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第四，新能源消纳与选址。首先，中国允许新能源来参与电力市场交易，由于新能源的边际成本为零，所以加入现货市场交易可以优先供应，如果国家允许新能源加入电力现货市场，新能源弃功弃光现象将彻底消失。其次，国家给予新能源一个特殊的计划，无论哪里有客户输配电价都按照110千伏电压等级的输配电价来核算，比如灵绍高压线，如果在宁夏建设几个100兆瓦光伏系统，原来只能在本地消纳，每年的消纳比例在50%左右，另外50%电无法售出。但是浙江省成立电力交易市场之后，另外50%电只要在浙江找到消纳客户即可售出，只需要交这这部分过网费，如果对目标市场部熟悉还可以跟目标市场当地售电公司谈判合作。因此，该计划对新能源选址可能产生巨大影响，新能源离负荷中心越近销量会越好，反之亦然。 第五，储能。当电力市场到来后，储能可以让售电公司在价差合约谈判中获得更好的价格。例如，当电价较高时，售电公司有能力通过物理方式调整尖峰的电量，使用储能设备存储的电量，电力市场一定会加大巅峰跟低谷的价差，因为是一个经济运行效率的必然结果。中国现在峰谷价差的最大时在0.6元-0.7元，储能度电成本最优在0.8元-0.85元之间，意味着储能在中国市场现在的价差下是没有市场的，必须要达到峰谷价差0.8元以上才会推动行业发展。随着现货市场到来预计价差会达到1元或者2元以上，这是一个必然结果。储能还可以进一步降低容量市场费用，现在整个用户侧的负载率才30%左右，离60%还很远，容量市场的费用是按照一天最大用电量计算的，所以可以调整用电量大时采用部分储能电量，从而降低容量市场的费用。国家电网内部可能会建一些电池储能设备，它的响应频率非常快，比如一个煤炭机组调峰调频响应时间要40分钟以上，天气机组至少15分钟以上，而电池可能几秒钟就完成了。所以如果电力市场开放后国家电网可能会在负荷中心区建大批量的电池储能设备，目前浙江省已经在做一些实验性的操作，不久会开始建10兆瓦或者100兆瓦级别的储能设备。 梁霄最后指出，电力市场化逐步实现的过程中，其本质最重要的底层支撑就是数据。通过数据的支撑，刻画出企业用电的周期“图像”，实现供需关系的精准数据匹配，才能参与并且促进电力市场交易的发展。电力市场化的本质是通过价格杠杆提高能源效率、降低能源成本的一种有效手段，这也与电力改革的目的一致。 姚明涛博士也判断道，全社会用电量的饱和期还有20-30年的时间，未来围绕着电力领域的投资还会保持非常持续增长的趋势，配电网投资和靠近用户的配电网投资占比逐步上升是一个大趋势，随着市场化改革的机制和价格机制逐步完善后，规模将非常可观。 （责任编辑：晨鸿） |
