中国经济网版权所有 中国经济网新媒体矩阵 网络广播视听节目许可证（0107190）（京ICP040090） 近日，国家发展改革委印发了《输电成本和配电定价管理与评估办法》、《区域电网输电定价管理办法》、《输电跨价定价办法》和《输电跨价定价办法》等四项定价和分配办法（以下简称《建议》）。 《跨区域专项规划》（以下简称《建议》）。这意味着我国已启动第四轮输配电价改革调控。新一轮电力改革启动以来2014年输配电价改革，在“中间控制、两端放开”的改革理念下，输配电价由原来的“购电差价”逐步转向“入网费”（即“允许成本+合理利润”）定价原则。输电与价格分配的电力循环旨在构建更加科学、透明、高效的电价管理体系，提高电力交易市场化水平，为建设全国统一电力市场、推动能源绿色低碳转型、推动新能源高质量发展奠定坚实基础。政策明确 《建议》从成本管理与分析、省内定价、区域定价、跨省价格标准化等多个层面入手，进一步细化价格核算政策的传导和分配，规范价格核算。明确电网企业的定价口径，明确“合理成本”和“非必要支出”，发布更加清晰的用户电价，实现电价“明码标价”和“明码实价”。明确“合理费用”的范围。 《方案》必须涵盖一切合理成本，并将电网企业提供输配电服务过程中的减纳费、运维费，包括企业依法缴纳的管廊使用费、环保税、水资源费等纳入定价范围。明确“非必要支出”的界限。 《办法》明确排除与输配电业务无关或不符合成本监督审查规定的“非必要费用”，包括电动汽车充电、充电等辅助业务费用。换电服务、抽水蓄能电站、新能源储能电站、电网所属发电厂的成本费用、独立核算的售电公司的成本费用以及与输配电业务无关的其他费用。避免交叉补贴和不合理的成本转嫁，确保输配电价“聚焦”，引导电网企业提高运营效率，合理配置新电力系统建设。进一步完善支付考核标准。 《办法》完善了电网企业贷款利率确定标准，明确按照总口径组平均融资成本确定电网企业贷款利率，准确反映实际成本。同时优化了部分成本考核标准，即材料成本、维护成本等。融资成本、管理成本将按照开发期间的费率水平进行评估，使利用大电网平滑局部地区新能源波动成为经济上可行的选择；通过容量价格等反映真实成本的价格信号，加快“资源、电网、负荷、存储”融合等新模式、新业态的商业化进程，鼓励能够调节负荷的用户。积极参与需求侧应对。促进新能源本地消费。我国省现行输电网和配电价格形成时，区分了电压等级和用户类别，价格形式包括单一电力系统和两部分系统。考虑到韩国新能源等新实体就近消费的消费特点与传统工业和企业明显不同。《办法》将商业用电与工商业用电区别开来，单独探索实行单一电价，强化全过程监管。通过准确核算和分摊系统平衡成本，鼓励更多企业主体通过投资联合项目完成自我平衡，减少对电网大容量的依赖。这不仅有利于均摊输配电成本，促进周边地区新能源消纳合理布局，也有望推动绿色电力直供、虚拟电厂、零碳园区等新模式、新技术协同发展。推动新能源跨省区跨地区交易。通过产能价格成分提前锁定主要收入，不仅可以保证固定成本的回收电网基础设施建设的同时，也将提高跨区域输电通道的利用率，有利于引导西部和北部地区丰富的风能、太阳能资源更顺畅、更大规模地输送到电力中心的负荷中心。引导绿色低碳转型。 《方案》规定，跨省送电项目实际使用时间超过核定时间时，超额收入的70%专项用于支持跨省跨地区新能源输送。超额利润分享机制将有利于鼓励新能源发电企业提高发电效率，突破核定时限，缓解部分地区限电问题，引导能源产业向绿色低碳方向转变。 《建议》实施后提高效率，收入模式电网业务将发生变化。通过加强自律，严格控制运营成本，提高资产运营效率，争取合理回报。电网企业将更加聚焦“输电通道”核心业务，重点推进数字化智能坚强电网、跨省跨地区输电专用通道等项目建设，以更好的输配电服务和更高的运行效率，着力提升可靠性和维护、损耗控制、灵活的输电和服务能力，满足市场对“价格理性”的更高期待。通过更加透明的输配电价格机制和价格信号，发电企业可以准确计算“输配电连接到销售”的整个链条的成本，从而发展g 电力交易中更具竞争力的策略。售电企业可以更加清晰地分解成本，设计套餐，为用户提供更加个性化的电力解决方案、增值服务和创新产品，在更加灵活、市场化的环境中寻求发展。储能行业将告别“政策保障”期，围绕响应速度、可用性等展开市场竞争，并通过可扩展、可配置的辅助服务获得市场收益。在面对更加复杂的电价时，工商业用户有望获得更加灵活的电费成本，基于市场定价优化用电行为，参与需求侧应对。特别是高耗能企业可以通过参与市场化发电交易、优化用电时段来降低成本。值得注意的是，本次修订不会动摇居民、农业等经济领域的电价保障，而是通过市场化的方式优化工商业。其他领域的电价结构促进了电力行业向高效、低碳方向发展。从供给侧看，《方案》将通过确定输电成本，确保绿色电力优先外送，并以更加经济、平稳的方式纳入系统，以替代化石能源发电。在全省电网输电方式和电价分配方面，首次提出探索实施单一电价体系，推动电网企业创新服务模式，通过不同的电价方式促进分布式市场的成熟和商业模式的差异化发展。从需求端看，《措施》送电三城市向最终用户提供的价格更加成熟，更能反映实际成本，促进全社会节能和提高效率。当用户清楚地看到高峰用电成本高昂时，就会有更强的动力去投资更多的节能设备、优化生产流程、采用更智能的能源管理系统，为节能减碳做出更多贡献。电网公司需要调整优化投资方向，投入更多资金用于核心网强化、配网升级和智能化改造。他们的运营模式也面临着转型，需要从依赖扩大业务规模转向提高运营效率和服务水平。储能不再是简单的“并网门槛”。新能源发电企业需重新评估支持的经济和运营策略通过峰谷电价差异化和提供十项服务来创造实际收入。风、光、储氢一体化、多能源加码、综合开发等新模式、新业态可以成为提高项目经济性的重要途径。电力用户需要进一步提高精细化用电管理水平，合理调整生产安排，优化用电曲线，实现电费成本节约和市场服务效益。 （本文来源：每日经济报道 作者：何其翔） （编辑：王巨鹏）