数字储能网讯：输配电价改革是构建新型电力系统的关键环节。它在保障电网合理成本回收及可持续建设运营的基础上，逐步强化价格信号作用，引导电力资源优化配置，促进源网荷储系统协同运行。

电力是国民经济的基础产业，其价格水平直接影响企业生产成本与居民生活，对经济发展具有全局性的导向作用。回顾电力价格机制，在2015年新一轮电力体制改革之前，我国长期实行政府主导的定价模式，这在保障电力普遍服务与稳定供应方面起到了历史性作用。然而，随着经济社会环境日益复杂，静态的政府定价难以灵敏反映动态的市场供求变化，在一定程度上制约了电力资源的优化配置。

在此背景下，推进电价市场化、构建有效竞争的市场体系，成为深化电力体制改革的核心任务。其中，“管住中间、放开两头”的输配电价改革成为电价市场化改革的关键环节。近年来，我国在稳步放开两头价格、形成反映供求与环保成本的市场信号的同时，持续深化输配电价改革，对优化资源配置、推动电力行业高质量发展、促进产业结构调整与生态文明建设做出了重要贡献。

输配电价改革分层落地，电价定价体系持续优化

2015年以前，我国电价体系长期实行计划管理下的政府定价模式，电价主要划分为发电侧上网电价与用户侧销售电价两类。彼时，输配电环节并未形成独立、透明的定价机制，电网企业收入主要依靠购销电价差价，电价市场化程度较低。

为探索建立独立输配电价体系，促进电力市场化改革，2014年11月，国家发展改革委下发《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》，正式启动新一轮输配电价改革试点。

2015年3月，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号，以下简称《意见》）印发，在衔接上一轮电改成果的基础上，确立了“管住中间、放开两头”的改革框架，明确对具有自然垄断属性的输配电环节实行政府监管并单独核定输配电价；有序放开发电侧和售电侧等竞争性环节电价，推动形成充分竞争的市场格局。

随后，改革试点持续扩容。2015年4月，国家发展改革委发布《关于贯彻中发〔2015〕9号文件精神加快推进输配电价改革的通知》，明确以“准许成本加合理收益”作为输配电价核定核心原则，推动电价交叉补贴从“暗补”转为“明补”。现阶段，居民、农业用电等政策性低价带来的交叉补贴仍主要由电网企业通过输配电业务统筹承担，后续将依托价格改革落地财政明补机制，逐步理顺补贴成本分摊路径。2015年11月，国家发展改革委、国家能源局联合发布包括《关于推进输配电价改革的实施意见》在内的6项电力体制改革核心配套文件，进一步明确电网企业准许总收入及分电压等级输配电价的核定均须遵循“准许成本加合理收益”原则，标志着我国开始系统构建规则清晰、水平合理、监管有效、公开透明的独立输配电价体系。

2016年，试点范围进一步扩大，北京、天津、山西、陕西、江西、湖南、四川、重庆、广东、广西等12个省级电网及华北区域电网纳入改革范围。同年12月，国家发展改革委印发《省级电网输配电价定价办法（试行）》，明确省级输配电价实行三年一期事前核定模式。截至2016年底，改革覆盖18个省级电网和华北区域电网，初步建立了独立输配电价体系，但由于发电侧与售电侧电价放开仍相对有限，我国整体电价机制呈现出“计划电”与“市场电”双轨并行的过渡特征。

从2017～2025年三轮监管周期来看，我国输配电价改革循序渐进、分层落地，持续完善电价形成机制。

2017～2019年为首个输配电价监管周期。2017年7月，首轮省级电网输配电价核定工作全面完成，电网企业的主要收入来源转变为按政府核定的输配电价收取过网费，不再依赖上网电价和销售电价之间的价差，运营效率与供电服务成为其关注重点。

为促进中西部地区清洁能源高效利用，推动电力系统协调发展，我国着力通过市场化机制扩大清洁能源跨省跨区消纳。2017年，国家发展改革委出台了3份电价定价文件，明确定价规则与程序并合理设置参数，核定了华北、华东、华中、东北、西北五大区域电网输电价格，并对存量跨区输电专项工程开展成本监审，核减了相关线路输电准许收入，相应调整其输电价格。2018年，国家发展改革委再次连发3份配套文件，进一步厘清跨省跨区输电价格机制，为打破省间交易壁垒、提升清洁能源消纳能力提供了重要支撑。

首个监管周期内，全国输配电价总体核减比例达14.5%，平均输配电价较此前购销价差降低约每千瓦时1分钱，累计核减32个省级电网准许收入约480亿元，核减的用电成本主要传导至工商业用户，助力实体经济降本增效。电网企业同步通过优化运维、提升资产利用效率消化收入变动影响。自此，我国正式确立以三年为一个周期的省级电网输配电价核价周期。

2020～2022年为输配电价第二个监管周期。在系统总结第一监管周期输配电价改革实践、借鉴国际监管经验的基础上，2020年1月，国家发展改革委修订并印发了《省级电网输配电价定价办法》和《区域电网输电价格定价办法》，推动定价制度走向精细化、规范化。同年9月，在严格实施成本监审的基础上，国家发展改革委印发《关于核定2020-2022年省级电网输配电价的通知》。此轮核定覆盖全部省级电网和区域电网，实现了输配电价水平的总体下降，优化了输配电价结构，缩小了交叉补贴范围，进一步理顺了输配电价与目录销售电价的关系，为扩大电力市场化交易创造了条件。

相较首个监管周期，第二个周期在机制完善和范围拓展上取得进展，体现为全面完善定价规则与程序，实现严格按机制定价；首次实现对省级电网和区域电网输配电价核定的全覆盖；首次核定了分电压等级的理论输配电价，推动了电价结构的优化和交叉补贴的缩减；首次将“网对网”外送输电价格纳入省级电网核价范畴。

此次核价积极利用降价空间，多措并举推动改革深化：一是进一步理顺电价体系，促进市场化交易规模扩大；二是优化输配电价结构，缩小交叉补贴，为后续改革奠定基础；三是统筹解决部分历史遗留问题，缓解多地电价矛盾；四是实现输配电价稳中有降，有效降低大工业用电成本，兼顾电网可持续投资建设与实体经济减负双重目标。此外，结合外送电省份实际情况合理制定输电价格，有力促进了电力资源在更大范围内的优化配置。

2023年，我国启动了第三监管周期输配电价核定。本轮核定进一步优化了电压等级和用户分类体系，推进工商业电价并轨，并首次分电压等级核定容量电费和需量电费。同时，将线损、抽水蓄能容量电费等以往包含在输配电价内的多项费用进行单独列示，进一步厘清各类成本构成，实现成本来源与收费主体一一对应，更好地匹配新型电力系统配套设施建设的成本分摊机制。

2025年，改革进一步向纵深推进。当年2月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，提出建立新能源可持续发展的价格结算机制。同年9月，两部门再度发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，明确按照“谁受益、谁负担”原则，对符合就近消纳条件的项目，允许将其输配电价计价方式由传统的“电量电价+容量电价”两部制改为单一容量制，即仅按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再收取系统备用费及输配环节电量电费。对可靠性要求高、需进行容量备份的项目，可继续选择现行两部制输配电价模式缴费。电网企业仍需配套建设接入电网、全天候预留系统备用资源，相关配套成本通过容量电价统筹回收。

多元电价体系逐步形成

我国电价市场化改革是一个稳步推进的长期过程。在此进程中，工商业用户的电价结构逐步演化，目前已形成包含上网电价、输配电价、线损折价、系统运行费和政府性基金及附加费在内的多元电价体系。该体系内各组成部分的形成机制与定价方式各有不同。

第一，上网电价已基本形成由市场决定价格的机制，但部分非市场化电源的电价仍以政府定价为主。2021年，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。2025年2月，新能源全面参与市场交易改革拉开序幕，标志着上网侧市场化范围进一步扩大。

第二，输配电价采用政府核定方式，以三年为一个监管周期。准许收入=准许成本+准许收益+税金，其中，准许成本=基期准许成本+监管周期预计新增（减少）准许成本，准许收益=可计提收益的有效资产×准许收益率。对一个监管周期内因新增投资、电量增长、电量结构变化等引起的电网企业实际收入的变化，由省级价格主管部门组织进行年度统计，在下一监管周期统筹处理。

第三，线损折价反映电力在输送过程中产生的损耗。在前两个输配电价核定周期中，线损费用包含在输配电价内，自2023年第三监管周期起，该项被单列为独立电价科目，其费用根据实际购电上网电价与综合线损率计算得出。

第四，系统运行费是随着电力系统运行与市场机制深化而逐步显化的费用，各省具体构成与标准有所不同。它通常包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费、煤电容量电费等，在新能源全面入市后，亦包含相关的差价结算费用。各项费用一般根据预估电量进行折算，汇总后形成系统运行费。

第五，政府性基金及附加费属于政策性收费项目，其设立与征收标准由政府核定。该项目主要用于支持可再生能源发展、重大水利工程建设等特定政策目标。

这一多层次的电价结构，既体现了市场化改革的阶段性成果，也保留了必要的政府调控与成本回收机制，共同支撑着当前电力系统的稳定运行与持续转型。

输配电价改革的未来方向

输配电价改革是构建新型电力系统的关键环节，其核心目标正从传统的成本回收，转为引导资源优化配置、促进系统协同运行。展望未来，改革将朝着更精细、更动态、更协同的方向推进，以清晰的价格信号适应高比例新能源接入与多元主体互动的复杂需求，引导电力资源优化配置，保障电网安全可靠运行。

首先，价格信号将在空间与时间维度上大幅强化。现行按电压等级核价的模式，将逐步融入地理位置因素，在关键拥堵区域或节点，试点反映边际成本，以价格差异揭示电网的真实物理约束与投资需求。同时，与电力现货市场深度耦合的分时输配电价将加强探索并分步落地，高峰时段更高的过网费将有效激励用户侧调节与储能调用，从而平抑负荷曲线，提升整个电网资产的利用效率，降低为满足短暂尖峰负荷而进行的巨额投资压力。

其次，改革的着力点将延伸至对多元化市场主体的精准激励与协同。新型电力系统中的分布式光伏、储能、电动汽车、虚拟电厂等新型主体，不再是单纯的消费者，更是系统平衡的潜在服务提供者。未来的输配电价机制需设计相应的“接口”与“价格套餐”。例如，对符合技术标准、能为电网提供本地电压支撑或调节服务的资源给予接网费用优惠或容量补偿；对可中断负荷或快速响应资源，进行基于可靠性的差异化定价。核心在于通过价格机制识别并奖励为系统带来正外部性的行为，驱动“源网荷储”从物理联动迈向商业价值协同。

再次，为支撑大型可再生能源基地的跨省跨区高效消纳，与之配套的输电价格机制亟待创新。单纯的“一线一价”和电量电费模式已难以适应大规模、波动性外送的需求。改革将倾向于构建长期容量契约与短期市场交易相结合的混合模式。一方面，通过市场化招标或协商确定输电通道的长期容量价格，保障基建投资的稳定回收和送受电方的长期权益；另一方面，在现货市场中引入灵活的输电权交易与拥堵管理，允许用户通过市场竞价获取或调整输电容量，实现跨区资源在更广范围内的动态最优配置，输电通道阻塞成本按照“谁造成拥堵、谁承担成本”的原则进行市场化分摊，依托输电权交易优化跨区电力资源配置，保障跨区输电工程投资合理回收。

最后，实现上述精细化改革，依赖于监管框架、数据技术与市场设计的协同共进。这要求监管机构具备更强的成本核定与行为监管能力，依托数字孪生电网、高级量测体系等技术支持，实现海量成本数据的精准归集与分析。改革路径也需秉持渐进原则，在试点中完善，并与社会公平政策相协调。

（作者系中电联统计与数智部高级研究员。编辑：赵卉寒）