清能互联首席科学家夏清教授：让市场真正发挥调节供需的作用是中国电力改革的关键

新能源的波动性较大，四川去年出现了高温少雨的情况，保供问题随之产生，这是不可预测的。这给了我们一个警示，在新能源建设过程中需要思考如何解决新能源较长时间波动性的问题。目前，在没有解决这个问题的前提下出现限电情况，我们只能依靠火电。国家制定2030年前碳达峰目标，这是一个战略机遇期，让我们在这个期间去研究如何用新能源替代火电，其中必须研究的就是长时储能技术。目前在这方面已经看到了曙光，例如氢储存、绿氢等。

现在是否要新建火电，这是一个具有争议的问题。在常规思维中，地区一旦缺电量就得新建火电。但需要考虑的是，首先，去年我国整体火电利用小时数下降，说明新建火电只是在某一个缺电的时段才用得上，而并非全年；其次，现在发电集团对于投资火电也已经非常谨慎，因为2030年以后，火电整个经济寿命周期的收支很可能入不敷出；第三，从长期来看，一旦新增了火电，碳达峰后，这些火电的碳排放又需要花费很大的代价进行碳中和。考虑到以上几个方面，当我们在能源转型的过程中遇到缺电时，就需要寻找与传统思维不同的方法来解决问题。一方面，在缺电的时候，不是所有的电力负荷都要保，可以分成“必保”和“非必保”两类：必保负荷包括人民生活和社会正常运行所需的负荷，这些我们应该举全电网之力去保障；非必保负荷包括一些工业负荷，这些是可以暂时停止供应的负荷——虽然极端天气越来越频繁，但相对来说还不是一种常态，我们不能为了应对非常态的情况就付出巨大的代价去保供，否则将极大地提升发电成本。另一方面，当出现电力的空间不平衡，可以利用大电网的能力来调节余缺。当然，在必要的地方可以适当建设火电作为灵活性电源，例如四川，但不是全国都要新增火电保供保价，否则未来一旦火电退役会产生较大的搁浅成本。

由于四川此前从来没有缺过水，所以在四川建设电力通道的时候，主要考虑的是电力外送。由于担心当地会优先满足自身的用电需求而使得对外输送意愿降低，因此并没有建设当地的自用通道。去年四川百年不遇地缺水，当地电力供应就发生了很大的问题。未来也许这已经不再是偶发现象。现在全球气侯变化导致极端天气频发，这就要求我们用不一样的思维方式去解决问题。不能再通过物理的方式来限制资源，要依靠信誉、交易、市场的力量，通过市场经济调节实现电力通道的互联互通，实现空间上的互济、协同，从而解决由于自然现象、气候变化等带来的新能源电力在空间上的不平衡问题，也只有这样，我们才能形成真正的“保供“。

在我国电力体制改革过程中亟需解决的一个问题是，是否承认价格对供求关系的调节作用。这是市场的灵魂，如果这个问题不解决，市场调节供求关系的作用就发挥不出来。中国电力体制改革走到今天，不应仅仅是供给侧改革，即竞价上网；更重要的是需求侧改革，也就是要竞价购电。只有竞价上网和竞价购电协同起来，才能构成整体对称的电力市场改革。

中国电力市场发展至今，成绩斐然。但是当改革向纵深发展的过程中，向需求侧前进的步伐停止了。所有地方政府都反映这样一个事实：电力的市场价格只能下降或保持不变；如果涨价，那么这个“市场”就会被“计划”所调控，因为改革是要给消费者带来红利的，而不是负担。但是反过来想，今天我们需要电力“保供”，那就意味着是某些时间电力是一种稀缺资源，如果社会中的稀缺资源都不允许涨价，该怎么解决稀缺性问题、怎么让有限资源产生最大效应、怎么解决经济调整结构的问题？我们的电力市场改革在下一步往纵深发展的过程中，真切地遇到了怎么解决供求关系的问题，要有目的地开展需求侧的改革。一旦电价上涨，有些不必要的电力需求就会消失，需求侧会选择替代品或错峰用电。

然而我国的电力现货市场出现了一个尴尬的问题：参与现货市场竞价的电量只占近10%，因此这里体现出的现货价格、分时电价，不能代表全部电价和电量；与此同时，有超过90%的电量的价格在中长期交易时就已经锁定了。这就会出现两个不对称的情况，一是中长期交易电量过大，现货交易电量过少，对用户的结算价格不能反映由于新能源波动（超过10%）引起的供求关系的变化；二是限价严重不对称，中长期电价仅可以上下浮动20%，而现货市场电价有的地方甚至可以出现负电价。例如，此前山东出现了负电价，但是负电价不等于负电费，因为在最后对用户结算的时候，将中长期的90%与现货市场的10%加在一起来结算的。这就是我们常常说到的“中长期的合同已经锁定了现货市场90%电量的价格”。火电最容易在现货市场上报负电价，因为在最终结算的过程中有“价差合约”，如果现货市场的价格低于中长期合约价格，那么结算的时候需要按照中长期价格减去现货价格对火电企业予以补偿，这样一来，火电就在负电价中套利了。这种情况实际上是市场规则的设计出了问题。

下一步，整个电力现货市场需要改革。为解决新能源比例增加所带来的供应侧波动性问题，部分地区也在尝试中长期分时段交易，但新能源的波动性还是较难在中长期市场上进行预测。所以说目前的电价体系难以现实地反映体现这种波动性。因此，需要进一步放开现货市场，加大现货市场电量比例，降低中长期电量的比例，同时放开用户侧市场，赋予用户充分选择能源品种的权利，否则无法真正发挥市场对于供需的调节作用。

市场的本质就在于可以让需求者进行充分地选择，这才是好的市场。只有让人们能在市场里找到最适合自己的交易品种，才能达到不同交易品种之间的一种市场均衡。我们不应强制性地规定中长期电力的比例，而应让所有的能源交易品种都充分进入市场，通过充分反映供求关系的时空价格实现供需的时空平衡。在下一步的电力市场改革中，需要让政府这只“有形的手”和市场这一“无形的手”相互协同。“有形的手”主要解决市场失灵、市场外部性的问题，要让市场价格在一定范围内波动；在价格一定的区间内，则要充分发挥“无形的手”的作用。政府解决的是公平竞争的问题，市场解决效率的问题。如果市场造成贫富严重差距的时候，政府完全可以采取二次调节，体现公平性。这两只手双轮驱动，中国的体制机制才会变得更加优化，从而更好地实现资源的优化配置，而这正是中国对比其他国家具有优越性的地方。

现在的需求侧响应，已经不是对一天内的用电高峰进行响应的问题，将来很可能需要对一周甚至更长时间的用电高峰进行响应，也就是需求侧响应的周期变长了。这是由可再生能源的波动性所导致的。需求侧响应一定要向中长期响应的方向发展，这方面有很大潜力的，其中存在着大量的“沉默的资源”。例如，在夏季用电高峰，可以调动空调用电来帮助电网度过高峰。当电网缺电时，可以临时停掉正在开启着的空调用电，半小时就足以让电网度过高峰；与此同时，空调开启时已经为房间积累储存了冷气，停掉半小时的时间也不至于冷气散尽，用户家中的体感不会太热，却可以避免了一年中持续时间很短的尖峰负荷。空调、电动汽车充电负荷的精准调度将极大地降低电网的高峰负荷，当然这需要在电力数字化、智能化上多下功夫，才能精准实现。

需求侧响应的的一个关键问题是，响应过程不能以传统的“峰谷”电价来衡量。因为，随着新能源的波动变化，传统上认为的“峰”可能不是“峰”，“谷”也可能不是“谷”了，政府制定峰谷电价这种行政行为将出现“计划跟不上变化”。所以国际上最近提出了“动态电价”，就是通过新能源的波动来体现电力供需关系的价格。在动态电价的情况下，电价本身是放开的，只对供给侧的年度收益进行限制，对一个平均周期的价格上涨幅度有限制，最终以充分反映供求关系变化的价格来引导供求关系的平衡，以“峰”填“谷”。

未来需求侧响应包括空间与时间的，而且这一定是现货市场的价格信号引发的响应。我们不能像今天一样，还是给中长期电力交易进行曲线定价；中长期交易也要像现货市场一样，分时段来出清价格。如果不形成这样的市场机制，我们的价格机制就不能有效地驱动需求侧响应。现在行业已经认识到了这种方式存在的巨大潜力，也就是改造生产流程开展更有效的需求侧响应。例如，过去炼铝厂的用电量就是一条直线，如果把流水线进行改造，在不影响生产效果的前提下，使其在电力高峰时候少少用电，低谷的时候多用电。很多生产流水线都可以进行改造，从而跟随新能源的波动来调整生产和用电量。由此我们可以看到，不仅仅是供给侧可以调整市场供应，需求侧的改进可以需求，这样才能创造一个供需互动的新型电力市场，才能打造出高质量、低成本、低碳的新型电力系统。

我国的新能源发展很快，新能源装机量已经达到了8.3亿，今年据说还要增加1.8亿。新能源的快速发展就需要考虑如何应对其波动性的问题，两个主要的方式就是供需互动以及储能。储能和新能源是一对孪生姐妹，我国的这两大支柱产业占全世界产能的百分之70-80%。但是，由于目前电力市场建设无法体现出储能在不同时段灵活性调节的价值，导致部分储能“建而不用”。如果在成熟的电力现货市场，不同时段的电价有高有低，就更能激发新能源企业调动储能的积极性。电价出现低谷，企业就可以把电储存起来，等到电价高峰时再放出去，这样就能够盈利。

我国的电力改革有一个很大的特点，就是产业上的推动比较快，但是在机制的软实力方面就相对滞后了。未来需要加快电力市场的建设，通过现货市场价格的引导让新能源和储能匹配起来，像一对舞伴一样翩翩起舞，也可以通过分时电价引导用户侧充分参与市场，更加合理高效地配置供需资源。

目前引导储能投资的市场信号是缺失的，因为储能尚未参与中长期电力市场，有的地方中长期市场没有像现货市场那样分时竞价，因此对于经济投资的预期也就无从谈起。未来，我们需要完善和改进中国特色电力市场体系，以凸显价格信号引导投资的作用。

现在谈到电化学储能，我们觉得它的成本较贵，现在一般在0.5-0.6元/ kwh，而抽蓄储能只要0.3元左右。但是如果将抽蓄储能的输变电的成本计算进去。从高压到低压到配电，每一步都会有成本消耗。而如果采用分布式储能，也就是电化学储能，就不用考虑输变电的成本。所以在国外发展最快的是分布式储能、分布式光伏。如今各地政府限定的分时电价政策，已经让储能在需求侧有了强大的发展空间。如果我们选择建设推广抽蓄储能，这一般需要八年的建设期，当八年以后建成的时候，分布式储能很可能已经降到了0.2-0.3元/kwh，因为伴随着竞争、技术进步以及稀有金属循环利用率的增加，电化学储能的锂电池的成本很可能会下降。这时候大量建成的抽蓄储能就会面临经济方面很大的风险。

我现在并不确定抽蓄和电化学储能哪种更好，但无论是针对哪种方式，都必须建设一种机制，即任何一种资源的价值和成本都要接受市场考验。未来电气化水平会很高，用户侧也会有很多的储能、储热、储冷的替代方案，抽水储能的优势价值更多地将体现在电网侧，例如作为大电网做备用储能。政府需要从行业健康发展的角度更加全面地统筹考虑，并充分发挥市场对规划制定的引导作用。

首先，从出台5号文《电力体制改革方案》到今天这二十年的时间，我国的电力改革是一步步在前进的。5号文主要是解决的是“厂网分离”的问题，激活了发电侧的积极性；9号文《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》的出台，让我们整个电力市场体系建立起来了。今天虽然依然存在着许多待解决的问题，但这些也都是前进路上需要克服的。因为中国的电力市场建设的市场环境和国外有很大的差异性，我们是由计划经济向市场经济逐步过渡。所以我国在推进市场起决定性作用的过程中，政府要有一个慢慢适应的过程。但是不管怎样，现在我们的交易电量很大、工商业用电放开了、居民用电保证了。未来，如何解决“有形的手”和“无形的手”的协同，通过前者让后者变得更加有力，而不是替代后者，将是下一步电力市场建设的重点。

在消费侧，要实现“双碳”目标，需要让所有消费能源的行为所产生的外部成本内部化，要让老百姓感受到气侯变化带来的电力稀缺所产生的社会成本，这很重要。我国目前的居民用电还是非常便宜的，如果未来的居民电价按照市场价格，那么居民在用电时也许就要考虑如何减少不必要的电力消费。因此，“双碳”一定要解决的问题是促进老百姓对“绿色”的主动追求，而不是仅仅依靠道德教育，还是需要市场机制。