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构建以新能源为主体的新型电力系统是有效提升风光等清洁能源比重、实现碳达峰碳中和目标的必要途径。新型电力系统要实现电力电量结构、电网架构、电网运行机制的根本性转变，亟需统筹推进电力体制改革，建立适应大规模、高比例新能源电力发展的体制机制。
一、新型电力系统要实现三大转变
（一）电力电量结构由“煤电为主”向“新能源电力为主”转变
以新能源为主体要实现新能源电力装机和发电量均成为主体，即占比最高。截至2020 年底，我国发电装机总容量达到22亿千瓦，发电量7.62万亿千瓦时。其中，风、光合计装机5.3亿千瓦，发电量合计0.73亿千瓦时，占比分别为24.1%和9.5%。未来，我国电力电量结构将出现较大调整。煤电占比将稳步降低，“十四五”时期煤电装机预计达到12.5亿千瓦，较“十三五”时期增加1.7亿千瓦，主要是建成已批项目。风电、光伏装机将显著提升，到2030年将达到12亿千瓦以上，年发电量2.5万亿千瓦时以上。
从电力结构看，2030年电力总装机预计约33亿千瓦，风光等装机基本与煤电持平，二者合计占74%。电量结构上，水电占比约在20%，核电、气电约占10%，煤电和新能源电量共占70%左右。若体现电量为主体，那么新能源电量占比至少在35%以上，煤电占比要从目前的60.8%降至35%以下。
（二）电网架构由“集中式、长距离骨干网为主”向“骨干网+源网荷一体化配电网并重”转变
目前电网架构通过特高压方式将三北地区新能源电力向东部负荷地区输送。随着新能源并网比例提高，若仅通过集中式、长距离方式输送，需要投入大量成本解决新能源间歇性、波动性问题。同时，输送如此大规模的新能源电量，骨干通道投资规模庞大，且没有架设空间，既不经济也不现实。按2030年风光电量2.5万亿千瓦时、60%分布在三北地区、80%电量外送计算，约1.2万亿千瓦时电量需要外送，约需架设30条特高压线路，即便不考虑电磁环网影响，全年满功率运行，也很难实现。
新型电力系统应以配电网为主战场。配电网接近消费端，通过发展源网荷储一体化配电网络，运用人工智能、物联网等新一代信息技术，可以优化调度，有效熨平新能源电力波动。在三北地区发展有源配电网，可就近消纳部分电力。在东部负荷地区发展微电网、智慧能源等，既可提高电力自洽自治能力，又能为主电网提供支撑，最大限度消纳新能源。
（三）电网运行机制由“电网调度可控电源保稳定”向“多市场主体深度参与电力电量平衡”转变
传统电力系统运行模式是“源随荷动”，通过调度火电、水电等可控电源来满足用电需求。在新型电力系统下，发电侧增加了大量不可控的新能源电力，用户侧也会因电动汽车、可中断负荷等规模扩大而增加预测难度，且配电端将集聚大量分布式电源、微电网、虚拟电厂等主体，不再是单纯的用电负荷。建立在可控电源、可预测负荷基础上的传统电网运行機制将无法适应新型电力系统运行需求，亟需建立适应多主体参与、源荷互动、用户侧发挥更大作用的调度运行机制，确保系统稳定。
二、构建新型电力系统面临的体制机制障碍
（一）尚未形成竞争性的电力市场体系
一是我国电力市场以中长期交易为主，竞争性不足。虽然发用电计划有序放开，但大用户直购电一般由地方政府确定，具有定向优惠的性质。二是电价“双轨制”不利于形成现货市场价格。在电力现货市场试点过程中，未参与市场的优先发电和优先购电电量仍执行原上网电价和目录电价，其余电量按市场价格进行结算，导致市场化发用电量总量不匹配，出现大量不平衡资金，制约市场化价格形成。三是区域电力市场省间壁垒问题突出。西电东送省份电力进入电力市场没有制度性安排，受电地区严格控制省外购电量，阻碍电力资源在区域间优化配置。四是分布式电源参与电力交易难实现。国家已出台政策开展分布式电源参与电力市场化交易试点，允许“隔墙售电”。但实际操作中，电源企业需提供由电网企业出具的支撑材料，且过网费难以确定，市场交易举步维艰。
（二）增量配网改革面临电网资产处置和价格倒挂难题
在增量配网试点中，电网企业对处置存量配网资产积极性不高。部分试点项目接入电网的机制和流程不明确，电网企业未能及时提供并网服务，导致项目停滞或难以开展供电业务。价格方面，配电网直接服务于工商业和居民用户，电压等级越低、成本越高，理应获得较高配电价格。但在现有输配电价体系中，配电价格参照输电电价确定，导致配电网接入公网电压等级越低，配电价格也就越低，投资就越难收回。
（三）电网企业仍保留售电功能制约售电侧改革效果
中发9号文件明确规定，“改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易为一体的状况，电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源，按照政府核定的输配电价收取过网费”，旨在推动电网企业逐步退出售电业务，提升售电侧市场化水平。但改革不彻底的表现是允许电网企业成立售电公司。电网企业不退出售电侧，在电力交易中既是“运动员”，又是“裁判员”，加之拥有交易和调度控制权，掌握大量用户资源，售电侧多元竞争难以实现，改革难有实质进展。
（四）电力辅助服务机制不适应新型电力系统需要
现行辅助服务机制是2002年厂网分开后，在没有电力现货市场、电量计划分配、计划调度的背景下开始实施的。假定上网电价包含一定比例辅助服务成本，由发电侧分摊。机制设计基于火、水等可控电源为主的结构。新型电力系统下，现行机制的前提假设和实施基础均发生根本性变化。风、光等不可控电源快速增加，对容量备用、调频等辅助服务需求巨大。煤电将更多以调峰、调频、备用等方式存在，亟需通过辅助服务机制来弥补收益缺口。现行机制满足不了这些需求。
（五）交易机构仍未完全独立 目前，多数电力交易中心由电网控股，持股比例较高。2020年2月，国家印发《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》，要求2020年底电网企业持股比例要降至 50%以下，但股权调整需要过程。同时，电力交易受制于电网调度，难以真正市场化。与国际通行的调度独立不同，我国电网调度功能仍保留在电网企业内部，交易机构达成交易前或交易指令执行前须提交调度中心进行校核，往往因通道、电网安全等因素而无法达成交易或落地交易指令。
三、有关建议
（一）完善多主体参与的电力市场体系
提升中长期交易市场化程度，减少政府干预。健全电力现货市场，鼓励新能源发电和用户带曲线报价、报需求，通过市场解决消纳问题。优化现货交易品种和机制设计，大力发展日前交易。支持分布式电源、自备电厂、储能电站、虚拟电厂、微电网等参与现货交易，落地“隔墙售电”。健全区域电力市场，促进新能源电力跨省区交易和电力余缺互济。
（二）加快推進源网荷储一体化配电网改革
放开试点项目电网存量资产，以混合所有制方式吸引社会资本，落实电网公平接入和保底供电责任。改变配电价格成本倒挂现状，推动各地尽快制定配电价格审定办法。推动存量配电网改革，在功能定位、价格机制等方面与输电相区别。试点配电特许经营制度，在配电侧形成多元主体自由参与电力交易的平台。
（三）建立市场化的电力辅助服务机制
在“计划调度、中长期交易为主”背景下，差异化推进辅助服务机制建设。一是建立新能源电力、配电侧、用户侧、电网端共同分摊辅助服务费用机制，用市场化方式引导各类主体增加储能等调峰设施投资。二是提高现货试点地区辅助服务市场化程度。探索不将深度调峰作为辅助服务交易内容，以价格机制促进供需电力平衡。探索建立电量、调频、备用等联合出清机制。三是非现货试点地区完善现行机制。扩大机制覆盖机组范围和类别，探索纳入外来电，降低省间壁垒。
（四）构建电力交易主导调度的机制
尽快落地电网企业持股比例降低政策，逐步推动电网企业退出交易机构。落实有关法律法规对调度独立的规定，进一步明确电网调度权由电力行政主管部门行使，调度机构由主管部门直接领导，改变电网调度异化为电网企业调度的做法。逐步确立电力交易主导电网调度的机制，推动电网无歧视开放、退出售电功能，确保交易调度公平公正公开。
（五）健全成本有效疏导的电价机制
新型电力系统建设需要大量投资，应建立成本有效疏导的价格机制，引导工商业和居民用户主动增加新能源电力消费。健全现货市场价格体系，支持新型储能参与现货市场交易。完善峰谷电价政策，拉大峰谷价差。引导用户调整用电习惯，主动参与削峰填谷。探索将部分辅助服务费用向用户侧疏导。
（作者单位：中国国际经济交流中心）
一、新型电力系统要实现三大转变
（一）电力电量结构由“煤电为主”向“新能源电力为主”转变
以新能源为主体要实现新能源电力装机和发电量均成为主体，即占比最高。截至2020 年底，我国发电装机总容量达到22亿千瓦，发电量7.62万亿千瓦时。其中，风、光合计装机5.3亿千瓦，发电量合计0.73亿千瓦时，占比分别为24.1%和9.5%。未来，我国电力电量结构将出现较大调整。煤电占比将稳步降低，“十四五”时期煤电装机预计达到12.5亿千瓦，较“十三五”时期增加1.7亿千瓦，主要是建成已批项目。风电、光伏装机将显著提升，到2030年将达到12亿千瓦以上，年发电量2.5万亿千瓦时以上。
从电力结构看，2030年电力总装机预计约33亿千瓦，风光等装机基本与煤电持平，二者合计占74%。电量结构上，水电占比约在20%，核电、气电约占10%，煤电和新能源电量共占70%左右。若体现电量为主体，那么新能源电量占比至少在35%以上，煤电占比要从目前的60.8%降至35%以下。
（二）电网架构由“集中式、长距离骨干网为主”向“骨干网+源网荷一体化配电网并重”转变
目前电网架构通过特高压方式将三北地区新能源电力向东部负荷地区输送。随着新能源并网比例提高，若仅通过集中式、长距离方式输送，需要投入大量成本解决新能源间歇性、波动性问题。同时，输送如此大规模的新能源电量，骨干通道投资规模庞大，且没有架设空间，既不经济也不现实。按2030年风光电量2.5万亿千瓦时、60%分布在三北地区、80%电量外送计算，约1.2万亿千瓦时电量需要外送，约需架设30条特高压线路，即便不考虑电磁环网影响，全年满功率运行，也很难实现。
新型电力系统应以配电网为主战场。配电网接近消费端，通过发展源网荷储一体化配电网络，运用人工智能、物联网等新一代信息技术，可以优化调度，有效熨平新能源电力波动。在三北地区发展有源配电网，可就近消纳部分电力。在东部负荷地区发展微电网、智慧能源等，既可提高电力自洽自治能力，又能为主电网提供支撑，最大限度消纳新能源。
（三）电网运行机制由“电网调度可控电源保稳定”向“多市场主体深度参与电力电量平衡”转变
传统电力系统运行模式是“源随荷动”，通过调度火电、水电等可控电源来满足用电需求。在新型电力系统下，发电侧增加了大量不可控的新能源电力，用户侧也会因电动汽车、可中断负荷等规模扩大而增加预测难度，且配电端将集聚大量分布式电源、微电网、虚拟电厂等主体，不再是单纯的用电负荷。建立在可控电源、可预测负荷基础上的传统电网运行機制将无法适应新型电力系统运行需求，亟需建立适应多主体参与、源荷互动、用户侧发挥更大作用的调度运行机制，确保系统稳定。
二、构建新型电力系统面临的体制机制障碍
（一）尚未形成竞争性的电力市场体系
一是我国电力市场以中长期交易为主，竞争性不足。虽然发用电计划有序放开，但大用户直购电一般由地方政府确定，具有定向优惠的性质。二是电价“双轨制”不利于形成现货市场价格。在电力现货市场试点过程中，未参与市场的优先发电和优先购电电量仍执行原上网电价和目录电价，其余电量按市场价格进行结算，导致市场化发用电量总量不匹配，出现大量不平衡资金，制约市场化价格形成。三是区域电力市场省间壁垒问题突出。西电东送省份电力进入电力市场没有制度性安排，受电地区严格控制省外购电量，阻碍电力资源在区域间优化配置。四是分布式电源参与电力交易难实现。国家已出台政策开展分布式电源参与电力市场化交易试点，允许“隔墙售电”。但实际操作中，电源企业需提供由电网企业出具的支撑材料，且过网费难以确定，市场交易举步维艰。
（二）增量配网改革面临电网资产处置和价格倒挂难题
在增量配网试点中，电网企业对处置存量配网资产积极性不高。部分试点项目接入电网的机制和流程不明确，电网企业未能及时提供并网服务，导致项目停滞或难以开展供电业务。价格方面，配电网直接服务于工商业和居民用户，电压等级越低、成本越高，理应获得较高配电价格。但在现有输配电价体系中，配电价格参照输电电价确定，导致配电网接入公网电压等级越低，配电价格也就越低，投资就越难收回。
（三）电网企业仍保留售电功能制约售电侧改革效果
中发9号文件明确规定，“改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易为一体的状况，电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源，按照政府核定的输配电价收取过网费”，旨在推动电网企业逐步退出售电业务，提升售电侧市场化水平。但改革不彻底的表现是允许电网企业成立售电公司。电网企业不退出售电侧，在电力交易中既是“运动员”，又是“裁判员”，加之拥有交易和调度控制权，掌握大量用户资源，售电侧多元竞争难以实现，改革难有实质进展。
（四）电力辅助服务机制不适应新型电力系统需要
现行辅助服务机制是2002年厂网分开后，在没有电力现货市场、电量计划分配、计划调度的背景下开始实施的。假定上网电价包含一定比例辅助服务成本，由发电侧分摊。机制设计基于火、水等可控电源为主的结构。新型电力系统下，现行机制的前提假设和实施基础均发生根本性变化。风、光等不可控电源快速增加，对容量备用、调频等辅助服务需求巨大。煤电将更多以调峰、调频、备用等方式存在，亟需通过辅助服务机制来弥补收益缺口。现行机制满足不了这些需求。
（五）交易机构仍未完全独立 目前，多数电力交易中心由电网控股，持股比例较高。2020年2月，国家印发《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》，要求2020年底电网企业持股比例要降至 50%以下，但股权调整需要过程。同时，电力交易受制于电网调度，难以真正市场化。与国际通行的调度独立不同，我国电网调度功能仍保留在电网企业内部，交易机构达成交易前或交易指令执行前须提交调度中心进行校核，往往因通道、电网安全等因素而无法达成交易或落地交易指令。
三、有关建议
（一）完善多主体参与的电力市场体系
提升中长期交易市场化程度，减少政府干预。健全电力现货市场，鼓励新能源发电和用户带曲线报价、报需求，通过市场解决消纳问题。优化现货交易品种和机制设计，大力发展日前交易。支持分布式电源、自备电厂、储能电站、虚拟电厂、微电网等参与现货交易，落地“隔墙售电”。健全区域电力市场，促进新能源电力跨省区交易和电力余缺互济。
（二）加快推進源网荷储一体化配电网改革
放开试点项目电网存量资产，以混合所有制方式吸引社会资本，落实电网公平接入和保底供电责任。改变配电价格成本倒挂现状，推动各地尽快制定配电价格审定办法。推动存量配电网改革，在功能定位、价格机制等方面与输电相区别。试点配电特许经营制度，在配电侧形成多元主体自由参与电力交易的平台。
（三）建立市场化的电力辅助服务机制
在“计划调度、中长期交易为主”背景下，差异化推进辅助服务机制建设。一是建立新能源电力、配电侧、用户侧、电网端共同分摊辅助服务费用机制，用市场化方式引导各类主体增加储能等调峰设施投资。二是提高现货试点地区辅助服务市场化程度。探索不将深度调峰作为辅助服务交易内容，以价格机制促进供需电力平衡。探索建立电量、调频、备用等联合出清机制。三是非现货试点地区完善现行机制。扩大机制覆盖机组范围和类别，探索纳入外来电，降低省间壁垒。
（四）构建电力交易主导调度的机制
尽快落地电网企业持股比例降低政策，逐步推动电网企业退出交易机构。落实有关法律法规对调度独立的规定，进一步明确电网调度权由电力行政主管部门行使，调度机构由主管部门直接领导，改变电网调度异化为电网企业调度的做法。逐步确立电力交易主导电网调度的机制，推动电网无歧视开放、退出售电功能，确保交易调度公平公正公开。
（五）健全成本有效疏导的电价机制
新型电力系统建设需要大量投资，应建立成本有效疏导的价格机制，引导工商业和居民用户主动增加新能源电力消费。健全现货市场价格体系，支持新型储能参与现货市场交易。完善峰谷电价政策，拉大峰谷价差。引导用户调整用电习惯，主动参与削峰填谷。探索将部分辅助服务费用向用户侧疏导。
（作者单位：中国国际经济交流中心）