增量配电网配电定价政策分析及发展风向预判

1、增量配电网配电定价政策分析及发展风向预判自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

2、，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20162120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

3、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201927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：管理赤法指导意见文洋性匠过渡专口企业定价自主性弱A琴算具体化弱-政府目田耗兰较注定论方法PE=P.rte-Pia招标走tfh准许在入法-知 曹很珀注、株尺完争法定游机制底府定龄A准许收入法，杯尺竟争法：藏脸定 卖iflfifr法：全业直主定们，政甫暨第通知A伏化A晋理A中招总定ffh准fA法1A 舂事促价法，拓

4、民法自M定价，改府株畛注：P配为配电价格，P本甄为用户宜接接入相同电压等级对应的现行省级电网输配龟价， P上汲为上一级电网输配电价，P配平均为配电区域配电价格平均值，P嗟为核定的配电倩格=）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

5、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。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

6、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

7、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

8、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

9、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）

10、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

11、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

12、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

13、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

14、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。序写省府时间政瓶文件定偷方注1山西20169290音案箔电力字201S1 MCJ号-定价方注与茜理办注一玮:;蜩讫记点,区域内舍电定业购电俏格：陪豆机句与成首理办法一-新；2湖南20L7年4月8宣祸本改抵湍（2017 317 号定价方;去与尾首埋办法一致J心算机需1 %成首理办法莎一玫，3201.7#5/!90苏政办发（2017） L10号配电价格景高昭帕首理，与指导音见为一致，定价方式；我励招标定价J笑具机制与唾管理办法矛一致，4山亲20LS2 月 日鲁发由经体：Z01B J 16口 号-配电价楮最高陶忻宦理，限价为现行省级电网同等狙电压

15、配电价格F定g式:招标定价，5福建201.3年4月日曰闽价商-20181 71 E3 -配电位书靛高限价篱理，与该指导首见一玮；-定价方式，招标定价、果高限价i去，G河南20181240魂室的始首（20LB10QQ-凯电俏格最高限折营埋,与 指导意见一或；定价方式：招标定伯.最高限价在；分布义市厨化交易宅星只季恒配电赛，不承担上蜩电厕输配电赞的分 推.；居弓和我业用户按省段由网僚售电伯和含睨硫.监硝.除尘、担洁净电 价的燃煤标杆电价之间的偷逐支何的前电倩；，采用,“两部制电伯与省蜗电网活尊，基本电愉标准枝省级电网在该增 昊酣电网所在川（县）域范围内对该培星配电两项目完成的专唳投资占省 汲电网和

16、增星配电网企业针对该招蚩:配电网的输配电0投资比例磺定O7四川20J 9年S：月吝日川发成坑格 E20L97Z配电馅格最高隅忻管理，与忒指导有见* 一迎？定时方陆：招标定侑 1F招标方式；成本节约企听和用户分享比例为】：1；竺算们制与指轻意见一款+8广酉WC19 年 4S24E1睦发改僭格知.20191 m龚号配电俏格联高鼠幼营理，与指导意见拿一勤项，定价方溢：招标京价、虽高限价，云，与省畿电网蜻照叫，配电网以粉点且务个电压等编接入上一级电网的， 按接人点升别计算电9责州项9左6月跖日黑发曲忻格201S ）5菲号配电价梧最高限位骨理，与移指导有见麟一致？-定价方法，招标定伯、易高限价洼！B?.

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18、取 的基本电肄不超辿无密电网上一平度大工业用尸平均废电星本电费的1- 1 信由12广东项9年9月1。日蜴发曲伯格弟（2019.1 32L9 号有畿电阿定业.与精皇配电向企丑如需开展购售也业号，双方曲在自愿平 等基础上，巡过协商、丽迫交曷等市场化方式确定购售电的电量桐价格等 问题，莎篇购售电戏方荟订长朗协议井建立相应的馅格调整机制自13陕西页13年月.卫日院建改忻格.2015 J 1237配电於搭最高医忻管理，与露指导葛见瞬一着项-定价方洼：招标定恰、诲高限价洼j-结篇相耕与态指导营见一致.14广东XCiM年IL月1曰空岌改包（2019） S号-酉己电忻格昆高限愉昔理,与指导点见，一- f忻方武

19、：招标定作.准井收入法：离许收入法参考了蕙省缭电用输配电的定价办法试行） ；空豆机制与安指导意见一致。15宁耳20： 9年11月1.朽曰宁麦改伯格尊 理 J （201.9 7：1 配电价格最高限价营理，与忒指导育见3致？，定汾方院：招标定fl、最高限价:;云J名凳机洞与指导有见为一致。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

20、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

21、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

22、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