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2021年7月底，国家发改委发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求各地划分峰谷时段，确定电价价差。之后2年多的时间，各省地区陆续出台并且持续调整了电价终端销售价格，普遍或者有选择地区分了分时、季节、尖峰与低谷的电价水平。
从目前积累的用电数据以及与实施峰谷电价之前的用电行为比较，这一定价机制明显地改变了用户用电行为，需求特性（profiles，需求水平随着时间的变化）呈现明显的价格弹性。
从价格手段的视角，这一变化符合政策预期；但是从价格机制的视角，也就是“新的定价是否反映了用电的社会真实边际成本”来看，答案更加复杂。这尤其需要程度上的精确考量，既不偏高也不偏低。
有新闻报道称：多地引入中午时分的低谷价，用电用户响应之后，中午时分的需求反弹明显。“现货谷段（10: 00—15: 00）平均电价同比提升17%以上，晚间峰段（17: 00—22: 00）平均电价同比下降10%”。由于光伏出力大部分处于这一“低谷电价”时期，使得可预期比较的发电收入（或者减少的避免电力支出）大幅下降，新建项目往往需要重新评估投资回收前景。
本文中，我们聚焦部分省份的峰谷电价安排，讨论这种峰谷电价拉大价差“粗尺度”的事实及其影响。这种用力过猛，造成极具长期竞争力的光伏发电反而瞬间缺失了足够投资回收机会，从而形成相比“最优节奏”（反事实基准线）更慢的容量增加，有可能影响整个系统转型的进度。
更进一步，我们希望可以探讨粗尺度电价机制的不足，并提出进一步解决方案应走的路径。
事实汇总：多地午间低谷电价设定
从技术上来说，分时电价通常只在几个时间步长内有所不同，而且是提前很长时间确定的。同时，分时电价适用于整个用户群体，在较长时间（比如超过1年）内保持稳定不变，仍旧属于行政定价的范畴。
从时空分辨率和提前量时间来看，它们或多或少只是“真实”（反映供需关系，也就是电力价值）价格的粗略近似值。在多大程度上近似，成为一个超越科学的艺术问题，也为各种自由量裁提供了空间。
在我国，各地陆续出台了深谷电价政策。具体方案，相比平段下降幅度、覆盖用户群体、具体执行月度时间等方面存在各种各样的差异。但是总体而言，这些降价具有以下特点：
第一，调整的仅是发电价格部分。相比年度基准电价，大部分下调程度在20%—50%，山东高达90%。而其他“固定”部分，比如各种输配加价、政府基金、线损（这个是应该同向变化的）等保持不变，从而代表终端电价10%—50%的下降。
第二，调整的往往只是终端价格，不同时间的重新价格分配，与上游批发价格无关系。直觉上来看，低电价对煤电是受损的，这2～3个小时的发电都无法覆盖燃料成本。但是，实际上并不是这么回事。一方面，发电端的价格是中长期合同交易以及短期合同交易的价格，往往并不具有这样高的时间分辨率。而各地的现货（日前、实时）交易试点，也并不存在跟终端电价联动的机制。这一价格调整仅限于终端，本着“收益中性原则”的纸面调整，影响不同时间用户用电的支付水平，不涉及上游价格变化。这一变化仅为终端的再分配（re-distribution）。
第三，从“影子价格”视角，这种调整跟系统的发电成本不一致的程度更大了。行政管制基准电价或者电网代理购电平均价格与煤炭价格高位情况下，总体上煤炭发电就处于盈亏平衡点或者略微损失的地步。进一步的降价使得“计划内”发电在这些时刻更加不反映边际成本。而计划外市场交易购电价格，理论上发电商可以根据成本动态预期进行定价。但是由于存在各种上下限与对计划内价格的参照要求，这方面的选择其实也相当有限。
回到起点：我国大部分地区仍旧是煤电占主导的系统
从发电的社会边际成本来看，煤电在大部分时间（如果不是全部）构成了边际机组。电价的波动，从理论上讲，也仅限于煤电内部的成本差异（比如发电煤耗的差别）。此外，有两个特别的因素也构成了我国电力批发价格不应该波动特别剧烈的原因。
第一，过去我国进行了大范围大规模的“上大压小”，以及后续的持续改造工作，使得不同历史时期建设的机组差别进一步缩小。有研究显示：南方五省（广东、广西、云南、贵州、海南）煤电机组的平均发电标准煤耗305.6克标准煤/千瓦时，而地方国企煤电机组标准煤耗311.8克标准煤/千瓦时。双方只有不到6克标煤（2%）的差别。当然，这是两个群体总体平均地比较，机组的总体差异会比这个大不少，但是煤耗也肯定不达到差别50%的程度。如果只是基于此来看，午间降价到90%的程度，属于超调。
第二，我国物理装机在解决了“资金不足”的问题之后，一直是过剩的状态。这意味着即使存在新的需求，它也不大可能有新的投资需求，也就是不意味着极高的边际成本，包括建设成本。有文章的主观预测结果不经意间显示了2022年的确切现状：“2022～2035年，火电装机与最大用电负荷比值预计由1.07下降到0.77左右，火电最大出力与最大用电负荷比值预计由0.84下降到0.66左右”。
这充分表明：起码现在，火电装机还是比最大负荷高7%以上的。此外，必须特别强调的，目前存在的机组出力不足问题，很多时候在于缺乏足够发电意愿，而不是物理装机。因此，“保供”话题也必须针对不同的情况，给予对待。
午间低谷电价形成了对（分布式）光伏的定向“阻击”
光伏日照强烈的时候发电多，有日照的时候发电，而无日照的时候不发电。基于浙江天气的典型光伏发电曲线表明：光伏的年平均利用因子在11%，满负荷等价小时数1000小时左右，中午11:00-14:00 3个小时的发电量往往占到总发电量的70%，甚至更多。
图1 光伏发电主要集中在中午的11:00-14:00
即使光伏很多，煤电仍旧在午间是边际机组，价格也不应该低到基准50%，甚至更甚的程度。这一特别的价格下降，更像是一种价格手段，将光伏发电的“影子价值”（参照系）人为降低，从而抑制了新增光伏的价值，对其投资回报产生了影响。
准确地讲，受到直接影响的是在配网侧的分布式光伏。
这一点，与国外往往并不具有可比性。典型的就是美国（USA）加州的所谓“鸭子曲线”变成“深谷曲线”的问题。加州光伏发电比例已经超过总用电量的30%，并且该州一度推行的净能量计量（NEM）政策为住宅光伏发电提供大量隐性补贴，使得光伏在经济最优意义上“已经过剩”。
它的中午的净负荷（net load）往往是零，甚至进入负的区间。这对于我国这样60%煤电的系统完全是两个平行世界。人们印象中光伏非常多的山东省，其容量仅占总容量的25%，电量比例仍然在个位数水平。而大部分省份，光伏还远远未到消除中午高峰负荷（13点左右）的地步，更不要说将其变为低谷（图2，浙江省与加州的日发电结构比较）。
图2 浙江与加州的日发电结构比较，4月23日
来源：加州2023年4月23日CAISO市场运行数据
浙江为基于负荷与出力特性、经济调度原则的模拟结果，来自卓尔德项目结果。
系统影响方面。深谷电价的推行，在经济价值方面影响了新增光伏，大幅调整的用电曲线使得中午的用电负荷增加，避免了可控机组（主要是煤电）的进一步深度调整。原有的高峰时段（比如下午到傍晚）负荷下降，系统平衡的确更加容易。
最后这一点，在目前的煤电出力不足形势下尤其具有意义。据有关文章阐述：近年来，由于国际电煤价格持续攀升，煤电企业燃料成本大幅提高。按照一台60万千瓦煤电机组测算，并网发电亏损约70万～100万元/天，远超非计划停运考核费用，因此部分发电企业【宁可延长故障抢修时间、承受考核，也不愿并网发电】。
据非正式消息，在保供的形势下，我国的“容量保障机制”是让电厂尽可能全力发电，以消除发电激励不足、以停机检修为理由避免亏损的冲动。这完全优于容量补偿的其他机制，确保“表现”（performance）不用额外支出。
只不过，这么多的好处，让光伏受损的可能进一步加深了。
聚集案例：浙江峰谷电价与实际发电成本的一致性
我们基于既有的项目研究基础，以及相对可得的数据，聚焦分析浙江省的峰谷电价及其与实际系统分小时供电成本的一致性程度，来理解午间的极低电价的经济损失方面的含义。
图3 浙江终端峰谷电价安排（1-10kV用户）——中午11:00-13:00是深谷电价
注释：由于目前的终端电价月度变化较大，绝对值仅为说明作用。
2023年9月开始的峰谷电价安排，低谷电价大工业220kV以上为0.2744元/度，低压段1-10kV一般工商业用电为0.4235。这一终端电价减去“成本倒推”为基础的输配电价，意味着上网电价在浙江的这两个小时仅在0.15-0.2元的水平。这完全无法对应到任何煤电边际机组（即使它再先进，效率再高）的成本上。
从规范理论上讲，人们的用电行为存在各种外部性，比如污染与全球温室气体成本。这些因素构成了电价上升的支持性因素。如果考虑到这些因素，中午极低（其他时间过高）电价造成的潜在社会损失可能更大。
基于Python + Pypsa + Google Colab的开源模型，我们对浙江省电力系统可得发电资源（包括不可调的外来电）2022年的最优开机组合情况进行了模拟，其逐小时价格变化可以代表“应然水平”（上图蓝线）。
从相关系数上讲，2022年的峰谷电价安排与全年平均的相关系数在0.5，显示了这一峰谷安排相比固定不动的基准电价更具优越性。
但是，夏季中午仍旧是（净）负荷的相对高点，而不会低到人们想象中可再生能源成为边际机组的情况。即使考虑到光伏的出力最大，由于中午需求的高涨从而一些低效率的煤机都反而需要更大程度开机。在7月14日电价最高的时刻，是这部分煤机决定用电的社会边际成本。在更长的时间尺度上，作为一种动态电价的近似，峰谷安排在月、季节会有更大变化。但是总体上，在比人们想象的更长的“短期”内，中午的需求仍旧是高峰需求。
相关群体动机分析
为何这一午间的超低谷电价能够实施，尽管其明显低于了社会实际成本？这涉及我国相关群体的动机与能力问题。下表我们汇总了处在互动中的各相关方的格局。
从上表粗浅的分析来看，这一“超调”的峰谷电价，对不同的相关方产生了不同的影响。从长期来看，这种粗尺度的价格模式对电力系统的转型升级并不是最好的选择。
对下一步电改深化的含义
必须强调的是：峰谷电价、分时电价是改善的电力定价机制，是存在进步意义的。因为不同时间发电的边际社会成本是不同的。理想的电力定价体系，应该反映这一成本现实。
但是，魔鬼往往在细节。对于我国这样一个煤电还维持在发电量60%、大部分煤电在60%-100%之间免费调节、利用率普遍也在60%以上的系统，我国的“应然”峰谷电价，可以预料地没有想象中的波动那么大。如果超过这一程度，那么价格机制就存在一定优化的空间。
我们可以讨论很多技术上的细节，比如现货市场如何设计、电网公司收入上限如何设定等等。但是，如果不解决深层次的体制问题，这些设计与设定将都是“有偏”的。这是体制改革，而不是机制补充或者政策变化为何更重要的基本原因。
解决体制，必须到了把问题“放到桌面上来”的时候了。近日，有消息称：政策层面要推动分布式新能源上网电量参与市场。这几千瓦几兆瓦的小项目，相比动辄100万/500万的大型新能源项目，简直就是蚂蚁跟大象的关系。
后者享受着标杆电价的保护，而前者现在反而要探讨市场竞争机制了?巨大的不成比例的交易成本谁去承担啊?让我们拭目以待这会是另外一场权力的游戏，还是负责任的政策机制设计。
（作者供职于卓尔德（北京）中心 & 世界资源研究所（WRI））
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