韩放：持续深化输配电价改革 不断开创电力市场建设新局面

5月15日，国家发展改革委正式印发《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》)。《通知》公布了第三监管周期(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了优化与完善。这是2021年10月出台《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)文件后，又一个电力市场建设和运行的重要顶层设计文件。

(来源：微信公众号“电联新媒” 作者：韩放)

根据中发9号文“管住中间、放开两头”的改革构架，输配电价改革是电力市场建设重要的基础性改革。作为一项需要长期、系统、动态开展的工作，输配电价成本监审工作已连续开展三个监管周期，输配电价监管的深度、广度和精细度不断提升，我国已经基本建立了具有中国特色的输配电价体系和监管制度框架。

第三监管周期成本监审工作是在加快构建新型电力系统和推进电力市场建设的形势和背景下开展的，一方面，新型电力系统和电力市场建设要求输配电价机制进一步适应改革与发展的需要，提升资源配置效率。另一方面，新型电力系统建设带来电力资源的多重价值属性，要求电价科学精细准确反映电力资源的价值。

在上述背景下，《通知》对电价的构成进行了分类和细化，并公布了第三监管周期输配电价水平，展现出三方面特点，一是与时俱进，尊重系统特性和规律，加快构建新型电力系统;二是攻坚克难，逐步完善体制机制，推动全国统一电力市场体系建设;三是精雕细琢，进一步提升监审工作的科学化、规范化、精细化水平。

《通知》的内容重点表现为四个方面：

第一方面，细化工商业用户电价构成，首次在电价中明确“系统运行费用”。

《通知》明确：“工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加等组成”。

明确用户电价构成及内涵，进一步理顺了电价的形成机制和疏导机制，将促进电力价值从单一的电能量价值细化为电能量价值、可靠性价值、灵活性价值等多维价值的综合体现。

《通知》实现了系统运行费用在电价中单列，并进一步指出“系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等”。

系统运行费用是在电力系统运行中用于维持电力系统安全稳定运行、保证电能质量、促进清洁能源消纳的各项费用总和，目前主要以辅助服务费用形式体现。新型电力系统构建过程中，新能源占比逐渐提高，同时伴随负荷的多元化，系统运行成本将显著增长。这部分成本需要精细、合理、公平负担。在电价构成中明确系统运行费用，进一步契合了新型电力系统建设的客观规律和内在要求，有利于促进新能源消纳和我国能源体系转型。

第二方面，公平科学确定不同电压等级电价的结构和水平，明确两部制输配电价中容量电价与用户接入的电压等级有关。

首次在两部制输配电价中实现了分电压等级核定容(需)量电价水平，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能够更加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，容量电价为24元/千伏安·月，需量电价为36元/千瓦·月;本次《通知》中明确，容量电价中，1-10(20)千伏、35千伏、110千伏、220千伏及以上等电压等级的容量电价分别为每月每千伏安22.5元、22.5元、21元、21元;需量电价中，1-10(20)千伏、35千伏、110千伏、220千伏及以上等电压等级的需量电价分别为每月每千瓦36元、36元、33.6元、33.6元。

在电价执行方式上，《通知》明确：“315千伏安及以上的工商业用户，执行两部制电价”。鼓励用户报装与实际生产力相匹配的变压器容量，合理规划变电容量投资。

《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”，鼓励用户提高利用率水平。

第三方面，明确输配电价不与用户的类别挂钩。

《通知》要求推动一般工商业和大工业执行相同输配电价。输配电价不与用户类别挂钩的改革，有利于电力用户作为市场主体平等参与电力市场。

目前，我国已有多个地方落实了工商业同价政策，在权利与责任上对一般工商业用户和大工业用户实现公平对待，结束了一般工商业输配电价高于大工业输配电价的历史，营造了公平竞争的市场环境，将进一步推动工商业用户公平参与电力市场交易。

第四方面，进一步推动各类成本的公平负担。

《通知》将原包含在输配电价内的上网环节线损费用、系统运行成本(包括抽水蓄能容量电费)在输配电价外单列，表明输配电定价成本应严格与输配电服务相关，与之不相关的成本应按照功能单独核定。其中，关于上网环节线损费用，《通知》明确：“在具备条件的地方，由工商业用户按综合线损率直接采购线损电量;暂不具备条件的地方，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共享”。关于抽水蓄能容量费用，将纳入到系统运行费用当中。

电价改革是电力市场改革的核心。总体来看，第三监管周期成本监审工作体现了输配电价改革的开创性、科学性、精细性和公平性特征，直面问题挑战，聚焦改革痛点，回应和解决重点问题，相关改革举措和政策完善延续了电力市场化改革的整体思路，为纵深推进输配电价改革、加快构建新型电力系统和全国统一电力市场体系打下了坚实基础。

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，为进一步深化和推进输配电价改革，建议：

一是结合全国和区域统一电力市场建设的目标，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。

二是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。

三是研究电力市场环境下清洁能源价格形成机制，逐步建立新能源“绿证交易+强制配额”制度，体现电力的绿色环境价值，分阶段推动新能源参与电力市场。

四是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、应急备用的作用。

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本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者供职于中国电力企业联合会。