储能需要真实的价格机制

本文转自：人民政协报

本报记者 李元丽

《&nbsp人民政协报 》 （&nbsp2023年12月05日 &nbsp第&nbsp06&nbsp版）

在未来电力结构中，什么样的市场体制机制能够有效协同资源？

近日，在2023绿色转型与高质量发展国际研讨会上，清华大学教授、中国能源研究会储能专委会副主任委员夏清表示，储能需要“真实”的价格机制。“技术、机制、商业模式三大创新的核心是机制创新。只有合理的机制才能使得技术创造的价值得到认可与补偿，也只有机制创新才能孕育新的商业模式。科学合理的机制就是要让各种资源根据其创造的价值和成本来实现优化配置，从而提高整个能源系统效率。”夏清说。

夏清分析称，到现在为止，我国90%的电量是在中长期交易中完成，只留10%给现货市场；市场竞争还是发电侧为主，大部分新能源、需求侧资源都还没有进入市场。在这样的机制下，新能源的全部波动性没有通过现货市场价格传导到用户，以体现不同时段用电价值。储能等灵活性资源也就缺乏真实的价格予以价值度量，必然难以发挥这些资源的价值。“现在社会上担心新能源增长太快，以至于电网难以消纳。其实只要现货市场机制到位，新能源全部进入市场，必然激活分布式储能遍地开花，促进就地就近消纳新能源，极大减轻大电网消纳新能源的压力，以新能源加储能的方式逐渐替代火电。”夏清补充道。

夏清认为，在平衡机制上，也应该有相应的改革来适应新能源的发展。新能源是分散的，同时，负荷也是分散的，因此，应尽可能采用就地平衡的方式消纳新能源，如德国采用的“平衡单元”模式。如果所有供需不平衡的波动都让大电网承担，必然增加大电网提供灵活性资源的成本。新能源比例达到一定程度时，需要机制改革适应其发展。下一步要重点解决的问题是如何用价格机制让这些资源有效协同起来。

与此同时，电价机制需要考虑资产利用率。夏清举例道，如果一个发输配固定资产承担基荷，一年运行8760个小时，那么它是经济的；如果一年只运行200小时，无疑是不经济的。

“随着交通和建筑负荷电气化程度趋高，与传统负荷增长相比，这些负荷更难预测。这种难以预测的负荷变化，需要不受地理条件限制且配置更灵活的灵活性资产来应对。”夏清表示，这就需要源网荷储互动起来，让储能承担这些尖峰负荷。如，300MW/450MWh的电池储能项目，在夏季预留250MW的容量，用于提升输电线的容量，50MW参与电力市场交易；非夏季期间，储能电站的全部容量均可以参与电力市场的能量、辅助服务市场，资产得到了最大化利用。

“所有的技术创新都是结果，唯有机制是创新源泉和动力。”夏清说，重资产的能源行业需要能够反映资产利用率的电价机制，以提升整个产业的效率。