中国储能网讯：5月15日，国家发展改革委印发了《关于第三监管周期省级输配电价及有关事项的通知》（发改价格[2023]526号）。自2015年新一轮电力体制改革启动以来，电力行业的产权结构和治理模式并未发生根本性改变，配套的法制建设相对滞后，因此新一轮电力体制改革主要体现为市场化的逐步深入。随着经营性用户的全部入市和现货市场的全面铺开，发、用双方的经营主体均已完成了“电价靠谈判，市场有风险”的思路转变。按照“管住中间、放开两头”的设计思路，输配电价是唯一需要政府管制的电价形成环节，其形成机制和电价结构也传递了相关部门对进一步推动电力体制改革的重要信息。

信号一：输配电价形成机制体现了电网的角色转变。按照改革要求，电网企业的定位应该从市场的参与者转变为公共服务的提供者。此前的输配电价主要体现为电网企业的购销价差，即电网作为电力交易的参与主体，从发电企业购电，再售给用户获取价差。而在工商业用户全部入市后，电网企业实质上就已经不再承担电力的购销业务，虽然仍有电网代理购电的过渡方案，但其属性已经从“参与”变为了“代理”。因此本轮输配电价的制定原则“准许成本+合理收益”即是市场建设的需求，也是行业法制的要求。成本和收益都是下一步重点监管的对象，其合理性也必然受到市场主体的持续关注。

信号二：分电压等级容量电价有利于解决大小网的利益争执。作为新一轮电改试点的产物，增量配电网是促进分布式能源就地消纳，对标同电压等级电网经营业绩、创新能源供给模式的重要抓手，然而一直在区域划分、电源接入、收益分享等方面与大电网企业存在利益分歧。分电压等级容量电价的确定建立了增量配电网可以利用其电压等级差同时获取电度电费收益和容量电费收益，对其前期投资回报的不确定性给予了补偿。虽然低电压等级的容量电价和电度电价与高电压等级的价格相比仍处于较低水平，但其形成机制明确了增量配电网以及微电网的“电网”属性，为推动分布式电源的市场交易和“分布式+储能”的新型能源供给模式奠定了基础，具有“从0到1”的意义。

信号三：上网环节线损费用、负荷率和系统运行费用有利于建立用户对电力市场正确认知。初期的电力市场化被部分地区和用户简单地理解为了“降电价”，因此造成了市场资源的错误配置，产生了峰谷差逐步加大，供电上下游成本无法疏导、电力建设投资利用率低等恶果。为应对可再生能源渗透率大幅提升和用电负荷逐步提升带来的挑战，通过电力价格的合理制定引导合理的用电行为，从而避免或减少电力的低效或无效投资迫在眉睫。分时电价有利于电力用户建立用电行为与不同时段用电成本的正确认知；负荷利用率有利于用户建立用电行为对电网和电厂的备用容量的正确认知；系统运行费用有利于用建立自身需求和公共需求的正确认知。在市场化全面深入的关键阶段，如果参与者没有建立正确的市场认知，很容易带来市场停滞，甚至反噬的结果。建立正确的市场认知，也有利于推动分布式、储能、微电网等新形态、新技术在用户侧应用的可能性。