今年5月，国家发改委发布《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》），在前两个周期的基础上对输配电价进行了优化，电力体制改革再进一步！根据《通知》要求，各地也相继发布了6月份代理购电价格表，“上网环节线损电价”和“系统运行费”也浮出水面。新版输配电价进入执行，将对用户账单带来较大影响。
代理购电价格组成新变化
(资料图片)
新版输配电价坚持管住中间，还原电网公司平台企业属性。6月份开始，全部省级电网均按照“准许成本+合理收益”的原则核定输配电价，有利于合理划分各电力行业主体权责，为深入推进发用电侧市场竞争创造了条件。主要变化包括：
1.针对不同用户的电价结构更加合理。一是除个别省份对经营性用户仍划分一般工商业、大工业外，其他省级单位均按照《通知》要求，仅按照用户用电容量划分单一制和两部制，体现了公平性原则；二是按电压等级不同执行不同的容（需）量电价，一般电压越高，容（需）量电价越低，合理匹配了不同电压等级容（需）量成本差异，有利于对增量配电网、大用户等高电压等级用户的减负。
2.单列上网环节线损费用，还原线损的商品属性。6月份代理购电价格表中，已开始单列上网环节线损费用，上网环节线损是由用户购买电力产生的成本，其大小随着购电价格的变化而改变，应由市场化用户直接承担。线损单列计入市场用户成本有利于促进用户优化购电策略降低线损费用，但代理购电用户仍只能按照电网购电平均价格计算线损。
3.单列系统运行费用，成为电价的平衡池。系统运行费用主要包括抽水蓄能容量电费折价、辅助服务费用折价、天然气发电容量电费分摊、电价交叉补贴损益等等，其组成复杂，成为电价的平衡池。其中，抽水蓄能等主体提供的容量服务单列，体现了电网企业代理购买的属性，但不意味着电网公司是唯一提供主体，进行单列有利于促进输配电成本与电网调节成本的分离，能更有效促进调节市场的建立以及更多市场主体参与抽水蓄能的投资建设。
新版输配电价涨跌分析
（一）计算方法与结果
新版输配电价结构与数值的改变，对6月份代理购售电价格影响较大。整体来看，当前代理用户终端电价=代理购电价格+电度输配电价+容（需）量电价+上网环节线损费用折价+系统运行费用折价+政府性基金及附加+其它损益（如有），而以前代理用户电价=代理购电价格+电度输配电价+容（需）量电价+其它损益（如有）。
由于新版输配电价不再包含上网环节线损费用和抽水蓄能容量电费等影响，要与上一版输配电价进行对比，需要将电度输配电价、容（需）量电价、上网环节线损费用折价、系统运行费用折价作为整体进行对比，在此不妨称为“综合输配成本”。同时由于上网环节线损、系统运行费用随每个月购电价格、容量提供主体运行变化等因素而略有变化，严格意义上下表只表明6月份的综合输配成本与第二周期输配电价的对比，但对于新周期输配电价的增减情况能提供大概的信息。笔者整理各省6月份综合输配成本与上一周期输配电价对比如下表：
（二）综合输配成本增减分析
由于个别省份尚未发布6月份代理购电价格表，暂不放入统计，将统计范围内的各省级电网输配电价增减情况总结如下：
1.省级电网输配电价趋于合理。相对而言第二个监管周期输配电价幅度较大，此次输配电价的变化更加平稳，输配电价基本保持不变的省份占比较高，而进行大幅增减的省份并不多，可以判断新版输配电价更接近各省实际成本情况。
2.综合输配成本增减情况呈现出一定的地域特点。华北各省（市）综合输配成本上涨；华东地区除上海上涨外，江苏、浙江、福建单一制电价上涨，两部制电价下降，安徽各电压等级以下跌为主；华中除重庆下降外，其他省基本保持持平；南方区域涨跌各异，广东、海南上涨，而广西下降明显；西北区域陕西上涨明显，其他省份增减不明显。
3.单一制输配电价相对两部制上涨趋势更明显。在大部分省级电网中，单一制上涨较两部制更加普遍，除黑龙江、广西、重庆、甘肃、宁夏等几个省级单位外，其他单一制电价均出现上涨，很多省份出现单一制上涨而两部制下降的情况，笔者认为一方面由于按用电容量划分带来的适用范围变化带来单一制输配电价变化。另一方面原因可能是工商业用户分布式光伏的发展带来承担单一制输配电价的基数电量下降使输配电价上升。由于单一制电价上升趋势更强，可能促使更多用户转向两部制，两部制下装有分布式光伏的用户仍需承担容（需）量电费，有利于缓解与电网公司矛盾，实现了分布式光伏承担一定系统备用成本的合理要求。
4.各电压等级分布有待优化。此次输配电价调整尽管细化了各电压等级的容量电价，有利于增量配网用户降低容量成本。但是电量电价部分在各电压等级的分布没有明显改变，高压等级的输配电价占比仍较高，对增量配网效益提升没有根本改变。电网企业准许成本的合理分摊，对于反映各电压等级实际成本非常重要，也是增量配网继续发展的重要条件。
（图片来源：veer图库）
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