需开展以信用为基础的新型监管
经过多年实践，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，监管效能日益提升，对电力发展的保障作用日渐显现。但是，相对于长期以煤电为主体的电源结构，相对于“自上而下”的调度模式及传统、稳定的市场主体，新型电力系统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，决定了电力监管在理念、重点、方式等方面必须作出调整，这也为开展以信用为基础的电力监管提供了契机。
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、协同监管的制度，实现信用管理体系有序有效运转。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，形成更大范围的监管合力，提高监管效率，这是推进国家治理体系和治理能力现代化的必然选择。
去年5月，党中央、国务院作出部署，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。随着电力系统转型、电力主体演变，特别是新的电力市场主体增加及新业态、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、智能化发展的新要求，适应“双碳”目标下能源结构转型持续推进的新形势，必须转变传统的监管理念，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。
规划和政策执行监管至关重要
回顾我国可再生能源发展历程，成绩值得总结，教训也应该汲取。特别是 “十二五”末出现的个别地区与国家发展规划不统筹、不协调，导致新能源出现“边建边弃”的问题，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，到去年底，弃风率、弃光率降至3.5%、2%左右。面对风电和光伏即将到来的巨增，若缺乏统一规划，相关政策不落实、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，以及各地区、行业的各种“跑偏”和不同形式的冒进将很难避免，必须未雨绸缪，防患于未然，用科学系统的规划进行引领，用精准有效的政策保障规划落地落实。
进入构建新型电力系统的新发展阶段，随着风光主体地位逐渐形成，与2020年10%的全国风光发电量占比将不可同日而语。在这种情况下，前述乱象不仅将影响电网安全运行，也将影响经济社会发展。因此，新时代的新能源发展必须坚持规划先行，科学有序。同时，作为我国实现“双碳”目标的主要举措之一，新型电力系统建设如何制定规划、出台政策，使规划更加合理科学，让政策更加符合实际，殊为重要。因此，要按照国家统一部署，坚持全国“一盘棋”，进行通盘考量，强化顶层设计，坚决杜绝“一哄而上、一哄而散”的突击式、运动式发展，纠正“上有政策、下有对策”的各类地方保护。
可以预见的是，随着分布式能源、综合能源系统、微电网、储能快速发展和负荷端有序放开，新型能源市场主体将不断催生，监管对象规模会呈爆发式增长，运用信用分级分类监管的手段，不仅能实现监管对象全覆盖，也将保障监管更精准、更具实效。因此，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、电源与电网规划衔接，电源与电网管理衔接，防止网源建设脱节，提高电网的接纳能力，为新型电力系统建设提供坚强保障。
此外，要围绕规划建立指标评价体系，检验规划和目标的可行性、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。
价格和成本监管事关电力全局
随着新能源逐渐成为主体电源，系统性成本上升已成为业界共识。换言之，因为新能源高比例接入，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，这些增加的成本必然会传导到终端用户。根据国网能源研究院相关测算，到2025年我国新能源电量渗透率将超过15%，系统消纳成本将是2020年的2.3倍。因此，需加强对电价和成本的监管，这关乎新型电力系统建设全局。
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，而且，电价与其他能源价格相关联，事关经济发展和社会稳定。因此，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，也是能源监管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的矛盾。我国电价水平总体较低，目前全国工业平均电价和居民平均电价分别为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。可以说，四十多年来，我国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”（连续三年降低一般工商业电价）的宏观政策落实落地，在给实体经济带来实惠的同时，也使得“电改就是降价”的认识误区在一定范围内普遍存在。
为保障高比例新能源并网消纳、系统安全与可靠供电，辅助性投资将不断增加，整个电力系统成本也将随之上升，并带来终端电价上涨。如果罔顾电价改革市场化方向，持续降低电价，将导致电价既不能反映电力的商品价值，也会阻碍其他配套市场机制作用发挥。同时，面对系统性成本上升，不加节制由市场传导至消费终端，不仅将抑制实体经济产业竞争力提升，也不利于社会和谐稳定。因此，在构建以新能源为主体的新型电力系统的过程中，必须统筹考量市场和民生、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。
此外，应建立和完善高比例新能源消纳下的合理的成本分摊机制。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。同时，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。尤为重要的是，充分认识到我国仍是世界上最大的发展中国家、仍处于社会主义初级阶段、仍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的承受能力，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。
如前所述，发展高比例新能源的过程，就是一个破解“既要、又要、还要”的能源 “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、繁重程度上的困难更多、任务更艰巨，必须抓住价格这个关键，强化成本管控，努力破解难题、化解矛盾、规避风险。
应加强科技创新+完善标准规范
以新能源为主体的新型电力系统是一个系统集成，无论电源侧还是用户侧、电网侧，都将发生重大而深刻的变革。初步预测，到2060年，我国新能源发电装机占比将超过70%，而我国电力系统和电力市场是建立在传统化石能源发电的可控性和灵活性的基础上；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应和安全稳定难度增大；新型储能、中小型抽水蓄能等技术和产业将加快推广应用；灵活性火电机组、天然气与储氢电站、储热与储能电站等调峰电源体系建设将提速。
然而，目前的技术体系还无法支撑新型电力系统建设，现有各类技术标准和规范还不能满足新技术、新装备、新业态的需求。如由于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，影响了储能项目规模化可持续发展。
整体来说，电网将由确定性系统向不确定性系统演变，无论电力系统建设还是运行，都将更加复杂，更需要科技创新和技术标准的支撑保障。
从能源监管的全局来看，包括电力在内的部分领域的监管指标和标准不仅不够合理、不具体，甚至缺少实用性、实践验证，且有的标准缺失。随着新设备使用、新业态催生，通过建立完善、科学实用的标准体系，对实现电力系统分级分类管理，提高监管效率、提升监管效能等均具有重要的现实意义。日前，国家能源局发布了《光伏发电消纳监测统计管理办法（征求意见稿）》，便是加强标准规范建设，提高光伏行业监测管理水平的创新之举。
要适应构建新型电力系统的新要求，必须加大科技创新力度，将科技创新、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，进而为监管工作提供重要的依据和有力支撑。
（作者供职于国家能源局山东监管办）
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