構建新型電力系統亟需突破體制機制障礙

王成仁　景春梅　劉夢

構建以新能源為主體的新型電力系統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，亟需統籌推進電力體制改革，建立適應大規模、高比例新能源電力發展的體制機制。

一、新型電力系統要實現三大轉變

（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電量均成為主體，即占比最高。截至2020 年底，我國發電裝機總容量達到22億千瓦，發電量7.62萬億千瓦時。其中，風、光合計裝機5.3億千瓦，發電量合計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新能源電力向東部負荷地區輸送。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，輸送如此大規模的新能源電量，骨干通道投資規模龐大，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、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，即便不考慮電磁環網影響，全年滿功率運行，也很難實現。

新型電力系統應以配電網為主戰場。配電網接近消費端，通過發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，可以優化調度，有效熨平新能源電力波動。在三北地區發展有源配電網，可就近消納部分電力。在東部負荷地區發展微電網、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定”向“多市場主體深度參與電力電量平衡”轉變

傳統電力系統運行模式是“源隨荷動”，通過調度火電、水電等可控電源來滿足用電需求。在新型電力系統下，發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電網運行機制將無法適應新型電力系統運行需求，亟需建立適應多主體參與、源荷互動、用戶側發揮更大作用的調度運行機制，確保系統穩定。

二、構建新型電力系統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，未參與市場的優先發電和優先購電電量仍執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，受電地區嚴格控制省外購電量，阻礙電力資源在區域間優化配置。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，電源企業需提供由電網企業出具的支撐材料，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，電網企業未能及時提供并網服務，導致項目停滯或難以開展供電業務。價格方面，配電網直接服務于工商業和居民用戶，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）電網企業仍保留售電功能制約售電側改革效果

中發9號文件明確規定，“改變電網企業集電力輸送、電力統購統銷、調度交易為一體的狀況，電網企業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”，旨在推動電網企業逐步退出售電業務，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成立售電公司。電網企業不退出售電側，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。新型電力系統下，現行機制的前提假設和實施基礎均發生根本性變化。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