作者 | 刘洋

编辑 | 韩成功、王东

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（公众号hxny3060）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，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。

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，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。