于工商業分布式光伏，其商業模式主要也是自發自用、余電上網，投資成本回收主要有兩種商業模式，一是在原有用戶側電價基礎上進行打折，二是和工商業主簽署固定電價。針對第一種模式，在執行分時電價政策后，午間低谷時段電價就會變的很低，若還執行此前的電價折扣，則會變的非常不劃算，不如全額上網可按照標桿電價進行結算。第二種模式由于工商業分布式光伏簽訂的原高電價能源管理協議可能難以履行約定，將會增加違約的風險。

目前的分時電價可有效的優化用電負荷分布，平衡用電峰谷壓力，同時，分時電價的優化也對作為光伏發電消納載體的儲能有著較大影響，因為儲能的盈利方式便是來自峰谷套利，即用電負荷低谷充電，負荷高峰放電，利用分時電價規則，賺取差價。

然而，在大力發展新能源的背景下，雖然現階段的分時電價機制可以有效調節和改變用戶用電行為，但從長遠來看，只有用戶側參與到電力市場交易當中，才能限制價格上漲或較大波動，提高電網運行的可靠性，保證市場供需平衡，在現貨市場通過實時電價引導發電企業主動調峰，統籌全網調節資源，有效解決消納問題，所以，現貨實時電價替代分時電價，才是主流方向。

近日，山東在發布《關于推進分布式光伏高質量發展的通知》也提到了，探索分布式光伏分時上網電價機制，推動分布式光伏上網電量參與市場；分布式光伏與其他經營 主體共同按市場規則公平承擔相應的不平衡費用。

綜合來看，分時電價將午間時段由高峰變為低谷，對現下分布式光伏會有一定沖擊，但在今年各地加強實施配儲的政策下，分時電價為儲能發展注入新的動力，此外，分時電價作為人為定價機制，始終不如市場化價格機制更具導向性，山東在把午間時段調整為低谷后，適時發布推動分布式光伏上網電量參與市場的通知，旨在建立健全電力價格市場化機制的形成。