自2016年11月以来，国家发展改革委、国家能源局先后分四批次开展了380个增量配电网改革试点项目，增量配电业务改革“由点到面”逐步深化，有力地推进我国电力改革的进程。截止2019年12月31日，第五批试点已完成申报，正在积极评估中。

配电价格定价机制是增量配电业务改革成功与否的关键。现阶段我国配电价格定价机制仍处于初步探索阶段，尚未建立完全独立的配电定价机制。随着配电网业务逐步放开，增量配电网日渐增多，只有单独核定配电价格才能适应电力市场改革的需求。本文将深入分析我国配电价格定价现状及存在的问题，对国家和地方配电价格定价指导文件进行对比分析，并对我国配电定价发展风向进行预判。

一、我国配电价格定价现状及存在的问题

1.配电价格定价现状

2016年10月11日，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《有序放开配电网业务管理办法》（发改经体[2016]2120号）（以下简称《管理办法》），明确了增量配电网配电区域内用电价格组成、过渡期配电价格定价方法，为配电定价工作定原则、定方向、定步调；2018年1月3日，国家发展改革委发布了《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》（发改价格规﹝2017﹞2269号）（以下简称《指导意见》），该意见是我国出台的第一个针对配电定价的专门文件，明确了配电价格上限，细化配电价格定价办法，将价格调整和结算机制进一步具体化；2019年1月16日，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》（发改经体〔2019〕27号）（以下简称《通知》），该通知在指导意见的基础上，进一步优化配电价格约束机制，提高定价自主性、灵活性。

上述三个政策文件配电定价核心思想和递进关系如图1所示：

图1：配电定价文件核心思想及递进关系

省级价格主管部门核定配电价格时，应充分考虑本地区上网电价、省级电网输配电价、趸售电价、销售电价等现行电价，并结合地区经济发展需求、交叉补贴等情况，可招标方式或非招标方式。

招标方式的实质是通过市场化手段发现价格，投标价格要兼顾收益性和竞争力，促进投资者加强成本管理和造价管控，释放改革红利。

非招标方式主要有准许收入法、最高限价法和标尺竞争法。准许收入法实质是一种投资回报率管制法，可保证合理回报、降低企业风险，但易引致A-J效应，监管成本较高。最高限价法和标尺竞争法都是一种基于激励管制理论的定价方法，在价格测算上与准许收入法类似，但最高限价法对成本超支和节约采用一定激励机制，标尺竞争法则需要进一步将初步测算的价格与其他配电价格加权平均确定最终的配电价格。

2.配电定价问题分析

随着配电业务的逐渐放开和负荷类型的多样化，输配电价体系存在的不合理问题逐渐突显，主要体现在以下几个方面：

（1）配电价格脱离配电网实际成本形态。调研发现，大部分增量配电网配电价并未核定，仍采用《管理办法》中“高低电压价差”的定价方法。这种定价方法以省级输配电价为基础，脱离了配电网实际成本形态，无法体现配电区域用能水平的差异，更无法准确反映配电的真实价格，不利于配网放开业务的发展。

（2）现行配电定价模式下增量配电企业盈利空间或为零。“高低电压价差”定价模式下，价差是增量配电企业的重要收入来源，但目前试点项目很难通过价差收入在短期内形成合理收益。以某省输配电价为例，2019年该省一般工商业用110kV和10kV价差为0.03元/kWh，220kV和10kV价差为0.035元/kWh，可见配电网接入公网电压等级越低，配电网配电价格越低，增量配电网投资越难收回。如果增量配电网未建设高电压等级变电站设施时，甚至会出现电压等级价差之差为零的情况，投资业主可能面临亏本运行。

（3）配电定价尚无可依托的配电成本监审办法。就省级电网输配电价而言，成本监审办法比定价办法先行颁布作为定价政策依据。《指导意见》出台已经两年多，配电价格监审办法迟迟未发布，少数采用“准许收入法”定价的省份其配电网准许收入的核算仍参考《省级电网输配电价定价办法》。但是，增量配电网电压层级多、供电范围小、负荷类型复杂，配电资产存在增量、存量分割难的问题，输配电价定价方法对折旧费、运行维护费等参数核定方法不一定适用于增量配电网，核定的配电价格缺乏科学性。

（4）现行配电定价方法未体现不同增量配电网间的差异性。由于配电网地理位置差异，不同配电区域负荷水平、配电成本、配电量预测存在差异，不同配电网的投资建设成本必然不同。不同经济发展水平地区之间的电网拓扑结构不一致，对配电网运营水平的要求也各异，而现行配电定价办法未做到差别定价。

（5）配电资产增量、存量分割难，实际配电成本核定困难。采用准许收入法确定增量配电网配电价格时，有效资产体量直接决定准许收入水平，而存量、增量资产划分界面及划分方式以及增量资产价值是否准确评估都决定了有效资产体量的大小。《增量配电业务配电区域划分实施办法(试行)》（发改能源规〔2018〕424号）指出存量资产可以通过“资产入股、出售、产权置换及租赁方式”进行处置，电网企业可以“将存量资产以资产入股及折价转让的方式参与增量试点”。

但是在具体实施过程中，由于核准时间、历史原因、用户现实用电需求等因素，存在核准未建、核准已建、核准在建、未核准抢建，以及增量配电区域内有存量资产、增量资产并存等各种情况，导致资产界定困难重重。

（6）未考虑分布式电源、季节性负荷对配电价格的影响。分布式发电在配网侧渗透率逐渐增大，对配电网电能指标、负荷特性和成本构架影响较大，给配电网电能质量和电网安全带来诸多复杂性和不确定性。季节性负荷（如清洁供暖）波动也会给配电网辅助服务、电力需求侧管理、容量管理等带来额外建设投入或运行成本，因此分布式电源、季节性负荷接入配电网后，在成本分摊上应予以特殊考虑，而当前配电定价尚未考虑上述因素的影响。

（7）配电费中交叉补贴问题无法单方面解决。交叉补贴脱离输配电实际成本，是一种反市场行为，却是电力市场过渡阶段的折中方案。由于交叉补贴的存在，省级电网输配电价以及不同电价等级间的价差较低，“高低电压价差”的定价方式强烈压制着配电价格。

配电业务放开后，输电网、存量配电网的交叉补贴仍然存在，如果增量配电网单方面取消交叉补贴，可能出现工商业用户抢入、居民用户抢出的情况，必然导致社会经济不稳定。现阶段增量配电网应与省级电网相同的原则和标准承担政策性交叉补贴，与输电网和存量配电网动作一致，交叉补贴仍无法单方面取消。

二、地方性配电定价指导文件分析

为推动增量配电业务改革试点工作，部分省市围绕《指导意见》和《管理办法》，结合各地方实际情况，出台了地方性配电价格管理指导文件（见表1），对配电价格落地给予一定的指导。

从价格管理来看，配电价格执行最高限价管理,配电价格上限不得高于用户直接接入相同电压等级对应的现行省级电网输配电价与上一级电网输配电价的价差，这与《指导意见》保持一致。

从定价方法来看，定价方法主要为“招标定价”和“最高限价法”，最高限价一般与配电价格上限一致，但海南省和山东省另行规定。海南省明确，先按照“准许成本加合理收益”的方法测算某个配电网的配电价格，再参照其他具有可比性的配电网配电价格，结合供电可靠性、服务质量等绩效考核指标，确定该配电网的配电最高限价，山东省则以山东电网配电价格为最高上限。广东具备成本监审条件，因此对于非市场化方式确定投资主体的配电网项目配电价格采用“准许收入法”制定。

从配电费结算来看，配电网与省级电网之间的结算可自主选择分类结算或综合结算的方式，这与《指导意见》保持一致，河南省、贵州省另有补充规定。河南省规定，当采用“两部制”电价与省级电网结算，基本电价标准按省级电网在该增量配电网所在市(县)域范围内对该增量配电网项目完成的专项投资占省级电网和增量配电网企业针对该增量配电网的输配电总投资比例确定；贵州省规定，配电网按两部制电价支付输配电费，电度电价按接入省级电网电压等级对应的输配电度电价执行，基本电费统一折算为每千瓦时3.2分钱。

其他方面，河南省采用居民和农业用户按省级电网销售电价和含脱硫、脱硝、除尘、超洁净电价的燃煤标杆电价之间的价差支付输配电价；贵州省、河南省明确配电区域内分布式电源、非水可再生能源或既有小水电发电项目参与市场化交易的配电价格不承担上级电网输配电费的分摊。

通过对近四年各省市配电定价地方文件的梳理和对比发现，大部分省市都积极贯彻执行《管理办法》和《指导意见》主要思想，并结合地区实际情况予以侧重和创新，但仍存在一些问题。如，未对《通知》做出实质性响应，配网运营商定价自主性和灵活性不足；部分省市尚未出台配电定价指导文件，部分条款科学性、专业性有待考究；定价办法和结算机制未真正考量增量配网运营实际情况，突破性和实操性不足，无法满足各地区增量配电网改革的需求。

三、配电定价发展风向预判

我国当前电力体制改革的中心任务之一是放开配电业务，将配电价格从输配电价定价体系中剥离，构建与中国经济环境和电力市场环境相契合的独立的配电价格定价体系。结合我国存在的问题以各地区配电定价政策现状，未来配电定价发展方向主要有以下几个方面：

（1）配电价格定价配套文件进一步完善。一方面，应督促未出台配电定价指导文件的省市尽快出台相关文件并贯彻执行，以指导各地区增量配电网试点项目定价；另一方面，国家层面应出台独立的配电定价成本监审办法，充分考虑配电资产折旧、配电网在检修检测、资产类别、临时用工需求、主体的权利和义务等方面独特性；此外，应立足增量配电网运营实际情况，论证配电定价方法的科学性、专业性和实操性并加以完善优化，突破配电网发展瓶颈，切实推进增量配电网改革。

（2）尽快配电价格的独立核价、自主定价。在过渡阶段，招标定价法和最高限价法无疑是较好的缓冲方案，但这种定价机制下，配网区域内同一电压等级电力用户配电价格相同，未考虑配电网资产体量和运营成本，也未考虑不同用能特性用户之间成本分摊的差异性。从价格形成和成本传导机制来看，基于成本动因的准许收入法是最好的选择。

建议由价格主管部门核定配电网准许成本和配电量，确定合理回报率，实现独立核价；配电企业测算向电力用户提供的配网接出工程投资及运维成本、配电共用网络投资及运维成本，自主确定准许成本分摊原则，形成差别配电价格，实现自主定价，既能保证配电服务成本的全覆盖，又能实现用户间成本的公平分摊。

（3）并重考虑收益率型和激励型定价方法。收益率型定价方法可保证成本的完全回收，有利于实现财务的可持续性，增强投资者信心。激励型定价方法具有较高的激励效率，但是效率因子和初始收入的确定需要大量精力投入。建议配电定价初期采用基于收益率的定价方法（如准许收入法），调动社会资本投资配电网的积极性，且便于监管。在积累大量数据和经验后，后期逐渐过渡到激励性定价方法（如收入上限法、标尺竞争法），刺激配电企业降本增效。

（4）循序渐进升级成本分摊方法。配电网节点较多，覆盖范围小，配电成本分摊应更注重简单易行、合理适用。在配电定价体系建设初期，可采用可操作性强的综合成本法分摊配电成本，暂不考虑成本外因素，以实现收支平衡，激活社会资本投资积极性。后期可逐步向边际成本法过渡，考虑配电距离、用户负荷特性、扩容等因素的影响，保证配电成本在新用户与老用户、远距离用户与近距离用户、清洁供暖用户与非清洁供暖用户等不同类型用户之间的公平合理分摊，为电力用户提供明确的位置信号，引导电力用户前期决策。

（5）发展分区定价，分类核价。不同地区能源、负荷结构、地势差异较大，且不同增量配网产业类型及用电结构差异较大，例如以金融、电商等轻资产、高附加值产业为主的增量配网园区和以有色金属深加工为主的增量配网园区在供电可靠性、负荷特性、电价波动敏感性等方面的存在较大差异，核价是应予以区分。因此，在配电核价时可将特征相似的配电网划为一类，引入标尺竞争理论进行核价，强化企业间横向对比，以反映不同类型配电网的配电成本差异，保障配电价格的公平性。

（6）设计考虑分布式发电接入和负荷特性的配电价格结构。应考虑分布式发电接入对配电网电力需求、潮流结构、电能质量、成本构架等方面的影响，研究配电价格与分布式发电存在相互促进的动态匹配关系，构建计及分布式发电接入的配电价格定价体系，实现可再生能源发展与配电网业务放开的互促共赢。

同时，考虑配电网节点负荷类型的复杂多样性（如季节性清洁供暖负荷、随机性电动汽车充放电负荷等），从价格结构入手探讨考虑负荷特性、容量备用等因素的多部制电价，提高配电价格灵活性和弹性，辅助解决配电成本公平分摊和交叉补贴问题。

（7）工业园区增量配网经营模式逐渐转变。工业园区增量配网进入实体化运作后，主要通过配电价格、运维服务费获取利润，随着后期配电网投资及运维费的增加，经营压力较大。增量配网园区需要探寻新的运营思路，前期可以资产租赁的方式，合理分配现金和运营成本。工业园区对能源需求较大，且稳定、集中，可以与园区企业对接，发展冷、热、电联产的综合能源服务模式，放眼清洁能源市场，在储能、电动汽车增值服务等领域寻求机遇和发展。

（8）探索合理的存量资产与增量资产界定方法。资产范围的合理界定是成本核算的前提。增量配电业务改革中存在各种各样的复杂情形，未来不同情形下配网资产与存量资产的划分判定、资产处置也将是重点探索的内容。