新乡增量配电有限公司

近日，国家发改委办公厅发布《关于进一步推进增量配电业务改革的通知（征求意见稿）》（下称《意见稿》）。在业内看来，《意见稿》出台是有效化解当前增量配电业务改革推进中存在的主要问题，加快推动售电侧改革。

记者从浙商证券获悉，开放增量市场竞争，以倒逼存量市场的改革，打破传统供配电业务由电网垄断的格局，有望成为推进我国电力体制改革实质性进展的又一大举措，促进新一轮配网设施建设，并降低终端用户用电成本、传递改革红利。

“《意见稿》出台说明国家相关部门对增量配电网试点工作的重视，同时也是促进增量配电业务的健康有序快速发展。” 华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏在接受记者采访时表示，“增量配电网建设和电力体制改革一脉相承，文件的出台可以说是对以往增量配电业务开展过程中出现的问题及时纠错和规范。”

“《意见稿》一出，增量配电业务的推进速度将超乎想象。毕竟这份文件把很多以往难以操作的地方扎扎实实地落在了文件上，以后开展工作将有法可依。”消息人士对记者透露。

《意见稿》首先进一步明确增量和存量的范围。其中划分为增量范围的有6类：已纳入省级或市级配电网规划，但尚未核准的配电网项目；电网企业已获项目核准，但在核准文件有效期内未开工建设的；电网企业不得未经核准擅自开工建设配电项目，违规建设配电项目不属于电网企业存量配电设施；处于试点项目内，电网企业已获核准并开工，但试点批复时实际完成投资不足10%的项目；由于历史原因，地方或者用户无偿移交给电网企业运营的配电设置，其资产权属关系依据相关法律确定后，可纳入增量配电业务试点；各地可根据需要，开展具备配电功能的规划内220千伏增量配电业务试点，试点范围不限于用户专用变压器。

《意见稿》中着重指出要进一步做好增量配电网规划工作，其中明确“地方能源主管部门切实履行规划管理职能；科学设定合理的规划范围；做好增量配电网规划的衔接协调工作；电网企业应按规定做好信息披露工作；加强对增量配电网接入公共电网管理以及建立规划实施检查、监督、评估、考核工作机制，确保规划有效执行。”

据记者了解，尽管第一批105个（后又增加1个）增量配电网试点项目早在2016年底即已出台，但在实施过程中，不少项目遭遇落地难，因涉及业主不确定、外部电网边界、电网接入、区域划分、信息资料不对称等问题停滞不前。

在吴俊宏看来，《意见稿》大篇幅地介绍前期规划工作，将规划提到很高的高度，其重要性由此可见。“只有将规划做好，才能进一步在经济性和技术性上有更明晰、更合理的可操作性方案，从而推进增量配电业务前进。”

此外，《意见稿》还就避免重复建设和存量资产投资浪费、鼓励电网存量资产参与增量配电业务改革试点、进一步规范增量配电网的投资建设与运营等做了进一步明确。

另据了解，继去年底第二批89个增量配电试点出台后，目前第三批试点名单已经确定，或将于近期公布。“目前企业申报、参与增量配电网的积极性很高，主要是看好未来的发展预期。”吴俊宏表示。

“随着区域划分办法和范围界定的落地明确，前期相关的主要争议内容已基本得到政策解决。后续，部分完成业主招标的增量配网试点项目将陆续进入核准、建设阶段。我们初步估计，第一批、第二批增量配网试点项目的落地实施，将在2-3年内拉动数百亿元的相关建设投入，且存在一定超预期空间。”浙商证券认为。

来源：中国能源报

增量配电网配电价的确定，既要参考已经出台的省级电网输配电价定价办法，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、引入社会资本的盈利性需求等。

来源：中国物价

鼓励社会资本有序投资、运营增量配电网是我国新一轮电改的重要内容之一。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。

我国增量配电网定价面临的挑战

(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。

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。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。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，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，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。

发达国家配电价格形成机制

目前，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

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。

关于我国增量配电网定价机制的建议

(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。

(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。

编辑：Eason

　　人民网北京3月21日电（陈孟）据国家发改委官网20日消息，为进一步推动增量配电业务改革，国家发展改革委、国家能源局制定了《增量配电业务配电区域划分实施办法（试行）》（以下简称《办法》），明确了划分原则、申请与办理、资产与用户、变更与管理等相关事项。

根据《办法》，配电区域划分应坚持公平公正、安全可靠、经济合理、界限清晰、责任明确的基本原则。增量配电业务应符合国家电力发展战略及产业政策，符合省级配电网规划，并满足国家和行业对电能配送的有关规定及标准要求。同时，配电区域划分应与国家能源政策相衔接。国家发展改革委、国家能源局公布的各类能源行业示范项目中已包含增量配电业务并明确供电范围的，配电区域原则上与其保持一致。

《办法》指出，鼓励以满足可再生能源就近消纳为主要目标的增量配电业务，支持依据其可再生能源供电范围、电力负荷等情况划分配电区域。不得依托燃煤自备电厂建设增量配 电网，防止以规避社会责任为代价营造成本优势。