电改，这是一个宏大的话题。上个世纪八十年代，为了解决电力投资整体不足、投资主体较为单一的问题，电改迈出了它标志性的一步。

虽然没有经历过那个年代，但从电改的结果就可以窥见它的有效性：

从1985年开始的十年里，电力装机容量和发电量的年平均增速分别为16%和15%。用现在的话来说，这可是价值投资的高地。

过去的电力市场主要以计划电为主，市场电为辅，到了现在以市场电为主，计划电为辅，未来，想必市场电会继续扩容，而且市场结构将更加的多元化。

我国电力体制改革的现状

我国电价体系较为复杂，从终端用户的角度来看，用户的用电电价=上网电价+输配电 价+其他费用（主要是政府性基金及附加）。在非市场化机制下，三个部分均由政府核定， 政府主要通过输配电价来调节不同时段电价从而形成分时电价，满足基本的价格调节机制。 2015 年电改后我国重新核定了输配电价，这也是电力市场化的基础。未来在市场化要求下 该电价形成机制将产生如下变化：

（1） 电能量市场：综合用电需求价格的稳定性和灵活性，上网电价将分为中长期电 价和现货电价，并由市场化方式形成。

（2） 辅助服务市场：辅助服务自电力系统诞生起就存在，但此前辅助服务的提供方 和承担方均为发电侧，用户侧不承担此项费用，主要原因在于传统电源结构下， 发电侧大部分电源都是可控电源。但是“十三五”以来，随着新能源装机占比 提升，辅助服务的需求和供给开始失衡，电力系统无法内部消化指数型增长的 辅助服务需求和成本。2021 年 12 月发布修订版《电力并网运行管理规定》 和《电力辅助服务管理办法》（以下称“两个细则”）将用户侧纳入分摊范围。

（3） 容量电价：容量电价是现货市场的重要“补丁”，对稳定现货价格、保障电力 供给安全具有重大意义。容量电价是用户侧为了保证用电充裕度而支付的保险， 因此理应由用户侧承担。

因此在市场化机制下，用户的用电电价=上网电价（中长期+现货）+输配电价+辅助 服务费用（调峰、调频、备用、爬坡、转动惯量、自动电压控制、调相、无功调节、稳定 切机、稳定切负荷、黑启动等）+容量电价+其他费用（主要是政府性基金及附加）。需要 指出的是，在第三监管周期输配电前，容量电价作为电网的运行成本，实际上是作为输配 电价的一部分。这里我们不抠定义细节，重点围绕中长期、现货、辅助服务、容量电价、 输配电价（不含容量电价）五个方向展开。上述五个方向除辅助服务外，其余四项都是由 用户侧承担，辅助服务则是电源侧和用户侧共同承担。

电改需改变电费构成 影响整个电力产业链的预期收入

电力行业成本向下游传导的方式也至关重要，涉及到电费再分配的问题。电力行业目 前面临的困境不是单纯的电价“高”还是“低”的问题，而是全社会应该承担的成本如何 传导和分摊的问题。短期来看，全社会每度电电费构成应呈如下变化趋势：

（1） 传统电源的电量电费呈上升趋势（燃料成本向下游传导，火电时间价值得到体 现）。

（2） 清洁电源电费呈上升或平稳趋势（清洁电源电费构成由现在单一的电量费用分 化为电量费用和环境费用，电量费用下降，环境费用上升），可再生能源发电 环节整体受益。

（3） 容量成本和辅助服务费用呈上升趋势，主要通过容量电价和辅助服务机制传导。 传统电源、储能以及需求侧资源等都将为此获益。

（4） 电改带来的另一大变化便是市场化后的交易环节。从全局来看，此外由于各种 类型的限价、政府定价、优先购用电的存在，使得电力交易面临太多的边际条 件，客观上阻碍了实现全社会最低成本。电改后摩擦成本降低，使得电力交易 本身产生价值，这也将是未来电力系统各个参与方降低成本并体现差距的重要环节。由此可能带来电力交易环节兴起，并由此推动更多新业态和新技术的发 展。 “三新”经济有望在电力行业大放异彩。我国提出的新产业、新业态、新商业模式的 “三新”经济是从简单投资拉动向创新和效率驱动高质量发展转型的重要理念，该理念也 将随着电力体制改革的推进从而在电力行业开花结果。

5月15日，国家发改委密集印发一系列电价通知：《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）（以下简称《通知》）、《第三监管周期区域电网输电价格及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕532号）、《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（以下简称《抽蓄通知》）。《通知》公布2023-2026年各省级电网输配电价水平，并对用户电价分类、用户电价构成、工商业电价执行方式等重要政策进行优化完善。

记者采访了解到，此次第三监管周期改革工作在加快新型电力系统构建和推进“双碳”目标实现的背景下展开，相关政策为厘清电网企业输配电业务、促进电力系统效率提升、助力新型电力系统构建、加快与电力市场的衔接等方面奠定了基础。

输配电价核定更明晰，有利于提升系统效率

输配电价是电网企业提供接入系统、联网、电能输送和销售服务的价格总称。在业内人士看来，《通知》的亮点无疑在于几个“首次”。

首先，《通知》首次实现了分电压等级输配电价结构的核定。国网能源研究院价格研究室主任张超向记者分析，在前两个监管周期中，输配电价对标电网购销价差。“而《通知》直接按照电压等级间输送电量传导关系，将核定的准许总收入分配到各个电压等级后，再结合预测电量核定分电压等级输配电价，核定更加明晰，也能够真正实现核定结果及执行标准。”张超进一步分析，长远来看，这样的电价核定结构便于后续全面开启“顺价”模式，有利于明确输配电价的监管界面，并全面厘清电网企业输配电业务。

“相比不同电压等级采用相同容量电价，分电压等级核定输电容量电价则能更科学精细反映实际的供电容量成本。以山西为例，原容（需）量电价不分电压等级，用户的容量电价均为24元/千伏安·月，需量电价均为36元/千瓦·月。”中电联规划发展部副主任韩放举例说明。

而分电压等级核定容需量电价和分电压等级核定输配电价结构，不再过度强调用户类型，给工商业用户提供了更多电价执行方式的选择权。“《通知》要求推动一般工商业和大工业执行相同输配电价。这将促使工商业积极参与电力市场化交易，同时又能促使工商业用户承担相应成本。”聂光辉说。

此外，《通知》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，当月需量电价标准按照核定标准90%执行”，建立了基于负荷率的激励机制，鼓励用户提高利用率水平。“例如一个1千伏安的设备，使用1个月的电量是648千瓦时（考虑0.9的功率因数）。用电量260千瓦时对应负荷率40%，用电量不低于260千瓦时（即负荷率不低于40%）时可以在核定需量电价上打9折。通过这样的激励机制，将提高电力设备使用率，减少电力资源或设施的浪费，进而有利于促进电力系统整体效率的提升。”张超进一步分析。

价格机制是市场机制核心，输配电价核算需更具体

众所周知，电价改革是电力市场改革的核心，“管好中间”更是“放开两头”的市场化竞争的前提和基础。由于输配电环节错综复杂，科学合理测算输配电价成本、理顺电价结构，让电价更透明，具有重要的现实意义。

谈及输配电价如何完善，聂光辉建议，输配电定价成本的核算还需更加细致、具体化，增加电力用户关于电力定价的话语权，减少电力供给环节的利益相关性，强化监督和竞争意识。“如电网交叉补贴、政企职责问题、政府基金及附加比重、监管与考核权责问题等都影响着输配电价的理顺。目前，我国输配电价结构有必要进一步明确输配电环节与发电端、售电端的关系，限制售电端过度参与输配电环节，减少发售电两端对于输配电环节的市场依赖，激发发电端、售电端对输配电环节的监管积极性。”

而在华南理工大学电力学院电力经济与电力市场研究所所长陈皓勇看来，电价是从电力系统工程技术问题到电力市场社会科学问题之间的桥梁。价格机制是市场机制的核心，市场决定价格是市场在资源配置中起决定性作用的关键。

“价格机制应基于真实边际或平均成本而建立，由于电的物理同质化特征，1度电的真实成本背后是一个系统优化问题。”陈皓勇对记者表示，“电力系统优化规划、优化运行是电能定价和电力市场设计的基础。从数学优化的角度，电力市场的本质是通过价格引导的分散决策实现系统整体优化。与传统计划经济模式相比，电力系统规划运行和电力电量平衡两个基本问题没有变，只是实现方式发生了变化，从传统的计划统一管理变为‘价格引导、自愿参与’。”

下一步，在加快构建新型电力系统和全国统一电力市场的目标之下，还需要进一步深化和推进输配电价改革。韩放建议，结合全国和区域统一电力市场建设的目标，可分阶段推动跨省跨区输电价格由单一制电量电价逐步向两部制电价过渡，促进跨省区交易达成，合理分摊远距离输电成本；其次，进一步细化明确系统运行成本的价格形成机制、费用分摊机制以及执行方式，引导政策切实有效落地。“此外，要进一步深化煤电上网电价机制，建立燃煤基准电价评估与调整制度，规划建立配套的容量保障机制，有效支撑煤电机组发挥安全保供、灵活调节、应急备用作用。”

文章来源： ​中国能源报，未来智库，时来虎涯