未来的新型电力系统具有高比例新能源广泛接入、高弹性电网灵活可靠配置资源、高度电气化的终端负荷多元互动和基础设施多网融合数字赋能的形态特征，而现有的电力系统也将发生多个维度上的演化，从确定性系统演变为强不确定性系统、从机电装备主导向电力电子装备主导、从单一电力系统向综合能源系统发展。上述形态特征和演化，将会对电力系统和输配电价产生深刻的影响。
新型电力系统建设对电力系统的影响
对发电环节的影响
截至2020年底，我国风电、光伏等新能源发电累计装机容量达到5.35亿千瓦，约占全国总装机容量的24.3%；新能源年发电量达到7276亿千瓦时，约占全国总发电量的10%。在“双碳”目标下，新型电力系统的构建将推动新能源以集中式与分布式并举的方式实现跨越式发展，新能源装机、发电量占比都将出现大幅度的提升，在电力系统装机、电力电量供应中占据主导地位。根据有关研究的预测，到2030年，风电、太阳能总装机的比重达到50%左右；到2050年，新能源发电量比重将超50%；到2060年，新能源发电装机比重将超过82%。
届时，新能源将不仅成为新型电力系统安全稳定运行的主体，同时还将具备一定的主动支撑、系统调节与故障穿越能力，从而能够基本实现电力系统平衡，避免需要其他电源提供系统平衡服务造成的供电成本上升。抽水蓄能电站、氢能和储能设施的建设，则可以增强系统灵活调节能力，提高新能源消纳和存储能力。而传统的化石能源电源占比将不断下降，逐步从基础电源向调节电源转变，主要为电力系统提供兜底保障、调节与支撑功能，并在远期逐步实现退出。
对电网环节的影响
传统的电力系统以大电网模式为主，负荷侧的用电是无法自由控制的，因此必须采用“源随荷动”的实时平衡模式，即用可控的电源来匹配负荷的变化，并在实际运行过程中滚动调节，从而实现电力系统安全可靠运行。与之相适应的，是在电力系统的控制环节，必须采用一体化的控制模式。然而，在以新能源为主体的新型电力系统下，风电、光伏等新能源具有波动性、随机性、间歇性的特点，传统的电网运行模式已经无法适应新型电力系统运行的需求，电力系统平衡模式也将向源网荷储协同互动的非完全实时平衡转变，与之相适应的控制模式，也将向大电网与微电网协同控制转变。
未来新型电力系统环境下，输配电网络都将出现显著的变化。一方面由于我国新能源资源禀赋主要分布在“三北”地区，而负荷中心则主要分布在东部、南部地区，新能源的大规模消纳必须要进行远距离的输送，因此需要进行规模庞大的远距离输电通道的投资建设；另一方面为了满足分布式新能源、新型储能设施、电动汽车以及各类型可控负荷的接入，需要提高配电网的承载能力和灵活性，发展建设主动配电网（ADN），提升配电网的电能质量，提高新能源的消纳能力。与此同时，新型电力系统下海量数据和广泛连接，使得基于数字化的信息与物理系统有机融合的数字电网成为现实，并且成为承载新型电力系统的最佳形态，使得电网更加安全、智能、高效、低碳。所有这些无疑都将带来输配电网投资规模的增大。
对负荷环节的影响
在“双碳”背景下，我国电力系统的负荷侧未来将面临更多的不确定性。一方面，新型电力系统的构建，必然会开启新一轮的电气化进程，工业、交通、建筑等多个领域都会推动电能替代，以清洁、低碳的电能替代传统的高碳能源，电能逐步成为最主要的能源消费品种。根据有关研究的预测，到2035年和2060年，电能在终端能源消费中的比重将达到45%和70%。因此，未来的电量增长将是一个不可避免的趋势，在这个过程中，因为各类型用电设备的增长，不同设备的负荷特性也存在非常大的差异，尤其是部分负荷已经具备了主动参加系统调节的能力，影响负荷的因素也相应地变多了，负荷的不确定性也就随之增加，传统电力系统“源随荷动”的平衡模式将难以持续。
另一方面，“双碳”目标下的能源消费“双控”政策，也将给高载能行业的用电及其增长带来较高的不确定性，给整个系统的电力电量平衡带来较大困难。综合以上两方面的因素，新型电力系统下的负荷预测的复杂度和难度将远远高于传统电力系统。
适应新型电力系统发展的
输配电价体系分析与建议
当前，我国输配电价监管主要遵循“合理成本合理利润”的原则，并以公平分摊输配电准许收入为目标形成输配电价结构和水平。伴随着新型电力系统的建设，未来将会有越来越多的新能源接入电力系统，此时输配电价制定还需要考虑如何促进新能源的消纳，同时避免或减少新型电力系统建设带来的电价水平上涨。因此，未来的输配电价需从电价结构优化、电价机制创新等方面寻求突破，以实现上述的目标。
电价结构优化
首先，大规模集中式新能源的开发对电网接入和主干网架建设和扩容提出了更多的需求，而海量的分布式新能源的发展则需要投资建设更加坚强灵活的配电网。因此，为了适应新能源集中式与分布式并举的大规模接入，必然带来新的额外的输配电网投资需求。从“谁受益、谁付费”的原则出发，上述投资带来的成本费用应该由接入的发电企业以“接入费”的形式进行承担。然而，为了鼓励新能源的发展，我国在多项政策中明确要求，对于新能源发电设施的接入费用由电网承担，即纳入电网企业的准许收入，并通过共用网络输配电价由全体终端用户进行分摊。这在新能源发展的初期，由于其装机和接入规模相对较小，接入工程的相关成本相对较低，给整体的输配电价水平和终端用户带来的影响比较小，因此确实是一项降低新能源投资建设成本的有效政策。然而，随着新能源装机和接入规模的逐步扩大，甚至发展成为我国主要的电源类型，若接入等成本费用仍完全由终端用户承担，一来将显著提升整体的输配电价水平，给终端用户带来较大的负担；二来也不利于实现新能源在电力市场中的公平竞争。
因此，可以结合我国未来新能源电源的实际发展情况，在未来的改革中对输配电价进行结构上的优化，按照“谁受益，谁付费”的原则，根据不同发展阶段、采用不同回收方式向包括新能源发电在内的电源收取接入费，例如在政策初期可对新能源发电采用打折收取接入费的方式，减少政策变化给新能源发展产生的潜在影响，并逐步提高接入费的收取水平，最终逐步实现接入工程相关成本分摊的公平性。
其次，我国现行的省级电网共用网络输配电定价采用的是分电压等级传导的方式，即“某一电压等级总准许收入由本电压等级准许收入和上一电压等级传导的准许收入构成”。然而，随着负荷侧电能替代和海量分布式新能源接入电力系统，加上分布式电源的出力具有随机性，传统电力系统电量从高电压等级向低电压等级传输的模式将发生显著的变化，电力电量将会更多地以分层、分级、分群的模式平衡，高电压等级向低电压等级传输的电量将大大减少，分布式新能源所在局域电网对于主干输电网络的需求，也将从电量需求向电力需求转变。特别是随着分布式新能源规模的进一步发展，将在部分时段出现分布式新能源出力超过其所在局域电网的负荷，将可能出现低电压等级向高电压等级“输电”的情况，此时对输配电网的需求和使用模式将发生质的改变，现有的输配电价制定分电压等级传导模式，难以体现新型电力系统下不同用户对输配电资源的占用程度，无法实现公平分摊输配电成本的目标，需要对输配电价结构和定价方法进行重新设计。
电价机制创新
现行的很多电价机制都是针对传统电力系统的特征进行设计的，因此这些电价机制也并不能很好地适应以新能源为主体的新型电力系统的需要，并且还会造成输配电准许收入难以回收、成本不公平分摊、网络利用率低等问题。
首先，在传统的电力系统当中，负荷高峰时需要调用边际成本高的机组，负荷低谷时则可以只调用边际成本低的机组，因此系统负荷和系统边际发电成本呈现出明显的正相关性。这与主要由系统高峰负荷决定输配电资源的需求这一客观规律保持了高度的一致性，因此传统的峰谷电价能够同时引导对发电和输电资源的优化利用。然而，在新型电力系统下，负荷高峰可能与风电、太阳能发电等新能源发电的出力高峰重合，此时较低的系统边际发电成本即可满足高峰负荷的需求；而在系统负荷低谷的时候，由于风电、太阳能发电等新能源发电的出力可能恰好大幅降低，因此净负荷（系统负荷扣减新能源发电出力）可能相对更高，需要调用那些边际成本高的机组才能满足系统的平衡，此时系统负荷和系统边际发电成本的高峰、低谷的出现场景就可能变得不一致了。引导用户优化利用发电资源，消净负荷的峰，填净负荷的谷，可能增加额外的输配电容量需求，带来更高的输配电投资和更低的输配电网络利用率。因此，需要探索建立能够引导优化利用输配电资源，提高输配电网络利用率的新的输配电价机制。
其次，新能源项目在选址布局上往往都会选择在风光资源相对丰富、发电利用小时更高的地区，这类地区的项目往往可以获得更高的投资收益。然而，这些地区一般都远离负荷中心，需要占用更多的输配电资源。在我国现行的输配电价机制下，这种对输配电资源差异化的占用并不能在价格中得到体现，一方面造成了不同位置电源不公平竞争的局面，另一方面由于缺乏对电源布局的价格引导，也会加剧输配电网络的投资需求，降低输配电网络的利用率，最终抬升输配电价的水平。
因此，为了尽可能地减小为适应新型电力系统发展可能带来的输配电价上涨压力，需要对现行的电价机制中不相适应的部分进行提前研究和创新，通过经济激励等手段尽可能地提高输配电网利用率，包括在时间维度、空间维度等方面的创新。其中，通过引入峰荷责任思想、基于负荷率等输配电价定价机制，给予输配电价时间维度上的引导信号，激励电网用户主动避开输配电网使用的高峰时段，可以有效减少高峰时段输配电网的需求，提高网络的利用率。通过引入分区定价等输配电价机制，给予输配电价空间维度上的引导信号，体现不同区域对于输配电资源的使用情况，从而合理引导新能源电源及用电负荷的投资布局，降低对输配电网的投资需求，提高输配电网的利用率，降低或推迟输配电网的投资。
海南电气网