王成仁　景春梅　劉夢

構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)是有效提升風光等清潔能源比重、實現碳達峰碳中和目標的必要途徑。新型電力系統(tǒng)要實現電力電量結構、電網架構、電網運行機制的根本性轉變，亟需統(tǒng)籌推進電力體制改革，建立適應大規(guī)模、高比例新能源電力發(fā)展的體制機制。

一、新型電力系統(tǒng)要實現三大轉變

（一）電力電量結構由“煤電為主”向“新能源電力為主”轉變

以新能源為主體要實現新能源電力裝機和發(fā)電量均成為主體，即占比最高。截至2020 年底，我國發(fā)電裝機總容量達到22億千瓦，發(fā)電量7.62萬億千瓦時。其中，風、光合計裝機5.3億千瓦，發(fā)電量合計0.73億千瓦時，占比分別為24.1%和9.5%。未來，我國電力電量結構將出現較大調整。煤電占比將穩(wěn)步降低，“十四五”時期煤電裝機預計達到12.5億千瓦，較“十三五”時期增加1.7億千瓦，主要是建成已批項目。風電、光伏裝機將顯著提升，到2030年將達到12億千瓦以上，年發(fā)電量2.5萬億千瓦時以上。

從電力結構看，2030年電力總裝機預計約33億千瓦，風光等裝機基本與煤電持平，二者合計占74%。電量結構上，水電占比約在20%，核電、氣電約占10%，煤電和新能源電量共占70%左右。若體現電量為主體，那么新能源電量占比至少在35%以上，煤電占比要從目前的60.8%降至35%以下。

（二）電網架構由“集中式、長距離骨干網為主”向“骨干網+源網荷一體化配電網并重”轉變

目前電網架構通過特高壓方式將三北地區(qū)新能源電力向東部負荷地區(qū)輸送。隨著新能源并網比例提高，若僅通過集中式、長距離方式輸送，需要投入大量成本解決新能源間歇性、波動性問題。同時，輸送如此大規(guī)模的新能源電量，骨干通道投資規(guī)模龐大，且沒有架設空間，既不經濟也不現實。按2030年風光電量2.5萬億千瓦時、60%分布在三北地區(qū)、80%電量外送計算，約1.2萬億千瓦時電量需要外送，約需架設30條特高壓線路，即便不考慮電磁環(huán)網影響，全年滿功率運行，也很難實現。

新型電力系統(tǒng)應以配電網為主戰(zhàn)場。配電網接近消費端，通過發(fā)展源網荷儲一體化配電網絡，運用人工智能、物聯網等新一代信息技術，可以優(yōu)化調度，有效熨平新能源電力波動。在三北地區(qū)發(fā)展有源配電網，可就近消納部分電力。在東部負荷地區(qū)發(fā)展微電網、智慧能源等，既可提高電力自洽自治能力，又能為主電網提供支撐，最大限度消納新能源。

（三）電網運行機制由“電網調度可控電源保穩(wěn)定”向“多市場主體深度參與電力電量平衡”轉變

傳統(tǒng)電力系統(tǒng)運行模式是“源隨荷動”，通過調度火電、水電等可控電源來滿足用電需求。在新型電力系統(tǒng)下，發(fā)電側增加了大量不可控的新能源電力，用戶側也會因電動汽車、可中斷負荷等規(guī)模擴大而增加預測難度，且配電端將集聚大量分布式電源、微電網、虛擬電廠等主體，不再是單純的用電負荷。建立在可控電源、可預測負荷基礎上的傳統(tǒng)電網運行機制將無法適應新型電力系統(tǒng)運行需求，亟需建立適應多主體參與、源荷互動、用戶側發(fā)揮更大作用的調度運行機制，確保系統(tǒng)穩(wěn)定。

二、構建新型電力系統(tǒng)面臨的體制機制障礙

（一）尚未形成競爭性的電力市場體系

一是我國電力市場以中長期交易為主，競爭性不足。雖然發(fā)用電計劃有序放開，但大用戶直購電一般由地方政府確定，具有定向優(yōu)惠的性質。二是電價“雙軌制”不利于形成現貨市場價格。在電力現貨市場試點過程中，未參與市場的優(yōu)先發(fā)電和優(yōu)先購電電量仍執(zhí)行原上網電價和目錄電價，其余電量按市場價格進行結算，導致市場化發(fā)用電量總量不匹配，出現大量不平衡資金，制約市場化價格形成。三是區(qū)域電力市場省間壁壘問題突出。西電東送省份電力進入電力市場沒有制度性安排，受電地區(qū)嚴格控制省外購電量，阻礙電力資源在區(qū)域間優(yōu)化配置。四是分布式電源參與電力交易難實現。國家已出臺政策開展分布式電源參與電力市場化交易試點，允許“隔墻售電”。但實際操作中，電源企業(yè)需提供由電網企業(yè)出具的支撐材料，且過網費難以確定，市場交易舉步維艱。

（二）增量配網改革面臨電網資產處置和價格倒掛難題

在增量配網試點中，電網企業(yè)對處置存量配網資產積極性不高。部分試點項目接入電網的機制和流程不明確，電網企業(yè)未能及時提供并網服務，導致項目停滯或難以開展供電業(yè)務。價格方面，配電網直接服務于工商業(yè)和居民用戶，電壓等級越低、成本越高，理應獲得較高配電價格。但在現有輸配電價體系中，配電價格參照輸電電價確定，導致配電網接入公網電壓等級越低，配電價格也就越低，投資就越難收回。

（三）電網企業(yè)仍保留售電功能制約售電側改革效果

中發(fā)9號文件明確規(guī)定，“改變電網企業(yè)集電力輸送、電力統(tǒng)購統(tǒng)銷、調度交易為一體的狀況，電網企業(yè)不再以上網電價和銷售電價價差作為收入來源，按照政府核定的輸配電價收取過網費”，旨在推動電網企業(yè)逐步退出售電業(yè)務，提升售電側市場化水平。但改革不徹底的表現是允許電網企業(yè)成立售電公司。電網企業(yè)不退出售電側，在電力交易中既是“運動員”，又是“裁判員”，加之擁有交易和調度控制權，掌握大量用戶資源，售電側多元競爭難以實現，改革難有實質進展。

（四）電力輔助服務機制不適應新型電力系統(tǒng)需要

現行輔助服務機制是2002年廠網分開后，在沒有電力現貨市場、電量計劃分配、計劃調度的背景下開始實施的。假定上網電價包含一定比例輔助服務成本，由發(fā)電側分攤。機制設計基于火、水等可控電源為主的結構。新型電力系統(tǒng)下，現行機制的前提假設和實施基礎均發(fā)生根本性變化。風、光等不可控電源快速增加，對容量備用、調頻等輔助服務需求巨大。煤電將更多以調峰、調頻、備用等方式存在，亟需通過輔助服務機制來彌補收益缺口。現行機制滿足不了這些需求。

（五）交易機構仍未完全獨立