中国储能网讯：4月27-28日，由中国化学与物理电源行业协会主办的中国光储端信协同发展大会在重庆国际博览中心召开。

  此次大会以“协同创新 融合发展”为主题，设置开幕式暨碳达峰高峰论坛、工商业储能与车网互联专场、光储氢协同发展专场、储能系统集成与智能安全预警系统专场、人工智能与碳足迹专场五个专场论坛。

  来自行业主管机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的300余家产业链供应链企业参加了本次大会对话与交流。

  中国化学与物理电源行业协会储能应用分会、中国储能网与数字储能网联合承办，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会专家委员会提供学术支持。

  4月28日上午，国中绿电（苏州）碳中和研究院院长侯守礼受邀在光储氢协同发展专场分享主题报告，报告题目《促进源网荷储一体化发展的价格机制思考》。以下为报告主要内容：

  侯守礼：谢谢大会的邀请，让我有机会介绍我的一些思考。

  今天会议上各位专家重点讲的都是技术方面的突破。在中国做任何事情，技术的突破是很重要的，但在商业模式上、经济性上能不能有所突破，这也是非常重要的问题。现在新能源、风电、光伏、储能发展，和商业模式、价格的关系非常密切。这个价格不仅是经济性的问题，还有体制的制约。过去的电力体制，所有发的电卖给电网，电网再卖给用户。2015年推进电力体制改革，从发电企业直接向用户销售，整个电力交易离不开电网平台，他们需要做对接、实时平衡、结算、各种交易。因此商业模式能不能成功，很重要的方面是取决于我们有没有一个很好的价格机制。分布式电力市场化交易，在全国做了一些试点，但是效果不是很好，没有大规模推广。2021年开始国家发改委印发了促进源网荷储一体化发展的意见，这是未来的一个方向，在大电网的同时还有很多小电网的平衡，今天我给大家做一下这方面的汇报。

  第一，电力经济技术特性和政府监管。核心问题在于电这个商品怎么体现，它和其他有形商品不同，别的商品储存起来相对容易，我们拉一车商品进入全国各大市场，在抖音、淘宝上可以交易，但也需要线下的运输、配送体系，交易和配送是分开的。但是电是不能脱离电网而独立存在的商品，它看不见摸不着。因此，电力商品有特殊性，这也是电力市场化非常困难的重要原因。储能非常重要，要么在发电侧起作用，要么在用户侧起作用，如果储能成本能下来还能好一些平衡，但是现在发电和用电还是不平衡。从商业模式来说，它还要和经济学特性结合起来，经济学方面，我们对电的需求越来越大，而且不可逆转。原来我们的动力可能不是电能而是别的，但是一转到电之后就很难转不回去了，包括氢能，氢能也要发成电。

  第二，是大规模规制的产生与发展。从全球范围看，电力经济规制是1998年后逐步搞市场化改革，好处是竞争性增强了，形成了很多发电企业和用户，但是也有供电可靠性下降。第三是竞争性市场化改革之路，在英国仍然是一体化的模式，从某种意义上来说中国电改还是走得比较靠前的。中国电力改革的过程也是如此，从一体化经营的传统电力管理发展，从上世纪初通过政府措施允许集资办电，给电厂独立定价，后来形成五大发电集团，电厂可以把电卖给电网，电网再卖给用户。2015年以来，进行了新一轮电改改革。

  发电厂可以进行竞价。从电网来讲，电网的定价方式要施行政府管制，这个定价有两种方式，一是基于收入的管制，二是基于绩效的管制，绩效的管制还很不成熟，目前主要是基于收入的管制。国家会根据电网的总收入分摊到电上形成定价。但是目前有一个范围问题，目前是省级电网制度，为某一个省的电网定一个价格，把整个省的电网的固定资产核算清楚之后，这个资产应该获得百分之多少的回报，定一个总收入然后分摊到每一度电上，这是整体的方式，然后分摊到不同等级上，每一个等级是不一样的。但是这个价格全省是统一的，矛盾在于这个范围怎么定。

  我举两个例子，云南的领导会认为范围定得太大，因为云南、四川、重庆等地有很多小水电，旁边就是用户，你把整个省的电网统一定价，意味着我们要提高我们这里的价格，我们就给隔壁供电收三五分就够了，为什么要收2毛钱。但是有些地方缺电，黑龙江需要出来买电，他们说不对，全国一张网，在哪发电都是一样的，为什么到我们黑龙江要收这么贵。所以对电网定价范围大家会有一个争论。所谓的隔墙售电，你使用的是整个电网的资源，并不仅仅是你和你隔壁这一段电线。所以矛盾和争议就在这里。关键在于一个资产确认的范围是多大，源网荷储一体化，可能会出现一张大网上面挂了好多个小网。这里的价格关系，一个是小网的过网费怎么计算，另一个是小网和大网之间发生电力交换的时候，结算关系怎么计算。

  新型电力系统会出现各种各样的形式，高比例新能源广泛接入，高弹性电网灵活可靠配置能源，基础设施多网融合数字赋能等。新平衡机制，过去我们是所有电都卖给电网，电网再卖给用户，严重依赖大电网。未来可能会形成新的平衡方式，价格机制也会相应的修改。

  最后讲讲促进源网荷储建设价格机制的思考，一体化项目都应该有自己的调度平衡平台，并且和大网对接。而且不只是电，既有电的交易，还有碳的交易，还有绿色能源、氢能储能等，每个园区都有自己的数字化平台进行平衡，这是一种新的平衡机制，多种能源形态都在这里体现。

  储能与新能电力系统，储能在发电侧主要是提供备用实现相对平衡，电网是本身就有辅助服务，用户侧是增加用户负荷的可预测性。电力需求侧响应和负荷调节机制，我们需要提高负荷侧本身的需求控制能力，负荷本身要可调节，否则平衡难度越来越大，就需要花更多的钱，增加成本。我们可以把氢能、共享储能、电池等都引入进来，甚至汽车充电桩也能加进来进行调节。

  三种类型的价格机制，这里有几个要点，这是我的一些想法，有些已经在价格部门改革范围里了，有的还在探讨中。

  一是可再生能源富集地区实行就近消纳，不管是新疆还是内蒙都出台了一个政策，过去是搞自备电厂，后来很多地方进行了清理和规范。现在是自带负荷，过去投了十亿的投资我给你指标，现在新疆、内蒙不再讲这个了，投产业本身意义不大，你要投负荷，你要自带负荷过来。我们把这些电源配置到西部地区后，需要自带负荷过来。在这种情况下，不再是卖给电网再卖给用户了，整个大电网变成备用了。风电光伏储能、加上对火电厂的灵活性改造，把这些打成包，我和用户直接市场化交易，电网是一个备用的作用，当你不用电网的时候，你给电网交一个备用容量费，用电网的时候电价可能就会比较高了。如果你自己能控制，能在系统消纳的时候电费会很低，可能两三毛，但是一年365天有280天都是两三毛，但是有一段时间需要电网的电成本会高，但是总体成本是降下来的，这种方式未来可能会成为主流。

  二是用电端，除了高耗能和可控的工业以外，大部分没法往胡焕庸线以西去转移的，这个转移很难。大量的是要负荷侧实现匹配，这需要改革容量电价政策。目前容量电价是统一的，这个可能需要改革，不同电压等级应该有区分，不同电压等级负荷利用率也应该有区分，所以一是完善用电侧峰谷电价政策，二是完善用电侧两部制电价政策，三是合同能源管理，实行综合价格政策。

  三是不同电压等级的输配电价要改革。现在高电压等级偏低，必须要拉大不同电压等级间输配电价的价差。差别化不同电压等级的容量电价、电量电价。还有输电网和配电网间结算关系，这也是我们需要改革的领域。因为很多国家把输电网和配电网分开，这个在中国目前做不到，但是我们可以探讨把输电价和配电价分开核算，谢谢大家。