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。

一、引言

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。

二、我国增量配电网配电价定价面临的挑战

(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。

三、发达国家配电价定价经验

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理，鼓励技术创新。4)价格应当透明、稳定，价格的变动应考虑到对利益相关者的影响。5)价格结构应该尽量简洁以减少交易成本，对所有零售商收取的价格应该是相同的。

不难看到，发达国家对配电价定价的原则可以概括为:1.配电价格应当反映提供配电服务的成本信息，引导经济资源有效配置。2.配电价格应当使得配电运营商能获取准许收入，保证配电网的可持续运营。3.价格应当透明、稳定、公平、简洁，不允许歧视性定价，尽量减少交叉补贴。

(二)发达国家配电价格形成机制

发达国家对输配电企业定价行为进行监管的常见方法有以下几种:

1.准许收益法

准许收益法是一种自下而上确定收益的方法，通过核定被监管企业的配电成本和规定其可获取的利润率确定其利润和价格，使企业能回收配电服务成本，使投资者获取稳定的收益，同时防止企业利用垄断地位对消费者征收高额配电费，是美国许多州的公用事业价格监管部门所采用的方法。按照此法，配电网的准许收入由准许成本、准许收益和价内税金三部分组成。

在准许收入的计算中，界定和核定有效资产的价值是基础。实践中监管者会根据准许收益率、资产基数和准许成本确定准许收入，用配电总准许收入除以总配电量可计算出配电价格水平。配电价格将根据实际情况进行定期或不定期调整以使实际配电收入等于准许收入。若成本出现较大的变化，也可对准许收入进行调整，配电价格相应发生变化。

2.收入上限法

收入上限法是基于激励管制理论的方法，在准许收入的计算和电价的制定过程上与准许收入法并无较大差异，其与准许收入法不同的地方在于对成本超支和节约的处理上。对于准许收入法，合理的成本可以记作其收入，由所有用户共同承担，而对于收入上限法，超出或节约的成本由配网企业自己承担。当实际成本低于收入上限时，配电公司获取利润，而当实际成本高于收入上限时配电公司要承担亏损，这样配电公司便有降低成本的激励。英国和澳大利亚采用的便是收入上限法。英国规定在一定的监管周期内，收入上限遵循p1=p0(1+RPI-x)的形式，即收入上限P1由约定的基期收入P0、通货膨胀率RPI和生产率因素x确定，直到下一个监管周期再重新设定参数。收入上限法存在的问题在于:当下一个监管周期来临时，配电公司有动力增加实际成本以避免新周期里收入上限的减少;对固定资产投资和创新性投资提供的激励较弱，有必要拉长监管周期(可长达5～8年)和给予额外的激励;此外，收入上限法对提高供电质量和服务质量方面的激励很有限，因此有必要配合以供电可靠性上的约束。

3.标杆法

Schleifer(1985)较早对标杆竞争进行了理论阐释，这种方法用行业或一组企业的平均成本而非企业自身的成本作为制定企业价格的依据，显著地降低了信息不对称问题。各个企业成为彼此的标杆对象，监管者通过比较各个企业的成本信息以确定所有企业可获得的收入水平。标杆法能提供降低成本的激励，当某企业降低了成本而其他企业没有降低成本时，该企业将获得收益，反之，如果该企业没有降低成本而其他企业降低了成本，则该企业会遭受损失。标杆法很少单独使用，而经常与价格上限或收益率监管相配合。英国有14家配电公司，因此监管机构可在配电公司之间进行成本和绩效的横向比较，以确定各企业可获取的最高收入，进而控制配电价格。瑞典也在配电价格监管中采用了标杆法。但标杆法的缺点在于各个企业可能是高度异质的，因而可能不存在现实意义上的标杆价格，同时企业也可达成合谋，导致标杆法失效。

(三)发达国家对分布式电源的定价实践

各个国家的配电网运营商对分布式电源的定价政策各异，但归纳起来涉及如下要素:

1.收费模式:

深层收费(deepging)、浅层收费(shallowging)和混合收费。所谓深层收费是指向分布式电源收取一次性的预付款，用于弥补接入配电网所带来的所有成本，包括接网费以及配电网的所有升级改造成本。而在浅层收费下分布式电源只需支付专用接网资产的成本，其他升级改造成本则通过向全体用户征收系统使用费来回收。混合收费模式则介于两者之间。英国14个配电网运营商，既有执行深层收费的也有执行浅层和混合收费的;美国各州对分布式电源均采取深层收费模式，荷兰对于小电厂采取浅层收费模式(尤培培，2015)。

2.收费灵活度:

可协商的还是标准化的。大的分布式电源对配电网具有较大影响，往往有与配电网协商确定最合适收费方案的需求，而小的分布式电源则为节省交易成本更乐于接受标准化方案。各国在收费灵活度上不同，澳大利亚新南威尔士州的灵活度较高，允许大的分布式电源与配电网运营商进行协商以确定成本或分享收益，而欧盟则更偏向标准化收费方案。

3.上网电价机制:

净电量计量还是购销分开计量。所谓净电量计量是指用户的发电量可以抵扣其用电量，按净电量结算费用，其隐含的上网电价等于销售电价。美国大部分电力公司均采用此计算方法。但是净电量计量加重了非分布式电源用户的固定成本分摊责任，造成交叉补贴问题。而购销分开计量是指用户从电网接入的电能和向电网注入的电能分别按照不同的价格进行结算，而后者的定价机制在各国也各不相同。例如，德国要求电力公司以固定费率购买经营区内的可再生能源或CHP电量，而新西兰的分布式电源则需与零售商协商确定上网定价。

四、关于我国增量配电网配电价定价的建议

(一)鼓励多样化的定价模式

增量配电网如何确定配电价可以参考已经出台的省级电网输配电价定价办法，但也要考虑到增量配电网与现有输配电网的差异性，包括受到新技术和新业态的冲击、可能采取配售一体化的商业模式以及引入的社会资本的盈利性需求等，使得增量配电网配电价定价不能完全照搬现有省级输配电价定价机制。各试点情况差异较大，定价机制不应该一刀切，应允许一定程度的差异化配电网定价，包括准许成本加合理收益法、标杆法和竞争方法等都可以考虑使用。

增量配电网配电价定价应满足以下要求:保证电力用户能以低廉的价格享受高质量的配电服务;保障配电网运营商可持续经营，并激励其努力降低成本;配电价格应反映各用户对配网成本的贡献，使电力用户能合理地选择配网接入点，优化配网运行效率。在符合上述要求的前提下，配电价格制定过程可因地制宜，配电成本分摊方案可以多样化，既可以按照配电量来分配成本，也可按照配电网最大峰荷时用户的容量需求来分配成本，既可以采用邮票法，也可采用包括节点定价法等在内的诸多方法。

(二)公平处理交叉补贴因素

需进一步厘清各类用户的交叉补贴情况，并将之内化在公网输电价中，在此基础上叠加配电价格，形成合理的输配电价格体系。增量配电网作为全社会电力服务体系的一个组成部分，也应该承担相关的电力普遍服务的社会责任，并通过适当的渠道和机制得到补偿。增量配电网的电力用户所承担或享受的交叉补贴应与省级电网输配电体系中的情况保持一致，避免用户为了逃避交叉补贴而选择接入增量配电网的制度套利情况发生。

为进一步阐释上述公平性原则，现举例进行说明。假设某增量配电网将在35kV电压等级为工业用户提供电量Q1和在220V电压等级为居民提供电量Q2。而在省级电网输配电体系中，工业用户是交叉补贴的提供方，其获取输配电服务的成本为a1(元/kWh)，实际缴纳的输配电价为a2，且a1b2。因此，该增量配电网电力用户实际应承担的净交叉补贴责任为(a2-a1)*Q1-(b1-b2)*Q2。增量配电网应向省级电网缴纳上述交叉补贴额，其准许收入相应上调，并将交叉补贴责任分配至工业用户和对居民提供补贴。

(三)探索分布式电源和增量配电网协同发展的定价模式

我国分布式电源的发展尚处在起步阶段，因而合理的收费模式对其发展非常重要，过重的收费可能会增加分布式电源的财务困难。因此，入网费、固定成本分摊费用减免政策在其发展初期有利于分布式电源的推广应用。但这种浅层收费方案削弱了提供给分布式电源接入配电网的位置价格信号，可能导致分布式电源非经济性接入配电网，最终提高电力用户的用电成本。因此，应承认分布式电源接入给配电网成本与收益带来的冲击，在未来合适的时机考虑对配电网中的分布式电源制定合理的配电系统使用费、配电网接入费和辅助服务费，体现其成本分摊责任。

对分布式电源进行成本分摊可考虑邮票法和源流分析法(孙轶环，2015)，收费的形式既可采取一次性收费方式也可采用逐年收费的方式，需根据各地实际情况确定。科学合理的定价模式应使得分布式电源输入电量与电力用户接出电量的行为能与配电网最优运行模式相契合，其大体应满足以下特征:对电力需求旺盛地区的分布式电源征收的费用应低于电力需求微弱的地区;对供电过剩地区的分布式电源征收的费用应高于供电不足地区;对于某些能降低配电网投资成本的分布式电源可以加以补偿;对于显著增加配网升级改造成本的分布式电源可令其承担主要成本。

此外，增量配电公司还应向分布式电源披露电力输入拥挤段的具体位置，与分布式电源达成缓解拥挤的方案，鼓励分布式电源根据电力需求的位置就近安置，使得在最大化推广可再生能源使用率的同时降低配电网运行成本。