许汉超 刘琳 李鼎林 陈福明 杨溢 马允莹 广东电网有限责任公司
丛野 华北电力大学
1引言
2021年3月，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上提出构建以新能源为主体的新型电力系统，确立了新型电力系统在实现“碳达峰、碳中和”目标中的基础地位，为能源电力发展提供了根本指引。但由于新能源电源出力具有随机性、间歇性、波动性等特性，大规模接入将对我国电力系统的安全、稳定运行产生较大影响，可能会造成电网投资、运维成本加大，电网运行效率、市场运作效率下降，新能源消纳动力不足等问题，而深化能源体制机制改革，优化电力市场交易机制和电价机制成为促进新型电力系统建设的重要手段之一。
输配电价作为我国电价体系的重要组成部分，能够与电力市场价格形成机制相互作用，共同影响电网运行、投资效率和电力市场运行效率，合理调节各方利益、促进电网高质量发展，助推新型电力系统和“双碳”目标等战略目标的实现。为此，本文立足于我国当前国情和未来电价改革趋势，科学分析新型电力系统对价格机制的内涵影响，提出我国输配电价改革发展的方向，促进新型电力系统建设背景下输配电成本的公平分摊，提高源网运行效率、投资效率，促进新能源有效消纳，以解决新能源大规模接入的情景下电力系统所面临的问题，为我国新型电力系统建设和“双碳”目标的平稳实现提供参考。
2新型电力系统的内涵特征分析
新型电力系统建设是我国实现能源转低碳型的重要手段，中共中央、国务院相继发布了一系列文件，提出在“十四五”期间加快建设新型电力系统，推动清洁电力资源大范围优化配置，并且国家发改委等相关部委、广东省以及国家电网公司、南方电网公司、发电集团都根据文件要求，制定了有关配套文件和行动方案。由于我国目前对于新型电力系统并没有明确的官方定义，通过梳理相关专家及南方电网新型电力系统建设行动方案对新型电力系统的叙述等可知，新型电力系统具备“绿色高效、柔性开放、数字赋能”三大显著特征，主要表现为：
(1)发电侧
新能源装机和发电量大幅增长，逐步成为主力电源，燃煤发电等传统电源作为系统调节资源的需求凸显。在推进实现“双碳”目标过程中，风电、光伏等新能源发电装机和发电量占比将大比例提升，逐步成为基础保障性电源，而燃煤等传统电源将逐步向系统调节型电源转变。
新能源发电资源与电力需求分布呈逆向趋势，新能源电源将以集中式和分布式并存的方式进行多元布局。我国风、光资源丰富，但多数分布在西部，与我国电力需求呈逆向分布，能源流向将保持自西向东、自北向南的方向。由于新能源发电特性较复杂，随着新型电力系统深入建设，未来新能源将呈现西北、华北、东北地区大规模风光基地，东部沿海地区海上风电基地，以及数量可观、就近消纳的分布式电源等大中小容量并存，集中式和分布式布局并存，在网离网运营并存的状态。
新能源出力特性对电网运行调度产生较大的影响，电力系统备用容量需要大幅度增加，智能化、数字化投资需求将显著提高。由于新能源主要依靠风力、光照等自然条件发电，出力时段和出力大小具有较强的不确定性且不可控制，导致其出力具有一定的随机性、间歇性以及波动性，使得新能源的等效容量低于传统能源。因而，一方面在同等有效容量需求下，输配电网容量投资、储能等配套设备需要大幅增加;另一方面，新能源电源发电的间歇性、波动性特征使得系统面临的不确定性增加，为了保障电力系统安全可靠运行，对电网的智能化、数字化提出了更高的要求。
(2)负荷侧
终端用电的最大负荷和用电量将稳步提高。随着国民经济的高质量发展，社会经济对电能的需求将日益扩大。与此同时，国家正在大力推动电能替代，未来向更高水平电气化转型将是必然趋势。
负荷结构将更加多元化，终端电力负荷特性将发生较大变化。“以电代煤、以电代油和以电代气”将为电力系统引入更多不同类型电力负荷，其负荷特性与传统的工商业和居民农业的负荷特性存在较大不同，各类负荷曲线叠加将影响总负荷特性。
负荷侧双向能量互动的情况将更加频繁。随着电动汽车等新型负荷的不断涌现、用户侧分布式储能的推广应用、电力市场现货交易机制的不断完善，分布式储能的接入使用户从消费者(consumer)转变为产消者(prosumer)，负荷不再是单一流向分布，而是参与电网侧的双向能量互动，并且包括不同时段电力维度的双向流动。
(3)电网侧
新能源发电特性将对电网潮流的时间和空间分布产生较大影响。时间分布方面，由于风电、光伏等新能源电源的发电出力很大程度上受到气象条件等影响，导致电力系统潮流在时间上的分布会产生一定的随机性和不确定性;空间分布方面，随着大规模的集中式和分布式可再生能源电源的接入，系统潮流地理位置的空间分布出现较大的随机性，分布式电源投运位置的不同，会对电网投资和运维产生或积极或消极的影响。
新型电力系统建设将显著增加电网投资需求，为新能源发电大规模接入配套足够的电网空间。网架结构及电网调节功能投资方面，新能源间歇、波动出力等特性将影响电力的系统稳定性和安全性，电网响应速度要求更快，运行方式安排、运行调度控制更加困难，智能调度更加重要，电网需要加大对数字电网、智能电网的投入力度。电源配套送出工程投资方面，国家要求新能源电源发展要统筹资源开发条件和电源送出通道，科学合理选取新能源布点，做好新能源与配套送出工程的统一规划，要求电网进行大量的配套送出工程投资。输配电系统容量投资方面，新型电力系统对电力潮流在各电压等级之间的扰动，将在一定程度上改变输配电网各电压等级容量资源的利用率，加剧或者放缓远距离送电的共用输配电网络容量资源在系统高峰时段的紧张程度，使得电网扩容投资的时序发生变化，最终导致输配电系统未来容量投资的净现值提高或者降低。
电网运维的方式发生变化，运维成本增加。随着新型电力系统的建设和发展，电力电子装置、大规模储能装置等新型电力设备将获得广泛应用，电网对柔性可控和安全稳定的要求越来越高，为保障电网的可靠运行，势必会增加电网的运行和维护的成本。并且，由于新能源分布广泛，风电、太阳能分布在偏远地区，远离负荷中心，电网传输成本将增加，集中开发西北等区域可再生能源，还将增加远距离输电网成本和系统损耗。
电力资源(电量资源、容量资源)将实现更大范围的优化配置，跨省跨区输电工程投资需求显著提高。新型电力系统的建设需要在全国更大范围内实现电力资源共享互济和优化配置，提升电力系统稳定性和灵活调节能力，跨省跨区专项工程将发挥更大的作用。
3新型电力系统背景下我国输配电价机制存在问题分析
为建立与新型电力系统特征相适应的价格体系，我国在价格体制上不断探索、全面深化改革，取得了显著成效。但在新型电力系统建设的新时期，我国的省级电网及跨省跨区专项工程输电价格机制仍存在诸多问题。
(1)省级电网输配电价机制存在的问题
新能源电源的大规模接入显著增加了电网投资，现行省级电网输配电价体系不利于发用主体之间输配电成本的公平分摊。考虑到新能源电源发电具有间歇性、波动性和随机性的特征，为容纳新能源电源的大规模接入，电网企业除需进行大规模的电源配套送出工程投资外，还需要对共用输配电网络进行扩容投资，而这些投资与终端用户的电力电量增长无直接关联。在电力市场环境下，新能源电源能够通过接入电网参与市场交易获取发电收益，从“谁受益，谁分摊”的输配电价定价原则出发，现行的、仅由电力用户承付费的输配电价体系和定价机制不利于成本的公平分摊。
输配电价缺乏有效的时间信号和空间信号，不利于新能源电源的合理选址和发展。首先，我国现行的省级输配电价机制未提供合理的位置信号，难以引导新能源电源在其选址和投资时序建设过程中综合考虑其接入对自身发电收益和输配电网投资运行成本的影响，不利于综合提高现有输配电容量利用率和源网规划效率。另一方面，现行输配电价机制未能提供合理的时间信号，难以适应我国的电力现货市场建设和新型电力系统建设环境，与电力现货市场价格信号协同发挥作用，在提高电网运行和投资效率的同时，促进电力用户“削峰填谷”用电，提高可再生能源消纳效率。
(2)跨省跨区专项工程输电定价机制存在问题
可能影响可再生能源跨省区消纳。我国现行的、具有“电能输送”功能的跨省跨区专项输电工程采取经营期法核定单一制电量电价，在全国统一电力市场建设背景下，单一制电量输电价格将作为跨省区电力交易的“交易税”，通过提高落地报价的方式降低可再生能源参与电力现货交易的竞争力，在一定程度上影响可再生能源消纳的效率。
可能影响跨省区专项输电工程准许收入的回收。新型电力系统和电力现货市场环境下，跨省跨区专项输电工程年预测送电量的水平将显著受到送端机组发电能力和受端市场负荷需求的影响，这将进一步加大跨省跨区输电工程的年输电量预测的不确定性，进而影响专项输电工程输电定价乃至准许收入的足额回收。
难以适应全国统一电力市场建设。随着我国电力现货市场和全国统一电力市场建设的进一步加快，跨省跨区交易电量逐步放开，电能量交易也将逐步从电量交易向分时段的电力交易转变，跨省区输电权机制等适应电力市场的配套机制将逐步得以应用。在此条件下，现行的单一制电量输电价格将逐渐难以适应电能量分时段交易和应用输电权机制的跨省区市场环境，需要随全国统一电力市场建设进程逐步优化调整。
4适应新型电力系统的输配电价改革方向探讨
为建立适应新型电力系统建设的输配电价体系和机制，我国应紧密围绕“双碳”目标，结合电力体制改革要求和新型电力系统建设进程，深入分析新型电力系统建设不同阶段的输配电价机制在成本分摊公平性、电网运行和规划投资效率、新能源消纳有效性以及电力市场建设等方面的设计需求，建立与新型电力系统和电力市场协同的输配电价体系与定价机制，用以促进新型电力系统建设，推动电网高质量发展。为此，文章提出以下五个方面的输配电价改革方向和建议：
优化完善适应新型电力系统建设的输配电价监管模式和机制。我国新一轮输配电价改革确立了更趋近于基于成本的监管模式，即“准许成本加合理收益”输配电价监管机制，在改革初期能够在一定程度上促进输配电网投资，降低电网企业经营风险。但随着“碳达峰、碳中和”和新型电力系统建设等战略目标的提出，电网投资和运营模式面临深刻的发展变革，国家能源政策目标逐渐向低碳转型调整，大量集中式和分布式可再生能源的接入和保障消纳使得电网面临巨大的投资压力和终端电费上涨压力，现行基于成本的监管模式重约束而轻激励，部分输配电价核定的关键参数难以适应新时期电力行业的高质量发展要求，不利于引导新型电力系统建设发展、确保电力系统安全稳定运行以及支持电网公司持续稳健经营。因此，建议输配电价监管模式和机制要结合实际情况，适时引入“激励约束相容”的监管机制，建立基于新能源消纳的激励型输配电价;健全、完善准许收入核定规则，具体包括合理确定固定资产定价折旧年限、追溯调整企业账面已提前计提完折旧的资产价值、合理考虑职工薪酬增长、优化完善现行资产转资率规定等;完善优化新能源大规模接入情况下的成本、投资参数认定规则，具体包括优化完善现行新增固定资产认定规则、优化新增材料修理费及其他费用核定规则，并建立基于标准成本或标尺竞争的输配电定价成本合理性评估机制和优化净资产收益率认定规则等。
探索省级电网输配电准许收入在发电侧和负荷侧间分摊的价格机制。如前文所述，新型电力系统建设带来的电站配套送出工程和电网容量投资的目的是在容纳大规模新能源电源并网发电的同时，保障电力系统的安全稳定运行，与终端用户的电力电量增长无直接关联。而新能源机组在接入电网后，能够以其低发电边际成本优势在电力市场中竞价以回收成本并获得发电收益。因此，按照“谁受益、谁分摊”的原则，应结合我国电力市场改革进程和新新型电力系统建设进程，同时兼顾新能源机组的电价承受力，适时引入由发电侧和用户侧共同付费的省级电网输配电价双侧分摊新机制，用以实现输配电成本在电网用户间的公平分摊，促进新型电力系统健康、有序发展。
探索提供时间信号的输配电价机制设计。分时电价政策在我国电价改革进程中发挥着重要的作用，能够有效引导用户削峰填谷、改善电力供需状况，保障电力系统安全、稳定、经济运行。但随着新型电力系统建设和电价市场化改革的逐步深入，现行按照系统总负荷划定时段的分时段定价机制愈发难以适应大规模新能源接入的环境。因此，建议在新型电力系统建设起步期从按系统总负荷进行时段划分的方式逐步过渡到综合考虑电力现货市场价格峰谷时段、系统负荷或净负荷峰谷时段定价。并且随着新型电力系统建设逐步走向成熟，建议按功能、分电压等级应用不同机制制定提供时间信号的输配电价机制，例如针对220kV及以上电压等级的输电网应用峰荷责任法制定统一的单一制容量输电价格，由直接接入输电网的大用户和售电公司支付;针对110kV及以下电压等级的配电网应用基于负荷率和同时率定价的可选择输配电价机制定价终端用户支付。
探索提供空间信号的输配电价机制设计。目前我国省级电网输配电价采用邮票法定价，用户执行的输配电价水平与电力上网和下网点之间的距离无关。随着新型电力系统不断深化建设，新能源电源投资主体在投资时可能更为关注其布点选址行为对自身的发电收益的影响，从而忽略自身接入电网运行对输配电网运行和投资效率的影响，提高电网投资需求和全社会用能成本。因此，通过建立提供空间信号的输配电价机制，引入体现“输电距离+电网利用率”的分区输电价格，与电力现货市场价格协同，共同引导新能源电源投资主体优化投资时序，促进输配电网投资和运行效率。
探索与新型电力系统建设、区域电力市场建设协同的跨省跨区专项工程输电价格机制设计。随着电力市场化改革的逐步深化和可再生能源电源装机比例的不断提高，现行跨省跨区输电单一制电量价格机制在市场交易效率、准许收入回收、相关风险公平分摊、区域市场建设等方面均难以适应新形势的发展。因此，应该结合新能源进入市场的步伐以及全国统一电力市场的建设进度，研究构建两部制输电定价，并逐步过渡到与输电权机制相协同的多种输电价格形成机制，以适应电力市场改革及新型电力系统发展。
