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近日，国家发改委、国家能源局等10部门联合印发《关于进一步推进电能替代的指导意见》（以下简称新版《指导意见》）。相比2016年版的《关于推进电能替代的指导意见》，新版《指导意见》创新性提出，将因电能替代引起的电网输配电成本纳入输配电价回收。
新版《指导意见》指明了政策方向，但如何纳入输配电价，如何进行输配成本监审，业内期待更多细则出台。
尝试计入输配电价成本回收
杭州数元电力科技有限公司董事长俞庆认为，此前电能替代项目仅涉及小部分的配电线路和变电站扩容，对电网实质性影响并不大。但随着电能替代项目规模快速增长，且项目不在原有的配电网规划范围内，对电网的实质性影响就会变大。这部分增加的电网投资需要在输配成本中得以体现。
“随着电能替代的规模越来越大，增速越来越快，将因电能替代引起的电网输配电成本纳入输配电价回收是合理的。”中国社会科学院财经战略研究院副研究员冯永晟表示。
国家发改委能源研究所的一位研究员告诉记者，所有合理负荷增长所引起的扩容投资都应纳入输配成本，但由于输配电价的监审具备周期性，因此并非所有的扩容成本都能及时在输配电价中得以体现。
他表示，针对电能替代导致的扩容成本，需要将配电网建设改造投资纳入电网企业有效资产,将运营成本计入准许成本通过电价回收，科学核定分用户类别、分电压等级输配电价，从而保障合理收益。
激发推进电能替代的积极性
“过去，煤改电等电能替代项目作为民生工程，电网企业的相关配套改造投入大，收益低是普遍现象，现在，纳入输配电价回收有利于构建电力普遍服务的长效性。”国网能源研究院的研究人员表示，“根据国家能源局印发的《2022年能源工作指导意见》，我国今年新增电能替代电量1800亿千瓦时左右，如此庞大替代量，电网企业需要更多的激励政策。”
俞庆表示，电网企业从2012年开始推进电能替代工作，并把其作为综合能源服务的重要内容之一。“电网企业对电能替代工作的积极性主要源于两方面：一是增加了电网的投资机会；二是电能替代增加了电网的售电量。
新版《指导意见》提出，在“十四五”期间，进一步拓展电能替代的广度和深度，支持电能替代项目参与电力市场中长期交易、现货交易和电力辅助服务市场，鼓励电能替代项目参与碳市场交易，鼓励以合同能源管理、设备租赁等市场化方式开展电能替代。
业内普遍认为，这些举措有利于进一步撬动电网企业推进电能替代工作的积极性。
拓展成本回收的多元渠道
虽然新版《指导意见》明确因电能替代引起的电网输配电成本可纳入输配电价回收，但如何落地仍需出台相关细则。
“新版《指导意见》意在通过市场化方式推动电能替代工作顺利通过‘深水区’，与之相伴的问题是，如何进行有效监管。”上述国家发改委能源研究所的研究员表示。
据记者了解，将电能替代引起的电网输配电成本纳入输配电价回收，最主要的焦点集中于输配成本监审环节。
上述国网能源研究院的研究人员表示，电能替代关乎民生。“在保持居民电价相对稳定，努力为工商业企业降低电价负担的背景下，进行合理的输配电价疏导并不容易。”
记者了解到，由于电能替代项目的成本较高，输配电价的疏导机制仍未完全顺畅，推动电能替代项目规模化开展，需要更多元的成本回收渠道。
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