自2016年11月以來，國家發展改革委、國家能源局先后分四批次開展了380個增量配電網改革試點項目，增量配電業務改革“由點到面”逐步深化，有力地推進我國電力改革的進程。截止2019年12月31日，第五批試點已完成申報，正在積極評估中。

配電價格定價機制是增量配電業務改革成功與否的關鍵。現階段我國配電價格定價機制仍處于初步探索階段，尚未建立完全獨立的配電定價機制。隨著配電網業務逐步放開，增量配電網日漸增多，只有單獨核定配電價格才能適應電力市場改革的需求。本文將深入分析我國配電價格定價現狀及存在的問題，對國家和地方配電價格定價指導文件進行對比分析，并對我國配電定價發展風向進行預判。

一、我國配電價格定價現狀及存在的問題

1.配電價格定價現狀

2016年10月11日，國家發展改革委、國家能源局聯合發布了《有序放開配電網業務管理辦法》（發改經體[2016]2120號）（以下簡稱《管理辦法》），明確了增量配電網配電區域內用電價格組成、過渡期配電價格定價方法，為配電定價工作定原則、定方向、定步調；2018年1月3日，國家發展改革委發布了《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》（發改價格規﹝2017﹞2269號）（以下簡稱《指導意見》），該意見是我國出臺的第一個針對配電定價的專門文件，明確了配電價格上限，細化配電價格定價辦法，將價格調整和結算機制進一步具體化；2019年1月16日，國家發展改革委、國家能源局聯合發布了《關于進一步推進增量配電業務改革的通知》（發改經體〔2019〕27號）（以下簡稱《通知》），該通知在指導意見的基礎上，進一步優化配電價格約束機制，提高定價自主性、靈活性。

上述三個政策文件配電定價核心思想和遞進關系如圖1所示：

圖1：配電定價文件核心思想及遞進關系

省級價格主管部門核定配電價格時，應充分考慮本地區上網電價、省級電網輸配電價、躉售電價、銷售電價等現行電價，并結合地區經濟發展需求、交叉補貼等情況，可招標方式或非招標方式。

招標方式的實質是通過市場化手段發現價格，投標價格要兼顧收益性和競爭力，促進投資者加強成本管理和造價管控，釋放改革紅利。

非招標方式主要有準許收入法、最高限價法和標尺競爭法。準許收入法實質是一種投資回報率管制法，可保證合理回報、降低企業風險，但易引致A-J效應，監管成本較高。最高限價法和標尺競爭法都是一種基于激勵管制理論的定價方法，在價格測算上與準許收入法類似，但最高限價法對成本超支和節約采用一定激勵機制，標尺競爭法則需要進一步將初步測算的價格與其他配電價格加權平均確定最終的配電價格。

2.配電定價問題分析

隨著配電業務的逐漸放開和負荷類型的多樣化，輸配電價體系存在的不合理問題逐漸突顯，主要體現在以下幾個方面：

（1）配電價格脫離配電網實際成本形態。調研發現，大部分增量配電網配電價并未核定，仍采用《管理辦法》中“高低電壓價差”的定價方法。這種定價方法以省級輸配電價為基礎，脫離了配電網實際成本形態，無法體現配電區域用能水平的差異，更無法準確反映配電的真實價格，不利于配網放開業務的發展。

（2）現行配電定價模式下增量配電企業盈利空間或為零。“高低電壓價差”定價模式下，價差是增量配電企業的重要收入來源，但目前試點項目很難通過價差收入在短期內形成合理收益。以某省輸配電價為例，2019年該省一般工商業用110kV和10kV價差為0.03元/kWh，220kV和10kV價差為0.035元/kWh，可見配電網接入公網電壓等級越低，配電網配電價格越低，增量配電網投資越難收回。如果增量配電網未建設高電壓等級變電站設施時，甚至會出現電壓等級價差之差為零的情況，投資業主可能面臨虧本運行。

（3）配電定價尚無可依托的配電成本監審辦法。就省級電網輸配電價而言，成本監審辦法比定價辦法先行頒布作為定價政策依據。《指導意見》出臺已經兩年多，配電價格監審辦法遲遲未發布，少數采用“準許收入法”定價的省份其配電網準許收入的核算仍參考《省級電網輸配電價定價辦法》。但是，增量配電網電壓層級多、供電范圍小、負荷類型復雜，配電資產存在增量、存量分割難的問題，輸配電價定價方法對折舊費、運行維護費等參數核定方法不一定適用于增量配電網，核定的配電價格缺乏科學性。

（4）現行配電定價方法未體現不同增量配電網間的差異性。由于配電網地理位置差異，不同配電區域負荷水平、配電成本、配電量預測存在差異，不同配電網的投資建設成本必然不同。不同經濟發展水平地區之間的電網拓撲結構不一致，對配電網運營水平的要求也各異，而現行配電定價辦法未做到差別定價。

（5）配電資產增量、存量分割難，實際配電成本核定困難。采用準許收入法確定增量配電網配電價格時，有效資產體量直接決定準許收入水平，而存量、增量資產劃分界面及劃分方式以及增量資產價值是否準確評估都決定了有效資產體量的大小。《增量配電業務配電區域劃分實施辦法(試行)》（發改能源規〔2018〕424號）指出存量資產可以通過“資產入股、出售、產權置換及租賃方式”進行處置，電網企業可以“將存量資產以資產入股及折價轉讓的方式參與增量試點”。

但是在具體實施過程中，由于核準時間、歷史原因、用戶現實用電需求等因素，存在核準未建、核準已建、核準在建、未核準搶建，以及增量配電區域內有存量資產、增量資產并存等各種情況，導致資產界定困難重重。

（6）未考慮分布式電源、季節性負荷對配電價格的影響。分布式發電在配網側滲透率逐漸增大，對配電網電能指標、負荷特性和成本構架影響較大，給配電網電能質量和電網安全帶來諸多復雜性和不確定性。季節性負荷（如清潔供暖）波動也會給配電網輔助服務、電力需求側管理、容量管理等帶來額外建設投入或運行成本，因此分布式電源、季節性負荷接入配電網后，在成本分攤上應予以特殊考慮，而當前配電定價尚未考慮上述因素的影響。

（7）配電費中交叉補貼問題無法單方面解決。交叉補貼脫離輸配電實際成本，是一種反市場行為，卻是電力市場過渡階段的折中方案。由于交叉補貼的存在，省級電網輸配電價以及不同電價等級間的價差較低，“高低電壓價差”的定價方式強烈壓制著配電價格。

配電業務放開后，輸電網、存量配電網的交叉補貼仍然存在，如果增量配電網單方面取消交叉補貼，可能出現工商業用戶搶入、居民用戶搶出的情況，必然導致社會經濟不穩定。現階段增量配電網應與省級電網相同的原則和標準承擔政策性交叉補貼，與輸電網和存量配電網動作一致，交叉補貼仍無法單方面取消。

二、地方性配電定價指導文件分析

為推動增量配電業務改革試點工作，部分省市圍繞《指導意見》和《管理辦法》，結合各地方實際情況，出臺了地方性配電價格管理指導文件（見表1），對配電價格落地給予一定的指導。

從價格管理來看，配電價格執行最高限價管理,配電價格上限不得高于用戶直接接入相同電壓等級對應的現行省級電網輸配電價與上一級電網輸配電價的價差，這與《指導意見》保持一致。

從定價方法來看，定價方法主要為“招標定價”和“最高限價法”，最高限價一般與配電價格上限一致，但海南省和山東省另行規定。海南省明確，先按照“準許成本加合理收益”的方法測算某個配電網的配電價格，再參照其他具有可比性的配電網配電價格，結合供電可靠性、服務質量等績效考核指標，確定該配電網的配電最高限價，山東省則以山東電網配電價格為最高上限。廣東具備成本監審條件，因此對于非市場化方式確定投資主體的配電網項目配電價格采用“準許收入法”制定。

從配電費結算來看，配電網與省級電網之間的結算可自主選擇分類結算或綜合結算的方式，這與《指導意見》保持一致，河南省、貴州省另有補充規定。河南省規定，當采用“兩部制”電價與省級電網結算，基本電價標準按省級電網在該增量配電網所在市(縣)域范圍內對該增量配電網項目完成的專項投資占省級電網和增量配電網企業針對該增量配電網的輸配電總投資比例確定；貴州省規定，配電網按兩部制電價支付輸配電費，電度電價按接入省級電網電壓等級對應的輸配電度電價執行，基本電費統一折算為每千瓦時3.2分錢。

其他方面，河南省采用居民和農業用戶按省級電網銷售電價和含脫硫、脫硝、除塵、超潔凈電價的燃煤標桿電價之間的價差支付輸配電價；貴州省、河南省明確配電區域內分布式電源、非水可再生能源或既有小水電發電項目參與市場化交易的配電價格不承擔上級電網輸配電費的分攤。

通過對近四年各省市配電定價地方文件的梳理和對比發現，大部分省市都積極貫徹執行《管理辦法》和《指導意見》主要思想，并結合地區實際情況予以側重和創新，但仍存在一些問題。如，未對《通知》做出實質性響應，配網運營商定價自主性和靈活性不足；部分省市尚未出臺配電定價指導文件，部分條款科學性、專業性有待考究；定價辦法和結算機制未真正考量增量配網運營實際情況，突破性和實操性不足，無法滿足各地區增量配電網改革的需求。

三、配電定價發展風向預判

我國當前電力體制改革的中心任務之一是放開配電業務，將配電價格從輸配電價定價體系中剝離，構建與中國經濟環境和電力市場環境相契合的獨立的配電價格定價體系。結合我國存在的問題以各地區配電定價政策現狀，未來配電定價發展方向主要有以下幾個方面：

（1）配電價格定價配套文件進一步完善。一方面，應督促未出臺配電定價指導文件的省市盡快出臺相關文件并貫徹執行，以指導各地區增量配電網試點項目定價；另一方面，國家層面應出臺獨立的配電定價成本監審辦法，充分考慮配電資產折舊、配電網在檢修檢測、資產類別、臨時用工需求、主體的權利和義務等方面獨特性；此外，應立足增量配電網運營實際情況，論證配電定價方法的科學性、專業性和實操性并加以完善優化，突破配電網發展瓶頸，切實推進增量配電網改革。

（2）盡快配電價格的獨立核價、自主定價。在過渡階段，招標定價法和最高限價法無疑是較好的緩沖方案，但這種定價機制下，配網區域內同一電壓等級電力用戶配電價格相同，未考慮配電網資產體量和運營成本，也未考慮不同用能特性用戶之間成本分攤的差異性。從價格形成和成本傳導機制來看，基于成本動因的準許收入法是最好的選擇。

建議由價格主管部門核定配電網準許成本和配電量，確定合理回報率，實現獨立核價；配電企業測算向電力用戶提供的配網接出工程投資及運維成本、配電共用網絡投資及運維成本，自主確定準許成本分攤原則，形成差別配電價格，實現自主定價，既能保證配電服務成本的全覆蓋，又能實現用戶間成本的公平分攤。

（3）并重考慮收益率型和激勵型定價方法。收益率型定價方法可保證成本的完全回收，有利于實現財務的可持續性，增強投資者信心。激勵型定價方法具有較高的激勵效率，但是效率因子和初始收入的確定需要大量精力投入。建議配電定價初期采用基于收益率的定價方法（如準許收入法），調動社會資本投資配電網的積極性，且便于監管。在積累大量數據和經驗后，后期逐漸過渡到激勵性定價方法（如收入上限法、標尺競爭法），刺激配電企業降本增效。

（4）循序漸進升級成本分攤方法。配電網節點較多，覆蓋范圍小，配電成本分攤應更注重簡單易行、合理適用。在配電定價體系建設初期，可采用可操作性強的綜合成本法分攤配電成本，暫不考慮成本外因素，以實現收支平衡，激活社會資本投資積極性。后期可逐步向邊際成本法過渡，考慮配電距離、用戶負荷特性、擴容等因素的影響，保證配電成本在新用戶與老用戶、遠距離用戶與近距離用戶、清潔供暖用戶與非清潔供暖用戶等不同類型用戶之間的公平合理分攤，為電力用戶提供明確的位置信號，引導電力用戶前期決策。

（5）發展分區定價，分類核價。不同地區能源、負荷結構、地勢差異較大，且不同增量配網產業類型及用電結構差異較大，例如以金融、電商等輕資產、高附加值產業為主的增量配網園區和以有色金屬深加工為主的增量配網園區在供電可靠性、負荷特性、電價波動敏感性等方面的存在較大差異，核價是應予以區分。因此，在配電核價時可將特征相似的配電網劃為一類，引入標尺競爭理論進行核價，強化企業間橫向對比，以反映不同類型配電網的配電成本差異，保障配電價格的公平性。

（6）設計考慮分布式發電接入和負荷特性的配電價格結構。應考慮分布式發電接入對配電網電力需求、潮流結構、電能質量、成本構架等方面的影響，研究配電價格與分布式發電存在相互促進的動態匹配關系，構建計及分布式發電接入的配電價格定價體系，實現可再生能源發展與配電網業務放開的互促共贏。

同時，考慮配電網節點負荷類型的復雜多樣性（如季節性清潔供暖負荷、隨機性電動汽車充放電負荷等），從價格結構入手探討考慮負荷特性、容量備用等因素的多部制電價，提高配電價格靈活性和彈性，輔助解決配電成本公平分攤和交叉補貼問題。

（7）工業園區增量配網經營模式逐漸轉變。工業園區增量配網進入實體化運作后，主要通過配電價格、運維服務費獲取利潤，隨著后期配電網投資及運維費的增加，經營壓力較大。增量配網園區需要探尋新的運營思路，前期可以資產租賃的方式，合理分配現金和運營成本。工業園區對能源需求較大，且穩定、集中，可以與園區企業對接，發展冷、熱、電聯產的綜合能源服務模式，放眼清潔能源市場，在儲能、電動汽車增值服務等領域尋求機遇和發展。

（8）探索合理的存量資產與增量資產界定方法。資產范圍的合理界定是成本核算的前提。增量配電業務改革中存在各種各樣的復雜情形，未來不同情形下配網資產與存量資產的劃分判定、資產處置也將是重點探索的內容。