中國儲能網(wǎng)訊：5月15日，國家發(fā)改委發(fā)布《關于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及有關事項的通知》（發(fā)改價格〔2023〕526號）（以下簡稱《通知》），在前兩個周期的基礎上對輸配電價進行了優(yōu)化，電力體制改革再進一步！根據(jù)《通知》要求，各地也相繼發(fā)布了6月份代理購電價格表，“上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損電價”和“系統(tǒng)運行費”也浮出水面。新版輸配電價進入執(zhí)行，將對用戶賬單帶來較大影響。
一、代理購電價格組成新變化
新版輸配電價堅持管住中間，還原電網(wǎng)公司平臺企業(yè)屬性。6月份開始，全部省級電網(wǎng)均按照“準許成本+合理收益”的原則核定輸配電價，有利于合理劃分各電力行業(yè)主體權責，為深入推進發(fā)用電側市場競爭創(chuàng)造了條件。主要變化包括：
1.針對不同用戶的電價結構更加合理。一是除個別省份對經(jīng)營性用戶仍劃分一般工商業(yè)、大工業(yè)外，其他省級單位均按照《通知》要求，僅按照用戶用電容量劃分單一制和兩部制，體現(xiàn)了公平性原則；二是按電壓等級不同執(zhí)行不同的容（需）量電價，一般電壓越高，容（需）量電價越低，合理匹配了不同電壓等級容（需）量成本差異，有利于對增量配電網(wǎng)、大用戶等高電壓等級用戶的減負。
2.單列上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用，還原線損的商品屬性。6月份代理購電價格表中，已開始單列上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用，上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損是由用戶購買電力產(chǎn)生的成本，其大小隨著購電價格的變化而改變，應由市場化用戶直接承擔。線損單列計入市場用戶成本有利于促進用戶優(yōu)化購電策略降低線損費用，但代理購電用戶仍只能按照電網(wǎng)購電平均價格計算線損。
3.單列系統(tǒng)運行費用，成為電價的平衡池。系統(tǒng)運行費用主要包括抽水蓄能容量電費折價、輔助服務費用折價、天然氣發(fā)電容量電費分攤、電價交叉補貼損益等等，其組成復雜，成為電價的平衡池。其中，抽水蓄能等主體提供的容量服務單列，體現(xiàn)了電網(wǎng)企業(yè)代理購買的屬性，但不意味著電網(wǎng)公司是唯一提供主體，進行單列有利于促進輸配電成本與電網(wǎng)調(diào)節(jié)成本的分離，能更有效促進調(diào)節(jié)市場的建立以及更多市場主體參與抽水蓄能的投資建設。
二、新版輸配電價漲跌分析
（一）計算方法與結果
新版輸配電價結構與數(shù)值的改變，對6月份代理購售電價格影響較大。整體來看，當前代理用戶終端電價=代理購電價格+電度輸配電價+容（需）量電價+上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用折價+系統(tǒng)運行費用折價+政府性基金及附加+其它損益（如有），而以前代理用戶電價=代理購電價格+電度輸配電價+容（需）量電價+其它損益（如有）。
由于新版輸配電價不再包含上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用和抽水蓄能容量電費等影響，要與上一版輸配電價進行對比，需要將電度輸配電價、容（需）量電價、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用折價、系統(tǒng)運行費用折價作為整體進行對比，在此不妨稱為“綜合輸配成本”。同時由于上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損、系統(tǒng)運行費用隨每個月購電價格、容量提供主體運行變化等因素而略有變化，嚴格意義上下表只表明6月份的綜合輸配成本與第二周期輸配電價的對比，但對于新周期輸配電價的增減情況能提供大概的信息。筆者整理各省6月份綜合輸配成本與上一周期輸配電價對比如下表：
表1 各省級電網(wǎng)綜合輸配成本變動情況（元/kWh）
注：上表值為正表明上漲，否作為下降。該對比表基于6月份電度輸配電價、容（需）量電價、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用折價、系統(tǒng)運行費用的綜合情況與上一周期輸配電價的對比，僅表明代理用戶購電時在電力輸配、線損、系統(tǒng)調(diào)節(jié)等方面付出的綜合成本變化，與電網(wǎng)企業(yè)直接收取的輸配電價變化不能直接劃等號。
（二）綜合輸配成本增減分析
由于個別省份尚未發(fā)布6月份代理購電價格表，暫不放入統(tǒng)計，將統(tǒng)計范圍內(nèi)的各省級電網(wǎng)輸配電價增減情況總結如下：
1.省級電網(wǎng)輸配電價趨于合理。相對而言第二個監(jiān)管周期輸配電價幅度較大，此次輸配電價的變化更加平穩(wěn)，輸配電價基本保持不變的省份占比較高，而進行大幅增減的省份并不多，可以判斷新版輸配電價更接近各省實際成本情況。
2.綜合輸配成本增減情況呈現(xiàn)出一定的地域特點。華北各?。ㄊ校┚C合輸配成本上漲；華東地區(qū)除上海上漲外，江蘇、浙江、福建單一制電價上漲，兩部制電價下降，安徽各電壓等級以下跌為主；華中除重慶下降外，其他省基本保持持平；南方區(qū)域漲跌各異，廣東、海南上漲，而廣西下降明顯；西北區(qū)域陜西上漲明顯，其他省份增減不明顯。
3.單一制輸配電價相對兩部制上漲趨勢更明顯。在大部分省級電網(wǎng)中，單一制上漲較兩部制更加普遍，除黑龍江、廣西、重慶、甘肅、寧夏等幾個省級單位外，其他單一制電價均出現(xiàn)上漲，很多省份出現(xiàn)單一制上漲而兩部制下降的情況，筆者認為一方面由于按用電容量劃分帶來的適用范圍變化帶來單一制輸配電價變化。另一方面原因可能是工商業(yè)用戶分布式光伏的發(fā)展帶來承擔單一制輸配電價的基數(shù)電量下降使輸配電價上升。由于單一制電價上升趨勢更強，可能促使更多用戶轉向兩部制，兩部制下裝有分布式光伏的用戶仍需承擔容（需）量電費，有利于緩解與電網(wǎng)公司矛盾，實現(xiàn)了分布式光伏承擔一定系統(tǒng)備用成本的合理要求。
4.各電壓等級分布有待優(yōu)化。此次輸配電價調(diào)整盡管細化了各電壓等級的容量電價，有利于增量配網(wǎng)用戶降低容量成本。但是電量電價部分在各電壓等級的分布沒有明顯改變，高壓等級的輸配電價占比仍較高，對增量配網(wǎng)效益提升沒有根本改變。電網(wǎng)企業(yè)準許成本的合理分攤，對于反映各電壓等級實際成本非常重要，也是增量配網(wǎng)繼續(xù)發(fā)展的重要條件。
