許漢超 劉琳 李鼎林 陳福明 楊溢 馬允瑩 廣東電網有限責任公司

叢野 華北電力大學

1引言

2021年3月，習近平總書記在中央財經委員會第九次會議上提出構建以新能源為主體的新型電力系統，確立了新型電力系統在實現“碳達峰、碳中和”目標中的基礎地位，為能源電力發展提供了根本指引。但由于新能源電源出力具有隨機性、間歇性、波動性等特性，大規模接入將對我國電力系統的安全、穩定運行產生較大影響，可能會造成電網投資、運維成本加大，電網運行效率、市場運作效率下降，新能源消納動力不足等問題，而深化能源體制機制改革，優化電力市場交易機制和電價機制成為促進新型電力系統建設的重要手段之一。

輸配電價作為我國電價體系的重要組成部分，能夠與電力市場價格形成機制相互作用，共同影響電網運行、投資效率和電力市場運行效率，合理調節各方利益、促進電網高質量發展，助推新型電力系統和“雙碳”目標等戰略目標的實現。為此，本文立足于我國當前國情和未來電價改革趨勢，科學分析新型電力系統對價格機制的內涵影響，提出我國輸配電價改革發展的方向，促進新型電力系統建設背景下輸配電成本的公平分攤，提高源網運行效率、投資效率，促進新能源有效消納，以解決新能源大規模接入的情景下電力系統所面臨的問題，為我國新型電力系統建設和“雙碳”目標的平穩實現提供參考。

2新型電力系統的內涵特征分析

新型電力系統建設是我國實現能源轉低碳型的重要手段，中共中央、國務院相繼發布了一系列文件，提出在“十四五”期間加快建設新型電力系統，推動清潔電力資源大范圍優化配置，并且國家發改委等相關部委、廣東省以及國家電網公司、南方電網公司、發電集團都根據文件要求，制定了有關配套文件和行動方案。由于我國目前對于新型電力系統并沒有明確的官方定義，通過梳理相關專家及南方電網新型電力系統建設行動方案對新型電力系統的敘述等可知，新型電力系統具備“綠色高效、柔性開放、數字賦能”三大顯著特征，主要表現為：

(1)發電側

新能源裝機和發電量大幅增長，逐步成為主力電源，燃煤發電等傳統電源作為系統調節資源的需求凸顯。在推進實現“雙碳”目標過程中，風電、光伏等新能源發電裝機和發電量占比將大比例提升，逐步成為基礎保障性電源，而燃煤等傳統電源將逐步向系統調節型電源轉變。

新能源發電資源與電力需求分布呈逆向趨勢，新能源電源將以集中式和分布式并存的方式進行多元布局。我國風、光資源豐富，但多數分布在西部，與我國電力需求呈逆向分布，能源流向將保持自西向東、自北向南的方向。由于新能源發電特性較復雜，隨著新型電力系統深入建設，未來新能源將呈現西北、華北、東北地區大規模風光基地，東部沿海地區海上風電基地，以及數量可觀、就近消納的分布式電源等大中小容量并存，集中式和分布式布局并存，在網離網運營并存的狀態。

新能源出力特性對電網運行調度產生較大的影響，電力系統備用容量需要大幅度增加，智能化、數字化投資需求將顯著提高。由于新能源主要依靠風力、光照等自然條件發電，出力時段和出力大小具有較強的不確定性且不可控制，導致其出力具有一定的隨機性、間歇性以及波動性，使得新能源的等效容量低于傳統能源。因而，一方面在同等有效容量需求下，輸配電網容量投資、儲能等配套設備需要大幅增加;另一方面，新能源電源發電的間歇性、波動性特征使得系統面臨的不確定性增加，為了保障電力系統安全可靠運行，對電網的智能化、數字化提出了更高的要求。

(2)負荷側

終端用電的最大負荷和用電量將穩步提高。隨著國民經濟的高質量發展，社會經濟對電能的需求將日益擴大。與此同時，國家正在大力推動電能替代，未來向更高水平電氣化轉型將是必然趨勢。

負荷結構將更加多元化，終端電力負荷特性將發生較大變化。“以電代煤、以電代油和以電代氣”將為電力系統引入更多不同類型電力負荷，其負荷特性與傳統的工商業和居民農業的負荷特性存在較大不同，各類負荷曲線疊加將影響總負荷特性。

負荷側雙向能量互動的情況將更加頻繁。隨著電動汽車等新型負荷的不斷涌現、用戶側分布式儲能的推廣應用、電力市場現貨交易機制的不斷完善，分布式儲能的接入使用戶從消費者(consumer)轉變為產消者(prosumer)，負荷不再是單一流向分布，而是參與電網側的雙向能量互動，并且包括不同時段電力維度的雙向流動。

(3)電網側

新能源發電特性將對電網潮流的時間和空間分布產生較大影響。時間分布方面，由于風電、光伏等新能源電源的發電出力很大程度上受到氣象條件等影響，導致電力系統潮流在時間上的分布會產生一定的隨機性和不確定性;空間分布方面，隨著大規模的集中式和分布式可再生能源電源的接入，系統潮流地理位置的空間分布出現較大的隨機性，分布式電源投運位置的不同，會對電網投資和運維產生或積極或消極的影響。

新型電力系統建設將顯著增加電網投資需求，為新能源發電大規模接入配套足夠的電網空間。網架結構及電網調節功能投資方面，新能源間歇、波動出力等特性將影響電力的系統穩定性和安全性，電網響應速度要求更快，運行方式安排、運行調度控制更加困難，智能調度更加重要，電網需要加大對數字電網、智能電網的投入力度。電源配套送出工程投資方面，國家要求新能源電源發展要統籌資源開發條件和電源送出通道，科學合理選取新能源布點，做好新能源與配套送出工程的統一規劃，要求電網進行大量的配套送出工程投資。輸配電系統容量投資方面，新型電力系統對電力潮流在各電壓等級之間的擾動，將在一定程度上改變輸配電網各電壓等級容量資源的利用率，加劇或者放緩遠距離送電的共用輸配電網絡容量資源在系統高峰時段的緊張程度，使得電網擴容投資的時序發生變化，最終導致輸配電系統未來容量投資的凈現值提高或者降低。

電網運維的方式發生變化，運維成本增加。隨著新型電力系統的建設和發展，電力電子裝置、大規模儲能裝置等新型電力設備將獲得廣泛應用，電網對柔性可控和安全穩定的要求越來越高，為保障電網的可靠運行，勢必會增加電網的運行和維護的成本。并且，由于新能源分布廣泛，風電、太陽能分布在偏遠地區，遠離負荷中心，電網傳輸成本將增加，集中開發西北等區域可再生能源，還將增加遠距離輸電網成本和系統損耗。

電力資源(電量資源、容量資源)將實現更大范圍的優化配置，跨省跨區輸電工程投資需求顯著提高。新型電力系統的建設需要在全國更大范圍內實現電力資源共享互濟和優化配置，提升電力系統穩定性和靈活調節能力，跨省跨區專項工程將發揮更大的作用。

3新型電力系統背景下我國輸配電價機制存在問題分析

為建立與新型電力系統特征相適應的價格體系，我國在價格體制上不斷探索、全面深化改革，取得了顯著成效。但在新型電力系統建設的新時期，我國的省級電網及跨省跨區專項工程輸電價格機制仍存在諸多問題。

(1)省級電網輸配電價機制存在的問題

新能源電源的大規模接入顯著增加了電網投資，現行省級電網輸配電價體系不利于發用主體之間輸配電成本的公平分攤。考慮到新能源電源發電具有間歇性、波動性和隨機性的特征，為容納新能源電源的大規模接入，電網企業除需進行大規模的電源配套送出工程投資外，還需要對共用輸配電網絡進行擴容投資，而這些投資與終端用戶的電力電量增長無直接關聯。在電力市場環境下，新能源電源能夠通過接入電網參與市場交易獲取發電收益，從“誰受益，誰分攤”的輸配電價定價原則出發，現行的、僅由電力用戶承付費的輸配電價體系和定價機制不利于成本的公平分攤。

輸配電價缺乏有效的時間信號和空間信號，不利于新能源電源的合理選址和發展。首先，我國現行的省級輸配電價機制未提供合理的位置信號，難以引導新能源電源在其選址和投資時序建設過程中綜合考慮其接入對自身發電收益和輸配電網投資運行成本的影響，不利于綜合提高現有輸配電容量利用率和源網規劃效率。另一方面，現行輸配電價機制未能提供合理的時間信號，難以適應我國的電力現貨市場建設和新型電力系統建設環境，與電力現貨市場價格信號協同發揮作用，在提高電網運行和投資效率的同時，促進電力用戶“削峰填谷”用電，提高可再生能源消納效率。

(2)跨省跨區專項工程輸電定價機制存在問題

可能影響可再生能源跨省區消納。我國現行的、具有“電能輸送”功能的跨省跨區專項輸電工程采取經營期法核定單一制電量電價，在全國統一電力市場建設背景下，單一制電量輸電價格將作為跨省區電力交易的“交易稅”，通過提高落地報價的方式降低可再生能源參與電力現貨交易的競爭力，在一定程度上影響可再生能源消納的效率。

可能影響跨省區專項輸電工程準許收入的回收。新型電力系統和電力現貨市場環境下，跨省跨區專項輸電工程年預測送電量的水平將顯著受到送端機組發電能力和受端市場負荷需求的影響，這將進一步加大跨省跨區輸電工程的年輸電量預測的不確定性，進而影響專項輸電工程輸電定價乃至準許收入的足額回收。

難以適應全國統一電力市場建設。隨著我國電力現貨市場和全國統一電力市場建設的進一步加快，跨省跨區交易電量逐步放開，電能量交易也將逐步從電量交易向分時段的電力交易轉變，跨省區輸電權機制等適應電力市場的配套機制將逐步得以應用。在此條件下，現行的單一制電量輸電價格將逐漸難以適應電能量分時段交易和應用輸電權機制的跨省區市場環境，需要隨全國統一電力市場建設進程逐步優化調整。

4適應新型電力系統的輸配電價改革方向探討

為建立適應新型電力系統建設的輸配電價體系和機制，我國應緊密圍繞“雙碳”目標，結合電力體制改革要求和新型電力系統建設進程，深入分析新型電力系統建設不同階段的輸配電價機制在成本分攤公平性、電網運行和規劃投資效率、新能源消納有效性以及電力市場建設等方面的設計需求，建立與新型電力系統和電力市場協同的輸配電價體系與定價機制，用以促進新型電力系統建設，推動電網高質量發展。為此，文章提出以下五個方面的輸配電價改革方向和建議：

優化完善適應新型電力系統建設的輸配電價監管模式和機制。我國新一輪輸配電價改革確立了更趨近于基于成本的監管模式，即“準許成本加合理收益”輸配電價監管機制，在改革初期能夠在一定程度上促進輸配電網投資，降低電網企業經營風險。但隨著“碳達峰、碳中和”和新型電力系統建設等戰略目標的提出，電網投資和運營模式面臨深刻的發展變革，國家能源政策目標逐漸向低碳轉型調整，大量集中式和分布式可再生能源的接入和保障消納使得電網面臨巨大的投資壓力和終端電費上漲壓力，現行基于成本的監管模式重約束而輕激勵，部分輸配電價核定的關鍵參數難以適應新時期電力行業的高質量發展要求，不利于引導新型電力系統建設發展、確保電力系統安全穩定運行以及支持電網公司持續穩健經營。因此，建議輸配電價監管模式和機制要結合實際情況，適時引入“激勵約束相容”的監管機制，建立基于新能源消納的激勵型輸配電價;健全、完善準許收入核定規則，具體包括合理確定固定資產定價折舊年限、追溯調整企業賬面已提前計提完折舊的資產價值、合理考慮職工薪酬增長、優化完善現行資產轉資率規定等;完善優化新能源大規模接入情況下的成本、投資參數認定規則，具體包括優化完善現行新增固定資產認定規則、優化新增材料修理費及其他費用核定規則，并建立基于標準成本或標尺競爭的輸配電定價成本合理性評估機制和優化凈資產收益率認定規則等。

探索省級電網輸配電準許收入在發電側和負荷側間分攤的價格機制。如前文所述，新型電力系統建設帶來的電站配套送出工程和電網容量投資的目的是在容納大規模新能源電源并網發電的同時，保障電力系統的安全穩定運行，與終端用戶的電力電量增長無直接關聯。而新能源機組在接入電網后，能夠以其低發電邊際成本優勢在電力市場中競價以回收成本并獲得發電收益。因此，按照“誰受益、誰分攤”的原則，應結合我國電力市場改革進程和新新型電力系統建設進程，同時兼顧新能源機組的電價承受力，適時引入由發電側和用戶側共同付費的省級電網輸配電價雙側分攤新機制，用以實現輸配電成本在電網用戶間的公平分攤，促進新型電力系統健康、有序發展。

探索提供時間信號的輸配電價機制設計。分時電價政策在我國電價改革進程中發揮著重要的作用，能夠有效引導用戶削峰填谷、改善電力供需狀況，保障電力系統安全、穩定、經濟運行。但隨著新型電力系統建設和電價市場化改革的逐步深入，現行按照系統總負荷劃定時段的分時段定價機制愈發難以適應大規模新能源接入的環境。因此，建議在新型電力系統建設起步期從按系統總負荷進行時段劃分的方式逐步過渡到綜合考慮電力現貨市場價格峰谷時段、系統負荷或凈負荷峰谷時段定價。并且隨著新型電力系統建設逐步走向成熟，建議按功能、分電壓等級應用不同機制制定提供時間信號的輸配電價機制，例如針對220kV及以上電壓等級的輸電網應用峰荷責任法制定統一的單一制容量輸電價格，由直接接入輸電網的大用戶和售電公司支付;針對110kV及以下電壓等級的配電網應用基于負荷率和同時率定價的可選擇輸配電價機制定價終端用戶支付。

探索提供空間信號的輸配電價機制設計。目前我國省級電網輸配電價采用郵票法定價，用戶執行的輸配電價水平與電力上網和下網點之間的距離無關。隨著新型電力系統不斷深化建設，新能源電源投資主體在投資時可能更為關注其布點選址行為對自身的發電收益的影響，從而忽略自身接入電網運行對輸配電網運行和投資效率的影響，提高電網投資需求和全社會用能成本。因此，通過建立提供空間信號的輸配電價機制，引入體現“輸電距離+電網利用率”的分區輸電價格，與電力現貨市場價格協同，共同引導新能源電源投資主體優化投資時序，促進輸配電網投資和運行效率。

探索與新型電力系統建設、區域電力市場建設協同的跨省跨區專項工程輸電價格機制設計。隨著電力市場化改革的逐步深化和可再生能源電源裝機比例的不斷提高，現行跨省跨區輸電單一制電量價格機制在市場交易效率、準許收入回收、相關風險公平分攤、區域市場建設等方面均難以適應新形勢的發展。因此，應該結合新能源進入市場的步伐以及全國統一電力市場的建設進度，研究構建兩部制輸電定價，并逐步過渡到與輸電權機制相協同的多種輸電價格形成機制，以適應電力市場改革及新型電力系統發展。