双碳战略呼唤构建新型电力系统

来源：《半月谈内部版》2022年第8期       时间：2022-8-15

中国国际经济交流中心科研信息部部长、研究员 景春梅

国家发展改革委经济体制与管理研究所市场体制研究室副主任、副研究员 于娟

电力是现代能源体系的核心,构建新型电力系统是推动能源转型、促进双碳目标实现的关键举措，对电力市场和技术革新都提出了新要求。那么，如何进一步深化电力体制改革,完善市场机制,破除梗阻和壁垒,走出一条适合我国国情、有更强新能源消纳能力的新型电力系统发展之路？

新型电力系统主要涵盖“三个转变”

新能源发电是非化石能源替代传统化石能源最主要的途径。2021年,我国非化石能源装机占比首次超过煤电,新增非化石能源发电装机容量占新增总容量的78.3%,但有效供电能力并未随之显著增长。其原因在于电力体制机制障碍导致新能源上网消纳难。

新型电力系统是推进新能源安全高水平消纳的基本前提。所谓“新型”，是在保障能源供应安全的前提下,改变过去大规模集中发电上网的运行模式,建立适应新能源比例不断增加的电力系统,发挥煤电对新能源发电的支撑调节和兜底保障作用,逐步提高新能源在终端能源消费中的比例。其主要涵盖“三个转变”。

一是电力电量平衡从煤电为主向适应大规模高比例新能源方向转变。煤电逐步从主力能源向调节和支撑能源转变,但仍是我国电力安全可靠供应的“压舱石”。在这一转变过程中，坚持先立后破,控制好新能源替代化石能源的节奏和速度,通过优化组合,在保证新能源发电上网安全可靠的前提下逐步替代化石能源。

二是电网结构形态从集中式、长距离骨干网为主,向“骨干网+分布式扁平化智能化配电网并重”转变。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。配电网接近消费端,要推动配电网向智能、主动配电网转变,发展智能微电网,熨平新能源电力波动。

三是电力调度运行从单一主体参与的“源随荷动”向多主体参与的源网荷储协同互动转变。发电侧、负荷侧预测难度增大,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。而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,能够确保系统稳定。

新型电力系统的新需求

构建新型电力系统要求建立全国统一的多层次电力市场体系。我国能源资源与需求逆向分布的基本国情,决定了远距离大规模输电以及新能源跨省跨区域消纳平衡的必要性。

目前，仍存在省间电力交易壁垒。送端地区在用电高峰时减少电力外送,受端地区宁可用本地煤电也不愿用外来清洁电,甚至利用行政手段限制和干预省间电力交易,阻碍了新能源的跨区域资源优化配置。这就需要坚持全国上下“一盘棋”,建立全国统一电力市场体系,推动新能源跨省跨区域优化配置。

以配电为主战场深化电网体制改革。新型电力系统下,新能源除了大规模集中接入外,还有大量分布式新能源、储能、电动汽车等在配电端实现就近交易。但由于电网体制改革滞后,电网仍然保持输配售一体,同时还拥有交易和调度权,其他市场主体无法与电网企业公平竞争,加之输配电价结构不合理,配电价格过低导致投资与收益倒挂,影响了社会资本投资配电的积极性,增量配电网改革进展缓慢。构建新型电力系统的实质是一场配电网的革命,须以配电为主战场深化电网体制改革,为市场主体公平参与交易奠定制度基础。

新能源以市场化方式参与电力市场交易。新能源平价上网不代表平价利用。其上网消纳既需要建设远距离输电线路,又需要配置大量灵活性电源保持电力系统的安全稳定运行,增加了电力系统运行成本。由于灵活性电源参与市场交易的价格机制不健全,无法通过价格信号将增加的系统运行成本在各市场主体之间进行合理分担,导致灵活性电源无法取得提供辅助服务的合理收益,进而导致投资缺乏积极性。因此,要加快电力辅助服务市场建设,完善新能源参与电力市场交易的市场化机制,让各类市场主体共同分担增加的系统运行成本,推动新能源参与电力市场交易。

技术市场双轮驱动提升系统调节能力。技术方面,新型电力系统的电网结构形态、电力运行机制发生改变,当前电力系统的物质基础、技术基础难以匹配新需求,影响了系统的安全高效。市场方面,负荷侧用户是重要的灵活性资源,负荷侧资源参与系统运行调节的渠道不畅,各能源行业之间存在壁垒,综合能源服务、用户侧储能等新业态盈利模式不明确等问题,制约了负荷侧对电力市场平衡的保障。因此,宜技术和市场双轮驱动,加快推进适应新能源大规模接入后相关技术的研究开发,破除负荷侧用户参与系统运行调节的体制机制壁垒,支持新模式新业态发展。

深化电力市场体系“一盘棋”改革

“十四五”时期，按照国家统一规划部署，要立足我国以煤为主的基本国情,坚持市场化改革方向,协同推进电力低碳转型与电力安全保障,建立适应新能源转型的统一电力市场体系。

——电网体制改革必须实现市场主体公平竞争。推动电网企业输配电业务和购售电业务分开核算,逐步剥离电网企业售电功能,打破电网统购统销局面。存量与增量并举推动配电网改革,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。推进电力交易机构进一步独立,逐步将电力调度权交由行业主管部门行使,逐步确立电力交易主导电网调度的机制。完善现代电力市场监管体制,加强对电网公平开放、调度交易、运行安全和服务质量的监管。

——建立统一电力市场体系,促进新能源优化资源配置。加快完善全国多层次统一电力市场体系,适时组建全国电力交易中心。破除跨省跨区域电力交易市场壁垒,推动优先发电和优先购电等“计划电”逐步全部转为“市场电”。建立完善中长期交易、现货市场、辅助服务市场相结合的市场体系,培育多元竞争的市场主体,加快建立规范的市场基本交易规则和统一的交易技术标准。支持微电网、分布式电源、储能等新兴市场主体独立参与电力交易,积极推进分布式发电市场化交易。深度挖掘需求侧响应资源,支持用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电等用户侧可调节资源,以及综合能源服务商等新兴市场主体参与电力市场交易和系统运行调节。

——完善新能源市场化交易机制。建设与新能源特性相适应的中长期电力交易机制,鼓励新能源报量报价参与现货市场。进一步完善输配电价改革,确定合理的增量配电网价格,加快理顺输配电价结构,完善峰谷电价机制,妥善处理政策性交叉补贴。建立市场化的发电容量成本回收机制,健全电力辅助服务价格机制,完善储能价格机制和盈利模式。健全分布式发电市场化交易机制,推进分布式新能源就地消纳。探索开展绿色电力交易,促进绿电交易与绿证市场、碳市场的有序衔接,以市场方式促进新能源电力消纳。

——推动关键核心技术突破和创新。推动信息技术与电力系统深度融合,电力产业数字化、智能化升级。加强新能源功率预测、源网荷储协同技术、虚拟同步发电机、柔性直流输电等技术研发,推动新型储能技术商业化规模应用,探索开展储氢、储热及其他创新储能技术的研究和示范应用,加快新能源领域关键核心技术装备攻关。