电改又迈出坚实一步

此次第三监管周期改革工作在加快新型电力系统构建和推进“双碳”目标实现的背景下展开，相关政策为厘清电网企业输配电业务、促进电力系统效率提升、助力新型电力系统构建、加快与电力市场的衔接等方面奠定了基础。

5月15日，国家发改委密集印发一系列电价通知：《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）（以下简称《通知》）、《第三监管周期区域电网输电价格及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕532号）、《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（以下简称《抽蓄通知》）。《通知》公布2023-2026年各省级电网输配电价水平，并对用户电价分类、用户电价构成、工商业电价执行方式等重要政策进行优化完善。

受访的业内专家一致认为，根据中发9号文“管住中间、放开两头”的总体架构，科学的输配电价改革是“放开两头”的基础，也是电力市场化改革的重要环节。《通知》的发布，全面厘清输配电价结构，这意味着我国输配电价改革不断深化，电价改革迈上了新台阶。尤其是此次《通知》，在按照“准许成本+合理收益”直接核定省级电网输配电价、优化输配电价结构上实现突破，既衔接了电力市场发展，又有助于新业态快速发展。

“2015年开启的新一轮电力体制改革，快速打开发电和售电的局面，2017年完成了第一监管周期的输配电价核定。基于第一监管周期省级电网输配电价核定尚欠缺的部分，国家发改委于2020年完成第二监管周期输配电价核定，进一步完善输配电价就定价规则和定价程序，首次实现对所有省级电网和区域电网输配电价核定的一次性全覆盖，首次将外送输电价格纳入省级电网核价。”电力行业分析人士聂光辉指出。

《中国能源报》记者采访了解到，此次第三监管周期改革工作在加快新型电力系统构建和推进“双碳”目标实现的背景下展开，相关政策为厘清电网企业输配电业务、促进电力系统效率提升、助力新型电力系统构建、加快与电力市场的衔接等方面奠定了基础。

输配电价核定更明晰

有利于提升系统效率

输配电价是电网企业提供接入系统、联网、电能输送和销售服务的价格总称。在业内人士看来，《通知》的亮点无疑在于几个“首次”。

首先，《通知》首次实现了分电压等级输配电价结构的核定。国网能源研究院价格研究室主任张超向《中国能源报》记者分析，在前两个监管周期中，输配电价对标电网购销价差。“而《通知》直接按照电压等级间输送电量传导关系，将核定的准许总收入分配到各个电压等级后，再结合预测电量核定分电压等级输配电价，核定更加明晰，也能够真正实现核定结果及执行标准。”张超进一步分析，长远来看，这样的电价核定结构便于后续全面开启“顺价”模式，有利于明确输配电价的监管界面，并全面厘清电网企业输配电业务。

“相比不同电压等级采用相同容量电价，分电压等级核定输电容量电价则能更科学精细反映实际的供电容量成本。以山西为例，原容（需）量电价不分电压等级，用户的容量电价均为24元/千伏安·月，需量电价均为36元/千瓦·月。”中电联规划发展部副主任韩放举例说明。

而分电压等级核定容需量电价和分电压等级核定输配电价结构，不再过度强调用户类型，给工商业用户提供了更多电价执行方式的选择权。“《通知》要求推动一般工商业和大工业执行相同输配电价。这将促使工商业积极参与电力市场化交易，同时又能促使工商业用户承担相应成本。”聂光辉说。

此外，《通知》提出“选择执行需量电价计费方式的两部制用户，每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上的，当月需量电价标准按照核定标准90%执行”，建立了基于负荷率的激励机制，鼓励用户提高利用率水平。“例如一个1千伏安的设备，使用1个月的电量是648千瓦时（考虑0.9的功率因数）。用电量260千瓦时对应负荷率40%，用电量不低于260千瓦时（即负荷率不低于40%）时可以在核定需量电价上打9折。通过这样的激励机制，将提高电力设备使用率，减少电力资源或设施的浪费，进而有利于促进电力系统整体效率的提升。”张超进一步分析。

推动各类成本公平负担

加快与市场衔接

在众多通知中，特别值得关注的是对抽水蓄能电价的明确。多位业内人士指出，本次核定省级电网监管周期输配电价，首次建立了“系统运行费用”，并将其单列在输配电价之外，充分表明了对推动抽水蓄能可持续发展，以及构建新型电力系统的重视。“实际上可以将其理解为进一步明确输配电成本，并考虑了国家能源政策调整对电价的影响，为用户分摊系统公共成本提供了依据。”聂光辉指出。

受访的业内人士向《中国能源报》记者表示，“《抽蓄通知》最大的意义是落实了原来的633号文。”“《抽蓄通知》让633号文里的容量电价终于实打实地见着了。”“对抽蓄建设来说，有些观望的企业可能会加入投资”。

与常规水电站不同，抽水蓄能电站既是电源又是负荷，具有调峰、调频、调压、系统备用和黑启动等多种功能，被誉为电力系统安全稳定运行的“调节器”，对于平抑风光新能源发电随机波动性、保障电力系统安全可靠供应、推动新型能源体系建设和实现“双碳”目标具有重要意义。

早在2021年4月，国家发展改革委印发的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》就明确，将抽水蓄能电站容量电价纳入省级电网输配电价回收，鼓励抽水蓄能电站参与市场竞争。“而本轮输配电价改革，国家在抽蓄电站成本调查的基础上，按照经营期法核定了抽水蓄能的容量电价，并在电网输配电价之外单列，真正落实了633号文的价格机制，切实让抽蓄电站投资者看到较为稳定的投资回报预期。同时，这也将充分发挥电价信号引导作用，调动各方积极性，为抽水蓄能电站健康发展、促进新能源消纳、保障新型电力系统建设创造更加有利的条件。”国网浙江省电力有限公司经济技术研究院研究人员兰洲对《中国能源报》记者表示。

关于上网环节线损费用，《通知》首次将其单独列出，其中明确“电力市场暂不支持用户直接采购线损电量的地方，继续由电网企业代理采购线损电量，代理采购损益按月向全体工商业用户分摊或分享”。这有利于进一步还原电力商品属性。

随着电力市场化改革的深入推进以及新能源的大规模发展，电力市场应充分发挥价格作用，实现能涨能跌。“本轮核价明确了上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算，同时将上网环节线损费用单列在输配电价之外，能够更好地适应市场价格的变化，与市场规则相衔接。”张超分析。

价格机制是市场机制核心

输配电价核算需更具体

众所周知，电价改革是电力市场改革的核心，“管好中间”更是“放开两头”的市场化竞争的前提和基础。由于输配电环节错综复杂，科学合理测算输配电价成本、理顺电价结构，让电价更透明，具有重要的现实意义。

谈及输配电价如何完善，聂光辉建议，输配电定价成本的核算还需更加细致、具体化，增加电力用户关于电力定价的话语权，减少电力供给环节的利益相关性，强化监督和竞争意识。“如电网交叉补贴、政企职责问题、政府基金及附加比重、监管与考核权责问题等都影响着输配电价的理顺。目前，我国输配电价结构有必要进一步明确输配电环节与发电端、售电端的关系，限制售电端过度参与输配电环节，减少发售电两端对于输配电环节的市场依赖，激发发电端、售电端对输配电环节的监管积极性。”

而在华南理工大学电力学院电力经济与电力市场研究所所长陈皓勇看来，电价是从电力系统工程技术问题到电力市场社会科学问题之间的桥梁。价格机制是市场机制的核心，市场决定价格是市场在资源配置中起决定性作用的关键。

“价格机制应基于真实边际或平均成本而建立，由于电的物理同质化特征，1度电的真实成本背后是一个系统优化问题。”陈皓勇对《中国能源报》记者表示，“电力系统优化规划、优化运行是电能定价和电力市场设计的基础。从数学优化的角度，电力市场的本质是通过价格引导的分散决策实现系统整体优化。与传统计划经济模式相比，电力系统规划运行和电力电量平衡两个基本问题没有变，只是实现方式发生了变化，从传统的计划统一管理变为‘价格引导、自愿参与’。”

下一步，在加快构建新型电力系统和全国统一电力市场的目标之下，还需要进一步深化和推进输配电价改革。韩放建议，结合全国和区域统一电力市场建设的目标，可分阶段推动跨省跨区输电价格由单一制电量电价逐步向两部制电价过渡，促进跨省区交易达成，合理分摊远距离输电成本；其次，进一步细化明确系统运行成本的价格形成机制、费用分摊机制以及执行方式，引导政策切实有效落地。“此外，要进一步深化煤电上网电价机制，建立燃煤基准电价评估与调整制度，规划建立配套的容量保障机制，有效支撑煤电机组发挥安全保供、灵活调节、应急备用作用。”

文丨本报记者  杨晓冉

出品 | 中国能源报（ID：cnenergy）

编辑 | 李泽民