构建新型电力系统亟需突破体制机制障碍王成仁景春梅刘梦构建以新能源为主体的新型电力系统是有效提升风光等清洁能源比重、实现碳达峰碳中和目标的必要途径。新型电力系统要实现电力电量结构、电网架构、电网运行机制的根本性转变，亟需统筹推进电力体制改革，建立适应大规模、高比例新能源电力发展的体制机制。一、新型电力系统要实现三大转变（一）电力电量结构由“煤电为主”向“新能源电力为主”转变以新能源为主体要实现新能源电力装机和发电量均成为主体，即占比最高。截至2020年底，我国发电装机总容量达到22亿千瓦，发电量7.62万亿千瓦时。其中，风、光合计装机5.3亿千瓦，发电量合计0.73亿千瓦时，占比分别为24.1%和9.5%。未来，我国电力电量结构将出现较大调整。煤电占比将稳步降低，“十四五”时期煤电装机预计达到12.5亿千瓦，较“十三五”时期增加1.7亿千瓦，主要是建成已批项目。风电、光伏装机将显著提升，到2030年将达到12亿千瓦以上，年发电量2.5万亿千瓦时以上。从电力结构看，2030年电力总装机预计约33亿千瓦，风光等装机基本与煤电持平，二者合计占74%。电量结构上，水电占比约在20%，核电、气电约占10%，煤电和新能源电量共占70%左右。若体现电量为主体，那么新能源电量占比至少在35%以上，煤电占比要从目前的60.8%降至35%以下。（二）电网架构由“集中式、长距离骨干网为主”向“骨干网+源网荷一体化配电网并重”转变目前电网架构通过特高压方式将三北地区新能源电力向东部负荷地区输送。随着新能源并网比例提高，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。同时，输送如此大规模的新能源电量，骨干通道投资规模庞大，且没有架设空间，既不经济也不现实。按2030年风光电量2.5万亿千瓦时、60%分布在三北地区、80%电量外送计算，约1.2万亿千瓦时电量需要外送，约需架设30条特高压线路，即便不考虑电磁环网影响，全年满功率运行，也很难实现。新型电力系统应以配电网为主战场。配电网接近消费端，通过发展源网荷储一体化配电网络，运用人工智能、物联网等新一代信息技术，可以优化调度，有效熨平新能源电力波动。在三北地区发展有源配电网，可就近消纳部分电力。在东部负荷地区发展微电网、智慧能源等，既可提高电力自洽自治能力，又能为主电网提供支撑，最大限度消纳新能源。（三）电网运行机制由“电网调度可控电源保稳定”向“多市场主体深度参与电力电量平衡”转变传统电力系统运行模式是“源随荷动”，通过调度火电、水电等可控电源来满足用电需求。在新型电力系统下，发电侧增加了大量不可控的新能源电力，用户侧也会因电动汽车、可中断负荷等规模扩大而增加预测难度，且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。建立在可控电源、可预测负荷基础上的传统电网运行機制将无法适应新型电力系统运行需求，亟需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，确保系统稳定。二、构建新型电力系统面临的体制机制障碍（一）尚未形成竞争性的电力市场体系一是我国电力市场以中长期交易为主，竞争性不足。虽然发用电计划有序放开，但大用户直购电一般由地方政府确定，具有定向优惠的性质。二是电价“双轨制”不利于形成现货市场价格。在电力现货市场试点过程中，未参与市场的优先发电和优先购电电量仍执行原上网电价和目录电价，其余电量按市场价格进行结算，导致市场化发用电量总量不匹配，出现大量不平衡资金，制约市场化价格形成。三是区域电力市场省间壁垒问题突出。西电东送省份电力进入电力市场没有制度性安排，受电地区严格控制省外购电量，阻碍电力资源在区域间优化配置。四是分布式电源参与电力交易难实现。国家已出台政策开展分布式电源参与电力市场化交易试点，允许“隔墙售电”。但实际操作中，电源企业需提供由电网企业出具的支撑材料，且过网费难以确定，市场交易举步维艰。（二）增量配网改革面临电网资产处置和价格倒挂难题在增量配网试点中，电网企业对处置存量配网资产积极性不高。部分试点项目接入电网的机制和流程不明确，电网企业未能及时提供并...