中国储能网讯：2024年2月6日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》（以下简称《意见》），提出了围绕建设新型能源体系和新型电力系统的总目标，打造安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合的新型配电系统，明确了配电网柔性化、智能化、数字化的转型方向。在转型过程中，配电网形态正在发生深刻变化，未来也必须对相应的体制机制作出适应性调整，本文抛砖引玉，结合前期相关研究进行一些探讨。
01.新型能源体系建设对配电网形态功能的转型要求
《意见》要求推动配电网在形态上从传统的“无源”单向辐射网络向“有源”双向交互系统转变，在功能上从单一供配电服务主体向源网荷储高效配置平台转变。
配电网作为体现新型电力系统智慧融合特征的主要领域，平台化的趋势明显，未来将成为可再生能源消纳的支撑平台、多元海量信息集成的数据平台、多利益主体参与的交易平台和智慧城市、智慧交通等发展的支撑与服务平台，未来配电网的技术、管理、监管边界将越来越模糊。
一方面，要求配电网运营管理模式向透明化+智能化方向转变，对配电网的智能重构将实现配电网运行状态向透明化转变，向部分可控的现代配电网和全面可控的未来配电网转变，运营管理向数字化、智能化转变。
另一方面，要求配电网具备多元化+交互式的平台功能，配电网将转变为双向有源网络，以“主动配电网+微电网”为主要形态，能够接受海量新能源接入，实现电网中能量、信息的多向实时交互，成为连接和整合各类负荷侧资源的互动平台。
02.适应新型能源体系的配电网相关机制思考
《意见》指出要完善调度运行机制，而配电网转型相关的规划、市场、价格机制将更多影响未来配电网平台功能发挥。
一、规划视角需要从“由内向外”转变为“由外及里”，更加注重发挥规划引导协同创新作用
未来新型配电网规划的内容要比以往丰富，除负荷预测外，还应包括新能源资源评估和分布式发电规划、工业园区和农村综合能源系统建设规划、储能电源布局和充电桩建设规划、需求响应资源利用规划、适应双向互动的网络改造建设规划和运行方式研究等内容。有源配电网规划实质上是受端电网的供需平衡研究，它既是省级、区域乃至全国新型电力系统发展规划的基础，也是其重要组成部分。传统电网配电网规划以提升供电能力和可靠性为目标，其底层逻辑是补齐电网短板，夯实电力供应基础。而随着未来配电网规划视角转变，各类市场主体将逐渐把配电网视作未来新业务拓展和商业模式创新的主战场。未来配电网规划需要更多地凝聚社会共识，协同各方在统一的规划框架下发挥作用。未来配电网不仅是电能分配网络，而且将转型成为各类资源汇聚与创新、产业孵化与培育、多主体参与配电网共建共治的平台和枢纽。目前，国内已经开展了对卫星城市进行综合能源规划的探索实践，推动以电气化为核心的综合能源服务形式带动相关产业发展，更好地提升配网规划的融合能力，深度融入城市规划、服务城市发展。
二、市场机制需更快打通参与市场交易的堵点，主动适应配网转型的新变化
市场是一种竞争性的交易关系，它基于分散决策和公平竞争决定“生产什么，怎样生产”及“消费什么，如何消费”，进而实现稀缺资源的优化配置。新型配电网的主要特征之一是高比例分布式能源和双向有源负荷，如果它们不参与市场交易，就无法有效发现市场价值、优化资源配置。
当前，分布式能源资源参与市场交易面临诸多难题，我国配电网层面的市场化交易尚处于起步阶段。在宏观层面，国家对分布式新能源在法律法规、建设标准、市场规则、试点实践等方面，原则上持鼓励探索的态度。但在微观层面，分布式能源资源在交易组织、交易方式、电费结算、实时平衡调度、过网费等方面未达到完全市场化交易的要求，配电网层面的电力市场化交易存在交易体系不完整、功能不完善、交易规则不统一等问题，客观上阻碍了分布式新能源大规模交易，当面对配电网侧不断涌现的新模式新业态时，缺乏更灵活的、与之相匹配的交易机制。因此，建立满足分布式新能源交易的多时间尺度和多层次电力市场，满足多元化交易需求、提高资源配置效率的市场机制应当成为主要关注的领域。
建立全国统一电力市场体系成为客观现实要求。在全国统一大市场框架下，明确统一电力市场体系的规则、标准、规划、监管等四个体系，充分释放需求侧弹性，推动需求侧全方位成为市场主体。短期内通过省级市场向下兼容，支持配网侧资源以聚合方式参与市场，逐步建立与分布式新能源相适应的中长期电力交易机制，鼓励报量报价参与现货市场，配套建立辅助服务参与机制。中长期推动电网企业探索拓展分布式系统平台（DSP）供应商业务，在地市级统筹建设分布式新能源零售平台，对接电网相关业务，减少交易成本，确保每一笔因进入市场交易而被取代的配电服务获得替代收益。全面放开用户侧参与电力市场准入资格，完善电力市场交易品种，丰富电力交易机制的时间维度，充分体现需求侧主体在多个时间维度下的灵活性价值。通过普及灵活性技术共识、提高用户对电力市场的认知与参与意识、培育负荷聚合商，鼓励用户参与电力市场。
三、价格机制需助力营造共赢局面，激励各方建好用好管好新型配电网
设计良好的价格机制，能够有效吸引社会资本参与配电网的建设运营，激励配电网运营主体提升服务质量、降低供电成本，创新业务模式，促进配电网各相关方厘清成本关系，优化协同合作，实现多方共赢。
现行电价机制难以实现电价成本的公平负担，由于分布式新能源项目多为风电、光伏等间歇性电源，不能实现对用电客户平稳持续供电，需要电网企业承担输电容量备用和兜底供电保障，但分布式新能源运营方并没有承担相应的成本。电网企业输电容量备用以及为应对分布式电源“间歇性”而采取辅助技术措施的隐形成本尚无回收途径。而且输配电价核定过程中普遍将政策性交叉补贴核定于220千伏及以上的输配电价中，客观上造成110千伏及以下配电价格偏低的现实，不利于分布式新能源电量的市场化交易进一步推广。此外，主配网之间电价交叉补贴问题普遍存在，导致电价扭曲，影响市场公平和资源配置效率。再者，随着越来越多的电动汽车、储能、分布式电源等随机性、分散性、双向性负荷接入系统，负荷侧不再是过去相对规律的负荷变化曲线，电力系统更易受到需求侧不确定性的扰动。
为推动新型配电网加速建设，理顺配网价格机制，应更加关注做细成本分摊，做大中间环节蛋糕，做好终端引导，体现公平、效率，确保电网安全可靠供电。进一步在输配电价体系中细化明确系统运行费用。对于电网企业为消纳新能源、保障电力稳定供应和供电质量而产生的备用、调频、调峰、无功补偿等各种费用，按照公平、合理、透明的原则，科学分摊到输电网和配电网中，以反映不同电压等级电网的运行成本和效益，确保电网企业合理回收相关成本，保障持续经营能力。
妥善处理不同类型用户之间的交叉补贴问题。逐步消除或减少不同用户间、不同电压等级间的交叉补贴，建立科学的电价分类体系，使电价更加符合市场规律，同时通过财政补贴，社会救助，拉大峰谷价差、阶梯价差等其他方式，保障弱势群体的用电需求。
建立更通畅的价格传导机制。通过提供多层次的价格信号，引导需求侧提供灵活性，将价格变动传递给用户，促进电力需求侧智能灵活用电，实现从被动用电客户到积极参与市场主体的转变。完善电价机制，激励用户参与市场交易。鼓励因地制宜推进分时电价机制改革，通过市场自主拉开价差、动态调整峰谷时段划分等手段引导用户自发优化负荷曲线，增加需求侧管理效益。
03.结论
作为电力系统中最重要的“最后一公里”，配电网的发展需要在能源结构转型、保障电力供应、支撑经济社会发展、服务改善民生等多元政策目标中寻求动态平衡。未来新型电力系统将实现“产销者”重塑，与生产生活关系最密切的配电网所面临的情况最复杂、矛盾最突出。合理科学的体制机制是配电网高质量发展的内生需要。新型配电网高质量发展不仅是技术问题，更是体制和机制问题，需要处理好新能源与传统能源、全局与局部、政府与市场三对关系，有效的制度安排和体制机制建设至关重要。
（广东电网公司黄蔚亮、杨扬荣、何利平、周慧芝，南方电网公司政策研究部魏俊杰、周杨对本文有贡献）
