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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，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：

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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。

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（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