中國儲能網(wǎng)訊：電網(wǎng)輸配電業(yè)務(wù)是典型的網(wǎng)絡(luò)型自然壟斷環(huán)節(jié)，核定獨立的輸配電價，一方面建立了對電網(wǎng)企業(yè)的激勵約束機制，由政府核定獨立輸配電價，統(tǒng)籌兼顧電網(wǎng)投資、電量、價格的關(guān)系；另一方面奠定了電力市場化的基礎(chǔ)，將過去的電力統(tǒng)購統(tǒng)銷轉(zhuǎn)變?yōu)橛砂l(fā)電企業(yè)、電力用戶等市場主體通過競爭形成的電價。2015年啟動的新一輪電力體制改革，重點是“管住中間、放開兩頭”，即推進輸配電價改革，由政府核定獨立輸配電價；有序放開競爭性環(huán)節(jié)電價，建立主要由市場形成競爭性環(huán)節(jié)電價的機制。國家發(fā)展改革委已經(jīng)核定了獨立輸配電價，目前經(jīng)歷了三個核價周期，為約束電網(wǎng)企業(yè)投資、促進電力市場建設(shè)發(fā)揮了不可替代的關(guān)鍵作用。
我國的輸配電價定價方法的基本原理，是先核定電網(wǎng)企業(yè)輸配電業(yè)務(wù)的準許收入，再以準許收入為基礎(chǔ)，根據(jù)不同電壓等級的資產(chǎn)、輸電容量、電量計算不同電壓等級的輸配電價。從電價形式看，跨省跨區(qū)專項工程實行單一電量電價、區(qū)域電網(wǎng)實行單一容量電價、省級電網(wǎng)實行兩部制電價。從時空特征看，不同時間和空間的價格相同，未體現(xiàn)時間和位置差異。從收取對象看，主要是針對電力用戶，也有個別針對特定電源的專項接入費。隨著新型電力系統(tǒng)特征日益明顯，電力市場建設(shè)日益深化，發(fā)電側(cè)出力特性、用戶側(cè)的負荷特性及電網(wǎng)自身的架構(gòu)、潮流分布都發(fā)生了顯著變化，為此，必須進一步深化輸配電價改革，完善價格形式、優(yōu)化價格結(jié)構(gòu)、調(diào)整收取對象。
新型電力系統(tǒng)下輸配電業(yè)務(wù)的新挑戰(zhàn)、新變化
傳統(tǒng)電力系統(tǒng)源、網(wǎng)、荷界限十分清晰，不同類型的電源和負荷也各自獨立。在新型電力系統(tǒng)中，電源側(cè)不純粹是單一電源，既可能自帶消納，也可能是不同類型的電源和儲能聯(lián)合出力。電網(wǎng)也不是單純的電網(wǎng)，將配備一定的抽水蓄能和新型儲能。負荷側(cè)不再是純粹的用電，可能是電力的產(chǎn)消者，既消費電力又生產(chǎn)電力，自發(fā)自用、余電返送電網(wǎng)。負荷與負荷之間、負荷與電源之間，既可能單獨參加交易，也可能通過微電網(wǎng)、虛擬電網(wǎng)，聚合參加電力交易。
負荷側(cè)的電力用戶還存在多種類型：如擁有電源的地方電網(wǎng)或者增量配電網(wǎng)；過去擁有燃煤自備電廠或利用余壓、余熱、余氣發(fā)電的自備電廠用戶；安裝屋頂分布式光伏自發(fā)自用、余電上網(wǎng)發(fā)展起來的以配套建設(shè)分布式生物質(zhì)或小型燃氣發(fā)電機組、分布式光伏/分散式風(fēng)電并配套儲能的工商業(yè)企業(yè)；以源網(wǎng)荷儲一體化、綠電直供園區(qū)、零碳園區(qū)等名義建設(shè)的各類微電網(wǎng)（微能網(wǎng)）。未來，隨著儲能技術(shù)、電動汽車反向充電技術(shù)的發(fā)展，還可能出現(xiàn)一些新的用戶類型。
傳統(tǒng)電力系統(tǒng)以集中調(diào)度、統(tǒng)一平衡為特色，隨著新能源發(fā)電、新用電特性負荷的不斷增加，對于電網(wǎng)輸電容量的要求不斷上升，但通過電網(wǎng)輸送的電量卻未必增加，甚至隨著發(fā)電側(cè)自我消納比例的提升和負荷側(cè)有源比重的提升，輸送電量反而會減少。然而，輸送電量的減少并不意味著電網(wǎng)作用的下降，反而是對電網(wǎng)的支撐能力、調(diào)節(jié)能力提出了更高、更難的要求。例如，為了促進全國范圍內(nèi)電力配置，過去我國在西部地區(qū)布局了一批“點對網(wǎng)”送電線路，近年來，又在西部“沙戈荒”地區(qū)布置了一批新能源大基地項目。這類項目往往采取了新能源和火電打捆或者配置儲能的方式，參與到落地省份的電力電量平衡，但實際上自我平衡的成本極高，需要送端省份的電網(wǎng)予以支持。再例如，近年來，各地布局建設(shè)了很多源網(wǎng)荷儲一體化項目、綠電直供的零碳園區(qū)項目等，這些項目如果依靠自建儲能實現(xiàn)平衡的難度較大，利用大電網(wǎng)的平衡能力是更優(yōu)的選擇。
傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的電力潮流方向基本是固定的，即從電源側(cè)不斷升壓進入電網(wǎng)，再從電網(wǎng)逐級降壓供給用戶。但在新型電力系統(tǒng)下，這種傳輸模式將發(fā)生顯著變化，電力電量將會更多地以分層、分級、分群的模式平衡，按傳統(tǒng)流向傳輸?shù)碾娏繉⒋蟠鬁p少。而且，隨著負荷側(cè)新能源比例不斷提升，不僅在省級電網(wǎng)會出現(xiàn)低電壓等級向高電壓等級“反向輸電”的情況，甚至在跨省跨區(qū)遠距離輸電情況下，也會出現(xiàn)傳統(tǒng)落地省份（沿海地區(qū)）電價低于傳統(tǒng)送端省份的情況。
傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中系統(tǒng)負荷和系統(tǒng)邊際發(fā)電成本是正相關(guān)性的，即當負荷高峰時段，通過系統(tǒng)調(diào)用邊際發(fā)電成本高的機組；負荷低谷時段，通過系統(tǒng)調(diào)用邊際發(fā)電成本低的機組。這種峰谷一致性可以通過分時電價實現(xiàn)對供求的調(diào)節(jié)和對負荷的優(yōu)化。新型電力系統(tǒng)下，在負荷高峰時段，可能是風(fēng)電、太陽能等低邊際成本發(fā)電出力高峰；在負荷低谷時段，風(fēng)電、太陽能等往往難以發(fā)電，需要邊際成本高的火電“救場”。凈負荷曲線和負荷曲線的背離，將增加額外的輸配電容量需求，帶來更高的輸配電投資和更低的輸配電網(wǎng)絡(luò)利用率。
適應(yīng)新型電力系統(tǒng)變化的輸配電價改革思路
電力價格的本質(zhì)是通過不同時間、空間的價格信號，促進電力系統(tǒng)更好地實現(xiàn)平衡。在傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中，輸配電網(wǎng)大多采取“郵票法”，一般不考慮不同時間、空間的電網(wǎng)潮流變化，實行相對固定的價格。隨著新型電力系統(tǒng)的發(fā)展，需要進一步完善輸配電價機制。考慮到新型電力系統(tǒng)下，電網(wǎng)輸配電業(yè)務(wù)在提供備用、調(diào)節(jié)能力、支撐能力等方面的作用不斷增強，而輸送電量的作用逐步弱化，電網(wǎng)功能將從流量型向備用型轉(zhuǎn)變，完善輸配電價機制的重點是強化容量電價的作用、弱化電量電價的作用。
跨省跨區(qū)輸電專項工程逐步由單一電量制轉(zhuǎn)為實行兩部制輸電價格。隨著新能源裝機規(guī)模不斷提升，跨省跨區(qū)輸電專項工程的利用小時數(shù)將呈下降趨勢。未來，省間送電不再是送一條不變的基荷曲線，而是高峰（受端凈負荷曲線高峰）能頂、低谷（受端凈負荷曲線低谷）能停，甚至在個別時段會出現(xiàn)東部向西部反送電的現(xiàn)象，定向送電的作用會越來越弱化。有必要根據(jù)情況，逐步將單一電量制轉(zhuǎn)為實行兩部制，一方面通過容量電價回收部分投資，另一方面降低電量電價，促進區(qū)域電力互濟。
提高區(qū)域電網(wǎng)和省級電網(wǎng)準許收入通過容量回收的比例，拉大容量電價價差。從成本的角度看，容量電價回收的是固定資產(chǎn)投資的折舊費和人工費，電量電價回收的是運行維護費。從實踐中，前兩個周期輸配電價核定基本保持容量電價水平不變，降低了電量電價水平；第三輪對不同電壓等級容量電價進行了適當優(yōu)化，對負荷率較高的用戶實行優(yōu)惠措施。未來，應(yīng)從功能出發(fā)，在核定省級電網(wǎng)輸配電價時，考慮電網(wǎng)備用、調(diào)節(jié)能力、支撐能力的需求，提高通過容量回收準許收入的比例。同時，進一步拉大不同電壓等級的容量電價，提高低電壓等級的容量電價，減少交叉補貼，促進可再生能源就近消納。
充分反映輸配電價的時間、空間價值。將基于成本回收的定價思想轉(zhuǎn)為基于供求的定價思想，將系統(tǒng)最大負荷時刻（凈負荷曲線）各電壓等級用戶負荷占比作為分攤依據(jù)，能夠在價格上反映不同用戶占用輸配電資源的多少。引入峰荷責任思想，給予輸配電價時間維度上的引導(dǎo)信號，激勵電網(wǎng)用戶主動避開輸配電網(wǎng)使用的高峰時段，可以有效減少高峰時段輸配電網(wǎng)的需求，提高網(wǎng)絡(luò)的利用率。通過引入分區(qū)定價等空間維護的輸配電價信號，體現(xiàn)不同區(qū)域?qū)τ谳斉潆娰Y源的使用情況，從而合理引導(dǎo)電源、負荷的投資布局。
統(tǒng)一負荷側(cè)容量電價政策。對傳統(tǒng)用于燃煤或“三余”自備電廠的用戶，或者近年來新興的擁有新能源自備電廠的用戶，實行統(tǒng)一的政策。目前，省級電網(wǎng)企業(yè)擔心該類用戶規(guī)避社會責任，希望用戶能夠承擔交叉補貼和系統(tǒng)備用費；而用戶認為自身可實現(xiàn)大部分平衡，認為輸配電價過高。但雙方也都認同電網(wǎng)的備用和支撐功能。為此，建議取消系統(tǒng)備用費，改為統(tǒng)一的容量電價政策。一是容量電價與省級電網(wǎng)直供用戶相同；二是容量電價的計收依據(jù)為備用容量，即用戶的供電容量由兩部分支撐，一個是用戶自建電源或儲能，另一個是電網(wǎng)?？茖W(xué)核定用戶自建電源的可靠容量標準，即燃煤、“三余”、生物質(zhì)、天然氣自備電廠的容量基本上為可靠容量，而風(fēng)電、光伏的可靠容量接近于0（可通過配儲的方式提高可靠容量）。用戶自建電源的可靠容量部分不需要承擔容量電價，需要電網(wǎng)支撐的承擔該電壓等級同等容量電價；三是取消對用戶自建新能源發(fā)電的政策性交叉補貼、政府性基金及附加優(yōu)惠政策；四是在獲得發(fā)電許可證的情況下，允許將富余電量通過電網(wǎng)賣給其他用戶，電能量價格由現(xiàn)貨市場實現(xiàn)，容量電價按接入省級電網(wǎng)企業(yè)的電壓等級執(zhí)行。
優(yōu)化輸配電價的收取對象。對于不同電源使用共用網(wǎng)絡(luò)程度差異不大的省級電網(wǎng)，輸配電價可不考慮位置信號，制定分電壓等級和用戶類別的輸配電價，由用戶和增量配電網(wǎng)支付。對于電源使用共用網(wǎng)絡(luò)程度差異較大、影響公平競爭的省級電網(wǎng)，共用網(wǎng)絡(luò)輸電費應(yīng)在發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)合理分攤，在發(fā)電側(cè)形成反映位置信號的分區(qū)輸電價，由電源按所處分區(qū)的輸電價支付；在用戶側(cè)制定按電壓等級和用戶類別的輸配電價，由用戶或增量配電網(wǎng)支付。外送比例較大的省份，應(yīng)當建立輸配電準許收入通過本省電量和外送電量聯(lián)合回收的制度，可根據(jù)最高負荷比例、電量比例或者電壓等級，通過外送電回收一部分準許收入，降低省內(nèi)用戶承擔的輸配電價。
