此次第三監管周期改革工作在加快新型電力系統構建和推進“雙碳”目標實現的背景下展開，相關政策為厘清電網企業輸配電業務、促進電力系統效率提升、助力新型電力系統構建、加快與電力市場的銜接等方面奠定了基礎。

5月15日，國家發改委密集印發一系列電價通知：《關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》(發改價格〔2023〕526號)(以下簡稱《通知》)、《第三監管周期區域電網輸電價格及有關事項的通知》(發改價格〔2023〕532號)、《關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》(以下簡稱《抽蓄通知》)。《通知》公布2023-2026年各省級電網輸配電價水平，并對用戶電價分類、用戶電價構成、工商業電價執行方式等重要政策進行優化完善。

受訪的業內專家一致認為，根據中發9號文“管住中間、放開兩頭”的總體架構，科學的輸配電價改革是“放開兩頭”的基礎，也是電力市場化改革的重要環節。《通知》的發布，全面厘清輸配電價結構，這意味著我國輸配電價改革不斷深化，電價改革邁上了新臺階。尤其是此次《通知》，在按照“準許成本+合理收益”直接核定省級電網輸配電價、優化輸配電價結構上實現突破，既銜接了電力市場發展，又有助于新業態快速發展。

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“2015年開啟的新一輪電力體制改革，快速打開發電和售電的局面，2017年完成了第一監管周期的輸配電價核定。基于第一監管周期省級電網輸配電價核定尚欠缺的部分，國家發改委于2020年完成第二監管周期輸配電價核定，進一步完善輸配電價就定價規則和定價程序，首次實現對所有省級電網和區域電網輸配電價核定的一次性全覆蓋，首次將外送輸電價格納入省級電網核價。”電力行業分析人士聶光輝指出。

《中國能源報》記者采訪了解到，此次第三監管周期改革工作在加快新型電力系統構建和推進“雙碳”目標實現的背景下展開，相關政策為厘清電網企業輸配電業務、促進電力系統效率提升、助力新型電力系統構建、加快與電力市場的銜接等方面奠定了基礎。

輸配電價核定更明晰

有利于提升系統效率

輸配電價是電網企業提供接入系統、聯網、電能輸送和銷售服務的價格總稱。在業內人士看來，《通知》的亮點無疑在于幾個“首次”。

首先，《通知》首次實現了分電壓等級輸配電價結構的核定。國網能源研究院價格研究室主任張超向《中國能源報》記者分析，在前兩個監管周期中，輸配電價對標電網購銷價差。“而《通知》直接按照電壓等級間輸送電量傳導關系，將核定的準許總收入分配到各個電壓等級后，再結合預測電量核定分電壓等級輸配電價，核定更加明晰，也能夠真正實現核定結果及執行標準。”張超進一步分析，長遠來看，這樣的電價核定結構便于后續全面開啟“順價”模式，有利于明確輸配電價的監管界面，并全面厘清電網企業輸配電業務。

“相比不同電壓等級采用相同容量電價，分電壓等級核定輸電容量電價則能更科學精細反映實際的供電容量成本。以山西為例，原容(需)量電價不分電壓等級，用戶的容量電價均為24元/千伏安·月，需量電價均為36元/千瓦·月。”中電聯規劃發展部副主任韓放舉例說明。

而分電壓等級核定容需量電價和分電壓等級核定輸配電價結構，不再過度強調用戶類型，給工商業用戶提供了更多電價執行方式的選擇權。“《通知》要求推動一般工商業和大工業執行相同輸配電價。這將促使工商業積極參與電力市場化交易，同時又能促使工商業用戶承擔相應成本。”聶光輝說。

此外，《通知》提出“選擇執行需量電價計費方式的兩部制用戶，每月每千伏安用電量達到260千瓦時及以上的，當月需量電價標準按照核定標準90%執行”，建立了基于負荷率的激勵機制，鼓勵用戶提高利用率水平。“例如一個1千伏安的設備，使用1個月的電量是648千瓦時(考慮0.9的功率因數)。用電量260千瓦時對應負荷率40%，用電量不低于260千瓦時(即負荷率不低于40%)時可以在核定需量電價上打9折。通過這樣的激勵機制，將提高電力設備使用率，減少電力資源或設施的浪費，進而有利于促進電力系統整體效率的提升。”張超進一步分析。

推動各類成本公平負擔

加快與市場銜接

在眾多通知中，特別值得關注的是對抽水蓄能電價的明確。多位業內人士指出，本次核定省級電網監管周期輸配電價，首次建立了“系統運行費用”，并將其單列在輸配電價之外，充分表明了對推動抽水蓄能可持續發展，以及構建新型電力系統的重視。“實際上可以將其理解為進一步明確輸配電成本，并考慮了國家能源政策調整對電價的影響，為用戶分攤系統公共成本提供了依據。”聶光輝指出。

受訪的業內人士向《中國能源報》記者表示，“《抽蓄通知》最大的意義是落實了原來的633號文。”“《抽蓄通知》讓633號文里的容量電價終于實打實地見著了。”“對抽蓄建設來說，有些觀望的企業可能會加入投資”。

與常規水電站不同，抽水蓄能電站既是電源又是負荷，具有調峰、調頻、調壓、系統備用和黑啟動等多種功能，被譽為電力系統安全穩定運行的“調節器”，對于平抑風光新能源發電隨機波動性、保障電力系統安全可靠供應、推動新型能源體系建設和實現“雙碳”目標具有重要意義。

早在2021年4月，國家發展改革委印發的《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》就明確，將抽水蓄能電站容量電價納入省級電網輸配電價回收，鼓勵抽水蓄能電站參與市場競爭。“而本輪輸配電價改革，國家在抽蓄電站成本調查的基礎上，按照經營期法核定了抽水蓄能的容量電價，并在電網輸配電價之外單列，真正落實了633號文的價格機制，切實讓抽蓄電站投資者看到較為穩定的投資回報預期。同時，這也將充分發揮電價信號引導作用，調動各方積極性，為抽水蓄能電站健康發展、促進新能源消納、保障新型電力系統建設創造更加有利的條件。”國網浙江省電力有限公司經濟技術研究院研究人員蘭洲對《中國能源報》記者表示。

關于上網環節線損費用，《通知》首次將其單獨列出，其中明確“電力市場暫不支持用戶直接采購線損電量的地方，繼續由電網企業代理采購線損電量，代理采購損益按月向全體工商業用戶分攤或分享”。這有利于進一步還原電力商品屬性。

隨著電力市場化改革的深入推進以及新能源的大規模發展，電力市場應充分發揮價格作用，實現能漲能跌。“本輪核價明確了上網環節線損費用按實際購電上網電價和綜合線損率計算，同時將上網環節線損費用單列在輸配電價之外，能夠更好地適應市場價格的變化，與市場規則相銜接。”張超分析。

價格機制是市場機制核心

輸配電價核算需更具體

眾所周知，電價改革是電力市場改革的核心，“管好中間”更是“放開兩頭”的市場化競爭的前提和基礎。由于輸配電環節錯綜復雜，科學合理測算輸配電價成本、理順電價結構，讓電價更透明，具有重要的現實意義。

談及輸配電價如何完善，聶光輝建議，輸配電定價成本的核算還需更加細致、具體化，增加電力用戶關于電力定價的話語權，減少電力供給環節的利益相關性，強化監督和競爭意識。“如電網交叉補貼、政企職責問題、政府基金及附加比重、監管與考核權責問題等都影響著輸配電價的理順。目前，我國輸配電價結構有必要進一步明確輸配電環節與發電端、售電端的關系，限制售電端過度參與輸配電環節，減少發售電兩端對于輸配電環節的市場依賴，激發發電端、售電端對輸配電環節的監管積極性。”

而在華南理工大學電力學院電力經濟與電力市場研究所所長陳皓勇看來，電價是從電力系統工程技術問題到電力市場社會科學問題之間的橋梁。價格機制是市場機制的核心，市場決定價格是市場在資源配置中起決定性作用的關鍵。

“價格機制應基于真實邊際或平均成本而建立，由于電的物理同質化特征，1度電的真實成本背后是一個系統優化問題。”陳皓勇對《中國能源報》記者表示，“電力系統優化規劃、優化運行是電能定價和電力市場設計的基礎。從數學優化的角度，電力市場的本質是通過價格引導的分散決策實現系統整體優化。與傳統計劃經濟模式相比，電力系統規劃運行和電力電量平衡兩個基本問題沒有變，只是實現方式發生了變化，從傳統的計劃統一管理變為‘價格引導、自愿參與’。”

下一步，在加快構建新型電力系統和全國統一電力市場的目標之下，還需要進一步深化和推進輸配電價改革。韓放建議，結合全國和區域統一電力市場建設的目標，可分階段推動跨省跨區輸電價格由單一制電量電價逐步向兩部制電價過渡，促進跨省區交易達成，合理分攤遠距離輸電成本;其次，進一步細化明確系統運行成本的價格形成機制、費用分攤機制以及執行方式，引導政策切實有效落地。“此外，要進一步深化煤電上網電價機制，建立燃煤基準電價評估與調整制度，規劃建立配套的容量保障機制，有效支撐煤電機組發揮安全保供、靈活調節、應急備用作用。”

來源： 中國能源報