2015年3月，中共中央國務院印發《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔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容。新一輪電改以來，國家發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審辦法、4個針對不同層級電網的定價辦法)的輸配電價政策框架。輸配電價改革不但為電力市場發展奠定了基礎，更成為了自然壟斷行業監管改革的里程碑。在當前深入推進能源革命，加快規劃建設新型能源體系，譜寫以中國式現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。

(來源：微信公眾號“電聯新媒” 作者：李成仁)

輸配電價改革成效

8年來，輸配電價監管逐步制度化、規范化、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”的輸配電價結構優化、激勵機制細化、成本信息監審全覆蓋化。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的科學輸配電價制度體系。國家發改委在2015~2017年先后出臺了成本監審、省級電網定價、區域電網定價、專項工程定價、地方電網和增量配電網定價等試行辦法，實現了定價機制在各電網層級的全覆蓋，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和增量配電網定價以外的監審定價辦法，更加有利于科學核定電網輸配電價，更加有利于促進電網企業加強內部管理、降本增效，更加有利于改進政府對電網企業的價格監管。

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發展較快、成本費用隨資產增加相應增長的網情。定價體系完整，區分跨區電網、區域電網、省級電網、增量配電及地方電網四個層級核定輸配電價，與現行電網管理體制銜接對應。合理補償成本，對已經發生的生產類成本，經成本監審后對合理部分予以認定，保障電網設備良好健康水平。合理確定收益，按照加權資本成本(WACC)確定合理收益，既與國際同業可比，也有利于電網企業優化資本結構。

三是促進了電力市場化建設。隨著電力行業市場化改革推進，需要有序放開競爭性業務。獨立的分電壓等級、分用戶類別輸配電價體系為工商業用戶參與市場交易創造了條件，發用電雙方得以直接見面，協商確定電量和價格，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。以國家電網有限公司為例，前兩輪核價其所屬省級電網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電價、助力實體經濟發展。

五是進一步推動電網企業明確監管與非監管業務界面。輸配電價改革向縱深推進，要求電網企業建立合理的監管與非監管業務有效隔離機制。隨著兩類業務管理界面進一步明晰，為降低輸配電環節監管難度、提升監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，新型電力系統下供電成本上漲壓力增大、多形態電網并存融合發展、國資合規管理與行業監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，優化跨省跨區輸電定價方法，推動電力資源在更大范圍內、更多層次上、更有效率地共享互濟，支撐區域協調發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化配置。“雙碳”目標下，可再生能源發展步伐加快，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平衡互濟能力。當前國際政治經濟形勢復雜多變，世界主要一次能源價格波動明顯，能源產業鏈供應鏈接連遭受重大挑戰，輸入型風險加大我國能源電力供應不穩定性。國內新型電力系統加快推進，電力系統“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電裝機為主導轉變，系統慣量降低、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。疊加愈發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，避免出現系統性安全問題。

四是電力供應成本大概率呈上漲趨勢，要求輸配電環節暢通成本疏導方式，實現合理分攤。新能源快速發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，推高系統平衡成本，在計量手段難以實現按責任分攤的情況下，不斷推升的系統性成本向輸配電環節集中。電網方面，新能源富集區遠離負荷中心，沙漠、戈壁、荒漠地區能源基地遠距離輸送，陸上或海上新能源基地接網，推動電網成本增加。另外，受電網智能化改造、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，創新成本分攤機制，實現東中西部協調發展。

五是多種形態電網并存要求融合發展，要求輸配電價增強對多形態電網發展的靈活適應能力。新型電力系統建設將推動電網形態發生深刻變化。跨省區輸電通道加快建設，已形成縱橫交錯的遠距離輸電網絡，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。分布式發電快速發展，微電網、分布式智能電網、清潔能源專線供電、汽車充電網絡、增量配網等多形態電網逐步豐富，促使電網形態呈多樣化發展。用戶側涌現出大量“產消者”主體，負荷集成商、虛擬電廠等快速發展，促進電網物理和運行形態向適應主體需求方向轉變，電力系統的運行機理和平衡模式也發生著深刻變化。電網形態的變化要求輸配電價機制在功能上進一步體現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，促進跨省區交易達成，合理分攤遠距離輸電成本;完善區域電網兩部制輸電價格機制，提升分攤區域容量成本方法的透明度和準確性;優化省級電網用戶側輸配電價兩部制電價執行方式，完善分電壓等級兩部制輸配電制度，擴大兩部制執行范圍、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定發展提供機制支撐。引入接入價機制，構建發用雙向付費的共用網絡輸配電價機制，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，促進全國統一電力市場長期穩定運行。

三是針對分布式發電就近交易等場景，建立系統備用費機制，保障電網容量成本足額回收。以電網為分布式電源提供的備用價值為基礎，核定系統備用費，促進分布式電源輸配電成本的公平分攤，保證電網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協調可持續發展。

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，輸配電價成本監審將更加精細化、標準化和規范化，進一步增強管制行業監管的科學性。

一是信息化監管進一步突出。監管模型更加細致、更注重運用信息化手段，實現常態化監管，有效減少自由裁量權，進一步制度化和規范化。

二是信息披露要求進一步完善。要求電網企業按照輸配電成本監審要求，區分省級電網、區域電網、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經營成本(費用)及收入等數據，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。

三是業務界面更加強調依法合規。要求電網企業科學合理劃分監管業務和非監管業務邊界，進一步強化內部關聯交易監管，監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，實現公平負擔，進一步適應增量配電業務的發展。

二是進一步創新東西幫扶機制。統籌考慮不同地區能源稟賦、產業結構、碳排規模、成本承受力等的差異，通過輸配電價機制，向不同地區科學分配轉型成本，在保障改革的經濟性及公平性的同時，實現區域協調發展。

本文刊載于《中國電力企業管理》(上旬)2023年第3期，作者供職于國網能源研究院有限公司。