中关村储能产业技术联盟电力市场专委会秘书长郑华

　　经历近1000天的实践检验，省间电力现货市场于10月15日转入正式运行，我国电力市场化交易范围进一步扩大。省间电力现货市场是在省间电力中长期市场交易基础上，开展的省间日前、日内电力交易，是全国统一电力市场的重要组成部分。

　　2022年1月启动试运行以来，经过31个月的连续试运行，机制平稳有序。截至目前，交易范围已实现国家电网经营区和蒙西地区全覆盖，交易主体超过6000个，涵盖多类型发电主体，累计交易电量超过880亿千瓦时，其中清洁能源电量占比超44%。今年前8个月试运行期间，通过现货市场，新能源利用率提升了1个百分点。

　　对此，郑华向“这一变化要求市场参与者必须特别关注市场运营规则、供求关系和需求点上细分市场的差异，同时国家需要一个特别强大的团队，把电力市场的各个要素结合在一起。”郑华说。

　　他认为，储能行业参与了电力市场后，企业可以更加深入地了解市场需求，从而把电芯等产品进行更细致的划分。因为在电力系统内部，不同的应用场景对所需技术支持差异巨大。比如，在调频领域就需要专用的电芯，并且调频又分为不同时间尺度，这种对技术产品的精细化划分，有助于企业改进产品性能，提升市场竞争力。

　　在谈及华东电力现货市场改革时，郑华表示，华东地区是我国经济最发达的区域之一，浙江和江苏等省份用电负荷非常大，因此电力市场改革的需求也非常迫切。不过，虽然华东地区在电力市场改革方面起步较早，但进展相对较慢。这主要是因为部分地方政府在改革过程中存在一定的干预，使得改革进程受到一定影响。

　　但他整个华东地区目前正在做更大的顶层设计，有望在未来实现更加稳健的推进。“我认为国网系统里能够实现突破的就是西北和华东地区，西北地区主要解决大规模新能源发电问题，华东地区则主要解决用电负荷和供给不匹配的问题。”

　　
构建储能市场生态需要盈利和样板支撑

　　对于当前储能项目中标价持续走低、储能项目出海等现状，郑华表示，当前储能行业总体呈现出产能过剩的现象，但这种产能过剩其实是相对的，取决于需求端和供给端是否匹配。他举例称，在当前的电力系统下，可能只需要1%的调节性缺口，而当这个缺口扩大到5%时，需求就会显得非常旺盛。

　　郑华认为，当前储能行业正处于改革的调整期和起步期，很多制度还存在不匹配的问题，许多市场机制，包括补贴政策等，都是短期的，缺乏长效性。这导致一些企业在投资储能项目时存在投机心理，不利于行业的健康发展。

　　“不过，从去年开始，国家发改委、国家能源局等部门正在逐步推动电力市场改革，通过出台长期政策，让市场有更加清晰的预期，这种变化有助于减少市场中的投机行为，引导企业更加注重长期价值。”郑华说。

　　对于海内外储能市场的差异，郑华称，国外对储能价值的认可程度较高，这得益于欧美国家较为完善的电力市场机制。在国内，由于市场机制尚不健全，储能价值往往被低估或忽视。不过，随着电力市场改革的逐步推进，上述情况正在逐渐改善。

　　“我国电力市场机制最有效的改革是激发源端和荷端的需求，这两个市场是海量的，只有激发后，才能让买方和卖方的市场机制沟通。”郑华认为，不能将电力改革视为一个可的经验，因为国外的管理体系和经济体系与中国不同。

　　此外，在谈及新能源对储能的租赁时，郑华认为，由于缺乏需求，这一模式难以推进。当前的租赁相当于一个“路条”，地方政府要求配储并不是一个市场环境。即使配储了，在实际运行过程中也是独立运行，没有带来市场运营过程中风险的规避和市场收益。

　　“储能是个生态，比新能源还复杂，涉及的厂商太多了，储能市场里面最大的问题是供需不明确，缺乏沟通机制，而在构建储能市场生态的过程中需要时间，同时也需要盈利和样板来支撑。”郑华说，任何改革都是在这种非常矛盾的环境中做起来的。