中国储能网讯：至2025年6月，距离进入新一轮输配电价核定还有一年的时间。近三年，国内新能源装机总量迅速增加并超越火电，跨省区电力市场建设提速，在电力远距离输送规模继续扩大的同时，就近消纳也成为新型电力系统的重要形态，这对输配电价改革深化提出了新的需求。
随着全国统一电力市场建设加速推进，新能源在跨省区送电中的分量越来越重，现行的单一电量电价机制已难以满足跨省区电力交易、输电通道成本回收和新增通道投资激励等需要，引入容量电价机制逐渐成为行业共识，其迫切程度持续提高。
分布式新能源就地消纳的需求催生了源网荷储一体化（以下简称“一体化”）、微电网等模式，但缺乏科学合理的输配电价机制是制约发展的主要因素。受访人士对《南方能源观察》（以下简称“eo”）记者提出，容量电价机制能有效体现大电网对微电网的备用价值，为后续一体化项目发展、“两张网”互补创造条件。
适应新型电力系统的电力电子设备和数智化系统等能否被视为资产纳入输配电价回收，输配电价是否应参与分时电价浮动等相关议题也一直被讨论。受访专家表示，改革是一个循序渐进的过程，每一轮输配电价核定都在解决当前出现的问题，并逐步朝着电价结构更加清晰、更加适应电力市场发展的方向发展。
新形势，新需求
自《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）印发以来，我国已进行了三轮输配电价核定，总体朝着电价结构更加清晰、与电力市场协同更加紧密的方向发展，为过去10年我国电力市场发展“打通关节”。
现行的输配电价处于第三监管周期，执行时间已超过三分之二。南方电网能源发展研究院能源战略与政策研究所研究员杨鑫和认为，新一轮输配电价核定将在延续此前改革思路的基础上，朝着更加精细化的方向发展。
截至2025年3月底，我国风电、光伏发电装机达到14.82亿千瓦，历史性超过火电装机，新能源已成为多地的第一大电源。随着分布式光伏、用户侧储能、虚拟电厂等新型主体迅猛发展，部分用电大户也由传统的消费者转变为发用电主体。
杨鑫和介绍，近两年，全国统一电力市场建设加速推进，跨省跨区电力市场和区域电力市场在运行过程中遇到一些挑战，暴露出现行跨省跨区输电价格已不再适应市场发展需要的问题。“建设全国统一电力市场体系在第二监管周期内提出，刚开始业界对统一电力市场的理解还不够深入，一些问题还没有那么迫切。”
受访业内人士普遍认为，跨省区资源调配和分布式电源就地消纳已成为电力系统的两种主要形态，输配电环节的价格机制有必要同步更新。
跨省区输电：引入容量电价
“西电东送”是我国重要的能源战略。在新型电力系统建设背景下，跨省区送电中的新能源比例逐步提升。
根据国家发展改革委2021年10月印发的《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》，我国现行的跨省跨区专项工程输电价格实行单一电量电价制，工程经营期内每5年校核一次输电价格，核定的输电价格和实际输电量密切相关。随着跨省跨区送电的新能源电量逐渐占据主导地位，单一电量电价制不适应跨省区电力市场的问题逐渐显现。
南方电网广东电网公司和华北电力大学研究人员曾联合撰文提出，在全国统一电力市场建设背景下，单一电量电价制输电价格将成为跨省区电力交易的“交易税”，落地报价被抬高导致可再生能源参与电力现货交易的竞争力降低，一定程度上影响可再生能源消纳的效率。一位电力从业人员说：“西部地区的低价新能源发电送东部省份，加了输电价格后，用户侧结算价格可能比落地省份的煤电价格还高。”
杨鑫和提到，以新能源为主的输电通道利用率较以前煤电为主的情况更不稳定，单纯依靠电量电价回收输电通道投资具有较大的不确定性，新建通道面临更高的沉没成本风险。新能源基地在送端省份负荷高峰期、在受端省份负荷低谷但新能源大发期能否送电，能送多少电都具有不确定性。“很可能出现‘高速公路上没有车，收不到过路费’的情况。”上述电力从业人员说。
近年来，业内对跨省跨区输电价格引入容量电价已有一定共识，但对选择单一容量电价制还是由电量电价和容量电价组成的两部制电价存在不同意见。
有从业人员曾对eo记者解释，若执行单一容量电价制，容量电价将覆盖输电工程投资建设运营的全部成本，并分解至其全生命周期。在此模式下，用户购电价格中的跨省跨区输电成本将有所下降，市场交易价格空间增大且不会对用户终端价格造成太大的影响，能实现清洁电源发电量提升、市场交易规模扩大、整体社会效益最大化。
国中绿电（苏州）碳中和研究院院长侯守礼表示：“电力市场多个方面已经实行由电量电价和容量电价组成的两部制电价，现阶段跨省跨区输电价格逐渐过渡到两部制电价比较合理。”但他认为单一容量电价不利于提高电网投资利用效率。
上述研究人员也提到，要研究构建两部制输电定价，并逐步过渡到与输电权机制相协同的多种输电价格形成机制，适应电力市场和新型电力系统发展。
目前，跨省跨区输电费用主要由受端省份的用户承担。此前，有资深价格研究人员在接受eo记者采访时表示，送受两端实际上都是跨省区输电工程的受益者。其中，送端省份发电侧需依靠输电通道将大规模新能源发电送出并获取收益，向送端省份分摊输电费用具有一定的合理性。
但杨鑫和提到，许多细节仍待进一步讨论明确。比如，送受两端承担的输电费用比例如何确定，送端省份发电侧是否承担输电费用，以及是将跨省跨区输电价格纳入省级电网输配电价还是单独核算等。
一体化：明确电网“交互”价格
2025年5月15日，山东省能源局在新闻发布会上表示，将积极探索推进新能源就近就地开发利用，加快推进一体化、绿电产业园等新模式建设。此前2个月，山东出台了《源网荷储一体化试点实施细则》，并计划于2025年建设30个试点项目。
2021年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，提出整合一定范围内的电源、电网、负荷、储能等资源并形成“内循环”，降低对大电网的电力电量依赖。近日，《国家发展改革委 国家能源局关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》印发，进一步明确了项目权责，要求电网企业不可参与绿电直连项目和直连专线投资，这被视为进一步鼓励发展一体化、微电网模式的信号。
近年来，多地积极探索一体化项目的发展模式，将其视为促进新能源消纳和降低用能成本的新路径，但实际落地的项目不多。发电集团山东区域公司从业人员透露，目前，山东一体化项目的参与者主要是地方政府和用户，发电企业密切关注这一业态，但由于和大电网交互的价格机制尚不明确，普遍处于观望状态。
为保障用户稳定用电，一体化项目在技术上普遍无法脱网运行，需要大电网提供容量备用。侯守礼表示，电力系统逐渐形成区域电网、省级电网、地方电网和微电网等多层级电网形态，在建设全国统一电力市场的背景下，跨网交易的输配电价亟须明确。
南方电网广东电网财务共享服务中心价格成本部副经理李鼎林表示，通过一体化模式实现新能源就近消纳，需要科学合理的输配电价体系支撑。“目前，我国输配电价是基于一定的负荷率水平设置电量电价和容量电价比例的。一体化项目对大电网的需求以系统备用为主、电能量使用为辅，现行机制可能难以反映一体化项目对输配电网资源的使用程度，因此需要完善适应一体化项目发展的输配电价机制。”
杨鑫和表示：“若仅执行电量电价，一体化项目对大电网的依赖程度无法很好地体现，且通过电量折算容量需考虑的场景多，比如，项目实际负荷高峰时段和电网高峰时段不一致等，无法很好地计算大电网的实际备用成本。”跨省跨区外送煤电机组在向受端省份分摊容量费用时也存在类似的问题。
“提高容量电价在输配电价中的比例，有助于合理计算容量备用费用，有利于后续一体化项目发展。”杨鑫和说，若一体化项目和大电网的输配电价执行单一容量电价机制，更有利于根据一体化项目的平均负荷、项目在电网高峰时段的负荷需求等，评估其对大电网的依赖情况并计算备用成本。
侯守礼认为，网和网之间的输配电价实行两部制电价更为合适。“以省级电网和微电网为例，两者既存在电能量交换，也能互相提供备用。具备分布式电源的微电网，也可能向大电网提供备用，两部制输配电价能分别体现两者的电量价值和容量价值。”
李鼎林表示，一体化项目的输配电价机制设计，要回归定价的本源。“要评估一体化项目占用大电网多少固定成本和变动成本，再以此切入考虑备用容量如何计价、如何分配容量电价和电量电价的比例等。”
改革下一步
近期，多地提出采用自发自用余电上网模式的一般工商业分布式光伏，其上网电量不得超过50%，绿电直连能一定程度上缓解配电网的承载压力。
配电网建设已成为支撑分布式光伏、车网互动、新型储能等业态发展的关键环节。为促进分布式光伏就近消纳、承载新型主体的双向发用电需求，配电网发展除了要保障安全供电，还要提高智能化监测与调控等能力。杨鑫和表示，为了加快推进新型电力系统建设，电网企业需增加智能配电设备与自动化系统、高精度量测与传感通信系统等跟电量增长关系不大的投资，若按传统的电网新增投资认定规则，无法纳入输配电价，不利于电网提高其新能源承载力和灵活性。
目前，纳入输配电价的电网新增投资，与电量增长、负荷增长、电网可靠性等直接挂钩。“输配电价亟须优化电网投资认定范围，将保护电力系统安全、清洁转型的新型投资成本纳入核定。”杨鑫和说。多地探索在新能源密集的区域配置电网侧储能，替代传统的输变电设施，缓解分布式光伏集中消纳的压力。近年来，业内对此类电网设施替代性储能的成本收益能否纳入输配电价回收一直存在讨论。
分布式光伏大省电力从业人员透露：“在成本没有纳入输配电价回收的情况下，当地电网企业鼓励社会资本投资台区储能，但由于投资收益‘算不过来账’，社会投资的积极性不太高。”也有观点提出，若将电网侧储能成本纳入输配电价回收，须确保其不进行峰谷套利，监管难度大，且存在电网过度投资的风险。
电力市场加速建设也在推动电价信号发生变化。近期，部分地区调整峰谷分时电价政策，仅保留用户购电价格作为浮动计价基础，引发广泛讨论。长期以来，输配电价被多地纳入分时电价的浮动范围，对扩大终端用户的峰谷电价差起到一定作用。发电集团山东区域公司从业人员表示：“输配电价不参与分时浮动，用户侧结算价格的峰谷价差会有所缩小，可能会影响用户的自主调峰意愿。”工商业储能投资运营商也对政策调整后的行业发展前景表示担忧。
侯守礼认为，输配电价和电力市场交易价格的成本原理不同，不应该参与峰谷分时浮动。“输配电价和时间信号的关系其实不是很大，主要看输配电网络的阻塞情况。”
输配电价和市场交易电价形成方式分离也有利于全国统一电力市场建设。以南方区域电力市场为例，为保障省内外发电主体公平竞争，南方区域电力市场探索设计了将输电价格叠加在送电潮流中的市场机制。当电源参与省外竞争时，叠加送到对应省份的输电价格；当电源参与省内竞争时，则不叠加跨省输电价格，实现在同一场交易中考虑输电费用后公平竞争的目标。
“输配电价改革不是一蹴而就的，而是一个循序渐进的过程，每一轮核定都是对现阶段出现的问题进行适当的优化。”侯守礼认为，新一轮改革将推动现有规则更加清晰、电价结构更加合理，为电力市场竞争创造更好的环境。
