进一步深化输配电价改革的新要求、未来趋势

2015年3月，中共中央国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)，明确“管住中间、放开两头”的核心构架，输配电价改革成为其中最先取得突破的改革内容。新一轮电改以来，国家发改委建立起输配电价体系，形成了“1+4”(1个通用的输配电成本监审办法、4个针对不同层级电网的定价办法)的输配电价政策框架。输配电价改革不但为电力市场发展奠定了基础，更成为了自然垄断行业监管改革的里程碑。在当前深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系，谱写以中国式现代化全面推进中华民族伟大复兴的宏伟蓝图之际，总结回顾新电改8年来输配电价改革取得的成效，结合新形势新要求，展望未来输配电价改革趋势具有重要意义。

(来源：微信公众号“电联新媒” 作者：李成仁)

输配电价改革成效

8年来，输配电价监管逐步制度化、规范化、精细化及信息化，从“大开大合”的输配电价总水平核定，逐步转向“精雕细琢”的输配电价结构优化、激励机制细化、成本信息监审全覆盖化。输配电价改革取得了显著的成效：

一是构建了覆盖各层级电网的科学输配电价制度体系。国家发改委在2015~2017年先后出台了成本监审、省级电网定价、区域电网定价、专项工程定价、地方电网和增量配电网定价等试行办法，实现了定价机制在各电网层级的全覆盖，形成了科学的独立输配电价制度体系。2019~2020年，国家进一步修订出台除地方电网和增量配电网定价以外的监审定价办法，更加有利于科学核定电网输配电价，更加有利于促进电网企业加强内部管理、降本增效，更加有利于改进政府对电网企业的价格监管。

二是巩固完善了科学电价机制。近三轮核价，始终坚持“准许成本加合理收益”原则，兼顾考虑了我国电网发展较快、成本费用随资产增加相应增长的网情。定价体系完整，区分跨区电网、区域电网、省级电网、增量配电及地方电网四个层级核定输配电价，与现行电网管理体制衔接对应。合理补偿成本，对已经发生的生产类成本，经成本监审后对合理部分予以认定，保障电网设备良好健康水平。合理确定收益，按照加权资本成本(WACC)确定合理收益，既与国际同业可比，也有利于电网企业优化资本结构。

三是促进了电力市场化建设。随着电力行业市场化改革推进，需要有序放开竞争性业务。独立的分电压等级、分用户类别输配电价体系为工商业用户参与市场交易创造了条件，发用电双方得以直接见面，协商确定电量和价格，进而真正形成由市场竞争决定价格的机制。与输配电价改革前相比，市场化交易电量占售电量比重由2%提升至60%以上。

四是充分释放了改革红利，有效降低了社会用能成本。以国家电网有限公司为例，前两轮核价其所属省级电网平均降幅分别为每千瓦时0.01元、0.015元，年降价空间达1200亿元，全部用于降低工商业电价、助力实体经济发展。

五是进一步推动电网企业明确监管与非监管业务界面。输配电价改革向纵深推进，要求电网企业建立合理的监管与非监管业务有效隔离机制。随着两类业务管理界面进一步明晰，为降低输配电环节监管难度、提升监管效率提供了重要基础。

新形势对输配电价改革的要求

当前全国统一大市场加快建设、能源绿色低碳转型提速、电力安全保供风险不断叠加，新型电力系统下供电成本上涨压力增大、多形态电网并存融合发展、国资合规管理与行业监管日益严格等新形势，对输配电价改革提出了新的要求。

一是全国统一大市场和新型能源体系建设加快推进，要求输配电价机制进一步提升对电力资源大范围优化配置效率。未来深化输配电价改革，一方面应加强与多层次电力市场衔接，优化跨省跨区输电定价方法，推动电力资源在更大范围内、更多层次上、更有效率地共享互济，支撑区域协调发展和全国大市场建设;另一方面，增强输配电价的位置信号作用，促进电力市场公平竞争。

二是能源绿色低碳转型进程明显提速，要求输配电价机制有利于促进新能源的消纳与优化配置。“双碳”目标下，可再生能源发展步伐加快，2022年全国可再生能源总装机超过12亿千瓦。其中，风电装机容量约3.7亿千瓦，同比增长11.2%;太阳能发电装机容量约3.9亿千瓦，同比增长28.1%。输配电价体系和机制建设应增强输配电价对大范围集中式新能源优化配置作用，促进分布式可再生能源就近消纳。

三是能源电力保障供应脆弱性突出，要求输配电价机制促进提升电网平衡互济能力。当前国际政治经济形势复杂多变，世界主要一次能源价格波动明显，能源产业链供应链接连遭受重大挑战，输入型风险加大我国能源电力供应不稳定性。国内新型电力系统加快推进，电力系统“双高”“双峰”特征突显，电源结构向强不确定性、弱可控出力的新能源发电装机为主导转变，系统惯量降低、调频能力下降、频率越限风险增加。能源电力转型要求控制化石能源特别是煤炭资源利用，能源电力保供的基础一再受到挑战。叠加愈发频繁的极端天气影响，电力安全保障供应的不确定性前所未有，亟需完善或建立促进区域间、省际间电能互济的输电价格机制，鼓励在更大范围调用电力资源，避免出现系统性安全问题。

四是电力供应成本大概率呈上涨趋势，要求输配电环节畅通成本疏导方式，实现合理分摊。新能源快速发展从多个方面推高电力供应成本。电源方面，为应对新能源出力波动性，要求可调机组承担更多调频、快速爬坡等辅助服务，推高系统平衡成本，在计量手段难以实现按责任分摊的情况下，不断推升的系统性成本向输配电环节集中。电网方面，新能源富集区远离负荷中心，沙漠、戈壁、荒漠地区能源基地远距离输送，陆上或海上新能源基地接网，推动电网成本增加。另外，受电网智能化改造、设备更新以及电量增速趋于饱和等因素影响，新型电力系统下的电力成本预计将进一步上升。输配电价改革需要控制发展成本的同时，畅通成本传导渠道，建立长效成本疏导渠道，同时明确市场主体责任，创新成本分摊机制，实现东中西部协调发展。

五是多种形态电网并存要求融合发展，要求输配电价增强对多形态电网发展的灵活适应能力。新型电力系统建设将推动电网形态发生深刻变化。跨省区输电通道加快建设，已形成纵横交错的远距离输电网络，随着沙漠、戈壁、荒漠能源基地推进，特高压输电体系将得到进一步夯实。分布式发电快速发展，微电网、分布式智能电网、清洁能源专线供电、汽车充电网络、增量配网等多形态电网逐步丰富，促使电网形态呈多样化发展。用户侧涌现出大量“产消者”主体，负荷集成商、虚拟电厂等快速发展，促进电网物理和运行形态向适应主体需求方向转变，电力系统的运行机理和平衡模式也发生着深刻变化。电网形态的变化要求输配电价机制在功能上进一步体现容量价值和备用价值，提升定价的灵活性。

输配电价改革的未来趋势

首先，输配电价体系机制需进一步完善，以适应电力市场化改革和新型电力系统建设目标要求。

一是进一步探索反映容量价值的输配电价机制，提升定价灵活性。建立适应跨省跨区专项输电工程的两部制输电价格机制，容量电价回收固定成本，电量电价回收线损成本，促进跨省区交易达成，合理分摊远距离输电成本;完善区域电网两部制输电价格机制，提升分摊区域容量成本方法的透明度和准确性;优化省级电网用户侧输配电价两部制电价执行方式，完善分电压等级两部制输配电制度，扩大两部制执行范围、提高容量电费占比。

二是探索反映位置信号的输配电价机制及输电权等市场化定价方式，为多层次电力市场长期稳定发展提供机制支撑。引入接入价机制，构建发用双向付费的共用网络输配电价机制，解决不同位置市场主体同台竞价的公平性问题;跨省区输电引入输电权机制，为市场主体提供对冲跨省阻塞风险的金融工具，促进全国统一电力市场长期稳定运行。

三是针对分布式发电就近交易等场景，建立系统备用费机制，保障电网容量成本足额回收。以电网为分布式电源提供的备用价值为基础，核定系统备用费，促进分布式电源输配电成本的公平分摊，保证电网服务分布式电源的投资可足额回收，促进分布式电源和电网协调可持续发展。

四是完善分电压等级分用户类别输配电价结构，满足电力市场化改革的要求。进一步明确分电压等级、分用户类别输配电价计算方法，单独列示交叉补贴，单列线损折价，将分时损益与输配电价解耦，以做好和电力市场化改革的衔接工作。

其次，输配电价成本监审将更加精细化、标准化和规范化，进一步增强管制行业监管的科学性。

一是信息化监管进一步突出。监管模型更加细致、更注重运用信息化手段，实现常态化监管，有效减少自由裁量权，进一步制度化和规范化。

二是信息披露要求进一步完善。要求电网企业按照输配电成本监审要求，区分省级电网、区域电网、专项工程，分电压等级、分用户类别单独核算并合理归集输配电的生产经营成本(费用)及收入等数据，每年定期向政府有关部门报告成本变化有关情况并说明理由。

三是业务界面更加强调依法合规。要求电网企业科学合理划分监管业务和非监管业务边界，进一步强化内部关联交易监管，监管目标更加注重质量效率。

再次，输配电价改革深度上需进一步纵深发展，妥善解决交叉补贴等复杂的利益分配问题。

一是分电压等级、分用户类别电价体系将进一步完善。随着分电压等级分用户类别输配电价结构的逐步完善，将逐步解决不同电压等级之间用户的交叉补贴问题，实现公平负担，进一步适应增量配电业务的发展。

二是进一步创新东西帮扶机制。统筹考虑不同地区能源禀赋、产业结构、碳排规模、成本承受力等的差异，通过输配电价机制，向不同地区科学分配转型成本，在保障改革的经济性及公平性的同时，实现区域协调发展。

本文刊载于《中国电力企业管理》(上旬)2023年第3期，作者供职于国网能源研究院有限公司。