王成仁　景春梅　劉夢

構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)是有效提升風(fēng)光等清潔能源比重、實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰碳中和目標(biāo)的必要途徑。新型電力系統(tǒng)要實(shí)現(xiàn)電力電量結(jié)構(gòu)、電網(wǎng)架構(gòu)、電網(wǎng)運(yùn)行機(jī)制的根本性轉(zhuǎn)變，亟需統(tǒng)籌推進(jìn)電力體制改革，建立適應(yīng)大規(guī)模、高比例新能源電力發(fā)展的體制機(jī)制。

一、新型電力系統(tǒng)要實(shí)現(xiàn)三大轉(zhuǎn)變

（一）電力電量結(jié)構(gòu)由“煤電為主”向“新能源電力為主”轉(zhuǎn)變

以新能源為主體要實(shí)現(xiàn)新能源電力裝機(jī)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(jī)總?cè)萘窟_(dá)到22億千瓦，發(fā)電量7.62萬億千瓦時。其中，風(fēng)、光合計(jì)裝機(jī)5.3億千瓦，發(fā)電量合計(jì)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(jié)構(gòu)將出現(xiàn)較大調(diào)整。煤電占比將穩(wěn)步降低，“十四五”時期煤電裝機(jī)預(yù)計(jì)達(dá)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(xiàng)目。風(fēng)電、光伏裝機(jī)將顯著提升，到2030年將達(dá)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(jié)構(gòu)看，2030年電力總裝機(jī)預(yù)計(jì)約33億千瓦，風(fēng)光等裝機(jī)基本與煤電持平，二者合計(jì)占74%。電量結(jié)構(gòu)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(xiàn)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(wǎng)架構(gòu)由“集中式、長距離骨干網(wǎng)為主”向“骨干網(wǎng)+源網(wǎng)荷一體化配電網(wǎng)并重”轉(zhuǎn)變

目前電網(wǎng)架構(gòu)通過特高壓方式將三北地區(qū)新能源電力向東部負(fù)荷地區(qū)輸送。隨著新能源并網(wǎng)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(shè)空間，既不經(jīng)濟(jì)也不現(xiàn)實(shí)。按2030年風(fēng)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(jì)算，約1.2萬億千瓦時電量需要外送，約需架設(shè)30條特高壓線路，即便不考慮電磁環(huán)網(wǎng)影響，全年滿功率運(yùn)行，也很難實(shí)現(xiàn)。

新型電力系統(tǒng)應(yīng)以配電網(wǎng)為主戰(zhàn)場。配電網(wǎng)接近消費(fèi)端，通過發(fā)展源網(wǎng)荷儲一體化配電網(wǎng)絡(luò)，運(yùn)用人工智能、物聯(lián)網(wǎng)等新一代信息技術(shù)，可以優(yōu)化調(diào)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(wǎng)，可就近消納部分電力。在東部負(fù)荷地區(qū)發(fā)展微電網(wǎng)、智慧能源等，既可提高電力自洽自治能力，又能為主電網(wǎng)提供支撐，最大限度消納新能源。

（三）電網(wǎng)運(yùn)行機(jī)制由“電網(wǎng)調(diào)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(zhuǎn)變

傳統(tǒng)電力系統(tǒng)運(yùn)行模式是“源隨荷動”，通過調(diào)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(cè)增加了大量不可控的新能源電力，用戶側(cè)也會因電動汽車、可中斷負(fù)荷等規(guī)模擴(kuò)大而增加預(yù)測難度，且配電端將集聚大量分布式電源、微電網(wǎng)、虛擬電廠等主體，不再是單純的用電負(fù)荷。建立在可控電源、可預(yù)測負(fù)荷基礎(chǔ)上的傳統(tǒng)電網(wǎng)運(yùn)行機(jī)制將無法適應(yīng)新型電力系統(tǒng)運(yùn)行需求，亟需建立適應(yīng)多主體參與、源荷互動、用戶側(cè)發(fā)揮更大作用的調(diào)度運(yùn)行機(jī)制，確保系統(tǒng)穩(wěn)定。

二、構(gòu)建新型電力系統(tǒng)面臨的體制機(jī)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(jì)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(zhì)。二是電價“雙軌制”不利于形成現(xiàn)貨市場價格。在電力現(xiàn)貨市場試點(diǎn)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(wǎng)電價和目錄電價，其余電量按市場價格進(jìn)行結(jié)算，導(dǎo)致市場化發(fā)用電量總量不匹配，出現(xiàn)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(jìn)入電力市場沒有制度性安排，受電地區(qū)嚴(yán)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(shí)現(xiàn)。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(diǎn)，允許“隔墻售電”。但實(shí)際操作中，電源企業(yè)需提供由電網(wǎng)企業(yè)出具的支撐材料，且過網(wǎng)費(fèi)難以確定，市場交易舉步維艱。

（二）增量配網(wǎng)改革面臨電網(wǎng)資產(chǎn)處置和價格倒掛難題

在增量配網(wǎng)試點(diǎn)中，電網(wǎng)企業(yè)對處置存量配網(wǎng)資產(chǎn)積極性不高。部分試點(diǎn)項(xiàng)目接入電網(wǎng)的機(jī)制和流程不明確，電網(wǎng)企業(yè)未能及時提供并網(wǎng)服務(wù)，導(dǎo)致項(xiàng)目停滯或難以開展供電業(yè)務(wù)。價格方面，配電網(wǎng)直接服務(wù)于工商業(yè)和居民用戶，電壓等級越低、成本越高，理應(yīng)獲得較高配電價格。但在現(xiàn)有輸配電價體系中，配電價格參照輸電電價確定，導(dǎo)致配電網(wǎng)接入公網(wǎng)電壓等級越低，配電價格也就越低，投資就越難收回。

（三）電網(wǎng)企業(yè)仍保留售電功能制約售電側(cè)改革效果

中發(fā)9號文件明確規(guī)定，“改變電網(wǎng)企業(yè)集電力輸送、電力統(tǒng)購統(tǒng)銷、調(diào)度交易為一體的狀況，電網(wǎng)企業(yè)不再以上網(wǎng)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(wǎng)費(fèi)”，旨在推動電網(wǎng)企業(yè)逐步退出售電業(yè)務(wù)，提升售電側(cè)市場化水平。但改革不徹底的表現(xiàn)是允許電網(wǎng)企業(yè)成立售電公司。電網(wǎng)企業(yè)不退出售電側(cè)，在電力交易中既是“運(yùn)動員”，又是“裁判員”，加之擁有交易和調(diào)度控制權(quán)，掌握大量用戶資源，售電側(cè)多元競爭難以實(shí)現(xiàn)，改革難有實(shí)質(zhì)進(jìn)展。

（四）電力輔助服務(wù)機(jī)制不適應(yīng)新型電力系統(tǒng)需要

現(xiàn)行輔助服務(wù)機(jī)制是2002年廠網(wǎng)分開后，在沒有電力現(xiàn)貨市場、電量計(jì)劃分配、計(jì)劃調(diào)度的背景下開始實(shí)施的。假定上網(wǎng)電價包含一定比例輔助服務(wù)成本，由發(fā)電側(cè)分?jǐn)?。機(jī)制設(shè)計(jì)基于火、水等可控電源為主的結(jié)構(gòu)。新型電力系統(tǒng)下，現(xiàn)行機(jī)制的前提假設(shè)和實(shí)施基礎(chǔ)均發(fā)生根本性變化。風(fēng)、光等不可控電源快速增加，對容量備用、調(diào)頻等輔助服務(wù)需求巨大。煤電將更多以調(diào)峰、調(diào)頻、備用等方式存在，亟需通過輔助服務(wù)機(jī)制來彌補(bǔ)收益缺口?，F(xiàn)行機(jī)制滿足不了這些需求。

（五）交易機(jī)構(gòu)仍未完全獨(dú)立