北极星太阳能光伏网讯:设计良好的配电价格机制，能吸引社会资本参与配电网的投资和建设，能激励配电网运营主体提升服务质量、降低供电成本，创新业务模式，能进而推动能源革命。

　　配电业务放开，是本轮电力体制改革的亮点之一。此项改革不仅有利于形成更多的售电主体，打破原电网企业统购统销的垄断局面，促进电力市场的形成和发展（即“放开两头”），也有利于形成一些独立的配电业务经营主体，和原电网企业的配电部门开展标尺竞争，有利于提升对原电网企业的有效监管（即“管住中间”）。

　　配电价格机制，是增量配电业务改革能顺利推进所需的关键制度设计之一。设计良好的配电价格机制，能吸引社会资本参与配电网的投资和建设，能激励配电网运营主体提升服务质量、降低供电成本，创新业务模式，能进而推动能源革命。

　　在《有序放开配电网业务管理办法》印发一年多后，2017年底国家发改委印发了《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》（以下简称《指导意见》），为各省区制定增量配电网配电价格机制提供了原则性的指导。

　　在随后的两年多时间里，随着增量配电业务改革试点项目的陆续落地，部分省区相继出台了当地的配电价格机制。

　　然而，已出台的大部分配电价格机制基本上只是照搬了《指导意见》中的部分条款，回避了增量配电业务改革试点项目普遍面临的实际困难，对增量配电业务改革缺乏实际指导意义；只有少数几个配电价格机制针对试点项目的实际困难提出了一些应对措施：

　　在各地已出台的配电价格机制中，除了广东省明确选择“准许收入法“之外，大部分省区直接将省级电网输配电价在电压等级之间的价差作为配电价格的上限，完全没有考虑配电价格的形成机制，也不管价差是否足够配电网企业收回合理成本（或者是否获得了超额利润）。

　　其中部分省区还给这种做法冠以“限价法”的名称。实际上，省级电网输配电价在电压等级间的价差，只是一个边界“约束”，缺少配电价格形成机制，根本不能算作一种定价方法。

　　当前，已正式运营的增量配电网和省级电网之间的主流结算方式是“综合结算”方式，即把增量配电网看作一个大工业电力用户。这种方式被广泛质疑，有不少学者认为增量配电网不是用户，而是电网，和省级电网之间是平等的关系。

　　部分增量配电网和省级电网之间采用“分类结算”方式，但各地出台的配电价格机制中缺少一些具体配套措施，诸多问题未能有效解决，如居民和农业用电没有价差、省级电网输配电价缺少高电压等级一般工商业用电价格、基本电费的收费基数超过大工业用电等。

　　还有少数省区的增量配电网与省级电网之间采用了趸售结算，由此也带来了一般工商业电价连续降低之后的购销价格倒挂等一系列问题。

　　各省区已出台的价格机制都限制了配电价格不能超过省级电网输配电价的电压等级间差价。这是《指导意见》的要求，本身并没有问题。但将差价作为配电价格的上限需要一个前提条件，那就是电压等级间的差价需要反映实际成本。然而，这个前提条件在当前大部分省区都不满足：由于电压等级间存在严重的交叉补贴，省级电网输配电价电压等级间差价普遍过低。

　　《指导意见》预见到了这个问题，并提出了解决方案：“不同电压等级输配电价与实际成本差异过大的，省级价格主管部门可根据实际情况，向国务院价格主管部门申请调整省级电网输配电价结构”。但这个解决方案基本上不具备可操作性，这两年内没有任何一个省区据此调整了省级电网输配电价的结构。

　　这个问题造成了绝大部分增量配电网无法回收投资和运营成本，从而直接影响了社会资本对参与配电网建设和运营的积极性，进而阻碍了增量配电业务改革的顺利推进。

　　为了引导增量配电网企业提升投资和运营效率，提升供电质量和服务质量，创新服务模式，相应的激励措施必不可少。然而，已出台的配电价格机制都没有给出具体激励措施，大部分配电价格机制只是简单地重申了《指导意见》中的相关原则：对于通过招标方式确定投资主体的增量配电项目，要针对其对供电可靠性、服务质量和线损率的承诺开展监管和考核。

　　中共中央、国务院2015年印发的《关于推进价格机制改革的若干意见》（中发〔2015〕28号）明确规定，要按照“准许成本加合理收益”原则制定电网输配价格。因此，至少在当前阶段，配电价格的制定应推广应用“准许收入法”。各地应结合当地的实际情况，确定具体的价格机制和参数。

　　《指导意见》中提到的“限价法”和“标尺竞争法”这两种更具激励性的定价方法均是以“准许收入法”为基础，在未来增量配电网数量较多、监管数据积累较丰富之后可以选用。

　　增量配电业务是典型的“政府和社会资本合作”（PPP）项目，需要通过市场化的方式选择合作对象（社会资本），通过特许经营合同来明确合作的范围、模式（产权安排）、期限，以及政府和社会资本双方的权利和义务等。

　　需要明确指出的是，在通过招标方式选择社会资本时，通过“招标定价法”来让社会资本方承诺一个长达20~30年的配电价格是不合理的，并且终会损害电力用户的利益。

　　合理的配电价格需要通过特定的机制（比如“准许成本加合理收益”机制）来形成和调整，而招标时确定的社会资本方对收益率要求、对供电质量和服务质量的承诺等，均可以作为制定配电价格的依据，或者作为激励措施的依据。

　　前面我们已经分析过，大部分省区现行省级电网输配电价在电压等级间的价差普遍过低，是当前推行增量配电业务改革的阻碍。彻底解决这个问题，需要省级电网输配电价中将输电价格和配电价格分开制定（使得各电压等级的输配电价反映实际成本），并且理顺电压等级之间的交叉补贴。但这项工作牵涉面比较大，估计近期内难以实现（国家发改委2019年底印发的《省级电网输配电价定价办法（修订征求意见稿）》仍然未能将输配电价分开核定）。

　　为此，在省级电网输配电价的结构回归到合理水平之前，大部分省区都需要适当降低增量配电网向省级电网缴纳的输配电费（降低基本电费不失为一个简单有效的办法）。

　　为了提升供电质量，往往需要更多的配电资产投资；为了提升服务质量，往往需要更多的运营费用投入。在配电价格机制中包括相应的激励机制，能激励配电企业增加相关投入，从而提升供电质量和服务质量。

　　各省区需要根据当地实际情况制定具体的激励措施，可以调整收益率，也可以直接调整准许收入，只要使得配电企业获得的收益大于或等于其投入即可。

　　另一方面，由于信息不对称的客观存在，配电企业的实际成本，特别是运营成本，很难准确获得，从而也很难降低。各省区可以制定节约成本的分享机制，来激励配电企业节约成本。该机制的更大作用是引导配电企业主动披露其成本信息，从长期来看非常有助于监管效率的提升。因此，起初的几个监管周期内，分享的比例可以更偏向配电企业。

　　电力体制改革的目标是还原电力的商品属性。设计良好的配电价格机制，既能充分反映电力用户在配电网中的实际成本，还能引导电力用户改变其用电方式来延缓配电网新增投资、降低配电网运维成本、减少配电损耗。

　　发达国家在配电价格机制方面积累了大量的先进经验。各省区应鼓励有条件的增量配电网创新配电价格机制，比如采用更合理的配电成本分摊机制（比如按峰值负荷责任分摊配电资产成本、分布式发电过网费仅分摊本电压等级成本等）、制定更合理的电价结构（如三部制配电价格）、提供更灵活的可选择套餐（如分时配电价格）等。

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