近日，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》（以下简称《指导意见》），国家能源局也于近日发布《新型电力系统发展蓝皮书》（以下简称《蓝皮书》），明确了建设新型电力系统的总体架构和重点任务，标志着新型电力系统建设进入全面提速阶段。
■■ 新型电力系统建设对电网
规划投资管理提出更高要求
《指导意见》提出要加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，强调要健全适应新型电力系统的体制机制。《蓝皮书》结合我国资源禀赋和区域特点，明确制定了新型电力系统“三步走”的发展路径，系统设计了“加强四大体系建设，强化三维创新支撑”等总体架构。
《指导意见》和《蓝皮书》均强调，新型电力系统建设离不开与之配套的政策与体制机制优化创新，特别是加强电力规划、建设、运行、交易、价格等多环节统筹协调和监督，以及加强煤电、新能源、储能、电网等多要素统一管理。电网处于电力系统平台的核心地位，优化完善电网规划、投资、电价等管理机制，能够为加快构建新型电力系统提供坚实的制度保障。
■■ 当前电网规划与投资管理
仍待进一步完善
首先，电网与电源规划衔接需加强。一是新能源超规划预期发展，与电网消纳能力不协调，个别省区在运及已批复的新能源规模甚至已超过“十四五”规划目标，新能源的无序发展大幅增加了额外的输配电容量需求，带来更高的输配电投资，对输配电网络利用效率带来不利影响。二是源网工程规划、建设时序不衔接，新能源规划主要以地区新增规模方式体现，未具体落实到项目，导致其送出工程无法及时纳规；同时，新能源电站建设周期约为一年，配套电网送出工程建设周期至少需要两年以上，建设时序差异易造成“发出来、送不出”等问题。
其次，电网投资监管配套机制需明确。一是电网规划口径范围应适应性拓展，以更好衔接电网投资监管范围。根据输配电定价成本监审要求，电网投资覆盖输配电服务的全部合理支出，包括电网基建、生产技改、营销技改、科技创新、数字化等项目类型，且应纳入规划并履行核准备案程序，目前国家层面对全口径电网规划范围、深度要求和技术标准等均未作规定，导致各省管理部门和电网企业执行存在差异，影响规划效果；二是全口径电网规划中部分投资项目审核管理要求不明确。35千伏及以上电网基建项目核准备案要求较为明确，但其它投资项目较为分散、种类繁多、专业性强，在实际执行中缺乏实施细则等政策依据。
再次，输配电价格机制需进一步完善。一是重大政策性投资认定机制尚需完善。核价办法以新增投资带来新增电量为约束认定核价投资，重大政策性投资不受“单位电量固定资产”约束全额纳入有效资产，第三监管周期明确了新能源接网配套工程属于重大政策性投资范围，有力支撑了新型电力系统建设。随着我国电量增长趋于放缓，刚性政策性投资需求仍保持高位，北方清洁供暖、三区三州、边防供电、供电投资界面延伸等社会效益大、生态价值高的投资仍未能纳入重大政策性投资范围，给电网投资能力带来较大不利影响；二是随着新型电力系统的加速建设，风光等新能源高速发展，发电量占比逐步提升，煤电“三改联动”积极转型，发挥电力安全保障“压舱石”作用，电网安全可靠和灵活智能水平不断提升，推动全社会供电成本增长压力不断增加，输配电成本在多主体间传导与分摊机制有待创新优化。
■■ 优化电网规划投资管理机制
需多角度发力
首先，建议多维协同靶向发力推动源网协调发展。一是在完善市场交易与价格机制、保障电网合理收益的同时，稳定市场投资预期，推动各类电力规划投资项目落地落实；二是通过增加政府直接投资，将农网、适应新型电力系统分布式电源接入的配网智能化改造等投资增加纳入重大政策性投资范围等方式，给配电网特别是农网建设提供更大的支持和激励；三是建立多部门联合审批机制，适当并行、简化多类电力投资项目审核流程，推动源网同步规划建设、同步投产运行，提升电力系统整体投资效率效益水平。
其次，建议建立全口径电网规划管理机制。一是将当前以电网基建项目为主体的电网规划范围，拓展为提供输配电服务各专业的全口径投资项目，并明确各类项目划分界面，包括生产、营销、科技、数字化等类型项目；二是明确全口径电网规划的深度要求和技术标准，统筹考虑各类项目投资规模、技术方案复杂程度、技术发展变革速度等个性化因素，注重对不同类型项目规划的深度要求和技术标准采用差异化要求。
再次，要完善全口径电网投资审核管理要求。一是国家层面应尽快出台全口径电网投资审核管理要求，通过政策文件进一步规范确定各类电网投资项目涵盖范围，明确各类电网投资项目管理部门、审核流程、审核文件等总体要求；二是指导各省级政府管理部门，考虑各地实际管理情况以及电网投资项目专业特点等综合因素，积极推动全口径电网投资审核管理总体要求在本地承接和落地，加强全口径电网投资项目的监督管理。
此外，应明确重大政策性投资认定机制。一是明确重大政策性投资认定范围。国家相关部门要求电网企业承担相应的社会责任，但投资不带来电量增长或经济效益明显低于正常水平的政策性投资，应足额纳入重大政策性投资范围；二是明确重大政策性投资认定方式。对于可以提前明确的重大政策性投资，建议在规划阶段明确投资规模并纳入规划，对于在执行过程中新增的重大政策性投资，建议滚动纳入修编规划，并严格履行投资审核程序，全额认定纳入有效资产。
同时，建议建立电网规划-投资-电价联动机制。一是建立能源主管部门、价格主管部门等多部门协调会商联动机制，以保证规划外的落实国家重大决策部署及应急抢险等电网投资项目发生时，电网规划和新监管周期电价水平能够有效联动、及时疏导；二是新型电力系统建设加速、电网规划效能水平不断提升，带来电网投资需求日趋旺盛，新监管周期电价核定应综合考虑电网规划目标、投资需求等因素，统筹平衡确定输配电价。
最后，应加强电网规划投资领域的数字化支撑力度。一是现有规划技术手段不能有效满足新型电力系统规划需要，亟需融合“云大物移智链”等数字技术，针对新型电力系统的“双高”特征，加快研究开发规划仿真新模型和新工具；二是配电网、生产、营销等投资项目，在履行投资项目审核管理程序时，面临项目数量繁多等管理难题，亟待依托数字化手段搭建政企数字通道，促进政府监管部门与企业投资管理数据互通，实现申报材料自动上报，审批结果实时获取。
