中國儲能網(wǎng)訊：至2025年6月，距離進(jìn)入新一輪輸配電價(jià)核定還有一年的時(shí)間。近三年，國內(nèi)新能源裝機(jī)總量迅速增加并超越火電，跨省區(qū)電力市場建設(shè)提速，在電力遠(yuǎn)距離輸送規(guī)模繼續(xù)擴(kuò)大的同時(shí)，就近消納也成為新型電力系統(tǒng)的重要形態(tài)，這對輸配電價(jià)改革深化提出了新的需求。
隨著全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)加速推進(jìn)，新能源在跨省區(qū)送電中的分量越來越重，現(xiàn)行的單一電量電價(jià)機(jī)制已難以滿足跨省區(qū)電力交易、輸電通道成本回收和新增通道投資激勵(lì)等需要，引入容量電價(jià)機(jī)制逐漸成為行業(yè)共識，其迫切程度持續(xù)提高。
分布式新能源就地消納的需求催生了源網(wǎng)荷儲一體化（以下簡稱“一體化”）、微電網(wǎng)等模式，但缺乏科學(xué)合理的輸配電價(jià)機(jī)制是制約發(fā)展的主要因素。受訪人士對《南方能源觀察》（以下簡稱“eo”）記者提出，容量電價(jià)機(jī)制能有效體現(xiàn)大電網(wǎng)對微電網(wǎng)的備用價(jià)值，為后續(xù)一體化項(xiàng)目發(fā)展、“兩張網(wǎng)”互補(bǔ)創(chuàng)造條件。
適應(yīng)新型電力系統(tǒng)的電力電子設(shè)備和數(shù)智化系統(tǒng)等能否被視為資產(chǎn)納入輸配電價(jià)回收，輸配電價(jià)是否應(yīng)參與分時(shí)電價(jià)浮動等相關(guān)議題也一直被討論。受訪專家表示，改革是一個(gè)循序漸進(jìn)的過程，每一輪輸配電價(jià)核定都在解決當(dāng)前出現(xiàn)的問題，并逐步朝著電價(jià)結(jié)構(gòu)更加清晰、更加適應(yīng)電力市場發(fā)展的方向發(fā)展。
新形勢，新需求
自《中共中央 國務(wù)院關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）印發(fā)以來，我國已進(jìn)行了三輪輸配電價(jià)核定，總體朝著電價(jià)結(jié)構(gòu)更加清晰、與電力市場協(xié)同更加緊密的方向發(fā)展，為過去10年我國電力市場發(fā)展“打通關(guān)節(jié)”。
現(xiàn)行的輸配電價(jià)處于第三監(jiān)管周期，執(zhí)行時(shí)間已超過三分之二。南方電網(wǎng)能源發(fā)展研究院能源戰(zhàn)略與政策研究所研究員楊鑫和認(rèn)為，新一輪輸配電價(jià)核定將在延續(xù)此前改革思路的基礎(chǔ)上，朝著更加精細(xì)化的方向發(fā)展。
截至2025年3月底，我國風(fēng)電、光伏發(fā)電裝機(jī)達(dá)到14.82億千瓦，歷史性超過火電裝機(jī)，新能源已成為多地的第一大電源。隨著分布式光伏、用戶側(cè)儲能、虛擬電廠等新型主體迅猛發(fā)展，部分用電大戶也由傳統(tǒng)的消費(fèi)者轉(zhuǎn)變?yōu)榘l(fā)用電主體。
楊鑫和介紹，近兩年，全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)加速推進(jìn)，跨省跨區(qū)電力市場和區(qū)域電力市場在運(yùn)行過程中遇到一些挑戰(zhàn)，暴露出現(xiàn)行跨省跨區(qū)輸電價(jià)格已不再適應(yīng)市場發(fā)展需要的問題?！敖ㄔO(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系在第二監(jiān)管周期內(nèi)提出，剛開始業(yè)界對統(tǒng)一電力市場的理解還不夠深入，一些問題還沒有那么迫切?！?/span>
受訪業(yè)內(nèi)人士普遍認(rèn)為，跨省區(qū)資源調(diào)配和分布式電源就地消納已成為電力系統(tǒng)的兩種主要形態(tài)，輸配電環(huán)節(jié)的價(jià)格機(jī)制有必要同步更新。
跨省區(qū)輸電：引入容量電價(jià)
“西電東送”是我國重要的能源戰(zhàn)略。在新型電力系統(tǒng)建設(shè)背景下，跨省區(qū)送電中的新能源比例逐步提升。
根據(jù)國家發(fā)展改革委2021年10月印發(fā)的《跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格定價(jià)辦法》，我國現(xiàn)行的跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格實(shí)行單一電量電價(jià)制，工程經(jīng)營期內(nèi)每5年校核一次輸電價(jià)格，核定的輸電價(jià)格和實(shí)際輸電量密切相關(guān)。隨著跨省跨區(qū)送電的新能源電量逐漸占據(jù)主導(dǎo)地位，單一電量電價(jià)制不適應(yīng)跨省區(qū)電力市場的問題逐漸顯現(xiàn)。
南方電網(wǎng)廣東電網(wǎng)公司和華北電力大學(xué)研究人員曾聯(lián)合撰文提出，在全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)背景下，單一電量電價(jià)制輸電價(jià)格將成為跨省區(qū)電力交易的“交易稅”，落地報(bào)價(jià)被抬高導(dǎo)致可再生能源參與電力現(xiàn)貨交易的競爭力降低，一定程度上影響可再生能源消納的效率。一位電力從業(yè)人員說：“西部地區(qū)的低價(jià)新能源發(fā)電送東部省份，加了輸電價(jià)格后，用戶側(cè)結(jié)算價(jià)格可能比落地省份的煤電價(jià)格還高?！?/span>
楊鑫和提到，以新能源為主的輸電通道利用率較以前煤電為主的情況更不穩(wěn)定，單純依靠電量電價(jià)回收輸電通道投資具有較大的不確定性，新建通道面臨更高的沉沒成本風(fēng)險(xiǎn)。新能源基地在送端省份負(fù)荷高峰期、在受端省份負(fù)荷低谷但新能源大發(fā)期能否送電，能送多少電都具有不確定性?！昂芸赡艹霈F(xiàn)‘高速公路上沒有車，收不到過路費(fèi)’的情況?！鄙鲜鲭娏臉I(yè)人員說。
近年來，業(yè)內(nèi)對跨省跨區(qū)輸電價(jià)格引入容量電價(jià)已有一定共識，但對選擇單一容量電價(jià)制還是由電量電價(jià)和容量電價(jià)組成的兩部制電價(jià)存在不同意見。
有從業(yè)人員曾對eo記者解釋，若執(zhí)行單一容量電價(jià)制，容量電價(jià)將覆蓋輸電工程投資建設(shè)運(yùn)營的全部成本，并分解至其全生命周期。在此模式下，用戶購電價(jià)格中的跨省跨區(qū)輸電成本將有所下降，市場交易價(jià)格空間增大且不會對用戶終端價(jià)格造成太大的影響，能實(shí)現(xiàn)清潔電源發(fā)電量提升、市場交易規(guī)模擴(kuò)大、整體社會效益最大化。
國中綠電（蘇州）碳中和研究院院長侯守禮表示：“電力市場多個(gè)方面已經(jīng)實(shí)行由電量電價(jià)和容量電價(jià)組成的兩部制電價(jià)，現(xiàn)階段跨省跨區(qū)輸電價(jià)格逐漸過渡到兩部制電價(jià)比較合理?！钡J(rèn)為單一容量電價(jià)不利于提高電網(wǎng)投資利用效率。
上述研究人員也提到，要研究構(gòu)建兩部制輸電定價(jià)，并逐步過渡到與輸電權(quán)機(jī)制相協(xié)同的多種輸電價(jià)格形成機(jī)制，適應(yīng)電力市場和新型電力系統(tǒng)發(fā)展。
目前，跨省跨區(qū)輸電費(fèi)用主要由受端省份的用戶承擔(dān)。此前，有資深價(jià)格研究人員在接受eo記者采訪時(shí)表示，送受兩端實(shí)際上都是跨省區(qū)輸電工程的受益者。其中，送端省份發(fā)電側(cè)需依靠輸電通道將大規(guī)模新能源發(fā)電送出并獲取收益，向送端省份分?jǐn)傒旊娰M(fèi)用具有一定的合理性。
但楊鑫和提到，許多細(xì)節(jié)仍待進(jìn)一步討論明確。比如，送受兩端承擔(dān)的輸電費(fèi)用比例如何確定，送端省份發(fā)電側(cè)是否承擔(dān)輸電費(fèi)用，以及是將跨省跨區(qū)輸電價(jià)格納入省級電網(wǎng)輸配電價(jià)還是單獨(dú)核算等。
一體化：明確電網(wǎng)“交互”價(jià)格
2025年5月15日，山東省能源局在新聞發(fā)布會上表示，將積極探索推進(jìn)新能源就近就地開發(fā)利用，加快推進(jìn)一體化、綠電產(chǎn)業(yè)園等新模式建設(shè)。此前2個(gè)月，山東出臺了《源網(wǎng)荷儲一體化試點(diǎn)實(shí)施細(xì)則》，并計(jì)劃于2025年建設(shè)30個(gè)試點(diǎn)項(xiàng)目。
2021年，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于推進(jìn)電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補(bǔ)發(fā)展的指導(dǎo)意見》，提出整合一定范圍內(nèi)的電源、電網(wǎng)、負(fù)荷、儲能等資源并形成“內(nèi)循環(huán)”，降低對大電網(wǎng)的電力電量依賴。近日，《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于有序推動綠電直連發(fā)展有關(guān)事項(xiàng)的通知》印發(fā)，進(jìn)一步明確了項(xiàng)目權(quán)責(zé)，要求電網(wǎng)企業(yè)不可參與綠電直連項(xiàng)目和直連專線投資，這被視為進(jìn)一步鼓勵(lì)發(fā)展一體化、微電網(wǎng)模式的信號。
近年來，多地積極探索一體化項(xiàng)目的發(fā)展模式，將其視為促進(jìn)新能源消納和降低用能成本的新路徑，但實(shí)際落地的項(xiàng)目不多。發(fā)電集團(tuán)山東區(qū)域公司從業(yè)人員透露，目前，山東一體化項(xiàng)目的參與者主要是地方政府和用戶，發(fā)電企業(yè)密切關(guān)注這一業(yè)態(tài)，但由于和大電網(wǎng)交互的價(jià)格機(jī)制尚不明確，普遍處于觀望狀態(tài)。
為保障用戶穩(wěn)定用電，一體化項(xiàng)目在技術(shù)上普遍無法脫網(wǎng)運(yùn)行，需要大電網(wǎng)提供容量備用。侯守禮表示，電力系統(tǒng)逐漸形成區(qū)域電網(wǎng)、省級電網(wǎng)、地方電網(wǎng)和微電網(wǎng)等多層級電網(wǎng)形態(tài)，在建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場的背景下，跨網(wǎng)交易的輸配電價(jià)亟須明確。
南方電網(wǎng)廣東電網(wǎng)財(cái)務(wù)共享服務(wù)中心價(jià)格成本部副經(jīng)理李鼎林表示，通過一體化模式實(shí)現(xiàn)新能源就近消納，需要科學(xué)合理的輸配電價(jià)體系支撐。“目前，我國輸配電價(jià)是基于一定的負(fù)荷率水平設(shè)置電量電價(jià)和容量電價(jià)比例的。一體化項(xiàng)目對大電網(wǎng)的需求以系統(tǒng)備用為主、電能量使用為輔，現(xiàn)行機(jī)制可能難以反映一體化項(xiàng)目對輸配電網(wǎng)資源的使用程度，因此需要完善適應(yīng)一體化項(xiàng)目發(fā)展的輸配電價(jià)機(jī)制?！?/span>
楊鑫和表示：“若僅執(zhí)行電量電價(jià)，一體化項(xiàng)目對大電網(wǎng)的依賴程度無法很好地體現(xiàn)，且通過電量折算容量需考慮的場景多，比如，項(xiàng)目實(shí)際負(fù)荷高峰時(shí)段和電網(wǎng)高峰時(shí)段不一致等，無法很好地計(jì)算大電網(wǎng)的實(shí)際備用成本?！笨缡】鐓^(qū)外送煤電機(jī)組在向受端省份分?jǐn)側(cè)萘抠M(fèi)用時(shí)也存在類似的問題。
“提高容量電價(jià)在輸配電價(jià)中的比例，有助于合理計(jì)算容量備用費(fèi)用，有利于后續(xù)一體化項(xiàng)目發(fā)展。”楊鑫和說，若一體化項(xiàng)目和大電網(wǎng)的輸配電價(jià)執(zhí)行單一容量電價(jià)機(jī)制，更有利于根據(jù)一體化項(xiàng)目的平均負(fù)荷、項(xiàng)目在電網(wǎng)高峰時(shí)段的負(fù)荷需求等，評估其對大電網(wǎng)的依賴情況并計(jì)算備用成本。
侯守禮認(rèn)為，網(wǎng)和網(wǎng)之間的輸配電價(jià)實(shí)行兩部制電價(jià)更為合適?！耙允〖夒娋W(wǎng)和微電網(wǎng)為例，兩者既存在電能量交換，也能互相提供備用。具備分布式電源的微電網(wǎng)，也可能向大電網(wǎng)提供備用，兩部制輸配電價(jià)能分別體現(xiàn)兩者的電量價(jià)值和容量價(jià)值?！?/span>
李鼎林表示，一體化項(xiàng)目的輸配電價(jià)機(jī)制設(shè)計(jì)，要回歸定價(jià)的本源?！耙u估一體化項(xiàng)目占用大電網(wǎng)多少固定成本和變動成本，再以此切入考慮備用容量如何計(jì)價(jià)、如何分配容量電價(jià)和電量電價(jià)的比例等?！?/span>
改革下一步
近期，多地提出采用自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式的一般工商業(yè)分布式光伏，其上網(wǎng)電量不得超過50%，綠電直連能一定程度上緩解配電網(wǎng)的承載壓力。
配電網(wǎng)建設(shè)已成為支撐分布式光伏、車網(wǎng)互動、新型儲能等業(yè)態(tài)發(fā)展的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。為促進(jìn)分布式光伏就近消納、承載新型主體的雙向發(fā)用電需求，配電網(wǎng)發(fā)展除了要保障安全供電，還要提高智能化監(jiān)測與調(diào)控等能力。楊鑫和表示，為了加快推進(jìn)新型電力系統(tǒng)建設(shè)，電網(wǎng)企業(yè)需增加智能配電設(shè)備與自動化系統(tǒng)、高精度量測與傳感通信系統(tǒng)等跟電量增長關(guān)系不大的投資，若按傳統(tǒng)的電網(wǎng)新增投資認(rèn)定規(guī)則，無法納入輸配電價(jià)，不利于電網(wǎng)提高其新能源承載力和靈活性。
目前，納入輸配電價(jià)的電網(wǎng)新增投資，與電量增長、負(fù)荷增長、電網(wǎng)可靠性等直接掛鉤?！拜斉潆妰r(jià)亟須優(yōu)化電網(wǎng)投資認(rèn)定范圍，將保護(hù)電力系統(tǒng)安全、清潔轉(zhuǎn)型的新型投資成本納入核定。”楊鑫和說。多地探索在新能源密集的區(qū)域配置電網(wǎng)側(cè)儲能，替代傳統(tǒng)的輸變電設(shè)施，緩解分布式光伏集中消納的壓力。近年來，業(yè)內(nèi)對此類電網(wǎng)設(shè)施替代性儲能的成本收益能否納入輸配電價(jià)回收一直存在討論。
分布式光伏大省電力從業(yè)人員透露：“在成本沒有納入輸配電價(jià)回收的情況下，當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)企業(yè)鼓勵(lì)社會資本投資臺區(qū)儲能，但由于投資收益‘算不過來賬’，社會投資的積極性不太高?！币灿杏^點(diǎn)提出，若將電網(wǎng)側(cè)儲能成本納入輸配電價(jià)回收，須確保其不進(jìn)行峰谷套利，監(jiān)管難度大，且存在電網(wǎng)過度投資的風(fēng)險(xiǎn)。
電力市場加速建設(shè)也在推動電價(jià)信號發(fā)生變化。近期，部分地區(qū)調(diào)整峰谷分時(shí)電價(jià)政策，僅保留用戶購電價(jià)格作為浮動計(jì)價(jià)基礎(chǔ)，引發(fā)廣泛討論。長期以來，輸配電價(jià)被多地納入分時(shí)電價(jià)的浮動范圍，對擴(kuò)大終端用戶的峰谷電價(jià)差起到一定作用。發(fā)電集團(tuán)山東區(qū)域公司從業(yè)人員表示：“輸配電價(jià)不參與分時(shí)浮動，用戶側(cè)結(jié)算價(jià)格的峰谷價(jià)差會有所縮小，可能會影響用戶的自主調(diào)峰意愿?！惫ど虡I(yè)儲能投資運(yùn)營商也對政策調(diào)整后的行業(yè)發(fā)展前景表示擔(dān)憂。
侯守禮認(rèn)為，輸配電價(jià)和電力市場交易價(jià)格的成本原理不同，不應(yīng)該參與峰谷分時(shí)浮動?！拜斉潆妰r(jià)和時(shí)間信號的關(guān)系其實(shí)不是很大，主要看輸配電網(wǎng)絡(luò)的阻塞情況?！?/span>
輸配電價(jià)和市場交易電價(jià)形成方式分離也有利于全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)。以南方區(qū)域電力市場為例，為保障省內(nèi)外發(fā)電主體公平競爭，南方區(qū)域電力市場探索設(shè)計(jì)了將輸電價(jià)格疊加在送電潮流中的市場機(jī)制。當(dāng)電源參與省外競爭時(shí)，疊加送到對應(yīng)省份的輸電價(jià)格；當(dāng)電源參與省內(nèi)競爭時(shí)，則不疊加跨省輸電價(jià)格，實(shí)現(xiàn)在同一場交易中考慮輸電費(fèi)用后公平競爭的目標(biāo)。
“輸配電價(jià)改革不是一蹴而就的，而是一個(gè)循序漸進(jìn)的過程，每一輪核定都是對現(xiàn)階段出現(xiàn)的問題進(jìn)行適當(dāng)?shù)膬?yōu)化?！焙钍囟Y認(rèn)為，新一輪改革將推動現(xiàn)有規(guī)則更加清晰、電價(jià)結(jié)構(gòu)更加合理，為電力市場競爭創(chuàng)造更好的環(huán)境。
