文 | 华夏能源网海证资本
今年以来，各地对分时电价政策进行了密集调整。
华夏能源网注意到，2025 年上半年以来，先有江苏、安徽落定"午间谷电"执行日期，后有陕西发布午间 4 小时谷电的分时电价二次征求意见稿。近日，湖南也调整分时电价政策，将中午 2 小时设为谷电，电价直降 60%……
所谓分时电价，是指在一天中不同时段执行不同的电价，一般包括高峰、平段、低谷等时段。早在"双碳"目标提出之前，分时电价这种行政手段就已经出现，此后一直在调整完善中。
今年以来的分时电价政策调整有一个显著的特点：光伏大发的中午时段，普遍被设定为用电低谷。据不完全统计，截至目前全国已有 20 几个省份将午时调整为低谷，电价最低可至 0.2 元 / 度。部分省份甚至将午间电价调为深谷，最低电价仅 0.12 元 / 度。
这直接精准"猎杀"了处在迷茫期的光伏发电，光伏收益率明显下降。分时电价新政是在新能源消纳难下的特殊产物，光伏的电价生态因分时电价而被重塑，倒逼光伏电寻找更多出路。
午间谷电"大比拼"
截至目前，我国光伏装机容量已超过 10 亿千瓦，风电、光伏总装机直逼 16 亿千瓦。与新能源大爆发形成反超的是，以电网为主体的新型电力系统建设始终未能跟上脚步，消纳难成为行业瓶颈。
针对这一问题，今年以来，发改委、能源局接连出手，136 号文（关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知）、394 号文（关于全面加快电力现货市场建设工作的通知）相继出台，行业改革驶入深水区。
与中央政策并行，各地密集出台的"午间谷电"政策席卷而来，在光伏行业刮起风暴：
7 月 2 日，湖南省发改委正式下发《关于优化我省分时电价政策有关事项的通知》。通知提出，对湖南省分时电价政策进行优化调整，最新方案自 2025 年 8 月 1 日起执行，有效期 5 年。
湖南分时电价政策将全年按每日 24 小时分为高峰、平段、低谷三段（各 8 小时），其中，低谷时段分别为 00:00-6:00、12:00-14:00，光伏发电的黄金午间 2 小时精准纳入。
对于商业用电用户的电价浮动比例，湖南提出，系统运行费用、政府性基金及附加以及输配电价中的容 ( 需 ) 量电费不参与浮动。高峰、平段、低谷浮动电价比为 1.6:1:0.4，尖峰电价在高峰电价基础上再上浮 20%。
低谷电价浮动 0.4海证资本，这意味着，这一时段的电价将下调 60%。截至 2024 年底，湖南风电、光伏装机容量已达 2995 万千瓦，占比 38.7%，成为全省第一大电源。午间谷段电价大幅下调 60%，对光伏发电堪称重创。
全国施行午间谷电的省份统计（来源：智汇光伏）
华夏能源网注意到，除了湖南，江西、天津、陕西、安徽、贵州、江苏等 20 多个省份也都出台了"午间谷电"政策。
江西方案中，除了 12 月、1 月、2 月之外的其他月份，11：30-12：00、14：00-14：30，1 个小时低谷时段；12：00-14：00，2 个小时深谷时段。谷段电价下浮比例上，中午 3 小时谷电电价下浮 60%-70%。
天津方案中，7 月、8 月之外所有月份，12：00-14：00 这 2 个小时设为谷段，电价下浮 60%；陕西方案中，全年所有月份，10：00-14：00 这 4 个小时都是低谷时段，电价下浮 70%；安徽方案中，春秋两季 11：00-14：00 这 3 小时、夏季 11：00-13：00 这 2 小时、冬季 12：00-14：00 这 2 小时，设为低谷时段，电价统统下浮 61.8%；贵州方案中，3-11 月中午 1 小时谷电，电价下浮 60%；江苏方案，中午 2-4 小时谷电，电价下浮 65%……
值得一提的是，包括西北新能源大省甘肃在内的多省，直接将 9：00-17：00 这 8 个小时全部设为谷段，基本上覆盖了光伏发电的全天出力时间，政策的指向几乎是在明说：光伏不用发电了！
光伏发电很"受伤"
2021 年，国家发改委发布" 1093 号文"，首次建立市场化导向的分时电价机制。该机制的核心目标包括：兼顾新能源出力波动，按净负荷曲线特性科学划分时段；以各省平均价差为基准设定峰谷电价比例；明确工商业用户执行范围并与现货市场建设衔接。此阶段目录电价作为重要"锚点"。
分时电价的本意，一方面，是在午间这一传统用电低谷时段，刺激大电力用户主动调整生产计划；另一方面，亦有明确鼓励新建光伏项目配套储能设施的意图。光储一体可将午间"过剩"电力存储起来，到电价更高的高峰时段释放，满足用电需求。
分时电价机制更深远的意图，是要为新能源大规模、常态化参与电力现货市场提供一场预演。这一政策迫使光伏适应电价随时间和地点剧烈波动的特性，逐步摆脱保障性收购政策提供的的"温室"，到真实的、动态的市场环境中"游泳"。
然而，现在的光伏发电还远未学会市场化"泳技"，分时电价"午间谷价"政策来得过快过猛，直接拍倒了一大批光伏开发商和业主方，让他们面临严峻的生存考验。
对于光伏电站而言，收益命脉源于发电赚取的"现金流"。光照最充沛的午间数小时，贡献了全天 40% 左右的发电量。这一黄金发电时间段被强行定为谷价，将使那些未能配备储能，以及配储了但储能作用有限的光伏电站，遭遇严重的收益下滑。
午间收入的锐减，导致不少光伏项目被迫暂停或永久搁浅，来看看媒体报道的两个业主案例：
江苏一位工商业光伏业主大倒苦水，称其项目收益被"精准打击"，" IRR 从 12% 跌到 7%，项目根本立不起来。""以前正午时间能卖出最好的价格，现在卖出去的价格已经大大不如早晚。"
湖北一位工业园区的电站投资者直言不讳："午间电价的断崖式下跌，让我们的 IRR 预期从 12% 直接掉到了 6% 左右。"原本投资回报期在 5-8 年的分布式光伏项目，现在回本周期大大延长。
值得一提的是，受电价持续走低影响，一众央国企光伏发电开发商也扛不住了，大肆甩卖光伏资产。以"光伏一哥"国家电投集团为例，据不完全统计，2024 年至今已转让了旗下 40 余家新能源公司股权，涉及装机容量超 3.2GW，交易评估价值约 180 亿元。
结语：光伏期待更友好的电价机制
首先，午间谷电的负面作用不容忽视。
午间谷电"刀刃向内"，打压光伏发电，会拖累清洁能源产业的发展，甚至会影响整个电力系统转型的进度。
此外，从价格机制的角度看，午间谷电是否真正起到了市场调节作用值得商榷。午间谷电本质上是行政调控，并非是对市场规律的尊重。
因此，从现行的由政府部门定价的"行政分时电价"机制，向市场化的"现货分时电价"机制转变，是在更长时期内的"大势所趋"，光伏行业期待更加市场化、更加友好的电价机制。
其次，光伏电站商业模式转型刻不容缓。
午间谷电针对的，是光伏发电的时空不均衡问题，这将逼迫光伏行业从依赖上网的模式转向"上网 + 自用 + 储能"相结合的模式。
尤其是储能与光伏相融合意义重大。通过配置储能，在午间低电价时段充电、在晚间用电高峰放电，可起到移峰填谷、促进绿电消纳的作用；还减轻了电网调峰压力，提升系统运行的安全性与经济性。
再次，根本出路是提升电网系统的消纳能力。
从鼓励新能源发展、提高装机利用率的角度出发，午间谷电不应该成为长期的政策。最好发电时段却强制定低价，打击的是整个光伏行业的发电积极性，造成了极大的资源浪费。
解决问题的根本，还在于加快新型电力系统建设，提升系统的新能源消纳能力。
搭建好系统海证资本，修筑好基础设施，减少不必要的限制，让光伏发电"将油门踩到底"才是正确做法。
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