输配电价对约束电网企业成本、降低实体经济成本、创新电网企业监管模式发挥着重要作用。5月15日，国家发展改革委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（以下简称《通知》）。《通知》将于2023年6月1日起执行。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受财联社采访时表示：“用电属于基础设施，本次调整是根据当前发展周期中存在的问题进行了动态调整，政府则对输配电价的执行情况进行全程监管。但就我国电力改革整体而言，电力改革在一步一步朝前走，成绩也毫无疑问。无论是电力市场交易量还是价格灵活度都较以前有明显提升和优化。电力市场化改革一方面会维护社会公平，另一面的也会影响电力市场价格市场的过程、价格能不能成本。此外，对于技术创新可能也会产生一定的影响。”

五大区域电网输配电价有升有降，首次允许按照电压等级核定容需量电费

此次《通知》提出，核定华北、华东、华中、东北、西北区域电网第三监管周期两部制输电价格。其中，电量电价随区域电网实际交易结算电量收取；容量电价随各省级电网终端销售电量（含市场化交易电量）收取；京津唐电网范围内，位于北京、天津、河北境内的电厂参与京津唐地区交易电量不纳入华北电网电量电费计收范围。

记者观察到，本轮省级电网输配电价有升有降。其中，华东、西北区域的电量电价下降，华北、华中、东北区域电网的电量电价上调。

林伯强表示，“在这五大区域中华北、华东、华中属于电力输入区域，东北、西北则属于电力输出区域。比如内蒙古就属于典型的电力输出，目前内蒙古掌握全国57%的风能资源，超过21%的太阳能资源，我国很多地区的高压电都是从内蒙古输出的。而京津冀地区之所以不纳入华北电网，主要是因为京津冀地区的电力主要是靠输入，而且有其区位特殊性。”

记者从2023年中国电力供需形势分析预测报告发布会上了解到，预计2023年华北（含蒙西）、华东、华中、东北、西北、西南、南方电网区域全社会用电量比上年分别增长6.8%、6.5%、6.5%、5.6%、9.6%、8.6%、6.9%，西北电网区域用电增速最高，各区域用电增速均较上年不同程度反弹。预计华北（含蒙西）、华东、南方电网区域是拉动用电增长的主要区域，合计贡献率超过60%。

值得关注的是，《通知》也首次允许了按照电压等级核定容需量电费，反映不同电压等级的容量成本差异。

国家发改委表示：“输配电价结构更加合理，不同电压等级电价更好反映了供电成本差异，为促进电力市场交易、推动增量配电网、微电网等发展创造有利条件。”

首次推动实现工商业同价全覆盖

《通知》首次指出，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。其中执行工商业（或大工业、一般工商业）用电价格的用户，用电容量在100千伏安及以下的，执行单一制电价；100千伏安至315千伏安之间的，可选择执行单一制或两部制电价；315千伏安及以上的，执行两部制电价，现执行单一制电价的用户可选择执行单一制电价或两部制电价。

同时，《通知》还强调：“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。系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。”

“本次定价为电力产业带来了很重要的影响，它使电网的角色彻底发生了转变。过去的电网就像一个沃尔玛超市，生产企业把货卖给沃尔玛，沃尔玛再将货销售给用户。而接下来的电网则像一个快递公司，可以完全提供运输服务。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎表示。

国家发改委表示：“本次改革使输配电价结构更加合理，不同电压等级电价更好反映了供电成本差异，为促进电力市场交易、推动增量配电网微电网等发展创造有利条件。”

彭澎表示，“在过去两至三年，我国电力系统握有灵活性资源，进行储能决策分配。经过本次改革后，灵活性资源的分配权将交由市场，储能产业将更加的稳定、透明，因此也会吸引发电企业、增量配网企业等企业，有针对性的配备储能，从中获得相应的商业机会和回报。”

输配电价改革，储能业态持续迎来利好。比如科华数据为广东省汕头市零碳工厂微网项目提供工商业储能微网系统解决方案，被作为广东潮汕地区的示范性项目。

又比如，首航高科主营业务包含太阳能光热发电和储能业务，公司在电站熔盐储能调峰辅助业务领域，创新性地将光热发电熔盐储能技术结合发电机组现有系统应用于火电深度调峰。

同时，值得关注的是，与前两个监管周期相比，第三监管周期的主要变化在于输配电价完成了与购销电价脱钩，开始按照“准许成本+合理收益”原则进行正算。

彭澎表示，“前两个监管周期一步步理清了输配电价各方面的构成、各省内的成本分担等问题，作出了大量的工作，为新一轮输配电价改革奠定了基础。第三监管周期开始按照‘准许成本+合理收益’原则进行正算，则使得整个链条更加透明化，不同组成部分中的那个部分变化都可以传递到终端用户。”

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