鼓励社会资本有序投资、运营增量配电网是我国新一轮电力体制改革的重要内容之一。合理的增量配电网定价机制是实现合理引导和促进社会资本投资的关键。但目前我国增量配电网配电价定价机制尚不明确，交叉补贴的存在与分布式电源的发展更给合理定价带来挑战。本文在梳理发达国家配电价定价原则，介绍准许收入法、价格上限法和标杆法三种配网价格形成机制，总结发达国家分布式电源定价经验的基础上，针对增量配电网配电价定价模式选择、如何解决交叉补贴和分布式电源定价问题提出了三条政策建议。

　　2015年3月，中共中央、国务院印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)，开启了新一轮电力体制改革的序幕。中发9号文对增量配电网业务给予明确支持，“鼓励社会资本投资配电业务。按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，探索社会资本投资配电业务的有效途径。逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务”。从“增量”着手放开配电业务，这是改革的一个重要办法。增量配电业务通过引入新的业务主体，有利于创新配电网定价模式，提高投资和运行效率。同时，增量配电业务还可以与分布式电源、微电网等技术相结合，提高可再生能源在我国能源供给中的占比，降低CO2的排放和对化石能源的依赖度，这也正是我国能源政策所倡导的方向。

　　目前，国家发展改革委和国家能源局已确定了延庆智能配电网等106个项目为第一批增量配电业务改革试点。但是目前增量配电业务定价还没有出台细化的指导性意见。因此，亟需对增量配电业务定价进行理论分析，确定增量配电业务的定价原则和方法，以指导实际工作。

　　(一)增量配电网配电定价机制不明确

　　从2015年新一轮电改开始，我国输配电价改革已经取得了很大进展，出台了《输配电定价成本监审办法(试行)》《省级电网输配电价定价办法(试行)》两个重要文件，已经初步形成了输配电价定价机制和监管框架。省级输配电价按照“准许成本加合理收益”的原则定价。成本监审办法主要是审核电网企业历史上发生的成本，明确哪些成本能进入准许成本的范围，哪些支出不能够进入。定价办法是在准许成本基础上，考虑未来的新增投资，明确哪些投资能进入准许成本，如何提取收益。对于权益资本回报率以及债务资本的回报率怎么定，政府投资、接收用户资方投资的收益率如何核定，定价办法通过比较统一规范的定价参数给予规定(文华维，2017)。

　　在《有序放开配电网业务管理办法》中提到，增量配电由所在省(区、市)价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发展改革委备案。这意味着新增配电网如何定价虽然可以参考已经出台的省级电网输配电价定价办法，但缺乏可操作性。

　　《办法》同时还提到，“在配电价格核定前，暂按售电公司或电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。”但各地经济、地理和电网发展水平差别较大，以一刀切的方式确定价格可能出现即使增量配网以最高的效率运营，但电压差仍无法弥补成本的情况。例如，安徽省大部分配网是10千伏的，而有些园区本身接入电网的电压等级就是10千伏，没有电压差(曾惠娟、刘雪松，2017)。由于社会资本进入到增量配网领域是有盈利要求的，亏损将降低该领域对社会资本的吸引力，不利于放大国有资本和提升电网效率的改革初衷。

　　(二)如何处理与增量配电网相关的交叉补贴问题

　　长期以来，我国电价中的交叉补贴数额巨大且形式多样，包括用户类型之间、电压等级之间和地区之间等多种形式的交叉补贴。据叶泽等(2017)的测算，2016年全国交叉补贴数额可达到2072.9亿元，一般工商业和大工业提供的补贴程度分别为10.87%和6.06%，居民作为最大的被补贴方享受的补贴程度为21.48%。

　　由于销售电价本质上是由发电价、输电价、配电价、销售费用及其他税费构成的。而发电端和销售端定价市场化程度较高，发生的交叉补贴较少，因此，我国电价体系中的交叉补贴主要体现在输配电价上。以目前我国已公布的35kV省级电网输配电价为例(见图1)，可看到大工业输配电价平均比一般工商业低61%，而一些高耗能大工业的输配电价甚至更低，因此二者间可能存在交叉补贴。更显著的应当是发生在居民、农业用户与工业、工商业用户之间的交叉补贴。虽然目前没有对居民和农业用户单独测算输配电价，但从其销售电价可看出隐含输配电价低于实际成本。

　　由于存量电网中的输配电价是包含交叉补贴的，因此，如果不妥善处理好增量配电网价格中的交叉补贴问题，就可能造成同一地区同一电压等级且同一类型的电力用户因为是否接入增量配电网而面临不同的交叉补贴额，这将造成不公平的问题。实现对各类用户公平收费需首先摸清交叉补贴情况，将暗补变为明补，才能科学制定增量配电价格中的交叉补贴额。

　　(三)如何应对大量分布式电源和可再生能源接入配电网

　　随着传统能源供应的日渐紧张和环保压力的日益增大，可再生能源的开发利用受到越来越多的关注和重视，与之相适应的分布式发电技术也经历了快速的发展，配电网智能化势在必行。《可再生能源发展“十三五”规划》提出，到2020年，全部可再生能源的发电装机要达到6.8亿kW，发电量达到1.9万亿kWh，占全部发电量的27%。

　　大规模分布式电源和可再生能源接入配电网、多能互补项目接入配电网带来的系统源荷一体化会对配电网产生多种影响(鲍虎，2015)，包括影响配电网供电质量、影响配电网系统电压、增加网损等负面影响。那么配电网企业是否应该对分布式电源带来的辅助服务成本收取相应的费用?目前《分布式电源并网服务和管理意见》规定，分布式电源接入国家电网产生的辅助服务费用由国家电网承担。随着大规模分布式电源和可再生能源接入配电网，应考虑对增量配电网提供有效的激励，引导增量配电网积极接入分布式电源。

　　另外，如果按照“准许成本加合理收益”的原则定价，分布式电源通过直接向用户供电会减少增量配电网内的配电量，从而影响准许收入的回收。最后，传统配电网只是实现了电能由电网连接点传送至最终电力用户的单向过程，因此可用简单的邮票法对配电费用进行摊派。分布式电源出现后，配电网将对区域内的电源和负荷进行优化协调，配电网的潮流情况将发生改变，传统的定价模式面临挑战。

　　发达国家在长期的配电网定价监管实践中，形成了较为成熟的监管体系和价格形成机制，其交叉补贴问题较少，分布式电源定价经验较为丰富，可供我国借鉴。

　　(一)发达国家配电价定价原则

　　Strbac和Mutale(2005)总结了英国配电价定价原则:1)经济效率，配电价格反映用户给配网带来的成本;2)未来投资信号，鼓励有效投资抑制过度投资;3)满足收入要求，使得配网能正常运营;4)稳定和可预测的价格，使用户能做出投资决策;5)价格制定过程透明、可审计且具有一致性;6)价格具有可实施性。

　　澳大利亚《国家电力法》规定的定价原则包括:1)价格体现提供配电服务的长期边际成本。2)从同一类用户收取的收入应介于独供成本与可避免成本之间。所谓独供成本是指不考虑其他用户，单独为这类用户新建网络所需的成本;可避免成本是指如果不供给这类用户，电网能节省的成本。3)向个人收取的电费必须反映总有效成本，允许配电网回收准许收入，尽量避免扭曲有效使用网络的信号。4)配电网运营商应考虑变更价格目录可能对消费者造成的影响。

　　新西兰配电价定价原则如下:1)价格作为提供服务的经济成本信号，除非法规规定，应避免补贴;当电网容量有限时，价格应反映新建容量所带来的成本，当电网容量闲置，应降低价格增加电网使用率。2)在任何时候，价格都应反映配电网提供服务的可变成本，不变成本应该摊派至价格需求弹性较小的用户上。3)价格应当考虑到利益相关者的要求和环境。避免消费者非经济性的绕开;允许利益相关者在价格和质量间进行权衡取舍或达成非标准化协议;在网络经济性得到保障的情况下，鼓励投资于分布式电源和进行需求侧管