5月15日，国家发改委官网上一口气放出了《关于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)》、《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知(发改价格〔2023〕533号)》、《关于白鹤滩～江苏、白鹤滩～浙江特高压直流工程和白鹤滩水电站配套送出工程临时输电价格的通知(发改价格〔2023〕404号)》等多份有关输配电价的通知。
在经过了2个输配电价监管周期后，输配电价改革终于有了实质性的进展。
输配电价改革才是新电改第一要务
在2015年公布的电改9号文中，明确了“近期推进电力体制改革的重点任务”。其中的第一点就是“有序推进电价改革，理顺电价形成机制”，列在第一位的任务就是“单独核定输配电价”。
单独核定输配电价。政府定价的范围主要限定在重要公用事业、公益性服务和网络自然垄断环节。政府主要核定输配电价，并向社会公布，接受社会监督。输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，分电压等级核定。用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。
输配电价为什么如此重要？这与9号文中对电网企业的定位相关。
按照9号文规定，电网企业“不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源，按照政府核定的输配电价收取过网费。确保电网企业稳定的收入来源和收益水平。规范电网企业投资和资产管理行为。”
从企业角度来说，输配电价是电网最主要的收入来源。而由于可再生能源发展、电气化程度加深，电网在能源革命、“双碳”战略中都处于核心地位。越早完成输配电价改革，越有利于明确电网的平台属性。对进一步电改，推进“双碳”都有利。
从产业发展的角度来说，输配电价间接影响了电网投资和建设布局。科学、合理地理顺、明确输配电价，可以让电网投资更合理，对新能源消纳、电力保供、可再生能源替代都有积极意义。
前后改革有什么不同？
我们先回看第二监管周期的输配电价核定工作。
2020年9月30日，国家发改委正式发布了经核定的2020-2022年区域电网输电价格（发改价格规〔2020〕1441号）和省级电网输配电价（发改价格规〔2020〕1508号）。
除了输配价格整体降低之外，第二监管周期的输配定价亮点还包括了：省级输配电价体系逐步统一、容量电价纳入省级输配电价、理顺了输配电价和目录电价的关系、17个省区第二监管周期输配电价级差较现行输配电价级差明显扩大……
总的来说，过往的输配电价改革始终没有贯彻“准许成本加合理收益原则，核定电网企业准许总收入和分电压等级输配电价”（结算自9号文配套文件《关于推进输配电价改革的实施意见》）。只能按照既有的输配电价，进行增加。
这当然有很多的原因：改革步骤不宜过快、市场化程度太低、交叉补贴积重难返……情况的改变要从2021年10月开始算起。
《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（即1439号文），彻底消灭了工商业目录电价，让工商业用户全面入市。在只保留了电网代购电作为缓冲，并且明确逐步退出电网代购电的情况下。统购统销模式被终结，那么输配电价改革也到了必须推动核心的时候了。
区分电压等级，为何如此重要？
《通知》规定，“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”。从趋势来看，下一步大工业用电和一般工商业用电将会逐步实现用电同价。
更重要的改变在于，本次输配电价调整对于不同电压等级的用户，分电压等级核定了输配电容量/需量电价，更加合理地体现不同电压等级用户用电成本差异。
为什么输配电价要分电压等级呢？
一般来说，电从发电厂送出，要经过层层降低电压再送给用户。低压电往往流经路径更长，度电成本更高。低压配电网的投资运维成本远高于高压输电网。
正常情况下，以成本为计价基础的低压配电费也应远高于高压输电费，但此前输配电价呈现的结果却是，低压配电费（110千伏及以下部分）与高压输电费的比例约为3：7，甚至多省区低压配电费占比还不到三成。
在旧的输配电价体系下，容需量电费不分电压等级，只按报装容量乘以固定单价计算。用户支付的容需量电费需要全部交给拥有输电网的电网企业。
对于增量配网来说，自己忙前忙后，只有电量电费的收入，容需量电费属于“过了手的猪肉，但连一手油都留不下”。
那么现在情况有了不同：容需量电费首次分电压等级核定，更能真实反映不同电压等级的容量成本差异。而且需量电费与容量电费的价差逐渐拉大，并建立了负荷率激励约束机制。
类似售电公司、增量配网、微网，都可以靠着集成大量用户，充分利用不同电压等级、容需量、负荷之间的价差。简单来说，赚钱方式不用只靠着电量电费那点售电差价了，用户的排列组合还有更多的利润空间。
有些账，要算的清了
《通知》中提到“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。”
系统运行费用是个新概念，包括了“辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等”。
2021年的抽水蓄能价格形成机制曾明确容量电费纳入输配电价回收。但在2019年发布《输配电价成本监审办法》明确指出，抽水蓄能电站、电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本。
有关这些问题的讨论，《能源》杂志曾在《能源辣评|抽蓄电价机制的“不公平”探讨》一文中有过阐述。
现在来看，本轮周期输配电价核定，对这个漏洞打上了补丁。而且对于输配电价所包含的内容，不包含的内容都进行了明确规定。
根据本轮核定，输配电价=增值税+区域电网容量电费+居民农业用户交叉补贴。政府性基金及附加、上网环节线损费用、抽水蓄能容量电费，都不算在了输配电价范围内。而在此之前，线损和抽蓄容量电费都计算在内。
就在发改委一系列文件发布之后，南网储能5月15日晚间发布公告，列举了公司所属7座投运抽水蓄能电站容量电价（含税），公告称，根据核价结果，预计减少公司2023年收入预算4.96亿元。
将抽蓄容量电费、辅助服务费用等单独列为“系统运行费用”，明确了目前可再生能源装机越来越多的大背景下，究竟电力系统支出了多少成本。在风光平价上网的基础上，我们可以全面、客观、科学地理解可再生能源发电的系统成本究竟会有多少。
而这些二外增加的成本势必也需要疏导，费用单独列出也就意味着要单独回收。谁制造了电力系统运行成本、谁享受了绿色电力，那么就是谁来负担这些运行成本了。
对于抽水蓄能来说，其实也不必过于悲观。容量电价减少或许是客观存在的事实，但抽蓄的盈利模式从来都不应该依靠“纳入输配电价”这样的垄断策略。
良好运行的现货市场+合理的辅助服务市场费用+容量电费，这才是抽蓄未来得以盈利、发展的基础。
此外，上网环节线损费用单列也是一项重要改革。在此之前，线损包含在了输配电价之中，电网随着输配电价收取固定线索，但考虑线损实际存在波动，固定收取方式显然不合理。
在用电量全面市场化的趋势下，线损费用自然应当以实际购电费用为基准来计算。具备条件地区的用户拥有了自行购买线损的权力，可不再依靠电网企业代理采购线损电量，用户拥有了选择购买低价电量的同时购买低价线损电量的权力，能够进一步降低成本。
在历时多年的新电改中，输配电价改革看起来最不被关注、动作最少，但实际上确实最为关键的核心环节。无论是对发电、电网，还是新市场主体售电、增量配网，输配电价格改革都是关键的一步。
“管住中间，放开两头”的电价形成机制历时多年之中终于开始逐渐成型。至少在今天这一刻我们可以感叹，购销差价终于要退出历史舞台了。
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