高比例可再生能源接入是新型电力系统的重要特征。随着风电、光伏发电等新能源的大规模发展，电力生产、调度、传输和消费正在发生变化，电力系统的行为主体、运营方式、量价水平和监管角色都正在重塑。分析高比例可再生能源接入给输配电价监管带来的新挑战，并制订行之有效的监管方案，引导新型电力系统建设，是构建新型能源体系、保障能源绿色低碳转型和高质量发展的重要支撑。
01.高比例可再生能源接入给电价监管带来新挑战
（一）输配电价监管机制约束有余、激励不足，难以支撑新型电力系统建设的投资需求
现行省级电网输配电定价办法，是在“降电价”背景下出台的，新增电网投资认定、定价折旧年限、准许成本费用取值、权益资本回报率等定价规则，与电网行业实际生产经营存在较大的偏差，电网资产收益率总体偏低，中西部大部分地区电网企业长期经营困难。“双碳”目标下，随着新能源快速增长，为切实保障新能源接入、电力可靠供应和电网安全稳定运行，需进一步加大电网建设投资力度，现行定价办法难以保障电网企业平稳经营和支撑电网可持续发展。此外，电价监管与供电可靠性、可再生能源消纳率、电网安全稳定性、线损率等表征电网企业运营绩效的其他监管指标脱节，不利于衡量电网企业发展质量。
（二）新建输电工程投资效益下降，输电成本高企
由于可再生能源发电的间歇性、波动性较大，利用小时数显著低于常规能源，必将降低电网输配电资产利用率。现行输配电价格监管制度存在的问题，在高比例可再生能源消纳背景下将更加凸显。如果将保障可再生能源并网和输送的全部投资纳入准许收入并分摊到输配电价上，可能导致度电价格上涨幅度过大。而按现行的定价办法，从电价总水平上限制电价上涨幅度，将导致电网准许收入无法覆盖电网实际投资成本，进一步降低电网企业资产收益率，削弱电网可持续发展能力。
（三）辅助服务和容量补偿等新能源消纳成本疏导机制亟待完善
随着可再生能源渗透率持续提升，可再生能源消纳成本将成倍增长，这在业内已基本形成共识。但目前消纳成本分摊及传导面临较大困难。特别是部分成本责任难以明确责任方和受益方，具有较强的“公共物品”属性，只能先由电网企业统一购买系统调节服务，再由全社会共同分担，但一些利益相关方对此有较多的争议。国家发展改革委2023年5月公布的第三监管周期输配电价，在电价表中单列出系统运行费用（包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等），迈出了新能源消纳成本疏导的第一步，后续还需要进一步规范系统运行费用类别、分摊对象，据实动态调整分摊标准。
02.电价监管机制设计的国际经验
各国在电网监管方面付出了很多努力，以期减少电网企业与政府、公众之间的信息不对称，确保输配电服务价格合理，保证输配电服务质量，以及激励电网企业合理投资、积极创新与绿色发展，其中有很多经验做法值得学习借鉴：
（一）坚持立法先行，在法律法规中明确监管要求
部分国家在对电网进行投资监管时，坚持法律先行，强调依法监管。美国在《2005年能源政策法案》和联邦能源监管委员会679号令中，明确要求对能源传输投资进行监管。英国能源监管机构天然气和电力市场监管办公室（Ofgem）按照《电力法》的相关规定，针对陆上输电网、海上输电网与互联线路，分别设计了RIIO监管机制、海上输电运营商监管机制和收益上限与下限机制，对电网企业进行监管。澳大利亚能源监管委员会依据《国家电力法》，对电网投资进行监管，针对常规投资和偶发投资采取不同的监管手段。
（二）坚持目标导向，通过成本监管激励有效投资
部分国家在对电网环节进行投资监管时，注重目标导向，强调通过成本监管来激励有效投资。美国联邦能源监管委员会在进行电网投资监管时，强调要通过价格和投资监管，为电网企业提供充分的投资激励，针对不同类型的资产，设定不同的投资回收方式和补偿途径。英国Ofgem在RIIO框架下，综合考虑包括用户满意度、安全和可靠性、接入公平、普遍服务、创新、成本效率、产出等运营绩效指标，来对电网投资计划的有效性、合理性及经济性等进行审核。
（三）坚持方法创新，不断丰富成本监管手段
大部分发达国家的监管机构建立了专门的适合各行业价格监管需要的管制会计制度，细化成本项目归集。比如，美国提出嵌套测试法来识别电网投资的合法合意性和审慎合理性，运用标杆法判断投资项目的风险及成本效率水平。英国Ofgem按照利益相关方参与、效率等标准，综合运用标杆法及其他比较方法，对电网投资计划进行审查；采取建构式方法，基于总成本控制的原则，事前对电网投资决策的有效性、审慎性及投资成本进行预测和评估。Ofgem还设定了成本分享机制、处理投资不确定性等条款，迎接不确定性投资和投资风险带来的监管挑战。
（四）坚持激励约束并重，鼓励创新和绿色投资
发达国家成熟电力市场注重对其他经济社会维度指标的考核和激励，如通过监管机制鼓励创新和绿色投资等。英国定期制订一轮电力输配网络的创新激励计划，规定在本轮监管周期内向全部社会主体（包括电网企业和第三方）开放创新激励项目。这些项目往往包括大量现金激励，用于奖励有效落实的运营模式、价格机制或有助于能源绿色发展的创新成果。同时，定期向社会公开奖励项目、实施效果，收集公众意见，接受公众监督。
03.完善我国电价监管机制的建议
一是统筹考虑系统运行安全与资产利用效率，合理界定电网投资绩效，并构建与之相匹配的投资审批和监管制度。加强对电网企业投资计划的审查，强化事前成本约束与事中成本监测和评估，推动电网自然垄断环节投资监管机制由事后向事前事中转变。科学定位投资监管的微观监管职能，明确电网企业所投资的无效资产判定和有效资产核定实施细则。建立投资调整和投资风险不确定性的应对机制，为监管周期内的电网企业新增投资提供必要的调整机制和处理办法。健全激励约束相容的投资监管体系，将电价监管与电网企业运营绩效指标挂钩。
二是尽快建立管制会计准则，以区分电网企业的竞争性业务成本和自然垄断环节业务、公共服务业务成本。服务于构建电网自然垄断环节价格监管体系，尽快启动制定电力行业管制会计准则，明确管制会计准则所涵盖的内容、适用对象和范围、相关管制会计定义、适应新型电力系统发展的会计科目及账户的设置和会计核算规则。完善财务报告的设计要求和审计制度。建立电网企业会计信息定期报送制度。
三是不断健全辅助服务、容量补偿等新能源消纳成本的分摊和疏导机制。对于能够确定责任主体或（和）受益主体的费用，按照权责对等和“谁受益，谁承担”的原则，应尽可能由责任主体或（和）受益主体承担和分摊，减少“公共物品”属性的成本总额。对于无法或难以确定责任主体或（和）受益主体的系统运行费用，经成本监审核定，应全额由全体用户分摊。针对跨省跨区输电通道制定科学合理的电价机制。此外，在新能源大规模接入的背景下，还应研究新能源消纳成本的构成，如电网资产利用效率下降产生的搁浅成本补偿问题，也可参照发电资产建立容量补偿机制，在省级输配电价已有容量电价机制基础上，对跨省跨区输电价格实行两部制电价，降低跨省跨区交易的价格壁垒，推动可再生能源在更大范围消纳。
（南方电网北京分公司胡竞秋，南方电网公司政策研究部魏俊杰、周杨对本文有贡献）
