专访｜夏清：让市场真正发挥供需调节作用是电力体制改革关键

“‘双碳’一定要解决的问题是促进老百姓对‘绿色’的主动追求，这单靠思想觉悟是很难做到的，还是需要市场的力量。”

说这话的是清华大学能源互联网电力碳中和专委会主任、中国能源研究会储能专委会副主任委员夏清。作为一名投身电力体制改革二十余年的“老人”，他认为，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所产生的社会成本，这很重要。

清华大学能源互联网电力碳中和专委会主任、中国能源研究会储能专委会副主任委员夏清谈电力市场改革 澎湃新闻记者 刁凡超 史含伟 剪辑 吴佳颖 实习生 党学为(09:30)

2002年，国务院印发《电力体制改革方案》(国发〔2002〕5号)（业内俗称5号文）至今，中国电力市场改革已经历二十余年。夏清经历了电改5号到9号文的全过程，他感受到中国的电力改革稳步前进，虽然今天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不断完善的。

5号文解决了电力系统“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，让整个电力市场体系建立起来了；如何解决“有形的手”和“无形的手”的协同，在夏清看来，将是未来电力市场改革的重点。

近日，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》。会议强调，要健全适应新型电力系统的体制机制，推动加强电力技术创新、市场机制创新、商业模式创新。要推动有效市场同有为政府更好结合，不断完善政策体系，做好电力基本公共服务供给。

如何让有为政府和有效市场“双轮“驱动，优化中国电力市场的体制机制？对此，夏清接受了澎湃新闻专访给出了他的答案。

以下为专访全文：

利用大电网解决电力空间不平衡问题

澎湃新闻：近年来夏季高温限电频发，可能未来几年我们都会面临夏季高温带来的缺电问题，您觉得未来我们的电力形势将面临什么挑战？另外，为了应对电力短缺，不少地区也开始上马煤电，您如何评论这样的现象？

夏清：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。因此，在大力发展新能源的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很多曙光，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，火电经济寿命周期的成本很可能入不敷出；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，这些我们可以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，我们不能为小概率的极端天气，付出太多的代价，否则将极大地提升供给的价格。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才能保供保价。否则今天的困难解决了，未来退役后的搁浅成本怎么解决？

澎湃新闻：针对去年四川的高温限电，业界提出背后的原因之一是缺乏外省的电力输入支持。也有专家表示，我国从整体来说“缺电力不缺电量“，不同区域之间的电力调配机制和通道容量要更加优化和完善。您认为，我国在跨区域调节、输送电力方面面临怎样的挑战，该如何解决？

夏清：四川水电资源特别丰富，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。

去年四川百年不遇的缺水，当地电力供应就发生了很大的问题。未来也许这不再是偶发现象。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，要依靠信用、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空间上不平衡问题，也只有这样，我们才能形成真正的“保供“。

有为政府和有效市场要“双轮”驱动

澎湃新闻：您提到希望利用市场的力量调节电力供需的问题，在这方面目前面临的最大挑战是什么？对于未来的进一步发展，您有何建议？

夏清：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。

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。这就是我们常常说的“中长期的合同基本锁定了现货市场”。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”，如果其现货市场的价格超过中长期合约价格，那么按照现货市场的价格结算；如果现货市场的价格低于中长期合约价格，火电中长期合同欠发的部分需要按照中长期价格减去现货价格予以补偿，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。随着新能源比例的增加，供应侧的波动性将增强，中长期交易虽然分时了，但中长期市场上谁都难以估计未来新能源的波动性，所以说目前的电价体系难以现实地反映这种波动性。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。我们不能强制性地规定中长期电力的比例，而是让所有的能源交易品种都充分进入市场，通过一个充分反映供求关系的时空价格体系来充分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；在一定的价格区间内，就要充分发挥“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，中国的体制机制就会变得更加优化，从而更好地实现资源的优化配置，而这正是中国比其他国家具有优越性的地方。

澎湃新闻：电价涉及民生，所以这也是政府不能放手的原因？

夏清：英国人也提出来让市场充分竞争，但要限制收益上限。 峰谷电价不要限制，让市场充分去调节，比如火电厂报高价、报低价都没关系，到年终结算时平均收益算清楚就可以了。在峰值的时候火电就可以报高价，高价带来的是抑制需求，刺激供给，在峰值获益多了，挣钱多了，但因为有收益的限制，就会在低谷的时候报低价，通过量来获益。这样就通过价格的波动引导全社会形成空间需求响应，空间的、时间的供需不平衡，都可以通过价格的波动进行调整。

未来的新型电力系统新能源比例越来越高，就需要一个时空的价格体系来充分竞争，来解决这个时间的不平衡。

现货市场价格引导让新能源和储能匹配起来

澎湃新闻：现在政策要求所有新能源企业要配储能，有人也提出有些储能装错了地方，您怎么看待这个问题？

夏清：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70-80%。但是，由于目前电力市场机制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，且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社会主义电力市场体系，以凸显价格信号引导投资的作用。

澎湃新闻：目前我国新型储能装机规模也在不断提升，您认为储能未来的发展方向是什么？对于讨论比较多的两种方式——抽蓄和电化学储能，它们在保供或者未来促进能源转型中的作用如何定位？

夏清：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到0.6元/ kwh，而抽蓄储能只要0.3元多。如果将抽蓄储能的输变电成本计算进去，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，已经让储能在供给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，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。因为伴随着竞争和技术进步，电化学储能的锂电池成本很可能会下降，稀有金属如果循环利用，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的考验。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，例如作为大电网备用储能。政府要对未来的整体发展负责任，需要从行业健康发展的角度更加全面地统筹考虑，充分发挥市场对规划的引导作用。