夏清教授在“科學四十人”現場

中國的用電需求持續旺盛增長。今年入夏以來，全國單日用電負荷已四次打破歷史紀錄，8月7日更是達到15.57億千瓦。

電力穩定供應，需要電源結構和電網建設等多方面的協同。而隨着新能源裝機規模快速增長，電力系統對靈活調節能力的需求也日益迫切。從需求側看，電動汽車、儲能、虛擬電廠和柔性負荷，本可以參與削峯填谷，卻遲遲未能形成穩定的商業模式。技術已經出現，爲什麼它們的價值仍未被市場發現？

清華大學電機系教授、能源經濟領域資深專家夏清認爲，癥結在於現有電價體系未能充分反映電力資源在時間和空間上的稀缺性。雖然存在分時電價，但現有時空價格差異性還遠遠不夠。要喚醒這些“沉默的資源”，關鍵不是繼續單純依賴新增電源和電網投資，而是讓價格真正傳遞供需信號。

在8月5日《知識分子》《賽先生》主辦的“科學四十人”活動上，夏清教授發表了題爲《深化電力需求側市場機制改革，全面激活用戶側靈活性資源》的主旨演講。以下內容根據演講整理。

撰文｜夏清

剛纔兩位院士（注：歐陽明高、江億）展示了未來用戶側儲能的前景，以及私家車爲電網作出貢獻的巨大潛力。但我非常沮喪地告訴大家，當前的體制機制還不支持這些設想大規模落地。

我認爲，所有創新都在等待機制。機制可以發現新技術創造的價值，也可以催生新的業態。剛纔兩位院士講的就是新技術、新業態，而我要講的是當前需求側電力市場化改革面臨的狀態和痛點。

“沉默的資源”

首先看需求側參與競爭的空間。在江蘇、廣東、浙江、上海等東部經濟發達省份，夏季典型電力負荷峯谷差率普遍達到42%-47%；重工業佔比較高的山東，峯谷差也達到37%-40%左右。

我們最高電力和最高電量是嚴重背離的。2026年上半年，全國累計用電量增長5.3%，最高用電負荷卻增長了9.3%。電源、電網規劃需要按照最高負荷增長安排投資，這意味着大量固定資產是爲了滿足短暫出現的峯值負荷。

與此同時，新能源發電需要大量靈活性資源。我們現在有一種慣性，一有調節需求就依賴電源側，尤其是火電。需求側明明擁有大量可以調節的資源，爲什麼不去激發？我把它們稱爲“沉默的資源”。這些資源一旦被喚醒，完全可以以更加高效、經濟的方式參與系統調節，支撐新能源消納。

從成本看，粗略估計：火電靈活性資源的單位投資約爲每千瓦500-1500元，深度調峯增量度電成本約爲每千瓦時0.06-0.16元；需求側靈活性資源的單位可調容量投資約爲每千瓦200-400元，邊際調節成本更低。但是我們爲什麼還在持續建火電？本質上，傳統的投資路徑背後已經形成了較強的思維慣性，而需求側資源尚未形成與之相匹配的市場獲利機制。

我認爲：首先是我們的電價體系還沒有充分反映資源在時空上的稀缺性。雖然存在分時電價，但現有時空價格差異性還遠遠不夠。

這導致了價格信號失真和價值反饋缺失，造成需求側資源的時間價值與空間價值難以市場化兌現，市場均衡缺乏需求彈性有效支撐，嚴重製約了新型電力系統高效運行與電力市場高質量發展。虛擬電廠、建築儲能和車網互動等用戶側新型業態落地困難。

價格信號爲何失真

具體來看，當前需求側電力市場化改革主要面臨五個問題。

第一，電量與容量定價割裂，需求側容量價值難以兌現。電量市場主要依託火電燃料成本形成價格基準，僅反映電源發電的電量能耗成本；而電源建設投資、頂峯備用、可靠性保供等核心容量成本，已通過獨立容量電價單獨覈算、統一分攤，不納入電量市場價格形成體系。

這種機制設計直接造成電價的峯谷價差受到壓縮，難以在電量市場上形成顯著的價格差異，尖峯用電時段系統容量稀缺無法通過市場化電價體現。

在此基礎上，市場容量補償規則存在明顯的主體結構性失衡：火電和電網側獨立新型儲能等主體可享受容量電價補償，而虛擬電廠、柔性負荷、V2G車網互動等需求側可調資源，尚未納入容量電價補償體系。

第二，輸配電價模式平均化，電網資源的時空稀缺信號無法得到體現。當前輸配電價仍然帶有“郵票制”特徵，主要按照統一標準計價，對供電距離、網架區域、擁堵程度和運行時段的區分還不充分。什麼時候稀缺、什麼地方稀缺，這些信息未能通過價格充分告知用戶，電動汽車、儲能和柔性負荷也就難以根據電網資源時空稀缺性調整自身行爲。

第三，上面兩大制度的缺陷，制約了需求側柔性資源高效利用。火電容量成本平均分攤，無法體現高峯時段的容量緊缺；輸配電價缺乏時空差異，不能反映輸配電設備的資產利用率，必然導致用戶缺少主動削峯的動力，源網荷儲的協同效率也隨之下降。

第四，新能源不平衡資金均攤，割裂了源荷動態協同關係。2025年初《關於深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（簡稱“136號文”）推動新能源入市，將市場交易均價與機制電價的差額納入當地系統運行費用。這部分費用是均攤到用戶總用電量，沒有根據需求側不同時段資源的稀缺性分攤。

負電價是這樣產生的。由於有機制電價保障，新能源爲了爭取發電量，甚至可能直接報出零價或負價，在新能源大發期間形成“地板價”。如果負電價能夠真正傳導到需求側，充電樁等資源將會非常有吸引力，相當於電網倒找錢請你用電。然而，事實上，當系統運行費平均分攤到各個時段以後，市場出清價與用戶結算價由此出現了差異性。低谷用電的用戶結算價格是“地板價”+平均分攤的系統運行費，結算地板價上升，而此時對應現貨市場高峯發電價格沒有變，這對於能夠削峯填谷的虛擬電廠、工商業儲能、電動汽車充電樁的價格吸引力大打折扣。

當前系統運行費上漲較快，部分地區的系統運行費總額已經超過每千瓦時0.1元。假設電動車在低谷充電時，價格被系統運行費抬高0.1元，而高峯放電的價格沒有相應提高，峯谷價差必然縮小，電動汽車參與電網調峯的積極性還有嗎？

第五，輔助服務費用的分攤違背激勵相容原則。長期以來，調頻、備用等輔助服務主要由發電側提供，相關主體通過市場獲得補償；隨着市場改革推進，儲能、虛擬電廠和電力用戶等需求側資源也開始具備參與條件。但在費用向需求側傳導時，往往沒有充分區分不同用戶造成的負荷偏差及其對系統調節成本的影響。

有的用戶負荷波動較大，給系統增加了調節壓力；有的用戶主動利用儲能和柔性負荷控制偏差，減輕了系統負擔。但在相對平均化的分攤方式下，做得好與做得壞承擔的費用差別不大。只要是平均的，就沒有差異性，就不能形成滿足激勵相容原理的機制，能夠讓用戶將盡可能波動就地平衡；就不能構建風險分散化、低成本的新型電力系統的運行機制。

五項改革激活需求側

下一步，需求側電力市場化改革應該從五個方面推進。

第一，建立需求側資源容量定價補償機制，兌現其峯值支撐價值。虛擬電廠、柔性負荷和V2G都具有容量效益，可以在負荷高峯和爬坡時段爲系統提供支撐，應當根據實際貢獻獲得容量補償。

這一點，美國已經有現成的國際經驗可借鑑。我們借鑑美國PJM邊際有效載荷能力（ELCC）方法，對山西不同類型資源的有效容量進行了測算。結果顯示，1000兆瓦燃煤機組的有效容量係數約爲97%，虛擬電廠也可以達到51%-54%。

容量費用的分攤也需要改革。我國煤電容量電費主要是按照工商業用戶當月用電量比例平均分攤；美國PJM則按照上一年峯荷時段的用電量向市場用戶分攤。容量成本本身就是爲了滿足峯值需求，當然應該更多地由峯荷時段承擔。按照我們的測算，如果根據不同時段的稀缺程度差異化分攤容量成本，保守情景下峯谷價差可以提高50%；在深度市場化情景下，峯谷價差可以擴大至原來的2-3倍。其實可以很容易理解的。低谷的負荷一年持續了8760個小時，而極端高峯的負荷，一年可能持續不到200小時。在這種情況下，同樣的發電量分別低谷電與高峯發電，其單位電能的單位固定成本，則相差了將近40倍。如果按這一機制來形成峯谷電價的話，電力需求側響應的能力將被極大的激活。

第二，優化市場限價體系，釋放電力供需的交叉彈性。現有的限價機制往往過度關注高峯電價，認爲電價不能突破某一上限。但高峯價格上不去、低谷價格下不來，電力彈性的空間十分有限。

由於電力商品的存儲成本相對比較高，我們思路是不限制單個時段的電價，而是限制全年平均電價的漲跌，確保需求側總用電成本控制在一定範圍內。分時價格該漲的時候漲、該跌的時候跌，只要一年算下來，平均度電成本和用戶總體負擔仍在合理範圍，就不必把每個時段的價格卡得過死。

市場主要解決效率問題。就是要讓分時電價“上躥下跳”，充分反映不同時段的供需狀況，讓儲能和需求側資源在峯谷價差中找到調節和套利空間。而政府主要解決公平問題，當全年的用電成本，超過一定範圍的時候，政府開展二次分配。政府不能爲了電價這樣的風險，過度的干預市場均衡的過程，束縛市場功能，一定要價格能夠調節由於新能源引起的電力時空不平衡，防止出現市場失靈。先讓市場創造效率，再由政府完成市場效益的二次分配。

第三，構建時空差異化的輸配電價分攤機制。遠距離輸電與近距離用電的成本不同，阻塞區域與富餘區域的價值不同，高峯和低谷的資源稀缺程度也不同。輸配電價應當區分區域和時段，真正反映電網資源的時空稀缺價值，引導負荷合理佈局和錯峯用電。如果能在發電側時空電價差異性的基礎上，疊加反映輸變電距離與資產利用率的輸配電電價，形成時空需求側電價，將能夠更好激勵需求者響應的資源。

第四，改革優化系統運行費分攤模式，打通源荷聯動壁壘。新能源不平衡產生的系統運行費不能再平均分攤到所有時段。而是資源越稀缺的時段，分攤比例應該越高；電力富餘甚至出現負電價的時段，應該少分攤或者不分攤。同樣，供給側的容量電價也應該按照這個原則，分攤到不同的時段。這樣就能夠吸引更多的需求側資源在低谷多用點，高峯少用電。這樣就解決了當前所面臨的一個很大的難題，機制電價是不分時的，但如果按照時段資源稀缺性分攤給需求側，就能夠間接地激勵需求的響應跟隨新能源發電的變化了。

第五，建立激勵相容的輔助服務成本分攤體系。不能簡單地將輔助服務費用平均分攤給所有用戶，而要做到誰擾動、誰付費，誰造成偏差、誰承擔成本。負荷波動大、系統擾動強的用戶應承擔更多成本；主動降低偏差、平滑用電的用戶則應獲得減免和正向激勵。《電力輔助服務市場基本規則》（發改能源規〔2025〕411號）已提出徹底廢除全網統一平均分攤模式，法定“責任歸因、差異化分攤、優免劣罰”的精準分攤制度，實現輔助服務成本與主體擾動責任精準匹配。

最近又出現了新的政策，綠證覈算新政將進一步激發需求側響應的動力。按照新要求，用電主體實際消費的電量中，必須有一定比例來自新能源；如果未達到要求，就要購買綠證進行抵扣。這是一個利好消息，可以鼓勵大用戶主動與新能源進行交易和互動。

新能源出力與用戶用電之間出現偏差怎麼辦？就要通過儲能和需求側響應來消除。如果不能消除，則需要購買大電網的電補足，就要按照電網平均碳排放因子覈算，並按照現貨價格結算。

需求側這麼多新技術的出現，也在呼喚大電網運行模式發生變化。未來可以形成一個平衡單元，小的供需擾動優先在單元內部實現自我平衡，通過儲能、柔性負荷和分佈式發電，把局部不平衡儘可能消滅在局部，從而降低大電網需要承擔的調節壓力，通過風險分散化的方式降低電網運行的風險。

當前中國經濟呈現出一定的“K型分化”：新技術、新產業快速發展，一些傳統行業不斷走下坡路。個人認爲，下一步真正的經濟增長動力，是通過體制機制迅速激活新技術（比如電池、虛擬電廠、車網互動等）廣泛應用，創新新場景、新業態，新模式，使新動能替代舊動能，而不是隻依賴新增火電裝機解決所有問題。

只有激活所有市場要素，電力系統才能運行得更加經濟、更加靈活。未來新型電力系統最大的變化是需求側不再只是被動用電，而是成爲具有彈性的需求，在反映資源稀缺性、反映資產利用率的時空電價的引導下，與新能源發電動態互動、匹配，必將促進新型電力系統高質量發展。

謝謝大家！