鼓勵社會資本有序投資、運營增量配電網是我國新一輪電力體制改革的重要內容之一。合理的增量配電網定價機制是實現合理引導和促進社會資本投資的關鍵。但目前我國增量配電網配電價定價機制尚不明確，交叉補貼的存在與分布式電源的發展更給合理定價帶來挑戰。本文在梳理發達國家配電價定價原則，介紹準許收入法、價格上限法和標桿法三種配網價格形成機制，總結發達國家分布式電源定價經驗的基礎上，針對增量配電網配電價定價模式選擇、如何解決交叉補貼和分布式電源定價問題提出了三條政策建議。

一、引言

2015年3月，中共中央、國務院印發了《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發[2015]9號)，開啟了新一輪電力體制改革的序幕。中發9號文對增量配電網業務給予明確支持，“鼓勵社會資本投資配電業務。按照有利于促進配電網建設發展和提高配電運營效率的要求，探索社會資本投資配電業務的有效途徑。逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務，鼓勵以混合所有制方式發展配電業務”。從“增量”著手放開配電業務，這是改革的一個重要辦法。增量配電業務通過引入新的業務主體，有利于創新配電網定價模式，提高投資和運行效率。同時，增量配電業務還可以與分布式電源、微電網等技術相結合，提高可再生能源在我國能源供給中的占比，降低CO2的排放和對化石能源的依賴度，這也正是我國能源政策所倡導的方向。

目前，國家發展改革委和國家能源局已確定了延慶智能配電網等106個項目為第一批增量配電業務改革試點。但是目前增量配電業務定價還沒有出臺細化的指導性意見。因此，亟需對增量配電業務定價進行理論分析，確定增量配電業務的定價原則和方法，以指導實際工作。

二、我國增量配電網配電價定價面臨的挑戰

(一)增量配電網配電定價機制不明確

從2015年新一輪電改開始，我國輸配電價改革已經取得了很大進展，出臺了《輸配電定價成本監審辦法(試行)》《省級電網輸配電價定價辦法(試行)》兩個重要文件，已經初步形成了輸配電價定價機制和監管框架。省級輸配電價按照“準許成本加合理收益”的原則定價。成本監審辦法主要是審核電網企業歷史上發生的成本，明確哪些成本能進入準許成本的范圍，哪些支出不能夠進入。定價辦法是在準許成本基礎上，考慮未來的新增投資，明確哪些投資能進入準許成本，如何提取收益。對于權益資本回報率以及債務資本的回報率怎么定，政府投資、接收用戶資方投資的收益率如何核定，定價辦法通過比較統一規范的定價參數給予規定(文華維，2017)。

在《有序放開配電網業務管理辦法》中提到，增量配電由所在省(區、市)價格主管部門依據國家輸配電價改革有關規定制定，并報國家發展改革委備案。這意味著新增配電網如何定價雖然可以參考已經出臺的省級電網輸配電價定價辦法，但缺乏可操作性。

《辦法》同時還提到，“在配電價格核定前，暫按售電公司或電力用戶接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價扣減該配電網接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價執行。”但各地經濟、地理和電網發展水平差別較大，以一刀切的方式確定價格可能出現即使增量配網以最高的效率運營，但電壓差仍無法彌補成本的情況。例如，安徽省大部分配網是10千伏的，而有些園區本身接入電網的電壓等級就是10千伏，沒有電壓差(曾惠娟、劉雪松，2017)。由于社會資本進入到增量配網領域是有盈利要求的，虧損將降低該領域對社會資本的吸引力，不利于放大國有資本和提升電網效率的改革初衷。

(二)如何處理與增量配電網相關的交叉補貼問題

長期以來，我國電價中的交叉補貼數額巨大且形式多樣，包括用戶類型之間、電壓等級之間和地區之間等多種形式的交叉補貼。據葉澤等(2017)的測算，2016年全國交叉補貼數額可達到2072.9億元，一般工商業和大工業提供的補貼程度分別為10.87%和6.06%，居民作為最大的被補貼方享受的補貼程度為21.48%。

由于銷售電價本質上是由發電價、輸電價、配電價、銷售費用及其他稅費構成的。而發電端和銷售端定價市場化程度較高，發生的交叉補貼較少，因此，我國電價體系中的交叉補貼主要體現在輸配電價上。以目前我國已公布的35kV省級電網輸配電價為例(見圖1)，可看到大工業輸配電價平均比一般工商業低61%，而一些高耗能大工業的輸配電價甚至更低，因此二者間可能存在交叉補貼。更顯著的應當是發生在居民、農業用戶與工業、工商業用戶之間的交叉補貼。雖然目前沒有對居民和農業用戶單獨測算輸配電價，但從其銷售電價可看出隱含輸配電價低于實際成本。

由于存量電網中的輸配電價是包含交叉補貼的，因此，如果不妥善處理好增量配電網價格中的交叉補貼問題，就可能造成同一地區同一電壓等級且同一類型的電力用戶因為是否接入增量配電網而面臨不同的交叉補貼額，這將造成不公平的問題。實現對各類用戶公平收費需首先摸清交叉補貼情況，將暗補變為明補，才能科學制定增量配電價格中的交叉補貼額。

(三)如何應對大量分布式電源和可再生能源接入配電網

隨著傳統能源供應的日漸緊張和環保壓力的日益增大，可再生能源的開發利用受到越來越多的關注和重視，與之相適應的分布式發電技術也經歷了快速的發展，配電網智能化勢在必行。《可再生能源發展“十三五”規劃》提出，到2020年，全部可再生能源的發電裝機要達到6.8億kW，發電量達到1.9萬億kWh，占全部發電量的27%。

大規模分布式電源和可再生能源接入配電網、多能互補項目接入配電網帶來的系統源荷一體化會對配電網產生多種影響(鮑虎，2015)，包括影響配電網供電質量、影響配電網系統電壓、增加網損等負面影響。那么配電網企業是否應該對分布式電源帶來的輔助服務成本收取相應的費用?目前《分布式電源并網服務和管理意見》規定，分布式電源接入國家電網產生的輔助服務費用由國家電網承擔。隨著大規模分布式電源和可再生能源接入配電網，應考慮對增量配電網提供有效的激勵，引導增量配電網積極接入分布式電源。

另外，如果按照“準許成本加合理收益”的原則定價，分布式電源通過直接向用戶供電會減少增量配電網內的配電量，從而影響準許收入的回收。最后，傳統配電網只是實現了電能由電網連接點傳送至最終電力用戶的單向過程，因此可用簡單的郵票法對配電費用進行攤派。分布式電源出現后，配電網將對區域內的電源和負荷進行優化協調，配電網的潮流情況將發生改變，傳統的定價模式面臨挑戰。

三、發達國家配電價定價經驗

發達國家在長期的配電網定價監管實踐中，形成了較為成熟的監管體系和價格形成機制，其交叉補貼問題較少，分布式電源定價經驗較為豐富，可供我國借鑒。

(一)發達國家配電價定價原則

Strbac和Mutale(2005)總結了英國配電價定價原則:1)經濟效率，配電價格反映用戶給配網帶來的成本;2)未來投資信號，鼓勵有效投資抑制過度投資;3)滿足收入要求，使得配網能正常運營;4)穩定和可預測的價格，使用戶能做出投資決策;5)價格制定過程透明、可審計且具有一致性;6)價格具有可實施性。

澳大利亞《國家電力法》規定的定價原則包括:1)價格體現提供配電服務的長期邊際成本。2)從同一類用戶收取的收入應介于獨供成本與可避免成本之間。所謂獨供成本是指不考慮其他用戶，單獨為這類用戶新建網絡所需的成本;可避免成本是指如果不供給這類用戶，電網能節省的成本。3)向個人收取的電費必須反映總有效成本，允許配電網回收準許收入，盡量避免扭曲有效使用網絡的信號。4)配電網運營商應考慮變更價格目錄可能對消費者造成的影響。

新西蘭配電價定價原則如下:1)價格作為提供服務的經濟成本信號，除非法規規定，應避免補貼;當電網容量有限時，價格應反映新建容量所帶來的成本，當電網容量閑置，應降低價格增加電網使用率。2)在任何時候，價格都應反映配電網提供服務的可變成本，不變成本應該攤派至價格需求彈性較小的用戶上。3)價格應當考慮到利益相關者的要求和環境。避免消費者非經濟性的繞開;允許利益相關者在價格和質量間進行權衡取舍或達成非標準化協議;在網絡經濟性得到保障的情況下，鼓勵投資于分布式電源和進行需求側管理，鼓勵技術創新。4)價格應當透明、穩定，價格的變動應考慮到對利益相關者的影響。5)價格結構應該盡量簡潔以減少交易成本，對所有零售商收取的價格應該是相同的。

不難看到，發達國家對配電價定價的原則可以概括為:1.配電價格應當反映提供配電服務的成本信息，引導經濟資源有效配置。2.配電價格應當使得配電運營商能獲取準許收入，保證配電網的可持續運營。3.價格應當透明、穩定、公平、簡潔，不允許歧視性定價，盡量減少交叉補貼。

(二)發達國家配電價格形成機制

發達國家對輸配電企業定價行為進行監管的常見方法有以下幾種:

1.準許收益法

準許收益法是一種自下而上確定收益的方法，通過核定被監管企業的配電成本和規定其可獲取的利潤率確定其利潤和價格，使企業能回收配電服務成本，使投資者獲取穩定的收益，同時防止企業利用壟斷地位對消費者征收高額配電費，是美國許多州的公用事業價格監管部門所采用的方法。按照此法，配電網的準許收入由準許成本、準許收益和價內稅金三部分組成。

在準許收入的計算中，界定和核定有效資產的價值是基礎。實踐中監管者會根據準許收益率、資產基數和準許成本確定準許收入，用配電總準許收入除以總配電量可計算出配電價格水平。配電價格將根據實際情況進行定期或不定期調整以使實際配電收入等于準許收入。若成本出現較大的變化，也可對準許收入進行調整，配電價格相應發生變化。

2.收入上限法

收入上限法是基于激勵管制理論的方法，在準許收入的計算和電價的制定過程上與準許收入法并無較大差異，其與準許收入法不同的地方在于對成本超支和節約的處理上。對于準許收入法，合理的成本可以記作其收入，由所有用戶共同承擔，而對于收入上限法，超出或節約的成本由配網企業自己承擔。當實際成本低于收入上限時，配電公司獲取利潤，而當實際成本高于收入上限時配電公司要承擔虧損，這樣配電公司便有降低成本的激勵。英國和澳大利亞采用的便是收入上限法。英國規定在一定的監管周期內，收入上限遵循p1=p0(1+RPI-x)的形式，即收入上限P1由約定的基期收入P0、通貨膨脹率RPI和生產率因素x確定，直到下一個監管周期再重新設定參數。收入上限法存在的問題在于:當下一個監管周期來臨時，配電公司有動力增加實際成本以避免新周期里收入上限的減少;對固定資產投資和創新性投資提供的激勵較弱，有必要拉長監管周期(可長達5～8年)和給予額外的激勵;此外，收入上限法對提高供電質量和服務質量方面的激勵很有限，因此有必要配合以供電可靠性上的約束。

3.標桿法

Schleifer(1985)較早對標桿競爭進行了理論闡釋，這種方法用行業或一組企業的平均成本而非企業自身的成本作為制定企業價格的依據，顯著地降低了信息不對稱問題。各個企業成為彼此的標桿對象，監管者通過比較各個企業的成本信息以確定所有企業可獲得的收入水平。標桿法能提供降低成本的激勵，當某企業降低了成本而其他企業沒有降低成本時，該企業將獲得收益，反之，如果該企業沒有降低成本而其他企業降低了成本，則該企業會遭受損失。標桿法很少單獨使用，而經常與價格上限或收益率監管相配合。英國有14家配電公司，因此監管機構可在配電公司之間進行成本和績效的橫向比較，以確定各企業可獲取的最高收入，進而控制配電價格。瑞典也在配電價格監管中采用了標桿法。但標桿法的缺點在于各個企業可能是高度異質的，因而可能不存在現實意義上的標桿價格，同時企業也可達成合謀，導致標桿法失效。

(三)發達國家對分布式電源的定價實踐

各個國家的配電網運營商對分布式電源的定價政策各異，但歸納起來涉及如下要素:

1.收費模式:

深層收費(deepging)、淺層收費(shallowging)和混合收費。所謂深層收費是指向分布式電源收取一次性的預付款，用于彌補接入配電網所帶來的所有成本，包括接網費以及配電網的所有升級改造成本。而在淺層收費下分布式電源只需支付專用接網資產的成本，其他升級改造成本則通過向全體用戶征收系統使用費來回收。混合收費模式則介于兩者之間。英國14個配電網運營商，既有執行深層收費的也有執行淺層和混合收費的;美國各州對分布式電源均采取深層收費模式，荷蘭對于小電廠采取淺層收費模式(尤培培，2015)。

2.收費靈活度:

可協商的還是標準化的。大的分布式電源對配電網具有較大影響，往往有與配電網協商確定最合適收費方案的需求，而小的分布式電源則為節省交易成本更樂于接受標準化方案。各國在收費靈活度上不同，澳大利亞新南威爾士州的靈活度較高，允許大的分布式電源與配電網運營商進行協商以確定成本或分享收益，而歐盟則更偏向標準化收費方案。

3.上網電價機制:

凈電量計量還是購銷分開計量。所謂凈電量計量是指用戶的發電量可以抵扣其用電量，按凈電量結算費用，其隱含的上網電價等于銷售電價。美國大部分電力公司均采用此計算方法。但是凈電量計量加重了非分布式電源用戶的固定成本分攤責任，造成交叉補貼問題。而購銷分開計量是指用戶從電網接入的電能和向電網注入的電能分別按照不同的價格進行結算，而后者的定價機制在各國也各不相同。例如，德國要求電力公司以固定費率購買經營區內的可再生能源或CHP電量，而新西蘭的分布式電源則需與零售商協商確定上網定價。

四、關于我國增量配電網配電價定價的建議

(一)鼓勵多樣化的定價模式

增量配電網如何確定配電價可以參考已經出臺的省級電網輸配電價定價辦法，但也要考慮到增量配電網與現有輸配電網的差異性，包括受到新技術和新業態的沖擊、可能采取配售一體化的商業模式以及引入的社會資本的盈利性需求等，使得增量配電網配電價定價不能完全照搬現有省級輸配電價定價機制。各試點情況差異較大，定價機制不應該一刀切，應允許一定程度的差異化配電網定價，包括準許成本加合理收益法、標桿法和競爭方法等都可以考慮使用。

增量配電網配電價定價應滿足以下要求:保證電力用戶能以低廉的價格享受高質量的配電服務;保障配電網運營商可持續經營，并激勵其努力降低成本;配電價格應反映各用戶對配網成本的貢獻，使電力用戶能合理地選擇配網接入點，優化配網運行效率。在符合上述要求的前提下，配電價格制定過程可因地制宜，配電成本分攤方案可以多樣化，既可以按照配電量來分配成本，也可按照配電網最大峰荷時用戶的容量需求來分配成本，既可以采用郵票法，也可采用包括節點定價法等在內的諸多方法。

(二)公平處理交叉補貼因素

需進一步厘清各類用戶的交叉補貼情況，并將之內化在公網輸電價中，在此基礎上疊加配電價格，形成合理的輸配電價格體系。增量配電網作為全社會電力服務體系的一個組成部分，也應該承擔相關的電力普遍服務的社會責任，并通過適當的渠道和機制得到補償。增量配電網的電力用戶所承擔或享受的交叉補貼應與省級電網輸配電體系中的情況保持一致，避免用戶為了逃避交叉補貼而選擇接入增量配電網的制度套利情況發生。

為進一步闡釋上述公平性原則，現舉例進行說明。假設某增量配電網將在35kV電壓等級為工業用戶提供電量Q1和在220V電壓等級為居民提供電量Q2。而在省級電網輸配電體系中，工業用戶是交叉補貼的提供方，其獲取輸配電服務的成本為a1(元/kWh)，實際繳納的輸配電價為a2，且a1b2。因此，該增量配電網電力用戶實際應承擔的凈交叉補貼責任為(a2-a1)*Q1-(b1-b2)*Q2。增量配電網應向省級電網繳納上述交叉補貼額，其準許收入相應上調，并將交叉補貼責任分配至工業用戶和對居民提供補貼。

(三)探索分布式電源和增量配電網協同發展的定價模式

我國分布式電源的發展尚處在起步階段，因而合理的收費模式對其發展非常重要，過重的收費可能會增加分布式電源的財務困難。因此，入網費、固定成本分攤費用減免政策在其發展初期有利于分布式電源的推廣應用。但這種淺層收費方案削弱了提供給分布式電源接入配電網的位置價格信號，可能導致分布式電源非經濟性接入配電網，最終提高電力用戶的用電成本。因此，應承認分布式電源接入給配電網成本與收益帶來的沖擊，在未來合適的時機考慮對配電網中的分布式電源制定合理的配電系統使用費、配電網接入費和輔助服務費，體現其成本分攤責任。

對分布式電源進行成本分攤可考慮郵票法和源流分析法(孫軼環，2015)，收費的形式既可采取一次性收費方式也可采用逐年收費的方式，需根據各地實際情況確定。科學合理的定價模式應使得分布式電源輸入電量與電力用戶接出電量的行為能與配電網最優運行模式相契合，其大體應滿足以下特征:對電力需求旺盛地區的分布式電源征收的費用應低于電力需求微弱的地區;對供電過剩地區的分布式電源征收的費用應高于供電不足地區;對于某些能降低配電網投資成本的分布式電源可以加以補償;對于顯著增加配網升級改造成本的分布式電源可令其承擔主要成本。此外，增量配電公司還應向分布式電源披露電力輸入擁擠段的具體位置，與分布式電源達成緩解擁擠的方案，鼓勵分布式電源根據電力需求的位置就近安置，使得在最大化推廣可再生能源使用率的同時降低配電網運行成本。