三季度以来，用电需求紧张叠加电煤价格上涨，加速了电力交易市场化进程。
2021年10月11日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，表示将有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，推动工商业用户全面进入市场，取消工商业目录销售电价。
（来源：微信公众号“风电顺风耳” ID：fengdianshunfenger 作者：宋燕华）
此后，各省陆续贯彻落实中央精神，出台本省执行文件，“取消工商业目录电价”意外成为新闻关键词，媒体热衷于统计多少个省份已经取消，并得出“取消工商业目录电价利好光伏”的结论。
实际上，取消工商业目录电价，不是政策内容，而是政策结果；甚至不是成果的主要方面，只是成果的附带效应。深化电价市场化改革的最终目标是让电力回归商品属性，在电价由市场决定的情形下，目录电价自然没有存在的必要。但如果市场未至，取消先行，没有完善的价格形成机制、活跃而公平的参与度，单纯强调取消目录价格，是对政策的误读，对发用电双方来说都不但无利、反而有害。尤其对工商业分布式光伏来说，在雀跃于取消目录电价带来的潜在利好时，却忽略了自身要面临的一个现实问题：分布式光伏是25年的投资，也需要与工商业用户签署20年以上的合同，没有了官方、稳定、可追踪的目录电价，分布式光伏惯用的目录电价打折方式将如何延续？电价的两个核心变量打开省级工商业销售电价表可以发现，销售电价是一个立体结构。
从来源上看，销售电价=上网电价+不同电压等级输配电价+政府性基金及附加；从去向上看，由于一天之内不同时段的电力供需矛盾不同，会分别设置平、峰、谷三段分时电价，针对夏季用电高峰，还存在尖峰时段电价。来源和去向正好分别确定了销售电价的中枢与振幅，也反应了电价的经济学特性：长期(中枢)看供给(装机+电网投资)，短期(振幅)看需求(峰谷差)。由此可知，要从根本上降低销售电价，核心还是依靠源侧的度电成本下降和网侧的系统成本下降；而解决短期的供需矛盾，则更多需要通过拉大峰谷价差等手段刺激负荷侧对电价的敏感性，改变用电习惯、开展需求响应、分布式电源及储能设施投资。今年以来，政策正是针对这两点进行了重大调整：一是扩大了峰谷价差；二是改变了基准价格形成机制。我国分时电价制度始于1984年，2003年发改委出台《关于运用价格杠杆调节电力供求促进合理用电有关问题的通知》推行峰谷分时电价，以鼓励和刺激电力用户移峰填谷、优化用电方式、降低电力系统成本。截至目前，全国绝大多数省份已实施峰谷分时电价，峰谷价差一般在2-4倍。
今年7月29日，发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求各地在保持销售电价总水平基本稳定的原则下，进一步扩大峰谷价差：最大系统峰谷差率超过40%的，峰谷价差原则上不低于4倍，其他不低于3倍，尖峰(最高负荷95%以上时段)电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。另一方面，今年10月，发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，在重申分时电价的基础上，要求各地有序推动工商业用户全部进入电力市场，以市场价确定电价中枢。
双管齐下之后，形成了新的工商业销售电价边界。
表1 本次政策出台前江苏省工业用电峰谷分时销售电价表（7-8月季节性尖峰电价按照相关实施文件执行）
表2本次政策出台后江苏省工业用电峰谷分时销售电价表
没有目录，如何打折？
通过上述分析可知，今年以来的两项政策调整抓住了电价的定价精髓。以市场价确定电价中枢，有利于构建以新能源为主体的新型电力系统、为保障源荷两侧双波动的电力系统安全稳定经济运行提供支撑；通过拉大峰谷差体现日内边际成本差异，也有利于促进目录电价与未来现货市场的价格接轨，促进负荷侧分布式电源和储能业务发展。
但是，准备撸起袖子加油干的分布式光伏投资商会遇到一个尴尬：惯用的目录电价打折方式将如何调整？
从目前来看，市场上有几种状态：部分投资商尚未意识到这个问题，还在沿用目录电价打折条款，留下合同条款不可执行的隐患；部分主体希望能够锁定20年固定电价，对投资商来说这是上佳之选，但前提是用电客户愿意承受未来市场化电价下调后的倒挂风险，或者可能引发客户违约；另一部分主体希望采取折衷方式，以客户过去一段时间（如一个月或一年）的实际分时结算电价作为基准打折结算，动态调整，虽然相对公平，但投资商自身将暴露在20年电价波动的不确定性当中。
历史上选择目录电价打折的方式作为结算依据，表象上看可以直观展现分布式电源的电费节约效果；内涵的原因是，目录电价是官方发布、相对稳定、可追踪、不以交易双方意志为转移。正如发电侧火电基准价保持不变，交易电价在此基础上浮动，使得实际结算电价一直围绕基准价上下波动。工商业主体参与市场化交易后，实际结算电价也会与目录电价存在一定差异。
此外，政府公布的电价还会存在一定纠偏意义，不会完全还原市场供求变化，只要没有长期向一个方向偏离，无论发电侧基准价还是负荷侧目录电价均应该也会保持稳定。以此为定价依据，对双方来说都是客观公允的。
从期望来看，分布式光伏寿命可达25年，项目投资回收期普遍在5-8年以上，相比电力用户只是出租了屋顶，为此分布式光伏投资商比电力用户更需要20年的明确电价预期才能做出当前时点的投资决策。但是采用市场价以后，分布式投资商可能存在诸多挑战：首先是中长期电价预测问题。以前可以认为电价是政府给定的，无需预测，但今后必须要预测未来20年的销售电价。
中长期电价并非不可预测，以来源看，通过预计发电侧装机及上网电价、输配电网投资及输配电价可以刻画销售侧中长期电价走势轮廓。(参见《中长期电价解构与预测（上）》、《中长期电价解构与预测（下）》)而对分布式光伏来说，在新能源为主体、源荷双波动的电力系统中，日内电价波动将会极端而频繁。由于分布式光伏只在中午时段发电，无论是否加装储能，都还需要依据供求关系在中长期均值电价的基础上预测分时电价。(参见《核电看风光：高渗透率下的三个警示》)
其次是数据来源障碍问题。目录电价由政府公开发布，任何人都可以取得。但是在全面参与交易的情况下，如果各省交易中心不披露详细信息，分布式投资商可能最多只能取得该工商业用户的历史数据，难以全面理解和预判该省的电价特征。比如从2015年第三轮电改开始，大多数省份均已开展市场化交易，但只有广东和云南两个交易中心的信息披露相对公开完备，为投资人提供了长期而宝贵的分析数据，相比其他省份交易中心最多只会公开披露长期汇总结果，如果不是交易主体难以获得更进一步的数据。
电价预测，并不仅仅是分布式光伏投资商面临的问题，也将成为所有新能源投资者的必备功课。只是单纯为了投资一个6mw屋顶，去做一个20年长期电价预测显得劳师动众；而对持续投资的产业投资人来讲更合情理。加强对电力市场和电价的关注是投资人该做的，开放电价数据则是政府需要努力的。
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