電網輸配電業務是典型的網絡型自然壟斷環節，核定獨立的輸配電價，一方面建立了對電網企業的激勵約束機制，由政府核定獨立輸配電價，統籌兼顧電網投資、電量、價格的關系；另一方面奠定了電力市場化的基礎，將過去的電力統購統銷轉變為由發電企業、電力用戶等市場主體通過競爭形成的電價。2015年啟動的新一輪電力體制改革，重點是“管住中間、放開兩頭”，即推進輸配電價改革，由政府核定獨立輸配電價；有序放開競爭性環節電價，建立主要由市場形成競爭性環節電價的機制。國家發展改革委已經核定了獨立輸配電價，目前經歷了三個核價周期，為約束電網企業投資、促進電力市場建設發揮了不可替代的關鍵作用。
（文章來源 公眾號：電聯新媒 作者：張敏 袁培華等）
我國的輸配電價定價方法的基本原理，是先核定電網企業輸配電業務的準許收入，再以準許收入為基礎，根據不同電壓等級的資產、輸電容量、電量計算不同電壓等級的輸配電價。從電價形式看，跨省跨區專項工程實行單一電量電價、區域電網實行單一容量電價、省級電網實行兩部制電價。從時空特征看，不同時間和空間的價格相同，未體現時間和位置差異。從收取對象看，主要是針對電力用戶，也有個別針對特定電源的專項接入費。隨著新型電力系統特征日益明顯，電力市場建設日益深化，發電側出力特性、用戶側的負荷特性及電網自身的架構、潮流分布都發生了顯著變化，為此，必須進一步深化輸配電價改革，完善價格形式、優化價格結構、調整收取對象。新型電力系統下輸配電業務的
新挑戰、新變化
傳統電力系統源、網、荷界限十分清晰，不同類型的電源和負荷也各自獨立。在新型電力系統中，電源側不純粹是單一電源，既可能自帶消納，也可能是不同類型的電源和儲能聯合出力。電網也不是單純的電網，將配備一定的抽水蓄能和新型儲能。負荷側不再是純粹的用電，可能是電力的產消者，既消費電力又生產電力，自發自用、余電返送電網。負荷與負荷之間、負荷與電源之間，既可能單獨參加交易，也可能通過微電網、虛擬電網，聚合參加電力交易。
負荷側的電力用戶還存在多種類型：如擁有電源的地方電網或者增量配電網；過去擁有燃煤自備電廠或利用余壓、余熱、余氣發電的自備電廠用戶；安裝屋頂分布式光伏自發自用、余電上網發展起來的以配套建設分布式生物質或小型燃氣發電機組、分布式光伏/分散式風電并配套儲能的工商業企業；以源網荷儲一體化、綠電直供園區、零碳園區等名義建設的各類微電網（微能網）。未來，隨著儲能技術、電動汽車反向充電技術的發展，還可能出現一些新的用戶類型。
傳統電力系統以集中調度、統一平衡為特色，隨著新能源發電、新用電特性負荷的不斷增加，對于電網輸電容量的要求不斷上升，但通過電網輸送的電量卻未必增加，甚至隨著發電側自我消納比例的提升和負荷側有源比重的提升，輸送電量反而會減少。然而，輸送電量的減少并不意味著電網作用的下降，反而是對電網的支撐能力、調節能力提出了更高、更難的要求。例如，為了促進全國范圍內電力配置，過去我國在西部地區布局了一批“點對網”送電線路，近年來，又在西部“沙戈荒”地區布置了一批新能源大基地項目。這類項目往往采取了新能源和火電打捆或者配置儲能的方式，參與到落地省份的電力電量平衡，但實際上自我平衡的成本極高，需要送端省份的電網予以支持。再例如，近年來，各地布局建設了很多源網荷儲一體化項目、綠電直供的零碳園區項目等，這些項目如果依靠自建儲能實現平衡的難度較大，利用大電網的平衡能力是更優的選擇。
傳統電力系統的電力潮流方向基本是固定的，即從電源側不斷升壓進入電網，再從電網逐級降壓供給用戶。但在新型電力系統下，這種傳輸模式將發生顯著變化，電力電量將會更多地以分層、分級、分群的模式平衡，按傳統流向傳輸的電量將大大減少。而且，隨著負荷側新能源比例不斷提升，不僅在省級電網會出現低電壓等級向高電壓等級“反向輸電”的情況，甚至在跨省跨區遠距離輸電情況下，也會出現傳統落地省份（沿海地區）電價低于傳統送端省份的情況。
傳統電力系統中系統負荷和系統邊際發電成本是正相關性的，即當負荷高峰時段，通過系統調用邊際發電成本高的機組；負荷低谷時段，通過系統調用邊際發電成本低的機組。這種峰谷一致性可以通過分時電價實現對供求的調節和對負荷的優化。新型電力系統下，在負荷高峰時段，可能是風電、太陽能等低邊際成本發電出力高峰；在負荷低谷時段，風電、太陽能等往往難以發電，需要邊際成本高的火電“救場”。凈負荷曲線和負荷曲線的背離，將增加額外的輸配電容量需求，帶來更高的輸配電投資和更低的輸配電網絡利用率。
輸配電價改革思路
電力價格的本質是通過不同時間、空間的價格信號，促進電力系統更好地實現平衡。在傳統電力系統中，輸配電網大多采取“郵票法”，一般不考慮不同時間、空間的電網潮流變化，實行相對固定的價格。隨著新型電力系統的發展，需要進一步完善輸配電價機制。考慮到新型電力系統下，電網輸配電業務在提供備用、調節能力、支撐能力等方面的作用不斷增強，而輸送電量的作用逐步弱化，電網功能將從流量型向備用型轉變，完善輸配電價機制的重點是強化容量電價的作用、弱化電量電價的作用。
跨省跨區輸電專項工程逐步由單一電量制轉為實行兩部制輸電價格。隨著新能源裝機規模不斷提升，跨省跨區輸電專項工程的利用小時數將呈下降趨勢。未來，省間送電不再是送一條不變的基荷曲線，而是高峰（受端凈負荷曲線高峰）能頂、低谷（受端凈負荷曲線低谷）能停，甚至在個別時段會出現東部向西部反送電的現象，定向送電的作用會越來越弱化。有必要根據情況，逐步將單一電量制轉為實行兩部制，一方面通過容量電價回收部分投資，另一方面降低電量電價，促進區域電力互濟。
提高區域電網和省級電網準許收入通過容量回收的比例，拉大容量電價價差。從成本的角度看，容量電價回收的是固定資產投資的折舊費和人工費，電量電價回收的是運行維護費。從實踐中，前兩個周期輸配電價核定基本保持容量電價水平不變，降低了電量電價水平；第三輪對不同電壓等級容量電價進行了適當優化，對負荷率較高的用戶實行優惠措施。未來，應從功能出發，在核定省級電網輸配電價時，考慮電網備用、調節能力、支撐能力的需求，提高通過容量回收準許收入的比例。同時，進一步拉大不同電壓等級的容量電價，提高低電壓等級的容量電價，減少交叉補貼，促進可再生能源就近消納。
充分反映輸配電價的時間、空間價值。將基于成本回收的定價思想轉為基于供求的定價思想，將系統最大負荷時刻（凈負荷曲線）各電壓等級用戶負荷占比作為分攤依據，能夠在價格上反映不同用戶占用輸配電資源的多少。引入峰荷責任思想，給予輸配電價時間維度上的引導信號，激勵電網用戶主動避開輸配電網使用的高峰時段，可以有效減少高峰時段輸配電網的需求，提高網絡的利用率。通過引入分區定價等空間維護的輸配電價信號，體現不同區域對于輸配電資源的使用情況，從而合理引導電源、負荷的投資布局。
統一負荷側容量電價政策。對傳統用于燃煤或“三余”自備電廠的用戶，或者近年來新興的擁有新能源自備電廠的用戶，實行統一的政策。目前，省級電網企業擔心該類用戶規避社會責任，希望用戶能夠承擔交叉補貼和系統備用費；而用戶認為自身可實現大部分平衡，認為輸配電價過高。但雙方也都認同電網的備用和支撐功能。為此，建議取消系統備用費，改為統一的容量電價政策。一是容量電價與省級電網直供用戶相同；二是容量電價的計收依據為備用容量，即用戶的供電容量由兩部分支撐，一個是用戶自建電源或儲能，另一個是電網。科學核定用戶自建電源的可靠容量標準，即燃煤、“三余”、生物質、天然氣自備電廠的容量基本上為可靠容量，而風電、光伏的可靠容量接近于0（可通過配儲的方式提高可靠容量）。用戶自建電源的可靠容量部分不需要承擔容量電價，需要電網支撐的承擔該電壓等級同等容量電價；三是取消對用戶自建新能源發電的政策性交叉補貼、政府性基金及附加優惠政策；四是在獲得發電許可證的情況下，允許將富余電量通過電網賣給其他用戶，電能量價格由現貨市場實現，容量電價按接入省級電網企業的電壓等級執行。
優化輸配電價的收取對象。對于不同電源使用共用網絡程度差異不大的省級電網，輸配電價可不考慮位置信號，制定分電壓等級和用戶類別的輸配電價，由用戶和增量配電網支付。對于電源使用共用網絡程度差異較大、影響公平競爭的省級電網，共用網絡輸電費應在發電側和用戶側合理分攤，在發電側形成反映位置信號的分區輸電價，由電源按所處分區的輸電價支付；在用戶側制定按電壓等級和用戶類別的輸配電價，由用戶或增量配電網支付。外送比例較大的省份，應當建立輸配電準許收入通過本省電量和外送電量聯合回收的制度，可根據最高負荷比例、電量比例或者電壓等級，通過外送電回收一部分準許收入，降低省內用戶承擔的輸配電價。
