解讀 | “購銷差價”退出歷史舞台，輸配電價改革釋放了哪些紅利？

5月15日，國家發改委官網上一口氣放出了《關於第三監管周期區域電網輸電價格及有關事項的通知(發改價格〔2023〕532號)》、《關於第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知(發改價格〔2023〕526號)》、《關於抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知(發改價格〔2023〕533號)》、《關於白鶴灘～江蘇、白鶴灘～浙江特高壓直流工程和白鶴灘水電站配套送出工程臨時輸電價格的通知(發改價格〔2023〕404號)》等多份有關輸配電價的通知。

在經過了2個輸配電價監管周期后，輸配電價改革終於有了實質性的進展。

 輸配電價改革才是新電改第一要務

在2015年公布的電改9號文中，明確了“近期推進電力體制改革的重點任務”。其中的第一點就是“有序推進電價改革，理順電價形成機制”，列在第一位的任務就是“單獨核定輸配電價”。

單獨核定輸配電價。政府定價的範圍主要限定在重要公用事業、公益性服務和網絡自然壟斷環節。政府主要核定輸配電價，並向社會公布，接受社會監督。輸配電價逐步過渡到按“准許成本加合理收益”原則，分電壓等級核定。用戶或售電主體按照其接入的電網電壓等級所對應的輸配電價支付費用。

輸配電價為什麼如此重要？這與9號文中對電網企業的定位相關。

按照9號文規定，電網企業“不再以上網電價和銷售電價價差作為收入來源，按照政府核定的輸配電價收取過網費。確保電網企業穩定的收入來源和收益水平。規範電網企業投資和資產管理行為。”

從企業角度來說，輸配電價是電網最主要的收入來源。而由於可再生能源發展、電氣化程度加深，電網在能源革命、“雙碳”戰略中都處於核心地位。越早完成輸配電價改革，越有利於明確電網的平台屬性。對進一步電改，推進“雙碳”都有利。

從產業發展的角度來說，輸配電價間接影響了電網投資和建設布局。科學、合理地理順、明確輸配電價，可以讓電網投資更合理，對新能源消納、電力保供、可再生能源替代都有積極意義。

前後改革有什麼不同？

我們先回看第二監管周期的輸配電價核定工作。

2020年9月30日，國家發改委正式發布了經核定的2020-2022年區域電網輸電價格（發改價格規〔2020〕1441號）和省級電網輸配電價（發改價格規〔2020〕1508號）。

除了輸配價格整體降低之外，第二監管周期的輸配定價亮點還包括了：省級輸配電價體系逐步統一、容量電價納入省級輸配電價、理順了輸配電價和目錄電價的關係、17個省區第二監管周期輸配電價級差較現行輸配電價級差明顯擴大……

總的來說，過往的輸配電價改革始終沒有貫徹“准許成本加合理收益原則，核定電網企業准許總收入和分電壓等級輸配電價”（結算自9號文配套文件《關於推進輸配電價改革的實施意見》）。只能按照既有的輸配電價，進行增加。

這當然有很多的原因：改革步驟不宜過快、市場化程度太低、交叉補貼積重難返……情況的改變要從2021年10月開始算起。

《國家發展改革委關於進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（即1439號文），徹底消滅了工商業目錄電價，讓工商業用戶全面入市。在只保留了電網代購電作為緩衝，並且明確逐步退出電網代購電的情況下。統購統銷模式被終結，那麼輸配電價改革也到了必須推動核心的時候了。

區分電壓等級，為何如此重要？

《通知》規定，“用戶用電價格逐步歸併為居民生活、農業生產及工商業用電（除執行居民生活和農業生產用電價格以外的用電）三類”。從趨勢來看，下一步大工業用電和一般工商業用電將會逐步實現用電同價。

更重要的改變在於，本次輸配電價調整對於不同電壓等級的用戶，分電壓等級核定了輸配電容量/需量電價，更加合理地體現不同電壓等級用戶用電成本差異。

為什麼輸配電價要分電壓等級呢？

一般來說，電從發電廠送出，要經過層層降低電壓再送給用戶。低壓電往往流經路徑更長，度電成本更高。低壓配電網的投資運維成本遠高於高壓輸電網。

正常情況下，以成本為計價基礎的低壓配電費也應遠高於高壓輸電費，但此前輸配電價呈現的結果卻是，低壓配電費（110千伏及以下部分）與高壓輸電費的比例約為3：7，甚至多省區低壓配電費佔比還不到三成。

在舊的輸配電價體系下，容需量電費不分電壓等級，只按報裝容量乘以固定單價計算。用戶支付的容需量電費需要全部交給擁有輸電網的電網企業。

對於增量配網來說，自己忙前忙后，只有電量電費的收入，容需量電費屬於“過了手的豬肉，但連一手油都留不下”。

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那麼現在情況有了不同：容需量電費首次分電壓等級核定，更能真實反映不同電壓等級的容量成本差異。而且需量電費與容量電費的價差逐漸拉大，並建立了負荷率激勵約束機制。

類似售電公司、增量配網、微網，都可以靠着集成大量用戶，充分利用不同電壓等級、容需量、負荷之間的價差。簡單來說，賺錢方式不用只靠着電量電費那點售電差價了，用戶的排列組合還有更多的利潤空間。

有些賬，要算的清了

《通知》中提到“工商業用戶用電價格由上網電價、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用、政府性基金及附加組成。”

系統運行費用是個新概念，包括了“輔助服務費用、抽水蓄能容量電費等”。

2021年的抽水蓄能價格形成機制曾明確容量電費納入輸配電價回收。但在2019年發布《輸配電價成本監審辦法》明確指出，抽水蓄能電站、電儲能設施的成本費用不得計入輸配電定價成本。

有關這些問題的討論，《能源》雜誌曾在一文中有過闡述。

現在來看，本輪周期輸配電價核定，對這個漏洞打上了補丁。而且對於輸配電價所包含的內容，不包含的內容都進行了明確規定。

根據本輪核定，輸配電價=增值稅+區域電網容量電費+居民農業用戶交叉補貼。政府性基金及附加、上網環節線損費用、抽水蓄能容量電費，都不算在了輸配電價範圍內。而在此之前，線損和抽蓄容量電費都計算在內。

就在發改委一系列文件發布之後，南網儲能5月15日晚間發布公告，列舉了公司所屬7座投運抽水蓄能電站容量電價（含稅），公告稱，根據核價結果，預計減少公司2023年收入預算4.96億元。

將抽蓄容量電費、輔助服務費用等單獨列為“系統運行費用”，明確了目前可再生能源裝機越來越多的大背景下，究竟電力系統支出了多少成本。在風光平價上網的基礎上，我們可以全面、客觀、科學地理解可再生能源發電的系統成本究竟會有多少。

而這些二外增加的成本勢必也需要疏導，費用單獨列出也就意味着要單獨回收。誰製造了電力系統運行成本、誰享受了綠色電力，那麼就是誰來負擔這些運行成本了。

對於抽水蓄能來說，其實也不必過於悲觀。容量電價減少或許是客觀存在的事實，但抽蓄的盈利模式從來都不應該依靠“納入輸配電價”這樣的壟斷策略。

良好運行的現貨市場+合理的輔助服務市場費用+容量電費，這才是抽蓄未來得以盈利、發展的基礎。

此外，上網環節線損費用單列也是一項重要改革。在此之前，線損包含在了輸配電價之中，電網隨着輸配電價收取固定線索，但考慮線損實際存在波動，固定收取方式顯然不合理。

在用電量全面市場化的趨勢下，線損費用自然應當以實際購電費用為基準來計算。具備條件地區的用戶擁有了自行購買線損的權力，可不再依靠電網企業代理採購線損電量，用戶擁有了選擇購買低價電量的同時購買低價線損電量的權力，能夠進一步降低成本。

在歷時多年的新電改中，輸配電價改革看起來最不被關注、動作最少，但實際上確實最為關鍵的核心環節。無論是對發電、電網，還是新市場主體售電、增量配網，輸配電價格改革都是關鍵的一步。

“管住中間，放開兩頭”的電價形成機制歷時多年之中終於開始逐漸成型。至少在今天這一刻我們可以感嘆，購銷差價終於要退出歷史舞台了。

參考資料