习近平总书记关于以新能源为主体的新型电力系统重要论述，是对能源安全新战略的丰富和发展，是我国实现“双碳”目标的重要举措，标志着我国电力行业进入了全面构建新型电力系统发展的新阶段。

电力行业是碳排放和碳减排的重要领域，电力企业担负着电力行业实现碳达峰、碳中和的主体责任，新型电力系统的建设决定着电力能源高质量发展的水平和电力的安全可靠供应，直接影响着我国“双碳”目标的实现。

科学有效的监管既是构建新型电力系统的重要保障，也是推动能源高质量发展的重要力量。本文试从构建以信用为基础的新型电力监管机制的视角就加快构建新型电力系统进行探讨。

电力监管要作出新调整

新能源为主体是新型电力系统的核心特征。“主体”包括了两个层次的含义：即装机主体和电量主体。截至2020年底，我国水电装机3.7亿千瓦、风电装机2.8亿千瓦、光伏发电装机2.5亿千瓦、生物质发电装机0.295亿千瓦，分别连续16年、11年、6年和3年稳居全球首位。

未来新能源仍将保持快速发展势头，预计2030年风电和太阳能发电装机达到12亿千瓦以上，规模超过煤电，成为装机主体；到2060年前，新能源发电量占比有望超过50%，成为电量主体。同时，电能占终端能源消费比重在2030年和2060年将分别达到39%和70%以上，远远高于当前27%的水平。两个主体的演变必将带来电源侧、负荷侧和电网侧的系统性重塑和全方位变革。

作为我国能源监管的发轫，十几年来电力监管不断探索推进，已成为电力高质量发展的重要推动和保障力量。但是随着新型电力系统的构建以及主体的演变，特别是由此带来的电网能源资源配置的深刻变化，电力监管必须适应新变化、作出新调整。

经过多年的实践，我国电力监管以安全监管为重点，以市场监管为核心，围绕价格与成本、电网公平开放、供电服务、业务许可多点发力，不断丰富监管内容，创新监管模式，监管效能日渐提升，监管对电力发展的保障作用日渐彰显。

新型电力系统所具有的高比例新能源接入、高弹性电网灵活配置、高度电气化终端负荷多元互动以及电网更高的数字化水平等一系列突出特点，决定了电力监管在监管理念、监管重点、监管方式方面必须做出新的调整。

以山东为例，目前山东电力调控中心调度的统调电厂为66家，装机容量6389万千瓦，占社会总装机39%，无论是调度的可预见性还是厂网关系的协调性，整体来说表现为较强的确定性。随着风电、光伏等新能源的大规模接入，电源端的不确定性、出力不可控性明显增强，目前仅分布式光伏在山东电网的接入点就达50万个，对电网的资源配置能力提出更高的要求，传统电力系统“源随荷走”的相对固定方式正在嬗变，在源端和荷端表现为更多不确定性，电力系统呈现全新形态。

无论是集中式新能源规模化集约化开发和大范围优化配置，还是分布式新能源便捷接入和就近消纳，都需要有效发挥电网能源资源配置的枢纽平台作用，以支撑和服务能源供给清洁化进程。电力系统的新变化和新的发展形势，为开展以信用为基础的电力监管转型升级提供了契机。作为社会信用体系建设的重要内容，以信用为基础的新型监管机制旨在通过建立信用承诺、信息归集、分级分类、协同监管制度，实现信用管理体系的有序有效运转。其作用主要表现为：发挥信用在创新监管机制、提高监管能力和服务水平方面的基础性作用，激发市场主体活力，同时，有利于形成更大范围的监管合力，提高监管效率，是推进国家治理体系和治理能力和现代化的必然选择。

去年，党中央、国务院又作出部署，明确把加强市场监管改革创新，健全以“双随机、一公开”监管为基本手段、以重点监管为补充、以信用监管为基础的新型监管机制，作为创新政府管理和服务方式，完善宏观经济治理体制的重要举措。伴随电力系统的转型、电力主体的演变，特别是新的电力市场主体的增加、新业态、新模式的不断催生，新型用能设备大量接入，电力监管要适应电力系统清洁化、市场化、智能化的发展要求、适应“双碳”形势下能源结构转型持续推进的新形势，强化对电力系统安全可靠运行的监管，必须把以信用为基础的新型电力监管机制建设放在更加突出的位置。

必须强化对规划和政策执行的监管

回顾我国可再生能源发展的历程，成绩值得总结，教训也应该汲取。特别是“十二五”末出现的个别地区国家与地方发展规划不统筹、不协调，导致出现“边建边弃”的情况，弃风弃光率一度高达11—15%。直到“十三五”期间，国家能源主管部门通过出台一系列政策措施，采取灵活性手段，才让弃风弃光率在去年底降至3.5%和2%左右。

面对风电和光伏即将到来的倍增，若是缺乏统一的规划，相关政策不落实，管理监管不到位，各地快审批、抢规模、圈地盘，貌似“争先恐后”、实则“各自为政”的乱象，则难以避免。为绸缪于未雨，防患于未然，必须用科学系统的规划进行引领，用精准有效的政策，保障规划的落地落实。事实上，今年以来，个别地方在“减碳”工作中，已经出现了用力过猛，去煤电“一刀切”、借碳达峰来攀高峰、冲高峰等现象，暴露出对碳达峰、碳中和政策理解不深入不透彻，在贯彻执行国家政策时出现了偏差，进一步凸显了做好规划和政策执行情况监管的现实必要性。前不久，中央政治局召开会议，明确指出，要统筹有序做好碳达峰、碳中和工作，尽快出台2030年前碳达峰行动方案，坚持全国一盘棋，纠正运动式“减碳”，先立后破，坚决遏制“两高”项目盲目发展。

进入构建新型电力系统的发展阶段，规划出了问题，不管是发展建设过快，与电网消纳能力不匹配，还是建设滞后，都会造成电力供应短缺，直接影响电网的安全运行，也影响整个经济社会发展。

作为我国实现“双碳”目标的主要举措之一，以新能源为主体的新型电力系统建设，在“3060”这样一个大背景下，如何制定规划、出台政策，使规划更加合理科学，让政策更加符合实际，符合我国新型电力系统的现实发展殊为重要。

我们应坚持全国“一盘棋”、行业“一盘棋”，实行通盘考量，强化顶层设计。保持“一张蓝图绘到底”的韧劲，秉承“一把尺子论短长”的作风，落实政策，不折不扣，令行禁止。坚决杜绝“一哄而上、一哄而散”的突击式、运动式发展、坚决纠正“上有政策、下有对策”的各类地方保护。要坚持新发展理念，构建新发展格局，切实处理好中央和地方、当前和长远、存量和增量以及行业之间、部门之间的关系，科学编制行业发展规划，增强规划和政策的科学性、权威性，发挥规划的战略导向作用。

著名管理学家德鲁克说“真正的困难不是确定我们需要哪些目标，而是确定如何衡量这些目标”。随着分布式能源、综合能源系统、微电网、储能的快速发展和负荷端的有序放开，新型能源市场主体不断催生，监管对象规模会爆发式增长。运用信用分级分类监管的手段，不仅促进实现监管对象的全覆盖，也有利于监管更精准，更具实效。

要统筹不同地区、不同行业，结合实际制定产业政策，特别是要做到国家与地方规划衔接、电源电网规划衔接，电源电网管理衔接，防止网源建设脱节，提高电网的接纳能力，为新型电力系统的建设提供坚强保障。同时，围绕规划建立指标评价体系，检验规划和目标的可行性和实际成效，明确各类主体的失信行为、失信标准，围绕信用监管标准开展事前、事中、事后的信息归集，让信用监管贯穿规划、建设的全过程，发挥信用监管在能源治理中的基础性、制度性作用。

必须加强对价格和成本的监管

新能源为主体，系统性成本会上升已成为业界共识。简单说，因为新能源的高比例接入，配套电网建设、调度运行优化、备用服务、容量补偿等辅助性投资会不断增加，而这些增加的成本必然会传导到终端用户。

以德国为例，2019年德国可再生能源装机占比接近40%（低于我国2020年42.4%的水平），比2009年提高了24和百分点，电价上涨了30%。而根据国网能源研究院的测算，我国2025年新能源电量渗透率超过15%后，系统的消纳成本将是2020年的2.3倍。

加强对电价和成本的监管关乎新型电力系统建设的全局。电价改革是电力体制改革的核心，也是构建新型电力系统的关键，电价亦与其他能源价格须臾相连，攸关经济发展和社会稳定。

作为新型电力系统的主体，新能源自身的特点决定了在电能供应经济性方面会带来系统建设和运营成本的上升。如何推动电源侧降本增效，用户侧节能提效，电网企业履行好保底供电责任，利用灵活的市场机制释放源网荷储各环节潜力，将供电成本控制在合理范围，既是新型电力系统建设面临的现实问题，也是能源管理部门加强价格和成本监管的目标。

加强价格和成本监管，必须正确处理降电价的预期与系统成本上涨之间将越发突出的矛盾。我国的电价水平总体上是低的。目前全国工业平均电价和居民平均电价分别仅为OECD（经合组织）国家平均水平的70％和40％,甚至低于新兴工业化国家的平均水平。40多年来，以明显低于发达国家的电价确保了接近发达国家的供电保障能力、电力普遍服务水平和清洁能源供给能力。

近年来，随着电价“三连降”的宏观政策，在给实体经济带来真金白银的同时，“电改就是降价”的认识误区在一定范围内普遍存在。而新型电力系统由于新能源能量密度小、发电年利用小时数低，为保障高比例新能源并网消纳、系统安全与可靠供电，辅助性的投资不断增加，整个电力系统成本随之上升，会带来终端电价上涨，这是一个基本事实。

罔顾电价改革市场化方向，持续降低电价，导致电价既不反映电力的商品价值，也会阻碍其他配套市场机制作用的发挥；面对系统性成本上升，不加节制由市场传导至消费终端，既抑制了实体经济产业竞争力提升，也不利于社会和谐稳定，影响人民群众的认同感、幸福感、获得感。二者皆不可取。在构建以新能源为主体的新型电力系统过程中，必须综合考量市场和民生、效率和公平，积极构建适应我国国情的电力市场化价格形成机制。

建立和完善高比例新能源消纳下合理的成本分摊机制。新能源因其出力的自身特性，必然会推高系统的消纳成本。因此，要全面推动新能源消纳成本在发电侧、电网侧和用户侧的合理分摊，还原电力的商品属性，体现市场价格正常波动，提高电力资源配置效率，完善价格形成机制。

在强化监管的前提下，发挥市场对价格的调节功能，借鉴发达国家的成功经验，深化辅助服务市场建设，明确辅助服务成本向终端用户传导。同时，充分认识我国仍然是世界上最大的发展中国家、仍然处于社会主义初级阶段、仍然处于工业化进程中的基本国情，电价调整要充分考虑社会各方面承受能力，注重经济效益与社会效益协同，将供电成本控制在合理范围。既要防止电价过低阻碍能源转型进程，也要防止电价过高影响公共服务供给和实体经济竞争力。

发展高比例新能源的过程，就是一个破解“既要、又要、还要”能源“不可能三角”的艰难过程。与其他国家相比，我国“双碳”进程在速度、力度、繁重程度上，困难更多、任务更艰巨，必须要扭住价格这个关键，强化成本管控，努力破解难题、化解矛盾、规避风险，坚持市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，加快构建适应我国国情的电力市场化价格形成机制。

加快标准体系建设是基础

以新能源为主体的新型电力系统是一个系统的集成，无论是在电源侧还是用户侧、电网侧，都会发生重大深刻的转变。除了新能源发电装机大幅度上升，用户侧分布式新能源应用更为广泛，需求侧参与电网调节的内外部驱动力进一步增强，消费者和生产者兼具的特点将日渐突出。大规模新能源并网后，对电网柔性可控提出更高要求，电网保障电力持续可靠供电和安全稳定难度增大。

同时新型储能、中小型抽水蓄能等技术和产业将加快发展及推广应用；灵活性火电机组、天然气与储氢调峰电站、储热与储能电站的调峰电源体系会不断加快。

整体来说，电网是由确定性系统向不确定性系统逐渐演变，电力系统无论是自身的建设还是运行，比以往任何时候都复杂艰巨，比以往任何时候都更加需要科技创新和技术标准的支撑保障，比以往任何时候都更加需要坚持系统观念，加强标准体系建设，特别是针对科技创新和重大突破，配套制定标准规范，为新型电力系统建设提供保障。

在能源互联网背景下，既是消费者、又是生产者的全新模式改变着能源电力服务形态。需求侧响应、虚拟电厂及分布式交易越来越多地成为用户的新选择，绿色电力、定制化服务、优质供电、精准计量、电力大数据增值服务成为用户的新需求。现有的电力系统将会面临严重的技术挑战，目前技术体系还无法支撑未来新型电力系统的建设，现有各类技术标准和规范也不能满足新技术新装备新业态的需求。

以储能为例。截至2020年，我国已累计投运储能项目装机达3560万千瓦，但其中绝大部分为抽水储能，电化学储能等新型储能不足总装机的10％。包括投资多重分担的市场机制不健全、实现可持续发展的商业模式不成熟、赖以发展的电价政策不明确、提供技术保障的标准规范缺失等一系列问题，严重影响储能项目的规模化可持续发展。

而随着新型电力系统的加快构建，储能将快速发展。国家发改委、国家能源局日前发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中指出，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，装机规模达3000万千瓦以上。要实现这一目标，就必须尽快制定与完善储能项目的标准体系、商业模式、安全制度和激励机制，明确其独立的市场主体地位，促进储能高安全、低成本、高可靠、长寿命发展，形成商业化、规模化的长效机制。

事实上，从能源监管的全局来看，包括电力在内的部分领域监管指标和标准不仅不合理、不具体，甚至缺少实用性、缺少实践验证。通过建立完善科学实用的标准体系，实现对电力系统的分级分类管理，提高监管效率、提升监管效能具有重要的现实意义。适应构建新型电力系统的新要求，必须加大科技创新，把科技创新、技术进步摆在新型电力系统建设的核心地位，把制定出台、颁布实施相应的标准规范作为推动新型电力系统建设的重要措施，加快完善电力系统技术体系。

从监管的视角看新型电力系统的构建，难免有管中窥豹之虞，但也有“见一叶知天下秋”的真意。能源治理是国家治理体系和治理能力现代化的重要内容，构建以信用为基础的新型监管机制是能源治理的重要组成部分。构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，新型电力系统的地位最为重要。而电力监管的文章做足了，电力能源的治理体系、治理能力现代化便有了坚实有力的保障。 

原标题：监管视角下的新型电力系统