如何优化新型电力系统下的输配电价结构

电网输配电业务是典型的网络型自然垄断环节，核定独立的输配电价，一方面建立了对电网企业的激励约束机制，由政府核定独立输配电价，统筹兼顾电网投资、电量、价格的关系；另一方面奠定了电力市场化的基础，将过去的电力统购统销转变为由发电企业、电力用户等市场主体通过竞争形成的电价。2015年启动的新一轮电力体制改革，重点是“管住中间、放开两头”，即推进输配电价改革，由政府核定独立输配电价；有序放开竞争性环节电价，建立主要由市场形成竞争性环节电价的机制。国家发展改革委已经核定了独立输配电价，目前经历了三个核价周期，为约束电网企业投资、促进电力市场建设发挥了不可替代的关键作用。

（文章来源 公众号：电联新媒 作者：张敏 袁培华等）

我国的输配电价定价方法的基本原理，是先核定电网企业输配电业务的准许收入，再以准许收入为基础，根据不同电压等级的资产、输电容量、电量计算不同电压等级的输配电价。从电价形式看，跨省跨区专项工程实行单一电量电价、区域电网实行单一容量电价、省级电网实行两部制电价。从时空特征看，不同时间和空间的价格相同，未体现时间和位置差异。从收取对象看，主要是针对电力用户，也有个别针对特定电源的专项接入费。随着新型电力系统特征日益明显，电力市场建设日益深化，发电侧出力特性、用户侧的负荷特性及电网自身的架构、潮流分布都发生了显著变化，为此，必须进一步深化输配电价改革，完善价格形式、优化价格结构、调整收取对象。新型电力系统下输配电业务的

新挑战、新变化

传统电力系统源、网、荷界限十分清晰，不同类型的电源和负荷也各自独立。在新型电力系统中，电源侧不纯粹是单一电源，既可能自带消纳，也可能是不同类型的电源和储能联合出力。电网也不是单纯的电网，将配备一定的抽水蓄能和新型储能。负荷侧不再是纯粹的用电，可能是电力的产消者，既消费电力又生产电力，自发自用、余电返送电网。负荷与负荷之间、负荷与电源之间，既可能单独参加交易，也可能通过微电网、虚拟电网，聚合参加电力交易。

负荷侧的电力用户还存在多种类型：如拥有电源的地方电网或者增量配电网；过去拥有燃煤自备电厂或利用余压、余热、余气发电的自备电厂用户；安装屋顶分布式光伏自发自用、余电上网发展起来的以配套建设分布式生物质或小型燃气发电机组、分布式光伏/分散式风电并配套储能的工商业企业；以源网荷储一体化、绿电直供园区、零碳园区等名义建设的各类微电网（微能网）。未来，随着储能技术、电动汽车反向充电技术的发展，还可能出现一些新的用户类型。

传统电力系统以集中调度、统一平衡为特色，随着新能源发电、新用电特性负荷的不断增加，对于电网输电容量的要求不断上升，但通过电网输送的电量却未必增加，甚至随着发电侧自我消纳比例的提升和负荷侧有源比重的提升，输送电量反而会减少。然而，输送电量的减少并不意味着电网作用的下降，反而是对电网的支撑能力、调节能力提出了更高、更难的要求。例如，为了促进全国范围内电力配置，过去我国在西部地区布局了一批“点对网”送电线路，近年来，又在西部“沙戈荒”地区布置了一批新能源大基地项目。这类项目往往采取了新能源和火电打捆或者配置储能的方式，参与到落地省份的电力电量平衡，但实际上自我平衡的成本极高，需要送端省份的电网予以支持。再例如，近年来，各地布局建设了很多源网荷储一体化项目、绿电直供的零碳园区项目等，这些项目如果依靠自建储能实现平衡的难度较大，利用大电网的平衡能力是更优的选择。

传统电力系统的电力潮流方向基本是固定的，即从电源侧不断升压进入电网，再从电网逐级降压供给用户。但在新型电力系统下，这种传输模式将发生显著变化，电力电量将会更多地以分层、分级、分群的模式平衡，按传统流向传输的电量将大大减少。而且，随着负荷侧新能源比例不断提升，不仅在省级电网会出现低电压等级向高电压等级“反向输电”的情况，甚至在跨省跨区远距离输电情况下，也会出现传统落地省份（沿海地区）电价低于传统送端省份的情况。

传统电力系统中系统负荷和系统边际发电成本是正相关性的，即当负荷高峰时段，通过系统调用边际发电成本高的机组；负荷低谷时段，通过系统调用边际发电成本低的机组。这种峰谷一致性可以通过分时电价实现对供求的调节和对负荷的优化。新型电力系统下，在负荷高峰时段，可能是风电、太阳能等低边际成本发电出力高峰；在负荷低谷时段，风电、太阳能等往往难以发电，需要边际成本高的火电“救场”。净负荷曲线和负荷曲线的背离，将增加额外的输配电容量需求，带来更高的输配电投资和更低的输配电网络利用率。

输配电价改革思路

电力价格的本质是通过不同时间、空间的价格信号，促进电力系统更好地实现平衡。在传统电力系统中，输配电网大多采取“邮票法”，一般不考虑不同时间、空间的电网潮流变化，实行相对固定的价格。随着新型电力系统的发展，需要进一步完善输配电价机制。考虑到新型电力系统下，电网输配电业务在提供备用、调节能力、支撑能力等方面的作用不断增强，而输送电量的作用逐步弱化，电网功能将从流量型向备用型转变，完善输配电价机制的重点是强化容量电价的作用、弱化电量电价的作用。

跨省跨区输电专项工程逐步由单一电量制转为实行两部制输电价格。随着新能源装机规模不断提升，跨省跨区输电专项工程的利用小时数将呈下降趋势。未来，省间送电不再是送一条不变的基荷曲线，而是高峰（受端净负荷曲线高峰）能顶、低谷（受端净负荷曲线低谷）能停，甚至在个别时段会出现东部向西部反送电的现象，定向送电的作用会越来越弱化。有必要根据情况，逐步将单一电量制转为实行两部制，一方面通过容量电价回收部分投资，另一方面降低电量电价，促进区域电力互济。

提高区域电网和省级电网准许收入通过容量回收的比例，拉大容量电价价差。从成本的角度看，容量电价回收的是固定资产投资的折旧费和人工费，电量电价回收的是运行维护费。从实践中，前两个周期输配电价核定基本保持容量电价水平不变，降低了电量电价水平；第三轮对不同电压等级容量电价进行了适当优化，对负荷率较高的用户实行优惠措施。未来，应从功能出发，在核定省级电网输配电价时，考虑电网备用、调节能力、支撑能力的需求，提高通过容量回收准许收入的比例。同时，进一步拉大不同电压等级的容量电价，提高低电压等级的容量电价，减少交叉补贴，促进可再生能源就近消纳。

充分反映输配电价的时间、空间价值。将基于成本回收的定价思想转为基于供求的定价思想，将系统最大负荷时刻（净负荷曲线）各电压等级用户负荷占比作为分摊依据，能够在价格上反映不同用户占用输配电资源的多少。引入峰荷责任思想，给予输配电价时间维度上的引导信号，激励电网用户主动避开输配电网使用的高峰时段，可以有效减少高峰时段输配电网的需求，提高网络的利用率。通过引入分区定价等空间维护的输配电价信号，体现不同区域对于输配电资源的使用情况，从而合理引导电源、负荷的投资布局。

统一负荷侧容量电价政策。对传统用于燃煤或“三余”自备电厂的用户，或者近年来新兴的拥有新能源自备电厂的用户，实行统一的政策。目前，省级电网企业担心该类用户规避社会责任，希望用户能够承担交叉补贴和系统备用费；而用户认为自身可实现大部分平衡，认为输配电价过高。但双方也都认同电网的备用和支撑功能。为此，建议取消系统备用费，改为统一的容量电价政策。一是容量电价与省级电网直供用户相同；二是容量电价的计收依据为备用容量，即用户的供电容量由两部分支撑，一个是用户自建电源或储能，另一个是电网。科学核定用户自建电源的可靠容量标准，即燃煤、“三余”、生物质、天然气自备电厂的容量基本上为可靠容量，而风电、光伏的可靠容量接近于0（可通过配储的方式提高可靠容量）。用户自建电源的可靠容量部分不需要承担容量电价，需要电网支撑的承担该电压等级同等容量电价；三是取消对用户自建新能源发电的政策性交叉补贴、政府性基金及附加优惠政策；四是在获得发电许可证的情况下，允许将富余电量通过电网卖给其他用户，电能量价格由现货市场实现，容量电价按接入省级电网企业的电压等级执行。

优化输配电价的收取对象。对于不同电源使用共用网络程度差异不大的省级电网，输配电价可不考虑位置信号，制定分电压等级和用户类别的输配电价，由用户和增量配电网支付。对于电源使用共用网络程度差异较大、影响公平竞争的省级电网，共用网络输电费应在发电侧和用户侧合理分摊，在发电侧形成反映位置信号的分区输电价，由电源按所处分区的输电价支付；在用户侧制定按电压等级和用户类别的输配电价，由用户或增量配电网支付。外送比例较大的省份，应当建立输配电准许收入通过本省电量和外送电量联合回收的制度，可根据最高负荷比例、电量比例或者电压等级，通过外送电回收一部分准许收入，降低省内用户承担的输配电价。