撰文｜夏清

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刚才两位院士（注：欧阳明高、江亿）展示了未来用户侧储能的前景，以及私家车为电网作出贡献的巨大潜力。但我非常沮丧地告诉大家，当前的体制机制还不支持这些设想大规模落地。 

我认为，所有创新都在等待机制。机制可以发现新技术创造的价值，也可以催生新的业态。刚才两位院士讲的就是新技术、新业态，而我要讲的是当前需求侧电力市场化改革面临的状态和痛点。

01

首先看需求侧参与竞争的空间。在江苏、广东、浙江、上海等东部经济发达省份，夏季典型电力负荷峰谷差率普遍达到42%-47%；重工业占比较高的山东，峰谷差也达到37%-40%左右。

我们最高电力和最高电量是严重背离的。2026年上半年，全国累计用电量增长5.3%，最高用电负荷却增长了9.3%。电源、电网规划需要按照最高负荷增长安排投资，这意味着大量固定资产是为了满足短暂出现的峰值负荷。 

与此同时，新能源发电需要大量灵活性资源。我们现在有一种惯性，一有调节需求就依赖电源侧，尤其是火电。需求侧明明拥有大量可以调节的资源，为什么不去激发？我把它们称为“沉默的资源”。这些资源一旦被唤醒，完全可以以更加高效、经济的方式参与系统调节，支撑新能源消纳。

从成本看，粗略估计：火电灵活性资源的单位投资约为每千瓦500-1500元，深度调峰增量度电成本约为每千瓦时0.06-0.16元；需求侧灵活性资源的单位可调容量投资约为每千瓦200-400元，边际调节成本更低。但是我们为什么还在持续建火电？本质上，传统的投资路径背后已经形成了较强的思维惯性，而需求侧资源尚未形成与之相匹配的市场获利机制。

我认为：首先是我们的电价体系还没有充分反映资源在时空上的稀缺性。虽然存在分时电价，但现有时空价格差异性还远远不够。 

这导致了价格信号失真和价值反馈缺失，造成需求侧资源的时间价值与空间价值难以市场化兑现，市场均衡缺乏需求弹性有效支撑，严重制约了新型电力系统高效运行与电力市场高质量发展。虚拟电厂、建筑储能和车网互动等用户侧新型业态落地困难。

02

具体来看，当前需求侧电力市场化改革主要面临五个问题。 

第一，电量与容量定价割裂，需求侧容量价值难以兑现。电量市场主要依托火电燃料成本形成价格基准，仅反映电源发电的电量能耗成本；而电源建设投资、顶峰备用、可靠性保供等核心容量成本，已通过独立容量电价单独核算、统一分摊，不纳入电量市场价格形成体系。

这种机制设计直接造成电价的峰谷价差受到压缩，难以在电量市场上形成显著的价格差异，尖峰用电时段系统容量稀缺无法通过市场化电价体现。

在此基础上，市场容量补偿规则存在明显的主体结构性失衡：火电和电网侧独立新型储能等主体可享受容量电价补偿，而虚拟电厂、柔性负荷、V2G车网互动等需求侧可调资源，尚未纳入容量电价补偿体系。 

第二，输配电价模式平均化，电网资源的时空稀缺信号无法得到体现。当前输配电价仍然带有“邮票制”特征，主要按照统一标准计价，对供电距离、网架区域、拥堵程度和运行时段的区分还不充分。什么时候稀缺、什么地方稀缺，这些信息未能通过价格充分告知用户，电动汽车、储能和柔性负荷也就难以根据电网资源时空稀缺性调整自身行为。 

第三，上面两大制度的缺陷，制约了需求侧柔性资源高效利用。火电容量成本平均分摊，无法体现高峰时段的容量紧缺；输配电价缺乏时空差异，不能反映输配电设备的资产利用率，必然导致用户缺少主动削峰的动力，源网荷储的协同效率也随之下降。

第四，新能源不平衡资金均摊，割裂了源荷动态协同关系。2025年初《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（简称“136号文”）推动新能源入市，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用。这部分费用是均摊到用户总用电量，没有根据需求侧不同时段资源的稀缺性分摊。 

负电价是这样产生的。由于有机制电价保障，新能源为了争取发电量，甚至可能直接报出零价或负价，在新能源大发期间形成“地板价”。如果负电价能够真正传导到需求侧，充电桩等资源将会非常有吸引力，相当于电网倒找钱请你用电。然而，事实上，当系统运行费平均分摊到各个时段以后，市场出清价与用户结算价由此出现了差异性。低谷用电的用户结算价格是“地板价”+平均分摊的系统运行费，结算地板价上升，而此时对应现货市场高峰发电价格没有变，这对于能够削峰填谷的虚拟电厂、工商业储能、电动汽车充电桩的价格吸引力大打折扣。 

当前系统运行费上涨较快，部分地区的系统运行费总额已经超过每千瓦时0.1元。假设电动车在低谷充电时，价格被系统运行费抬高0.1元，而高峰放电的价格没有相应提高，峰谷价差必然缩小，电动汽车参与电网调峰的积极性还有吗？ 

第五，辅助服务费用的分摊违背激励相容原则。长期以来，调频、备用等辅助服务主要由发电侧提供，相关主体通过市场获得补偿；随着市场改革推进，储能、虚拟电厂和电力用户等需求侧资源也开始具备参与条件。但在费用向需求侧传导时，往往没有充分区分不同用户造成的负荷偏差及其对系统调节成本的影响。 

有的用户负荷波动较大，给系统增加了调节压力；有的用户主动利用储能和柔性负荷控制偏差，减轻了系统负担。但在相对平均化的分摊方式下，做得好与做得坏承担的费用差别不大。只要是平均的，就没有差异性，就不能形成满足激励相容原理的机制，能够让用户将尽可能波动就地平衡；就不能构建风险分散化、低成本的新型电力系统的运行机制。

03

下一步，需求侧电力市场化改革应该从五个方面推进。

第一，建立需求侧资源容量定价补偿机制，兑现其峰值支撑价值。虚拟电厂、柔性负荷和V2G都具有容量效益，可以在负荷高峰和爬坡时段为系统提供支撑，应当根据实际贡献获得容量补偿。 

这一点，美国已经有现成的国际经验可借鉴。我们借鉴美国PJM边际有效载荷能力（ELCC）方法，对山西不同类型资源的有效容量进行了测算。结果显示，1000兆瓦燃煤机组的有效容量系数约为97%，虚拟电厂也可以达到51%-54%。 

容量费用的分摊也需要改革。我国煤电容量电费主要是按照工商业用户当月用电量比例平均分摊；美国PJM则按照上一年峰荷时段的用电量向市场用户分摊。容量成本本身就是为了满足峰值需求，当然应该更多地由峰荷时段承担。按照我们的测算，如果根据不同时段的稀缺程度差异化分摊容量成本，保守情景下峰谷价差可以提高50%；在深度市场化情景下，峰谷价差可以扩大至原来的2-3倍。其实可以很容易理解的。低谷的负荷一年持续了8760个小时，而极端高峰的负荷，一年可能持续不到200小时。在这种情况下，同样的发电量分别低谷电与高峰发电，其单位电能的单位固定成本，则相差了将近40倍。如果按这一机制来形成峰谷电价的话，电力需求侧响应的能力将被极大的激活。 

第二，优化市场限价体系，释放电力供需的交叉弹性。现有的限价机制往往过度关注高峰电价，认为电价不能突破某一上限。但高峰价格上不去、低谷价格下不来，电力弹性的空间十分有限。 

由于电力商品的存储成本相对比较高，我们思路是不限制单个时段的电价，而是限制全年平均电价的涨跌，确保需求侧总用电成本控制在一定范围内。分时价格该涨的时候涨、该跌的时候跌，只要一年算下来，平均度电成本和用户总体负担仍在合理范围，就不必把每个时段的价格卡得过死。 

市场主要解决效率问题。就是要让分时电价“上蹿下跳”，充分反映不同时段的供需状况，让储能和需求侧资源在峰谷价差中找到调节和套利空间。而政府主要解决公平问题，当全年的用电成本，超过一定范围的时候，政府开展二次分配。政府不能为了电价这样的风险，过度的干预市场均衡的过程，束缚市场功能，一定要价格能够调节由于新能源引起的电力时空不平衡，防止出现市场失灵。先让市场创造效率，再由政府完成市场效益的二次分配。 

第三，构建时空差异化的输配电价分摊机制。远距离输电与近距离用电的成本不同，阻塞区域与富余区域的价值不同，高峰和低谷的资源稀缺程度也不同。输配电价应当区分区域和时段，真正反映电网资源的时空稀缺价值，引导负荷合理布局和错峰用电。如果能在发电侧时空电价差异性的基础上，叠加反映输变电距离与资产利用率的输配电电价，形成时空需求侧电价，将能够更好激励需求者响应的资源。 

第四，改革优化系统运行费分摊模式，打通源荷联动壁垒。新能源不平衡产生的系统运行费不能再平均分摊到所有时段。而是资源越稀缺的时段，分摊比例应该越高；电力富余甚至出现负电价的时段，应该少分摊或者不分摊。同样，供给侧的容量电价也应该按照这个原则，分摊到不同的时段。这样就能够吸引更多的需求侧资源在低谷多用点，高峰少用电。这样就解决了当前所面临的一个很大的难题，机制电价是不分时的，但如果按照时段资源稀缺性分摊给需求侧，就能够间接地激励需求的响应跟随新能源发电的变化了。 

第五，建立激励相容的辅助服务成本分摊体系。不能简单地将辅助服务费用平均分摊给所有用户，而要做到谁扰动、谁付费，谁造成偏差、谁承担成本。负荷波动大、系统扰动强的用户应承担更多成本；主动降低偏差、平滑用电的用户则应获得减免和正向激励。《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕411号）已提出彻底废除全网统一平均分摊模式，法定“责任归因、差异化分摊、优免劣罚”的精准分摊制度，实现辅助服务成本与主体扰动责任精准匹配。 

最近又出现了新的政策，绿证核算新政将进一步激发需求侧响应的动力。按照新要求，用电主体实际消费的电量中，必须有一定比例来自新能源；如果未达到要求，就要购买绿证进行抵扣。这是一个利好消息，可以鼓励大用户主动与新能源进行交易和互动。 

新能源出力与用户用电之间出现偏差怎么办？就要通过储能和需求侧响应来消除。如果不能消除，则需要购买大电网的电补足，就要按照电网平均碳排放因子核算，并按照现货价格结算。 

需求侧这么多新技术的出现，也在呼唤大电网运行模式发生变化。未来可以形成一个平衡单元，小的供需扰动优先在单元内部实现自我平衡，通过储能、柔性负荷和分布式发电，把局部不平衡尽可能消灭在局部，从而降低大电网需要承担的调节压力，通过风险分散化的方式降低电网运行的风险。 

当前中国经济呈现出一定的“K型分化”：新技术、新产业快速发展，一些传统行业不断走下坡路。个人认为，下一步真正的经济增长动力，是通过体制机制迅速激活新技术（比如电池、虚拟电厂、车网互动等）广泛应用，创新新场景、新业态，新模式，使新动能替代旧动能，而不是只依赖新增火电装机解决所有问题。 

只有激活所有市场要素，电力系统才能运行得更加经济、更加灵活。未来新型电力系统最大的变化是需求侧不再只是被动用电，而是成为具有弹性的需求，在反映资源稀缺性、反映资产利用率的时空电价的引导下，与新能源发电动态互动、匹配，必将促进新型电力系统高质量发展。 

谢谢大家！

夏清是清华大学二级教授、能源经济领域资深专家、全国优秀科技工作者。他全程参与国内电力市场化改革工作，先后牵头完成东北、华东、南方、山东、广东、云南等多个区域电网的电力市场机制设计，深度参与全国统一电力市场机制设计咨询工作，并承接国家能源局多项电力市场专项课题研究。