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》）。这意味着我国启动了第四轮分区规制电力和配电价格改革。新一轮输电启动以来2014年输配电价改革，在“中间控制、两端放开”的改革理念下，输配电价逐步从原来的“购电差价”转向“入网费”（即“允许成本+合理利润”）定价原则。输配电价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，为全国统一电力市场发展奠定坚实基础，促进能源绿色低碳转型，推动新能源高质量发展。政策《建议》的明确，从管理和成本分析、省内定价、区域定价、跨省专项定价等多个层面入手。进一步细化输配电价核算规则，规范电网企业定价口径，明确“合理成本”和“不必要支出”，向用户发出更清晰的价格信号，让“电价清晰透明”。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、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”，包括电动汽车充换电服务等辅助业务成本、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。进一步完善收费考核标准。 《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，准确反映实际融资成本。同时，优化了一些成本考核标准，明确了材料费、修理费、管理费等。监督评估时将按照费率水平对OST进行评估。指导制定进一步简化省际和地区间输电价格的“步骤”g kuryente, na ginakawa ang paggamit ng mga malalaking grids ng kuryente upang patatagin ang mga bagong pagbabagu-bago ng enerhiya sa mga lokal na lugar ng isang pagpipilian na maaaring maagara; Sa pamamagitan ng presyo ng kapasidad at iba pang mga signal ng presyo na sumasalamin sa totoong Gastos, Mapabilis ang proseso ng komersyalisasyon ng mga bagong modelo at mga bagong format ng negosyo tulad ng pagsasama ng "source-grid-load-storage", at hikayatin ang mga Guagamit na maaaring ayusin ang kanilang pag-load upang aktibong lumahok sa 需求方 na tugon。促进新能源本地消费。我国目前省份输电网及配电价格形成时，区分电压等级和用户类别，价格形式包括单一电力系统和一个由两部分组成的系统。新能源就近用电与传统工商业用电明显不同，《办法》将其与工商业用电区分开来，单独探索实施单一电价，强化全程监管。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。不仅有利于均摊输配电成本，促进周边地区新能源消费合理布局，更有利于促进贝尔直供、虚拟电厂、零碳等新模式、新业态协同发展公园。推动新能源跨省区跨地区交易。通过容量价格成分提前锁定主要收入，不仅可以保证电网基础设施固定成本的回收，而且可以提高跨区域输电通道的使用率，有利于引导西部和北部地区丰富的风能、太阳能资源更顺利地更大规模地输送到我国资源的更大范围内的负荷中心。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%专项用于促进新能源跨省跨地区输送。超额利润分享机制有利于鼓励新能源发电企业提高发电效率，打破核定的发电效率。限电，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。 “增效措施”实施后，电网企业的收入模式将发生改变。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、跨省跨地区特种输电通道等项目建设，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。通过更透明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，从而在电力交易中制定更具竞争力的策略。售电企业可以更充分地分离成本、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。在面临更加复杂的电价的同时，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——侧面回应。特别是高耗能企业可以通过参与市场化电费、优化用电时段等方式降低成本。值得注意的是，此次修改并没有动摇居民、农业等领域的电价保障。而是通过市场化手段，优化工业、商业等领域的电价结构，促进电力行业发展。高效低碳发展。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价格分配方面，首次提出探索实施单一海角电价体系活动，推动创新服务并通过不同的定价方式促进分布式市场的成熟和业务模式的差异化发展。从需求端看，《办法》使终端用户电价更加精细、更加反映实际成本，促进全社会节能增效。当用户清楚地看到高峰时段用电成本高昂时，就会有更强的动力去投资更多节能设备、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。 K公司需要固定电网公司，优化投资方向，将更多资金投入到核心网加固、配网升级、智能化改造等方面。他们的经营模式也面临着转型，需要从依靠扩大业务规模转向依靠规模化经营。提高运营效率和服务水平。储能不再是简单的“并网门槛”。新能源发电企业需要重新评估支持储能的经济和运营策略，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、多能互补、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。