中國儲能網(wǎng)訊：2015年3月，中共中央國務院印發(fā)《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號），明確“管住中間、放開兩頭”的核心構架，輸配電價改革成為其中最先取得突破的改革內(nèi)容。新一輪電改以來，國家發(fā)改委建立起輸配電價體系，形成了“1+4”（1個通用的輸配電成本監(jiān)審辦法、4個針對不同層級電網(wǎng)的定價辦法）的輸配電價政策框架。輸配電價改革不但為電力市場發(fā)展奠定了基礎，更成為了自然壟斷行業(yè)監(jiān)管改革的里程碑。在當前深入推進能源革命，加快規(guī)劃建設新型能源體系，譜寫以中國式現(xiàn)代化全面推進中華民族偉大復興的宏偉藍圖之際，總結回顧新電改8年來輸配電價改革取得的成效，結合新形勢新要求，展望未來輸配電價改革趨勢具有重要意義。
輸配電價改革成效
8年來，輸配電價監(jiān)管逐步制度化、規(guī)范化、精細化及信息化，從“大開大合”的輸配電價總水平核定，逐步轉向“精雕細琢”的輸配電價結構優(yōu)化、激勵機制細化、成本信息監(jiān)審全覆蓋化。輸配電價改革取得了顯著的成效：
一是構建了覆蓋各層級電網(wǎng)的科學輸配電價制度體系。國家發(fā)改委在2015~2017年先后出臺了成本監(jiān)審、省級電網(wǎng)定價、區(qū)域電網(wǎng)定價、專項工程定價、地方電網(wǎng)和增量配電網(wǎng)定價等試行辦法，實現(xiàn)了定價機制在各電網(wǎng)層級的全覆蓋，形成了科學的獨立輸配電價制度體系。2019~2020年，國家進一步修訂出臺除地方電網(wǎng)和增量配電網(wǎng)定價以外的監(jiān)審定價辦法，更加有利于科學核定電網(wǎng)輸配電價，更加有利于促進電網(wǎng)企業(yè)加強內(nèi)部管理、降本增效，更加有利于改進政府對電網(wǎng)企業(yè)的價格監(jiān)管。
二是鞏固完善了科學電價機制。近三輪核價，始終堅持“準許成本加合理收益”原則，兼顧考慮了我國電網(wǎng)發(fā)展較快、成本費用隨資產(chǎn)增加相應增長的網(wǎng)情。定價體系完整，區(qū)分跨區(qū)電網(wǎng)、區(qū)域電網(wǎng)、省級電網(wǎng)、增量配電及地方電網(wǎng)四個層級核定輸配電價，與現(xiàn)行電網(wǎng)管理體制銜接對應。合理補償成本，對已經(jīng)發(fā)生的生產(chǎn)類成本，經(jīng)成本監(jiān)審后對合理部分予以認定，保障電網(wǎng)設備良好健康水平。合理確定收益，按照加權資本成本（WACC）確定合理收益，既與國際同業(yè)可比，也有利于電網(wǎng)企業(yè)優(yōu)化資本結構。
三是促進了電力市場化建設。隨著電力行業(yè)市場化改革推進，需要有序放開競爭性業(yè)務。獨立的分電壓等級、分用戶類別輸配電價體系為工商業(yè)用戶參與市場交易創(chuàng)造了條件，發(fā)用電雙方得以直接見面，協(xié)商確定電量和價格，進而真正形成由市場競爭決定價格的機制。與輸配電價改革前相比，市場化交易電量占售電量比重由2%提升至60%以上。
四是充分釋放了改革紅利，有效降低了社會用能成本。以國家電網(wǎng)有限公司為例，前兩輪核價其所屬省級電網(wǎng)平均降幅分別為每千瓦時0.01元、0.015元，年降價空間達1200億元，全部用于降低工商業(yè)電價、助力實體經(jīng)濟發(fā)展。
五是進一步推動電網(wǎng)企業(yè)明確監(jiān)管與非監(jiān)管業(yè)務界面。輸配電價改革向縱深推進，要求電網(wǎng)企業(yè)建立合理的監(jiān)管與非監(jiān)管業(yè)務有效隔離機制。隨著兩類業(yè)務管理界面進一步明晰，為降低輸配電環(huán)節(jié)監(jiān)管難度、提升監(jiān)管效率提供了重要基礎。
新形勢對輸配電價改革的要求
當前全國統(tǒng)一大市場加快建設、能源綠色低碳轉型提速、電力安全保供風險不斷疊加，新型電力系統(tǒng)下供電成本上漲壓力增大、多形態(tài)電網(wǎng)并存融合發(fā)展、國資合規(guī)管理與行業(yè)監(jiān)管日益嚴格等新形勢，對輸配電價改革提出了新的要求。
一是全國統(tǒng)一大市場和新型能源體系建設加快推進，要求輸配電價機制進一步提升對電力資源大范圍優(yōu)化配置效率。未來深化輸配電價改革，一方面應加強與多層次電力市場銜接，優(yōu)化跨省跨區(qū)輸電定價方法，推動電力資源在更大范圍內(nèi)、更多層次上、更有效率地共享互濟，支撐區(qū)域協(xié)調發(fā)展和全國大市場建設；另一方面，增強輸配電價的位置信號作用，促進電力市場公平競爭。
二是能源綠色低碳轉型進程明顯提速，要求輸配電價機制有利于促進新能源的消納與優(yōu)化配置?！半p碳”目標下，可再生能源發(fā)展步伐加快，2022年全國可再生能源總裝機超過12億千瓦。其中，風電裝機容量約3.7億千瓦，同比增長11.2%；太陽能發(fā)電裝機容量約3.9億千瓦，同比增長28.1%。輸配電價體系和機制建設應增強輸配電價對大范圍集中式新能源優(yōu)化配置作用，促進分布式可再生能源就近消納。
三是能源電力保障供應脆弱性突出，要求輸配電價機制促進提升電網(wǎng)平衡互濟能力。當前國際政治經(jīng)濟形勢復雜多變，世界主要一次能源價格波動明顯，能源產(chǎn)業(yè)鏈供應鏈接連遭受重大挑戰(zhàn)，輸入型風險加大我國能源電力供應不穩(wěn)定性。國內(nèi)新型電力系統(tǒng)加快推進，電力系統(tǒng)“雙高”“雙峰”特征突顯，電源結構向強不確定性、弱可控出力的新能源發(fā)電裝機為主導轉變，系統(tǒng)慣量降低、調頻能力下降、頻率越限風險增加。能源電力轉型要求控制化石能源特別是煤炭資源利用，能源電力保供的基礎一再受到挑戰(zhàn)。疊加愈發(fā)頻繁的極端天氣影響，電力安全保障供應的不確定性前所未有，亟需完善或建立促進區(qū)域間、省際間電能互濟的輸電價格機制，鼓勵在更大范圍調用電力資源，避免出現(xiàn)系統(tǒng)性安全問題。
四是電力供應成本大概率呈上漲趨勢，要求輸配電環(huán)節(jié)暢通成本疏導方式，實現(xiàn)合理分攤。新能源快速發(fā)展從多個方面推高電力供應成本。電源方面，為應對新能源出力波動性，要求可調機組承擔更多調頻、快速爬坡等輔助服務，推高系統(tǒng)平衡成本，在計量手段難以實現(xiàn)按責任分攤的情況下，不斷推升的系統(tǒng)性成本向輸配電環(huán)節(jié)集中。電網(wǎng)方面，新能源富集區(qū)遠離負荷中心，沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)能源基地遠距離輸送，陸上或海上新能源基地接網(wǎng)，推動電網(wǎng)成本增加。另外，受電網(wǎng)智能化改造、設備更新以及電量增速趨于飽和等因素影響，新型電力系統(tǒng)下的電力成本預計將進一步上升。輸配電價改革需要控制發(fā)展成本的同時，暢通成本傳導渠道，建立長效成本疏導渠道，同時明確市場主體責任，創(chuàng)新成本分攤機制，實現(xiàn)東中西部協(xié)調發(fā)展。
五是多種形態(tài)電網(wǎng)并存要求融合發(fā)展，要求輸配電價增強對多形態(tài)電網(wǎng)發(fā)展的靈活適應能力。新型電力系統(tǒng)建設將推動電網(wǎng)形態(tài)發(fā)生深刻變化?？缡^(qū)輸電通道加快建設，已形成縱橫交錯的遠距離輸電網(wǎng)絡，隨著沙漠、戈壁、荒漠能源基地推進，特高壓輸電體系將得到進一步夯實。分布式發(fā)電快速發(fā)展，微電網(wǎng)、分布式智能電網(wǎng)、清潔能源專線供電、汽車充電網(wǎng)絡、增量配網(wǎng)等多形態(tài)電網(wǎng)逐步豐富，促使電網(wǎng)形態(tài)呈多樣化發(fā)展。用戶側涌現(xiàn)出大量“產(chǎn)消者”主體，負荷集成商、虛擬電廠等快速發(fā)展，促進電網(wǎng)物理和運行形態(tài)向適應主體需求方向轉變，電力系統(tǒng)的運行機理和平衡模式也發(fā)生著深刻變化。電網(wǎng)形態(tài)的變化要求輸配電價機制在功能上進一步體現(xiàn)容量價值和備用價值，提升定價的靈活性。
輸配電價改革的未來趨勢
首先，輸配電價體系機制需進一步完善，以適應電力市場化改革和新型電力系統(tǒng)建設目標要求。
一是進一步探索反映容量價值的輸配電價機制，提升定價靈活性。建立適應跨省跨區(qū)專項輸電工程的兩部制輸電價格機制，容量電價回收固定成本，電量電價回收線損成本，促進跨省區(qū)交易達成，合理分攤遠距離輸電成本；完善區(qū)域電網(wǎng)兩部制輸電價格機制，提升分攤區(qū)域容量成本方法的透明度和準確性；優(yōu)化省級電網(wǎng)用戶側輸配電價兩部制電價執(zhí)行方式，完善分電壓等級兩部制輸配電制度，擴大兩部制執(zhí)行范圍、提高容量電費占比。
二是探索反映位置信號的輸配電價機制及輸電權等市場化定價方式，為多層次電力市場長期穩(wěn)定發(fā)展提供機制支撐。引入接入價機制，構建發(fā)用雙向付費的共用網(wǎng)絡輸配電價機制，解決不同位置市場主體同臺競價的公平性問題；跨省區(qū)輸電引入輸電權機制，為市場主體提供對沖跨省阻塞風險的金融工具，促進全國統(tǒng)一電力市場長期穩(wěn)定運行。
三是針對分布式發(fā)電就近交易等場景，建立系統(tǒng)備用費機制，保障電網(wǎng)容量成本足額回收。以電網(wǎng)為分布式電源提供的備用價值為基礎，核定系統(tǒng)備用費，促進分布式電源輸配電成本的公平分攤，保證電網(wǎng)服務分布式電源的投資可足額回收，促進分布式電源和電網(wǎng)協(xié)調可持續(xù)發(fā)展。
四是完善分電壓等級分用戶類別輸配電價結構，滿足電力市場化改革的要求。進一步明確分電壓等級、分用戶類別輸配電價計算方法，單獨列示交叉補貼，單列線損折價，將分時損益與輸配電價解耦，以做好和電力市場化改革的銜接工作。
其次，輸配電價成本監(jiān)審將更加精細化、標準化和規(guī)范化，進一步增強管制行業(yè)監(jiān)管的科學性。
一是信息化監(jiān)管進一步突出。監(jiān)管模型更加細致、更注重運用信息化手段，實現(xiàn)常態(tài)化監(jiān)管，有效減少自由裁量權，進一步制度化和規(guī)范化。
二是信息披露要求進一步完善。要求電網(wǎng)企業(yè)按照輸配電成本監(jiān)審要求，區(qū)分省級電網(wǎng)、區(qū)域電網(wǎng)、專項工程，分電壓等級、分用戶類別單獨核算并合理歸集輸配電的生產(chǎn)經(jīng)營成本（費用）及收入等數(shù)據(jù)，每年定期向政府有關部門報告成本變化有關情況并說明理由。
三是業(yè)務界面更加強調依法合規(guī)。要求電網(wǎng)企業(yè)科學合理劃分監(jiān)管業(yè)務和非監(jiān)管業(yè)務邊界，進一步強化內(nèi)部關聯(lián)交易監(jiān)管，監(jiān)管目標更加注重質量效率。
再次，輸配電價改革深度上需進一步縱深發(fā)展，妥善解決交叉補貼等復雜的利益分配問題。
一是分電壓等級、分用戶類別電價體系將進一步完善。隨著分電壓等級分用戶類別輸配電價結構的逐步完善，將逐步解決不同電壓等級之間用戶的交叉補貼問題，實現(xiàn)公平負擔，進一步適應增量配電業(yè)務的發(fā)展。
二是進一步創(chuàng)新東西幫扶機制。統(tǒng)籌考慮不同地區(qū)能源稟賦、產(chǎn)業(yè)結構、碳排規(guī)模、成本承受力等的差異，通過輸配電價機制，向不同地區(qū)科學分配轉型成本，在保障改革的經(jīng)濟性及公平性的同時，實現(xiàn)區(qū)域協(xié)調發(fā)展。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2023年03期，作者供職于國網(wǎng)能源研究院有限公司
