最近一个月，南方电网、广东马上跟进，发布了自己区域内的新分时电价政策，可以说出的又急又快，足见主管部门的压力之大。同时发改委又发布了《并网主体并网运行管理规定（征求意见稿）》，一份文件明确了未来尖峰深谷的电价，一份文件明确了市场参与主体资格，组合起来将逐步建立更加市场化的辅助服务团队，在此我们来看几个关键问题。

尖峰电价上涨原因

很多分析将原因归为煤炭价格的上涨，我们认为原材料的上涨是一部分原因，主要的原因还是用电侧缺乏市场机制，电价的时空价值没有充分体现。峰谷差不断拉大但是峰谷价差却固定不变，成本传导不出去，崩掉是早晚的事情。就算煤价不上涨，火电不限制，也不可能仅为3小时的尖峰而无限制的增加电源。

关键问题

· 火电基准价会不会变？

不会变，因为通过拉大峰谷价差已经可以实现为系统灵活性提供收入来源，建立商业模式。

· 地面风光电站是否享受上涨的好处？

如果火电基准价不变，那么选择全额上网的地面风电、光伏是享受不到涨价的好处，不仅享受不到好处，反而因为峰谷差的拉大，需要加配储能，增加投资成本。目前风光电源侧的储能是没有任何商业收益。如果风、光要享受上涨的好处，那必须参与现货市场，从稳定的收入角度来看，还是固定电价最适合地面风光这样的重资产，不求暴利，但求稳定。

· 谁能享受分时电价的好处？

1. 分布式光伏可以获得上涨带来的额外收入。

前文提到，分布式光伏可以与用电企业直接结算，等于一定程度的参与现货市场。此前，用电企业的电费下降，分布式光伏也是同步下降的，风险与收益应该对等。现在分布式光伏的设备成本较为固定和透明，那么电价上涨必然导致项目收益增厚，将刺激分布式光伏进入新的增长区间。再加上还有整县推进的政策加持，预计2022年的分布式光伏会超过2018的高峰，迎来无补贴的爆发年。

2.新型储能。

新型储能依靠低买高卖实现盈利，扩大的峰谷差价无疑直接加大盈利，刺激行业投资。但是储能电站与风光电站其实是同类型的重资产，最期望的还是稳定的盈利水平，如果未来能够叠加容量电价政策，那么独立储能项目将会实现更多的投资，这样又促进储能产业的发展。

3.用户可调节负荷。

简单来说，就是系统需要你做什么你就做什么，包括备用、顶峰、切负荷等等，如果你能够响应，那么也可以赚钱。在发改委的《并网主体并网运行管理规定（征求意见稿）》中，已经将能够响应调度指令的用户可调节负荷列为并网主体，意味着他们真的可以通过多种方式来实现收入最大化，甚至高峰时不用电也可以赚钱。过去很多高耗能的企业很多都要求供电稳定，那么企业自己加配储能或技术改造实现降负荷。过去没有收益，大家没有动力搞这些事情，现在有了明确的价格信号，相信会逐渐出现越来越多的可调节负荷。

案例

· 北京充电桩资源参与华北电网省间调峰

2020年12月8日、22日，京津唐电网负荷侧北京地区可控充电桩资源相继在华北电力调峰辅助服务市场省间市场中标出清，为山西电网、蒙西电网提供调峰资源，实现第三方负荷侧调节资源与火电机组一同报量报价，实时竞争。

综合来看，电价进一步分化是大趋势，出台与之配套的政策是当前政府主管部门的任务，从最近三个季度的新政策来看，主管部门有清晰的思路和储备，从市场主体的角度来看，谁能更好的理解市场，谁就能抓住机会，练好内功是核心竞争力。