2018年1月3日，国家发改委官网发布了《区域电网输电价格定价办法（试行）》《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（试行）》和《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》的通知。

　　国家发改委指出，“两办法一意见”的出台，标志着我国已经建立了覆盖跨省跨区输电工程、区域电网、省级电网、地方电网、增量配电网的全环节输配电价格监管制度框架，输配电价改革成为《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）下发以来首个全面完成的专项改革任务。

　　值得一提的是，区域电网输电价格在按“准许成本+合理收益”核准准许收入后，按两部制电价形式确定，区域电网输电价格实行事前核定、定期调整的价格机制，监管周期暂定为三年；而专项工程输电价格则按功能确定，执行单一制电价。

　　为省级输配电改奠基

　　据悉，输配电价体系包括省级电网输配电价、区域电网输电价格、跨省跨区专项工程输电价格以及地方电网和增量配电网配电价格。

　　其中，区域电网是指跨省共用网络，是省级电网的向上延伸。跨省跨区专项工程主要服务于远距离大容量输电，是共用网络的必要补充。地方电网和增量配电网是指省内配电网，是省级电网的向下延伸。

　　目前，全国省级输配电价改革试点已全面完成。中国能源网首席信息官韩晓平向《每日经济新闻》记者解析道，在第一步解决省级层面的输配电价改革的基础上，第二步才能更好地推进跨省输电价格改革，以打破地域的局限，进一步解决跨省交易的问题，能够实现更好的资源优化配置。

　　“由于我国电力资源与需求分布的区域不平衡性，加上很多省级市场的规模，集中度等问题，区域市场必须和省级市场同步建设，才能真正促进资源在更大范围内配置。当前，现货市场建设提速，因此跨省跨区输电价格监审就非常迫切了。”华北电力大学教授袁家海对《每日经济新闻》记者直言。

　　厦门大学管理学院中国能源政策研究院院长林伯强对《每日经济新闻》记者表示，由于各地区存在差异，跨省和区域的输电价格改革仍然存在一定难度。不过，此前省级输配电改的完成，已经积累了大量核定经验与基础，跨省输电价改革推进的把握较大。

　　在此情况下，对于“两办法一意见”的发布，国家发改委指出，是建立输配电价监管体系的重要依据，是指导制定相关价格水平的基本规则，是实现政府对垄断行业有效监管的重要基础。

　　有利于降低用电成本

　　具体而言，区域电网承担双重功能，既保障省级电网安全运行，又提供输电服务。

　　“两办法一意见”规定，区域电网输电价格，在按“准许成本加合理收益”核准准许收入后，按两部制电价形式确定。同时，区域电网输电价格实行事前核定、定期调整的价格机制，监管周期暂定为三年。

　　其中，电量电费反映区域电网提供输电服务的成本，原则上按区域电网输电线路实际平均负荷占其提供安全服务的最大输电容量测算；容量电费反映区域电网为省级电网提供事故备用等安全服务的成本，主要考虑提供事故紧急支援能力和对各省级电网峰荷贡献等因素，在区域内各省级电网之间分摊。

　　林伯强解读称，容量电费的成本，指的是有时用电多，有时用电少的情况下，要按照最大输电容量来设定，为此互联的电网公司要进行成本分摊。电量电费成本则是依据量来定。以两部制清晰核定价格，有助于进一步降低用电成本。

　　此外，“两办法一意见”规定，专项工程初始输电价格根据经营期电价法核定。输电价格核定后，定期开展成本监审，根据成本监审情况，建立定期评估调整机制。专项工程输电价格形式按功能确定，执行单一制电价。以联网功能为主的专项输电工程按单一容量电价核定。以输电功能为主的专项工程按单一电量电价核定。

　　“两办法一意见”明确，配电网配电价格可以选择招标定价法、准许收入法、最高限价法、标尺竞争法等方法中的一种或几种方法确定。由于配电网处于省级输电网与用户的中间环节，“两办法一意见”还明确省级电网与配电网的结算价格、电力用户与配电网的结算价格。

　　据了解，目前，我国陕西、广西、云南等省份大约有10余个地方电网。为进一步鼓励和引导社会资本投资增量配电业务，国家已批复了195个增量配电业务试点项目。

　　袁家海表示，由于我国资源和负荷分布的不均衡性，加之西北可再生能源富集省份本地消纳空间有限，加快推进跨省跨区电力市场对于促进可再生能源消纳的作用和意义重大。

　　国家发改委和国家能源局近日发文要求，各地区启动分布式发电市场化交易试点的时间安排可据实际情况自主确定，最迟均应在2018年7月1日之前正式启动。

　　为进一步明确分布式发电市场化交易试点方案编制的有关事项，国家发改委和国家能源局近日发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》（下称《通知》），对试点组织方式及分工、试点方案内容要求、试点方案报送等作了说明。

　　《通知》提出，结合已建成接入配电网消纳的光伏发电、分散式风电的项目建设规模，以及电力系统的负荷和配电网布局，测算到2020年时接入110千伏及以下配电网可就近消纳的分布式光伏和分散式风电的总规模及其2018年至2020年各年度的规模。

　　在接网及消纳条件方面，试点地区电网企业对2020年底前接入配电网就近消纳的光伏发电、风电等项目，按既有变电站、已规划改造扩容和新建变电站三种情况测算接入能力。电力电量平衡分析作为一项长期工作，暂不要求按预测分布式发电规模和布局测算，仅按总量进行分析，对每个项目的消纳范围在报送试点方案时可不确定，待试点方案启动后逐个确定。

　　分布式发电市场化交易已经明确有三种可选的模式。《通知》此次对三种方式作了细节补充。比如，鼓励选择分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易的模式。分布式发电项目单位与电力用户以合同方式约定交易条件，与电网企业一起签订三方供用电合同。在电网企业已经明确自身责任和服务内容的前提下，也可只签订两方电力交易合同，国家能源局派出监管机构在电网企业配合下制订合同示范文本。

　　两部门要求，各省级价格主管部门会同能源主管部门，选择1至2个地区申报试点。试点应满足的条件包括：当地电网具备一定的消纳条件，可满足项目接入需求。入选项目可参照《国家发展改革委 国家能源局关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源〔2017〕1901号）有关要求，并按有关规定签订直接交易协议，确保就近消纳比例不低于75%。全额就近消纳的项目，如自愿放弃补贴，可不受规模限制。

　　《通知》还明确，如果已选择了直接交易或电网企业代售电模式，若合同无法履行，允许变更为全额上网模式，由电网企业按当年对应标杆上网电价收购。

　　《通知》要求各单位报送试点方案的截止时间延至2018年3月31日。