中國儲能網訊：隨著全球各種自然災害和極端天氣事件的頻繁發(fā)生，氣候問題已經受到各國政府和民眾越來越多的關注，碳減排、全球氣候治理已經成為國際社會的共識。2020年9月，習近平主席在第75屆聯合國大會一般性辯論上承諾，中國二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。2021年3月的中央財經委第九次會議對落實“雙碳”目標做出了重要部署，并提出了構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，為“雙碳”背景下我國能源電力轉型發(fā)展指明了方向。構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，需要加速能源供給革命，加快推動風電、太陽能發(fā)電等新能源的發(fā)展，是我國“四個革命、一個合作”國家能源安全新戰(zhàn)略在新發(fā)展階段的內涵延伸。通過推動能源結構優(yōu)化促進低碳綠色發(fā)展，是踐行構建人類命運共同體承諾的重要舉措，是為應對全球氣候變化、推進全球氣候治理提供“中國方案”。
未來的新型電力系統(tǒng)具有高比例新能源廣泛接入、高彈性電網靈活可靠配置資源、高度電氣化的終端負荷多元互動和基礎設施多網融合數字賦能的形態(tài)特征，而現有的電力系統(tǒng)也將發(fā)生多個維度上的演化，從確定性系統(tǒng)演變?yōu)閺姴淮_定性系統(tǒng)、從機電裝備主導向電力電子裝備主導、從單一電力系統(tǒng)向綜合能源系統(tǒng)發(fā)展。上述形態(tài)特征和演化，將會對電力系統(tǒng)和輸配電價產生深刻的影響。
新型電力系統(tǒng)建設對電力系統(tǒng)的影響
對發(fā)電環(huán)節(jié)的影響
截至2020年底，我國風電、光伏等新能源發(fā)電累計裝機容量達到5.35億千瓦，約占全國總裝機容量的24.3%；新能源年發(fā)電量達到7276億千瓦時，約占全國總發(fā)電量的10%。在“雙碳”目標下，新型電力系統(tǒng)的構建將推動新能源以集中式與分布式并舉的方式實現跨越式發(fā)展，新能源裝機、發(fā)電量占比都將出現大幅度的提升，在電力系統(tǒng)裝機、電力電量供應中占據主導地位。根據有關研究的預測，到2030年，風電、太陽能總裝機的比重達到50%左右；到2050年，新能源發(fā)電量比重將超50%；到2060年，新能源發(fā)電裝機比重將超過82%。
屆時，新能源將不僅成為新型電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的主體，同時還將具備一定的主動支撐、系統(tǒng)調節(jié)與故障穿越能力，從而能夠基本實現電力系統(tǒng)平衡，避免需要其他電源提供系統(tǒng)平衡服務造成的供電成本上升。抽水蓄能電站、氫能和儲能設施的建設，則可以增強系統(tǒng)靈活調節(jié)能力，提高新能源消納和存儲能力。而傳統(tǒng)的化石能源電源占比將不斷下降，逐步從基礎電源向調節(jié)電源轉變，主要為電力系統(tǒng)提供兜底保障、調節(jié)與支撐功能，并在遠期逐步實現退出。
對電網環(huán)節(jié)的影響
傳統(tǒng)的電力系統(tǒng)以大電網模式為主，負荷側的用電是無法自由控制的，因此必須采用“源隨荷動”的實時平衡模式，即用可控的電源來匹配負荷的變化，并在實際運行過程中滾動調節(jié)，從而實現電力系統(tǒng)安全可靠運行。與之相適應的，是在電力系統(tǒng)的控制環(huán)節(jié)，必須采用一體化的控制模式。然而，在以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)下，風電、光伏等新能源具有波動性、隨機性、間歇性的特點，傳統(tǒng)的電網運行模式已經無法適應新型電力系統(tǒng)運行的需求，電力系統(tǒng)平衡模式也將向源網荷儲協同互動的非完全實時平衡轉變，與之相適應的控制模式，也將向大電網與微電網協同控制轉變。
未來新型電力系統(tǒng)環(huán)境下，輸配電網絡都將出現顯著的變化。一方面由于我國新能源資源稟賦主要分布在“三北”地區(qū)，而負荷中心則主要分布在東部、南部地區(qū)，新能源的大規(guī)模消納必須要進行遠距離的輸送，因此需要進行規(guī)模龐大的遠距離輸電通道的投資建設；另一方面為了滿足分布式新能源、新型儲能設施、電動汽車以及各類型可控負荷的接入，需要提高配電網的承載能力和靈活性，發(fā)展建設主動配電網（ADN），提升配電網的電能質量，提高新能源的消納能力。與此同時，新型電力系統(tǒng)下海量數據和廣泛連接，使得基于數字化的信息與物理系統(tǒng)有機融合的數字電網成為現實，并且成為承載新型電力系統(tǒng)的最佳形態(tài)，使得電網更加安全、智能、高效、低碳。所有這些無疑都將帶來輸配電網投資規(guī)模的增大。
對負荷環(huán)節(jié)的影響
在“雙碳”背景下，我國電力系統(tǒng)的負荷側未來將面臨更多的不確定性。一方面，新型電力系統(tǒng)的構建，必然會開啟新一輪的電氣化進程，工業(yè)、交通、建筑等多個領域都會推動電能替代，以清潔、低碳的電能替代傳統(tǒng)的高碳能源，電能逐步成為最主要的能源消費品種。根據有關研究的預測，到2035年和2060年，電能在終端能源消費中的比重將達到45%和70%。因此，未來的電量增長將是一個不可避免的趨勢，在這個過程中，因為各類型用電設備的增長，不同設備的負荷特性也存在非常大的差異，尤其是部分負荷已經具備了主動參加系統(tǒng)調節(jié)的能力，影響負荷的因素也相應地變多了，負荷的不確定性也就隨之增加，傳統(tǒng)電力系統(tǒng)“源隨荷動”的平衡模式將難以持續(xù)。
另一方面，“雙碳”目標下的能源消費“雙控”政策，也將給高載能行業(yè)的用電及其增長帶來較高的不確定性，給整個系統(tǒng)的電力電量平衡帶來較大困難。綜合以上兩方面的因素，新型電力系統(tǒng)下的負荷預測的復雜度和難度將遠遠高于傳統(tǒng)電力系統(tǒng)。
適應新型電力系統(tǒng)發(fā)展的
輸配電價體系分析與建議
當前，我國輸配電價監(jiān)管主要遵循“合理成本合理利潤”的原則，并以公平分攤輸配電準許收入為目標形成輸配電價結構和水平。伴隨著新型電力系統(tǒng)的建設，未來將會有越來越多的新能源接入電力系統(tǒng)，此時輸配電價制定還需要考慮如何促進新能源的消納，同時避免或減少新型電力系統(tǒng)建設帶來的電價水平上漲。因此，未來的輸配電價需從電價結構優(yōu)化、電價機制創(chuàng)新等方面尋求突破，以實現上述的目標。
電價結構優(yōu)化
首先，大規(guī)模集中式新能源的開發(fā)對電網接入和主干網架建設和擴容提出了更多的需求，而海量的分布式新能源的發(fā)展則需要投資建設更加堅強靈活的配電網。因此，為了適應新能源集中式與分布式并舉的大規(guī)模接入，必然帶來新的額外的輸配電網投資需求。從“誰受益、誰付費”的原則出發(fā)，上述投資帶來的成本費用應該由接入的發(fā)電企業(yè)以“接入費”的形式進行承擔。然而，為了鼓勵新能源的發(fā)展，我國在多項政策中明確要求，對于新能源發(fā)電設施的接入費用由電網承擔，即納入電網企業(yè)的準許收入，并通過共用網絡輸配電價由全體終端用戶進行分攤。這在新能源發(fā)展的初期，由于其裝機和接入規(guī)模相對較小，接入工程的相關成本相對較低，給整體的輸配電價水平和終端用戶帶來的影響比較小，因此確實是一項降低新能源投資建設成本的有效政策。然而，隨著新能源裝機和接入規(guī)模的逐步擴大，甚至發(fā)展成為我國主要的電源類型，若接入等成本費用仍完全由終端用戶承擔，一來將顯著提升整體的輸配電價水平，給終端用戶帶來較大的負擔；二來也不利于實現新能源在電力市場中的公平競爭。
因此，可以結合我國未來新能源電源的實際發(fā)展情況，在未來的改革中對輸配電價進行結構上的優(yōu)化，按照“誰受益，誰付費”的原則，根據不同發(fā)展階段、采用不同回收方式向包括新能源發(fā)電在內的電源收取接入費，例如在政策初期可對新能源發(fā)電采用打折收取接入費的方式，減少政策變化給新能源發(fā)展產生的潛在影響，并逐步提高接入費的收取水平，最終逐步實現接入工程相關成本分攤的公平性。
其次，我國現行的省級電網共用網絡輸配電定價采用的是分電壓等級傳導的方式，即“某一電壓等級總準許收入由本電壓等級準許收入和上一電壓等級傳導的準許收入構成”。然而，隨著負荷側電能替代和海量分布式新能源接入電力系統(tǒng)，加上分布式電源的出力具有隨機性，傳統(tǒng)電力系統(tǒng)電量從高電壓等級向低電壓等級傳輸的模式將發(fā)生顯著的變化，電力電量將會更多地以分層、分級、分群的模式平衡，高電壓等級向低電壓等級傳輸的電量將大大減少，分布式新能源所在局域電網對于主干輸電網絡的需求，也將從電量需求向電力需求轉變。特別是隨著分布式新能源規(guī)模的進一步發(fā)展，將在部分時段出現分布式新能源出力超過其所在局域電網的負荷，將可能出現低電壓等級向高電壓等級“輸電”的情況，此時對輸配電網的需求和使用模式將發(fā)生質的改變，現有的輸配電價制定分電壓等級傳導模式，難以體現新型電力系統(tǒng)下不同用戶對輸配電資源的占用程度，無法實現公平分攤輸配電成本的目標，需要對輸配電價結構和定價方法進行重新設計。
電價機制創(chuàng)新
現行的很多電價機制都是針對傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的特征進行設計的，因此這些電價機制也并不能很好地適應以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的需要，并且還會造成輸配電準許收入難以回收、成本不公平分攤、網絡利用率低等問題。
首先，在傳統(tǒng)的電力系統(tǒng)當中，負荷高峰時需要調用邊際成本高的機組，負荷低谷時則可以只調用邊際成本低的機組，因此系統(tǒng)負荷和系統(tǒng)邊際發(fā)電成本呈現出明顯的正相關性。這與主要由系統(tǒng)高峰負荷決定輸配電資源的需求這一客觀規(guī)律保持了高度的一致性，因此傳統(tǒng)的峰谷電價能夠同時引導對發(fā)電和輸電資源的優(yōu)化利用。然而，在新型電力系統(tǒng)下，負荷高峰可能與風電、太陽能發(fā)電等新能源發(fā)電的出力高峰重合，此時較低的系統(tǒng)邊際發(fā)電成本即可滿足高峰負荷的需求；而在系統(tǒng)負荷低谷的時候，由于風電、太陽能發(fā)電等新能源發(fā)電的出力可能恰好大幅降低，因此凈負荷（系統(tǒng)負荷扣減新能源發(fā)電出力）可能相對更高，需要調用那些邊際成本高的機組才能滿足系統(tǒng)的平衡，此時系統(tǒng)負荷和系統(tǒng)邊際發(fā)電成本的高峰、低谷的出現場景就可能變得不一致了。引導用戶優(yōu)化利用發(fā)電資源，消凈負荷的峰，填凈負荷的谷，可能增加額外的輸配電容量需求，帶來更高的輸配電投資和更低的輸配電網絡利用率。因此，需要探索建立能夠引導優(yōu)化利用輸配電資源，提高輸配電網絡利用率的新的輸配電價機制。
其次，新能源項目在選址布局上往往都會選擇在風光資源相對豐富、發(fā)電利用小時更高的地區(qū)，這類地區(qū)的項目往往可以獲得更高的投資收益。然而，這些地區(qū)一般都遠離負荷中心，需要占用更多的輸配電資源。在我國現行的輸配電價機制下，這種對輸配電資源差異化的占用并不能在價格中得到體現，一方面造成了不同位置電源不公平競爭的局面，另一方面由于缺乏對電源布局的價格引導，也會加劇輸配電網絡的投資需求，降低輸配電網絡的利用率，最終抬升輸配電價的水平。
因此，為了盡可能地減小為適應新型電力系統(tǒng)發(fā)展可能帶來的輸配電價上漲壓力，需要對現行的電價機制中不相適應的部分進行提前研究和創(chuàng)新，通過經濟激勵等手段盡可能地提高輸配電網利用率，包括在時間維度、空間維度等方面的創(chuàng)新。其中，通過引入峰荷責任思想、基于負荷率等輸配電價定價機制，給予輸配電價時間維度上的引導信號，激勵電網用戶主動避開輸配電網使用的高峰時段，可以有效減少高峰時段輸配電網的需求，提高網絡的利用率。通過引入分區(qū)定價等輸配電價機制，給予輸配電價空間維度上的引導信號，體現不同區(qū)域對于輸配電資源的使用情況，從而合理引導新能源電源及用電負荷的投資布局，降低對輸配電網的投資需求，提高輸配電網的利用率，降低或推遲輸配電網的投資。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2021年11期，作者張林、姚瑜、趙志芳供職于國網華東分部財務資產部，張洪、陶文斌供職于華北電力大學現代電力研究院
