三季度以來，用電需求緊張疊加電煤價格上漲，加速了電力交易市場化進程。

2021年10月11日，國家發改委發布《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，表示將有序放開全部燃煤發電電量上網電價，擴大市場交易電價上下浮動范圍，推動工商業用戶全面進入市場，取消工商業目錄銷售電價。

（來源：微信公眾號“風電順風耳” ID：fengdianshunfenger 作者：宋燕華）

此后，各省陸續貫徹落實中央精神，出臺本省執行文件，“取消工商業目錄電價”意外成為新聞關鍵詞，媒體熱衷于統計多少個省份已經取消，并得出“取消工商業目錄電價利好光伏”的結論。

實際上，取消工商業目錄電價，不是政策內容，而是政策結果；甚至不是成果的主要方面，只是成果的附帶效應。深化電價市場化改革的終目標是讓電力回歸商品屬性，在電價由市場決定的情形下，目錄電價自然沒有存在的必要。但如果市場未至，取消先行，沒有完善的價格形成機制、活躍而公平的參與度，單純強調取消目錄價格，是對政策的誤讀，對發用電雙方來說都不但無利、反而有害。尤其對工商業分布式光伏來說，在雀躍于取消目錄電價帶來的潛在利好時，卻忽略了自身要面臨的一個現實問題：分布式光伏是25年的投資，也需要與工商業用戶簽署20年以上的合同，沒有了官方、穩定、可追蹤的目錄電價，分布式光伏慣用的目錄電價打折方式將如何延續？電價的兩個核心變量打開省級工商業銷售電價表可以發現，銷售電價是一個立體結構。

從來源上看，銷售電價=上網電價+不同電壓等級輸配電價+政府性基金及附加；從去向上看，由于一天之內不同時段的電力供需矛盾不同，會分別設置平、峰、谷三段分時電價，針對夏季用電高峰，還存在尖峰時段電價。來源和去向正好分別確定了銷售電價的中樞與振幅，也反應了電價的經濟學特性：長期(中樞)看供給(裝機+電網投資)，短期(振幅)看需求(峰谷差)。由此可知，要從根本上降低銷售電價，核心還是依靠源側的度電成本下降和網側的系統成本下降；而解決短期的供需矛盾，則更多需要通過拉大峰谷價差等手段刺激負荷側對電價的敏感性，改變用電習慣、開展需求響應、分布式電源及儲能設施投資。今年以來，政策正是針對這兩點進行了重大調整：一是擴大了峰谷價差；二是改變了基準價格形成機制。我國分時電價制度始于1984年，2003年發改委出臺《關于運用價格杠桿調節電力供求促進合理用電有關問題的通知》推行峰谷分時電價，以鼓勵和刺激電力用戶移峰填谷、優化用電方式、降低電力系統成本。截至目前，全國絕大多數省份已實施峰谷分時電價，峰谷價差一般在2-4倍。

今年7月29日，發改委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，要求各地在保持銷售電價總水平基本穩定的原則下，進一步擴大峰谷價差：大系統峰谷差率超過40%的，峰谷價差原則上不低于4倍，其他不低于3倍，尖峰(高負荷95%以上時段)電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%。另一方面，今年10月，發改委發布《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，在重申分時電價的基礎上，要求各地有序推動工商業用戶全部進入電力市場，以市場價確定電價中樞。

雙管齊下之后，形成了新的工商業銷售電價邊界。

表1 本次政策出臺前江蘇省工業用電峰谷分時銷售電價表（7-8月季節性尖峰電價按照相關實施文件執行）

表2本次政策出臺后江蘇省工業用電峰谷分時銷售電價表

沒有目錄，如何打折？

通過上述分析可知，今年以來的兩項政策調整抓住了電價的定價精髓。以市場價確定電價中樞，有利于構建以新能源為主體的新型電力系統、為保障源荷兩側雙波動的電力系統安全穩定經濟運行提供支撐；通過拉大峰谷差體現日內邊際成本差異，也有利于促進目錄電價與未來現貨市場的價格接軌，促進負荷側分布式電源和儲能業務發展。

但是，準備擼起袖子加油干的分布式光伏投資商會遇到一個尷尬：慣用的目錄電價打折方式將如何調整？

從目前來看，市場上有幾種狀態：部分投資商尚未意識到這個問題，還在沿用目錄電價打折條款，留下合同條款不可執行的隱患；部分主體希望能夠鎖定20年固定電價，對投資商來說這是上佳之選，但前提是用電客戶愿意承受未來市場化電價下調后的倒掛風險，或者可能引發客戶違約；另一部分主體希望采取折衷方式，以客戶過去一段時間（如一個月或一年）的實際分時結算電價作為基準打折結算，動態調整，雖然相對公平，但投資商自身將暴露在20年電價波動的不確定性當中。

歷史上選擇目錄電價打折的方式作為結算依據，表象上看可以直觀展現分布式電源的電費節約效果；內涵的原因是，目錄電價是官方發布、相對穩定、可追蹤、不以交易雙方意志為轉移。正如發電側火電基準價保持不變，交易電價在此基礎上浮動，使得實際結算電價一直圍繞基準價上下波動。工商業主體參與市場化交易后，實際結算電價也會與目錄電價存在一定差異。

此外，政府公布的電價還會存在一定糾偏意義，不會完全還原市場供求變化，只要沒有長期向一個方向偏離，無論發電側基準價還是負荷側目錄電價均應該也會保持穩定。以此為定價依據，對雙方來說都是客觀公允的。

從期望來看，分布式光伏壽命可達25年，項目投資回收期普遍在5-8年以上，相比電力用戶只是出租了屋頂，為此分布式光伏投資商比電力用戶更需要20年的明確電價預期才能做出當前時點的投資決策。但是采用市場價以后，分布式投資商可能存在諸多挑戰：首先是中長期電價預測問題。以前可以認為電價是政府給定的，無需預測，但今后必須要預測未來20年的銷售電價。

中長期電價并非不可預測，以來源看，通過預計發電側裝機及上網電價、輸配電網投資及輸配電價可以刻畫銷售側中長期電價走勢輪廓。(參見《中長期電價解構與預測（上）》、《中長期電價解構與預測（下）》)而對分布式光伏來說，在新能源為主體、源荷雙波動的電力系統中，日內電價波動將會極端而頻繁。由于分布式光伏只在中午時段發電，無論是否加裝儲能，都還需要依據供求關系在中長期均值電價的基礎上預測分時電價。(參見《核電看風光：高滲透率下的三個警示》)

其次是數據來源障礙問題。目錄電價由政府公開發布，任何人都可以取得。但是在全面參與交易的情況下，如果各省交易中心不披露詳細信息，分布式投資商可能多只能取得該工商業用戶的歷史數據，難以全面理解和預判該省的電價特征。比如從2015年第三輪電改開始，大多數省份均已開展市場化交易，但只有廣東和云南兩個交易中心的信息披露相對公開完備，為投資人提供了長期而寶貴的分析數據，相比其他省份交易中心多只會公開披露長期匯總結果，如果不是交易主體難以獲得更進一步的數據。

電價預測，并不僅僅是分布式光伏投資商面臨的問題，也將成為所有新能源投資者的必備功課。只是單純為了投資一個6mw屋頂，去做一個20年長期電價預測顯得勞師動眾；而對持續投資的產業投資人來講更合情理。加強對電力市場和電價的關注是投資人該做的，開放電價數據則是政府需要努力的。