近日，国家发展改革委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（以下简称《通知》），在严格成本监审基础上核定第三监管周期省级电网输配电价，进一步深化输配电价改革，明确电网企业的功能定位和运营模式。

党的十八大以来，我国持续深化输配电价改革，建立健全输配电价体系。第一监管周期基于现代监管理念制定了输配电价定价办法，核定并公布各地输配电价表，实现了输配电价的“从无到有”，规范了输配电收入监管，为电力市场化改革创造了条件。第二监管周期修订完善输配电价规则，进一步加强了对电网企业的成本约束和效率激励，然而输配电价仍未真正实现按成本加收益的方式核定。

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但在“双碳”目标落实和新型电力系统构建的发展需求下，我国电力结构逐渐发生变化，源荷双侧随机波动性逐渐凸显，电网稳定性调节成本激增，加之电力市场化改革导致的电网售电业务体系也发生了变化。因此在《通知》中，第三监管周期输配电价在前两个周期基础上进一步完善，主要体现在四个方面：一是分电压等级不分用户核定输配电价，二是增加上网环节线损费用由用户承担，三是增加抽水蓄能容量电费与辅助服务费用合并为系统运行费用，四是明确了用户侧两部制电价的核心地位，四个方面可以简称为“一统两增一明确”。

一、“一统两增一明确”主要内容

“一统两增一明确”标志着从源头上解决了先前两个周期下输配电价成分复杂、核定不清的问题，真正落实“准许成本+合理收益”的输配电价核定原则，具体表现在以下几个方面：

“一统”是分电压等级不分用户核定输配电价。

《通知》简化用户用电价格分类，明确用户用电价格逐步归并为居民生活、农业生产及工商业用电（除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电）三类；尚未实现工商业同价的地方，可分为居民生活、农业生产、大工业、一般工商业用电四类。实现在工商业同价的地区，相同电压等级工商业用户执行相同价格，改变了过去同一电压等级不同用户类型之间的价格差异和交叉补贴问题，缩小了一般工商业用户和大工业用户的价差，更加科学精细反映供电容量成本差异，推动实现工商业同价全覆盖，大工业电价逐步退出历史舞台。

“一增”是增加上网环节线损费用由用户承担。

《通知》明确上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算。电力市场暂不支持用户直接采购线损电量的地方，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分享。原包含在输配电价中的上网环节线损单列，有利于更加及时、合理体现用户购电线损变化，同时能够激励用电者关注自身用电行为的效率和节约，更准确地将成本分摊给实际消耗电量的用户，提高电网运行效率，实现公平分摊电网成本。

“二增”是增加抽水蓄能容量电费与辅助服务费用合并为系统运行费用。

《通知》将原包含在输配电价中的抽水蓄能容量电费单列，与辅助服务费用合并为系统运行费用，意味着抽水蓄能对电网稳定和辅助服务的价值，清晰反映电力系统调节资源费用，有助于降低用户成本负担，提高抽水蓄能的经济性和市场竞争力，推动抽水蓄能技术在电力系统中的应用和推广，实现电网的高效运行和可持续发展，进一步强化电网准许收入监管。

“一明确”是明确用户侧两部制电价的核心地位。

《通知》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，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，当月需量电价按本通知核定标准90%执行。同时对负荷率较高的两部制用户的容（需）量电价实施打折优惠，引导用户根据自身负荷情况合理报装容量，科学地反映电力成本与使用程度的关系，精准地践行“准许成本+合理收益”的输配电价核定原则，有助于实现输电价格和配电价格的合理区分，为促进电力市场交易、推动增量配电网微电网等发展创造有利条件。

二、“一统两增一明确”意义

“一统两增一明确”的四项重要政策调整传统分用户核定输配电价的方式，明确了向用户分摊辅助服务费用的“公共”属性，有助于价格机制主动适应改革发展需要，合理分割纵向产业链上电力发输配售各环节电价空间、科学确定横向不同电源的比价关系，优化电力资源配置，对促进电力工业低碳转型和高质量发展意义深远。

提升了电网公司新能源消纳的投资积极性。随着新能源大规模接入电力系统，源荷双侧随机性逐渐凸显，也导致了电力系统运行费用增加，但仍缺乏相应的成本疏导途径。《通知》明确指出，将电力系统运行费用纳入用户电价中，实现了电网公司运行费用的疏导，激励了电网公司相关投资建设，对推动新能源消纳与我国“双碳”目标落实具有重要意义。

促进了抽水蓄能电站投资建设。新型电力系统建设背景下，灵活性调节资源的增加是实现电网安全稳定运行的重要方式。《通知》将抽水蓄能电站的容量电费纳入用户用电价格的组成部分，为抽水蓄能电站提供了收益来源，促进了电站投资建设，对保障新型电力系统安全稳定运行具有重要意义。

强化了新能源的持续发展。在新型电力系统建设背景下，虽由电网企业承担新能源消纳规模主要责任，但发电企业仍然需增加自身调峰资源以提升并网规模。《通知》一定程度激励了电网公司的调节性资源投资与抽水蓄能电站建设，系统调峰资源逐渐丰富，调峰成本也逐渐下降，降低了新能源发电企业调峰能力整合难度，强化了新能源的持续发展，对落实“双碳”目标发展路径具有重要意义。

三、输配电价改革推进面临的挑战

第三轮电网输配电价改革在推动新能源建设与消纳等方面取得了一定的突破，然而随着改革的深入推进，其在准确核算输配电价方面仍然存在一些挑战，主要包括以下几个方面：

有效资产核定还需进一步明确。

在输配电价核定办法中，有效资产是输配电价核定的关键环节，目前有效资产对现有资产的界定和价值量化已经有了初步成果，但对资产的有效性考量还需进一步明确，不同电网资产利用率存在差异，变电站、电网线路负载率等要素是否纳入到资产核定的有效性考核指标中，还需进一步明确。

交叉补贴方式与途径还需进一步研究。

改革开放以来，我国通过对居民、农业用电实施政策性交叉补贴，以大工业和一般工商业电价补贴居民、农业电价，发挥了保民生、促公平、支持经济社会持续健康发展的重要作用。但随着电力市场化改革的推进，工商业用户逐步参与电力市场交易，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、政府性基金及附加组成，导致交叉补贴来源受到影响。因此，在现有电力市场体制下，交叉补贴方式与途径还需要进一步研究。

电力系统调节成本分摊还需进一步考量。

随着大规模新能源接入，电力系统的调节需求由原来的荷侧波动变为源荷双侧波动，系统运行费用也不断增加。目前输配电价核定办法中将抽蓄容量电费以系统运行费用分摊至用户电价，抽水蓄能电站的作用已经由原来平衡负荷侧波动转变为平衡供需两侧波动需求，所以该部分成本分摊机制问题还需进一步考量。

（图片来源：veer图库）

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