距离我国实现2030年碳达峰目标仅剩5年，“十五五”期间，我国绿色转型将迎来关键期。
新型能源体系建设是我国绿色转型的关键支柱，未来，电力市场如何更好发挥作用，推动新型能源体系建设？储能在其中扮演怎样的角色？从能耗双控全面转向碳排放双控的过程中，如何推动电力市场和碳市场协同发展？在《财经》杂志日前举办的“‘十五五’，绿色转型关键时期”圆桌对话上，多位专家就此展开探讨。
10年改革，初步建立全国统一电力市场
从2015年《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》印发至今，我国电力市场改革已走过10年历程。
“10年来，电力市场改革始终聚焦于‘还原电力商品属性’的初衷，通过市场化措施促进资源合理配置和可持续发展，实现了多方面的系统性转变。”落基山研究所常务董事兼北京代表处首席代表李婷说。
在华北电力大学教授刘敦楠看来，过去10年改革最重要的标志性成果，是初步建立全国统一电力市场，火电与新能源已全面参与市场交易，除居民、农业用电外，绝大多数售电量已进入市场并由市场形成价格。
“这不仅推动电力体制实现系统性、革命性转型，也推动国内可再生能源快速规模化发展，使我国在全球可再生能源发展格局中居于领跑地位。”刘敦楠说。
当前，我国售电量规模已达美国的2.5倍，风电、光伏装机容量稳居世界第一，电动汽车及充换电设施规模也处于全球领先地位。与此同时，电价水平保持稳定甚至稳中有降，在全球主要工业国家中处于最低水平。
“规模、速度与效益的协同发展，充分体现了我国电力体制改革与市场机制建设所发挥的作用。”刘敦楠说。
“未来，新型电力系统的核心特征之一是新能源的高比例接入，这将带来一系列运行挑战，因此必须加快发展储能等灵活调节资源。在这过程中，电力市场需发挥关键支撑作用。”刘敦楠表示。
据其介绍，传统的能源系统，建立在以“计划”为基础的电价体系基础上；过去10年是过渡阶段，市场机制用于保障已建成的煤电、水电等传统发电资产获得合理的收益和回报；未来的5年—10年，电力市场应更多承担引领作用，通过提供长期价格信号引导投资优化布局，例如，指引新能源与储能项目在哪些省份布局更具经济性；同时，也应形成短期价格信号，引导用户调整用电行为，推动生产生活方式转型。
当前，部分省份电力市场已出现年累计近3000小时的“零电价”时段，东部用电大省也接近2000小时。这意味着，在全年8760小时中，约有1/4—1/3时间处于极低电价区间，这为消费者弹性用电、错峰消费创造了空间。
对业界而言，通过价格来引导投资、推动技术革新，也能更好地实现对市场的输血和活血。“期待在‘十五五’期间进一步改进价格机制，使其更好地适配分时电价、实时电价等现代定价方式，以灵活响应新能源的出力波动。”李婷说。
储能迎来爆发式增长，并将持续扮演关键角色
在构建新型电力系统的大背景下，储能迎来了爆发式增长。
在宁德时代新能源科技股份有限公司副总裁孟祥峰看来，这源于供需两端的共同推动。
在需求侧，可再生能源占比持续提升，系统对灵活调节资源的需求日益迫切；在供给侧，锂电池储能技术不断进步，使其在电化学储能领域的优势逐步凸显：一是部署灵活，不受地理条件限制；二是响应迅速，具备双向调节能力；三是投资已具备经济竞争力，这也是其最核心的爆发因素。
“虽然火电、气电及水电等传统能源通过灵活性改造，可具备一定调节优势，但在新型储能领域，以锂电池为代表的电化学储能已成为绝对主流。近两年，在额定放电时长为8小时以内的新型储能产品中，锂电池技术占据了约90%的新增市场份额。随着电池储能全生命周期性能的进一步优化，我们对其在新型电力系统中的作用充满信心。”孟祥峰说。
下一步，储能发展将聚焦两大方向：一是持续提升储能系统的安全性，二是增强长周期调节能力。当前电池储能的主流额定放电时长配置约为2小时—4小时，未来锂电池储能技术攻关的一个关键方向，是在更长时储能领域实现经济性突破。
在我国电力市场中，价差套利几乎是当前储能唯一的收入来源。而在欧美国家，除电能量收入外，储能还拥有多元化的收益渠道。
“尽管现有的能源政策与定价机制整体利好锂电池储能发展，但长期依赖政策保护或补贴不可持续，作用也相对有限。”孟祥峰表示，未来，储能如果可以真正参与现货市场或全面实施市场化定价机制，其系统价值与投资回报将得到更好的体现。期待储能与其他调节性资源在市场中享受同等的价格对待。
目前，我国容量电价机制主要覆盖抽水蓄能、火电等传统资源的调频调峰服务。刘敦楠介绍，国家正在研究制定新的容量价格机制，计划将储能纳入其中。若机制落地，储能有望获得稳定的基础收益保障。
此外，随着《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》于今年发布，新能源将全面参与市场交易，电能量市场价格预计将逐步回归至更合理水平，市场普遍预期电价将呈下降趋势。
“节省出的电价空间可以用来激励灵活性资源，推动储能等辅助服务市场的发展。由此，储能将在电力系统中扮演更关键的角色，其发展也将获得更可持续的市场基础。”刘敦楠说。
电力系统需先行绿色化，带动实现“电碳协同”
“十五五”期间，我国将从能耗双控全面转向碳排放双控。未来5年，电力市场和碳市场应如何协同发展？
在专家看来，电力系统需先行绿色化，以支撑全经济领域碳减排。
所谓“先行”不是一句空话——李婷指出，我国碳中和目标定于2060年实现，而按照规划，新型电力系统将于2030年前初步建成、2045年基本成熟，这意味着电力系统的清洁化必须超前部署、提前实现。
“新型电力系统建设通过电力市场引导新能源发展，从而带来能源供应结构的根本性变化，这本身就是对碳减排的最大贡献。未来，随着全国碳市场覆盖范围的逐步扩大，不同行业将更深入参与碳排放管理，电力市场与碳市场协同在国内的影响也将日益增强。”刘敦楠指出。
比如，工业领域是碳排放的关键来源，其能源转型的总体路径是通过电力系统的绿色化，驱动终端用能电气化，从而解决大部分排放问题。
但当来到钢铁、水泥、化工行业时，意味着减排步入深水区。据了解，上述三大行业贡献了约2/3的工业碳排放，但其深度减排面临严峻挑战。
“在这些行业，并非所有环节都能通过电气化解决：它们不仅涉及能源替代，还涉及工艺排放和原料转型。”李婷介绍，氢、氨、醇及生物天然气等第二代绿色能源载体，兼具燃料与原料属性，有望推动工业生产的过程减排。即便如此，水泥行业仍有10%—20%的碳排放难以消除，针对这部分排放，还需搭配使用CCUS（碳捕集、利用与封存）技术。
“目前，绿色能源、绿色燃料、CCUS的成本相较于电力都高得多，溢价达30%—140%。这需要大规模资金投入。据初步估算，其资金需求可能是第一代清洁能源投资的十倍甚至百倍。这些替代方案的成本若无法降至可接受水平，重工业领域将难以实现大规模转型。”李婷说。
据了解，可再生能源与电池储能之所以能够实现爆发式增长，关键在于实现了平价——风电、光伏成本已下降超80%，储能也已跨过经济性门槛。
近年来兴起的“转型金融”，正旨在为重工业、煤电及基础设施等“难减排”行业提供金融支持，帮助其实现绿色转型。
在国内市场之外，“电碳协同”的另一层含义在于推动国内电力体系与国际碳规则衔接。
当前，我国作为全球新能源装机与发电规模最大的国家，新能源发展潜力仍将持续释放，而欧盟等正通过碳边境调节机制、电池法案等构建绿色贸易壁垒。
“因此，我们需在国内电力交易中明确核定碳减排量与绿电消纳量，并利用区块链+碳中和技术，实现全流程可追溯、可验证，为我国出口产品在国际贸易中争取碳税抵扣提供依据，从而在国际规则制定中赢得主动权，降低我国企业跨境贸易成本。”刘敦楠强调。
