核心观点：我国电网运行管理面临的挑战主要有：新能源发电占比提高，电网灵活性、可控性能力要求大幅提升；发电侧、负荷侧预测难度提高，调度难度加大；大规模消纳新能源需要的市场化长效机制不完善；电网企业主业盈利能力减弱，自身造血能力不足。针对以上新形势和新挑战，提出四方面政策建议。一是电网管理必须保障电力系统安全稳定运行；二是电网管理必须支撑新能源快速发展和高水平消纳；三是电网管理必须满足经济社会发展的客观需要；四是建立科学合理的电网监管体系。
一、当前我国电网管理体制概述
（一）我国电网管理体制现状
1.投资经营体制
2002年电力改革启动以来，国家先后实施了厂网分离、主辅分离改革。从管理体制来看，采用输配合一的输配电体制，绝大多数地区的输电网和配电网均由兼营输配电业务的一体化电力企业管理经营。而从投资主体来看，目前我国输配电网主要包括以下四类投资运营主体：一是全国性的两大电网公司。二是省级地方电力企业。三是地、县级地方供电企业。四是增量配电企业。
2.输配价格机制
在中发9号文确立的价格体制下，输配电价按照“准许成本加合理收益”的原则制定，分电压等级核定，用户或售电主体按照接入的电网电压等级对应的输配电价支付输配电费用。近年来，国家发展改革委、国家能源局先后出台了《输配电定价成本监审办法》以及《区域电网输电价格定价办法》《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》《省级电网输配电价定价办法》和《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》等文件，基本确立了输配电价格体系。现有的输配电价格体系大致包括以下几部分：跨省跨区专项工程输电价格，区域电网输电价格，省级电网输配电价格，增量配网价格。
3.调度交易体制
我国电力调度机构实施与电网一体化的组织模式，各级电力调度机构均为电网企业的下属部门。国家电网调度系统包含5级调度机构。南方电网调度机构则包含4级调度机构。
我国电力交易机构采用公司制组织模式，基本可分为区域性电力交易中心和省级电力交易中心两类。区域性电力交易中心共有2个，分别是北京电力交易中心和广州电力交易中心；省级电力交易中心则共有33个，除河北、内蒙古各有2个外，其他29个省、自治区和直辖市各有1个。
4.电网监管体制
按照《电力监管条例》的规定，我国政府对输配电环节实施的监管主要从以下几个方面展开：颁发和管理电力业务许可证；电网互联以及发电厂与电网协调运行中执行有关规章、规则的情况；电力市场和输配电企业无歧视开放的情况；电力市场运行和调度规则的执行情况；供电企业按照电能和供电服务质量标准提供服务的情况；电力企业发生安全生产事故处置和电力监管机构对电力安全监督管理情况；国务院价格主管部门、电力监管机构对电价的监管情况。目前，颁布了具体实施办法的监管领域主要有准入审批、运行调度、供电质量等。
（二）规范电网管理取得的成效
新一轮电力体制改革以来，按照党中央、国务院改革决策部署，电力改革各项任务快速推进，电网管理体制更加规范透明，在输配电价改革、交易机构独立规范运作、售电侧改革、放开发用电计划、跨省跨区交易、电力可靠性水平等多个方面取得重要阶段性成果。一是全面落实输配电价改革任务，基本建立独立输配电价体系。二是交易机构全部组建完成，基本完成股份制改造工作。三是售电侧放开稳步推进，市场竞争机制初步建立。四是市场交易规模逐年扩大，发用电计划进一步放开。五是跨省跨区交易规则体系初步建立,可再生能源消纳能力进一步提高。第六、电力可靠性水平显著提升，电力供应安全稳定。
（三）我国电网运行管理面临的挑战
1.电力行业肩负落实国家战略、推动能源转型的重要责任
未来，随着能源安全新战略和“双碳”目标等国家战略的逐步落实，我国经济结构、能源结构、产业结构将加速调整，“清洁低碳、安全高效”的能源体系加快构建。对于电力行业来说，既要认清发展形势、明确使命责任，在保障能源安全稳定供应的同时，还要肩负起落实国家战略、推动能源转型的重要责任。
2.新能源发电占比提高，电网灵活性、可控性能力要求大幅提升
2020年，我国电力系统中的风电、光伏装机占比达到24%，按照2030年风电、光伏装机达到12亿千瓦计算，新能源装机占比将达到35%左右。更高比例的新能源接入，将给电网带来巨大挑战。
第一、新能源具有波动性、随机性和间歇性，对电力系统的功率平衡、抗冲击能力提出挑战。
第二、新能源发电并网大量使用电力电子装置，系统特性发生深刻变化，给电网安全及运行控制带来挑战。
第三、为满足大规模远距离送电需求，高压交直流电网建设和大规模新能源持续并网，交直流送受端强耦合特性给电网稳定性分析与控制带来挑战。
3.发电侧、负荷侧预测难度提高，调度难度加大
电力系统正在由可预测的火电、水电以及相对稳定的负荷，转变为出力难以预测的风电、光伏以及随机性更高、行为特性更复杂的负荷（分布式电源、微网系统、电动汽车等），源、网、荷之间协调变得更加困难。
4.新能源消纳困难，要求构建市场化的长效机制
新能源是我国能源转型的主要力量,未来还将持续快速发展。一是电源与电网建设不匹配，局部地区新能源消纳受限。二是跨省区交易价格机制不完善，新能源上网电价过低。三是高调节需求导致系统运行成本不断提高，消纳成本难以有效疏导。四是电网企业主业盈利能力减弱，经营压力较大。
二、美国近年来多次发生电力危机的启示
各国电网管理体制的形成受历史沿革、政治体制、所处经济发展阶段等多种因素的影响，是适应本国经济发展阶段和现实国情的客观选择。我国电力行业正处于深化电力体制改革的阶段，也正在探索适合我国国情的市场模式，美国加州、得州停电事件对我国吸取相关经验教训，保障极端情况下的电力供应，更好的推进电力市场建设具有重要意义。
第一、极端情况下电网互供互济能力对预防大停电具有重要意义，我国统一大电网为电力资源全国优化配置提供坚实物质基础，全国统一电力市场为资源大范围优化配置提供机制支撑，应予以坚持。
第二、在电力市场建设进程中，需建立与国情相适应的市场机制，避免极端或突发情况下电力价格剧烈波动。
我国电网管理体制的选择，应紧密结合我国国情，在坚持市场化改革方向的同时，从有利于保障能源电力长期可靠供应和电力工业可持续发展，有利于确保电网安全，有利于促进能源资源大范围优化配置的角度出发，统筹兼顾、审慎决策，尽量避免因为改革出现反复而影响国计民生。
三、适应电力发展新形势的电网管理体制的研究
第一、电网管理必须保障电力系统安全稳定运行。
一是提高电网的灵活性和稳定性。在进行灵活性资源规划时，应优先挖掘存量灵活性资源潜力，加快推动煤电灵活性改造、需求侧响应等影响范围广的措施，按照需要合理布局抽水蓄能、储能。
二是完善电网调度一体、交易独立运作的改革框架。电网与调度一体化的模式有利于发挥我国电力工业长期以来形成的体制优势。在此基础上，交易机构应继续推进独立规范运作，明晰功能定位，注重保障独立性、中立性和合规性。
三是推动电网企业数字化、智能化转型。建设新型电力系统，不仅包括新能源为主体的电源结构，统一高效、有机协调的电力市场，构建高弹性的数字化、智能化电网是基础保障。
第二、电网管理必须支撑新能源快速发展和高水平消纳。
一是做好新能源建设与电网消纳能力的统筹规划。支持新能源能源发展，要做好网、源、储的协同规划，科学规划的前提是以准确的市场信号为依据，避免网、源不协调的隐患。短期看，工作重点在于充分释放已建成输电通道的输电能力上，长期看，应持续加强电网和电源规划统筹协调。
二是持续推进电力市场化改革，通过电力市场促进清洁能源消纳。一方面，探索新能源参与中长期市场和现货市场交易机制，统筹两个市场有效衔接；另一方面，完善跨区跨省电力市场交易机制，做好现行市场架构下省间市场与省内市场的衔接协调；此外，还应按照“谁受益、谁承担”的市场化基本原则，合理评估辅助服务贡献和责任主体，建立公平合理的辅助服务市场。
第三、电网管理必须满足社会经济发展的客观需要。
一是继续完善透明、独立、公允的输配电价体系。一方面，进一步完善输配电价定价机制。调动电网企业主动压降成本的积极性，实事求是、因地制宜确定新增电网投资规模；另一方面，妥善处理电价交叉补贴问题。从实际出发，通过暗补变明补、完善居民阶梯电价制度等方式，逐步理顺和解决交叉补贴问题。
二是构建电力普遍服务的长效机制，保障中西部地区长期稳定发展。短期内，建议价格主管部门在核定输配电价时，允许将帮扶成本计入帮扶省份准许总收入、通过帮扶省份输配电价予以回收。长期来看，建议建立国家层面的电力普遍服务基金，打造科学合理的电力普遍服务的长效机制。
第四、建立科学合理的电网监管体系。
一是还原电力的商品属性，构建市场化价格形成机制。从观念上，消除电改就是降电价的认识误区。从实践上，减少政府的不合理干预。
二是科学引导电网企业开展合理的竞争性业务。应加强对电网企业从事竞争性业务的监管，电网企业的输配业务与竞争性业务应做到独立运作、规范运作、合规运作，并严格规范竞争性业务与电网业务之间的关联交易，并全面实施混合所有制改革。此外，电网企业从事代理购电业务应得到科学的监管。
三是完善电网企业考核制度，疏解监管与考核间矛盾。国资委对电网企业考核按照商业二类企业标准进行，针对新型监管模式和传统绩效考核体系之间的矛盾，建议尽快完善和创新对电网企业的绩效考核机制，调整经营指标在考核中所占的权重，使电网企业回归专注于提供输配电服务的功能定位。
