随着新型电力系统加快构建，电力系统的物理架构、调度运行模式、市场价格机制和价值分配方式等将发生深刻变革，电网规划的目标要求、约束条件和评价指标等也将跟随发生根本性的变化，计划体制下以安全为核心的传统电网规划方法已难以适应这些新变化新要求。作为构建新型电力系统的重要突破口，电力市场化改革加快推进，各类电力资源将在市场中进行主动优化配置，提升系统效率效益。2022年初，国家发改委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出，健全适应市场化环境的电力规划体系，注重发挥市场价格信号对电力规划建设的引导作用。输电网是电力市场运行的物理基础，其容量、结构和规模会对电力市场效率和市场成员效益产生重要影响，输电网规划亟需适应电力市场化改革，以市场化思维实现电力资源的优化配置。

输电网规划面临的新形势

（1）电力市场化改革加速推进

2021年下半年以来，我国陆续印发了一系列推动电力市场改革的政策文件，建立起“能跌能涨”“随行就市”的市场化定价机制，发电企业发电收入和电力用户购电成本随市场交易电价的变化而变化。2022年3月，国家发改委、国家能源局下发《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》，提出加快推动用户侧全面参与现货市场交易，加快推动各类型具备条件的电源参与现货市场，第一批试点地区原则上2022年开展现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行。电力市场的建设目标是通过市场化竞争，提升电力系统运行效率，降低用户的购电成本。输电网作为电能的传输媒介，是体现电力市场运营效率的基本保障。而传统的基于规划年一次快照的潮流和稳定性分析输电网规划方法难以提供有价值的经济信号，可能导致电力市场运行效率低下，上游发电企业收入降低，用户购电费用增多，无法保证社会福利最大化。

（2）并网新能源比例不断提高

传统电力系统中，新能源占比较低，电力系统运行方式相对固定，在输电网规划时，只需要选取不同季节的典型负荷状态，例如“夏大”、“冬大”等极限的电网运行方式，进行潮流、稳定、短路等安全性分析。而在高比例新能源电力系统中，新能源出力具有较大的多时空不确定性，电力系统运行方式多样化、分散化、复杂化，输电网规划与运行特征也将发生根本性变化。输电网规划除了能够满足多样的运行状态外，还要考虑高比例新能源消纳问题。局部输电通道输送能力受限，如汇集站变压器容量不足，导致新能源送出主网困难，难以保证新能源发电企业的合理的上网电量。在跨省跨区方面，新能源大基地与外送通道的建设容量和时序不匹配将影响大基地建设企业的经营效益。对电网企业来讲，不及时扩容输电设备将影响电网的新能源消纳水平，而过渡冗余的通道容量将降低输电网的利用率。因此，输电网规划需要协调新能源出力的随机特性与输电容量充裕度，为新能源发展提供坚强的基础平台。

（3）源网荷储各环节融合发展

传统的电网规划主要采用增加不同电压等级的输变电设备实现规划目标。随着“双碳”目标的提出，新型电力系统正在向着安全、清洁和经济的多种目标发展。同时各种新技术手段在技术和经济上正在实现规模化发展，包括分布式发电技术、储能技术、需求侧管理技术等。2021年2月，国家发改委、国家能源局印发《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，提出充分发挥源网荷储协调互济能力。2022年3月，国家发改委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出推动新型储能与电力系统各环节融合发展，因地制宜发展电网侧新型储能，发挥提高大电网安全稳定运行水平、延缓和替代输变电设施投资、增强供电保障能力、提升系统应急保障能力的作用。因此，新型电力系统下的输电网规划已不再局限于新建改造输电线路或变电设备单一手段，而是需要考虑源网荷储协同的综合规划，包括“源源互补”、“源网协调”、“源荷储互动”，并实现在综合规划成本最小的情况下满足新型电力系统的发展目标。

（4）电网企业经营模式发生转变

电网投资方案的效益评估是形成合理的电网规划方案技术保障，2015年中发9号文提出的“准许成本+合理收益”的输配电定价模式对电网规划方案和投资方案的合理性和经济性评价产生重大影响，对电网投资计划的精准性提出更高的要求。2021年，国家发改委发布1439号文件和809号文件，“管住中间、放开两头”迈出重要一步，电网企业统购统销的传统经营模式发生彻底转变，由购销差价带来的售电收入转变为成本控制和投资管理水平的提升。同时，电网企业投资规模受到更加严格的监管，2020年国家发改委和国家能源局发布《关于加强和规范电网规划投资管理工作的通知》，强化了电网投资监管，提出“电网规划要按照市场化原则，与相关市场主体充分衔接”等要求。投资回报率受到严格监管，要求输电网规划准确反映电网投资与电力市场运营效益的关系，依据市场主体经济效益优选规划方案，为电网投资监管和输配电价核定提供充分的规划依据，保障电网企业的经营效益。

国际主要电力市场

输电网规划经验启示

（1）美国PJM电力市场

PJM是美国最大的独立系统运营商，运营管理13个州及华盛顿哥伦比亚特区的电力系统和电力批发市场，同时负责电网升级规划以保障系统可靠性。PJM每年开展一次电网滚动规划，由市场监管机构和市场主体等共同合作制定。PJM建立了区域输电发展规划制度（RTEP）进行电网规划。RTEP主要包括可靠性规划、经济性规划、电网互联规划和局部电网规划四部分。PJM首先进行该区域的可靠性规划，包括建立暂稳态数据集、建立预想事故集、静态安全分析、各类暂态分析等。在可靠性规划基础上，PJM进行经济性（市场效率）规划。规划人员会提出多种提高市场效率的规划方案，例如新建输电线路缓解现有系统运行的阻塞情况，并对这些方案进行效益成本比的量化分析和优选排序，提交PJM输电规划委员会，经各利益攸关方讨论和审查后，形成最终的经济性规划方案。

（2）美国加州电力市场

加州独立系统运营商（CAISO）负责运营加州电力批发市场，同时负责年度电网升级规划。与PJM一样，CAISO也建立了一套标准的电网规划经济效益分析制度，以评估每个市场参与者的在输电规划升级方案中获得的经济效益。CAISO将市场成员分为：电力用户（消费者）、发电企业（生产者）和输电所有者或阻塞收入权持有者。因此，基于经济性原理，CAISO社会福利剩余的效益指标可分为三类：消费者剩余、生产者剩余、阻塞收入，规划方案产生的经济效益就为社会福利剩余之和。CAISO采用传统的成本效益分析方法优选规划方案，通过计算每个规划方案全生命周期带来的社会福利剩余，再根据规划方案全生命周期的成本，计算规划方案的净现值，最后按净现值对规划方案进行优选排序。

（3）欧洲跨国电力市场

欧洲的输电运营商共同成立了欧洲输电运营商合作组织（ENTSO-E），负责欧洲跨国输电网规划，主要目标包括保障电力供应安全、促进可再生能源消纳、公平接入、电力市场一体化、提升系统运行效率、支持跨国电能输送等。ENTSO-E采用社会福利评价规划方案的经济性，根据社会福利效益优选规划方案和安排建设时序。社会福利效益的计算方法有发电成本法和总剩余法两种。发电成本法将规划方案实施后节约的市场总发电成本的降低作为规划方案产生的社会福利效益，主要包括缓解输电阻塞节约的发电成本、新建输电线路接入低成本电源带来的发电成本下降和促进发电机组竞争降低的发电成本。总剩余法是将规划方案实施后增加的生产者剩余、消费者剩余和阻塞收入，作为规划方案产生的社会福利效益。

除以上三个典型电力市场外，美国纽约电力市场（NYISO）针对阻塞最严重的通道或分区，提出多个综合规划方案，如输电设备升级改造、新建发电电源、需求侧管理等技术手段，通过评估对每个综合规划方案的效益成本比，优选出最经济的规划方案。英国能源监管机构Ofgem要求英国国家电网公司需选择合适的电网规划方案和合理的方案实施时间，使用户利益最大化。

（4）国际经验启示

输电网规划体系包括安全性规划和经济性规划。美国联邦能源监管委员会（FERC）发布890法案要求输电经济性规划作为整个输电网规划中的强制性环节。欧盟法规“（EC）347/2013”要求欧洲互联电力市场（ENTSO-E）采用效益成本分析的方法进行每10年期的跨国输电网优化规划。安全性规划通常在经济性规划之前进行，规划目标首先要满足未来电网安全运行的要求，电网运行安全性与经济性相互融合。对所有输电网升级、系统阻塞和可靠性问题的缓解方案，需通过经济性分析优选排序。

社会福利最大化是经济性规划的评价指标。从欧美各个州、地区和跨国电力市场输电网规划要求来看，所有的输电网规划均需要进行对电力市场整体的经济效益评价，虽然各个市场采用的具体指标有一定差异，但根本上所有输电网规划的关键目标主要为降低电力市场的总发电成本、降低用户电价、提升社会福利等。对于输电规划的方案排序和必选，由于涉及高额的投资，需要对每个方案的效益进行详细的量化分析，以实现方案优选和经济效益最好的方案组合。

表 各电力市场经济规划指标

长周期电力市场仿真技术是量化电网规划效益的必要手段。电力市场仿真技术通过长周期（时序8760小时）仿真可以精确计算出规划方实施后各类经济效益指标，向规划决策人员提供完备的经济性决策依据。目前，在欧美国家，电力市场仿真系统已普遍应用于电源和输电网的规划。PJM市场规划人员根据整个PJM控制区的电网、电源和负荷的详细市场仿真数据，采用与PJM市场交易系统相同的出清模型进行仿真计算。CAISO市场通过长周期电力市场仿真软件计算每个规划方案全生命周期带来的社会福利。

构建市场化输电网规划机制的建议

（1）规划思路上从以安全为核心向以安全为基础、市场效益为中心转变

长期以来，电网企业已形成较为完善的以安全性为核心的规划体系，但随着电力体制改革的深入，电力系统的三公计划调度模式正快速转向以电力现货市场为核心的市场化模式。输电网规划愈发影响着电力市场的运行，进而影响发电企业和电力用户的经济效益。同时，电网企业由统购统销模式转变为收取“过网费”。输电网规划应按照市场配置资源的决定性作用规律，主要由市场价格信号引导规划，在满足安全约束的基础上，考虑电力市场成员的经济效益，包括系统总生产成本、用户总购电费用、阻塞成本、发电企业净收入等，建立科学的评价指标体系，合理安排电网建设和投资时序，在保证电网运行安全基础上，建立以电力市场的社会福利最大化为目标的精准投资规划体系。

（2）规划范围上从输变电设备规划向综合规划扩展

在构建新型电力系统的目标下，输电网规划应转变为广义的综合规划，把新建和扩建输变电设备、加装储能设施、实施需求侧灵活性能力建设等多种技术类型方案纳入规划的考虑范围，综合分析论证，提高可再生能源发展速度、规模与电网建设速度、接纳能力之间的匹配程度。电网替代性储能设施可以在适当的情景减少变电容量及输配电线路的建设，降低或者延缓电网投资，进而有利于降低终端用户电价。建立可调节负荷资源库，可降低尖峰用电负荷、调控低谷用电负荷，促进可再生能消纳，缓解输电线路的阻塞。各类解决方案在实际实施过程中，投资成本和产生的经济效益存在较大差异的可能性，需要计算不同解决方案的成本效益，评估优选经济方案。

（3）规划手段上构建长周期电力市场仿真分析能力

长周期电力市场仿真工具是开展经济性输电规划的必备分析工具，要结合当地电力系统调度运行的要求和特点以及电力市场模式和规则，构建适用于当地的电力市场长周期仿真系统。对市场内的各类电源、电网和负荷等电力市场关键元件进行精细化建模，构建安全约束的机组组合和经济调度模型以及节点边际电价计算模型，精准模拟电力市场运行出清过程，量化分析市场成员的各类经济技术指标，校验源网荷储协同规划方案的可行性。市场仿真数据与传统的安全性分析数据有较大的差异，需要构建适用于当地电力系统和电力市场的仿真数据，为精细化长周期电力市场仿真提供强大的数据支撑。需要强调的是，电力市场仿真应考虑调度运行对安全性的要求，在技术手段上实现调度和规划的有效融合。

（4）规划监管上将规划效果纳入输配电价核定体系

要建立电网规划的激励相容机制，把电网规划效果纳入输配电价核定体系，激励电网企业加强对输电网规划的经济性分析。政府按照电网固定资产投资准许收益率核定输配电价，纳入成本的固定资产投资应是有效资产。在电力市场环境下，有效资产是投入使用后能够降低系统成本、提高电力市场运营效益的输电线路或设备，利用率达到设定水平，如果资产不符合有效条件，将不计入输配电价定价成本，或只能按照其利用率折算比例计入定价成本。准许收益率根据电网资产实际利用率、供电可靠性及服务质量相应上下浮动。电网企业通过不断提升经济性规划和成本控制水平，确保投资建设的规划项目成为有效资产，获得合理收益。

（图片来源：veer图库）