《關於制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》解讀之 —— 意義和創新

國家發改委發布的《關於制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》（以下簡稱《指導意見》）對於科學合理制定地方電網和增量配電網的配電價格，鼓勵社會資本投資配電業務，促進配電網業務健康發展和提高配電運營效率，進一步推進輸配電價改革具有非常重要的意義。《指導意見》在監管方式、定價辦法、結算辦法等方面有著諸多創新舉措和突破點。

意義之一：突破本輪電改的重點和難點

本輪電力體制改革的核心是電價改革，而作為電價中關鍵的一環，輸配電價的改革則是電價改革的重點和難點所在。

輸配電價改革的重要性在本輪電改主要政策文件對其強調的力度上得以充分體現。2015年3月中共中央、國務院在《關於進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）（以下簡稱「電改9號文」）中部署了近期推進電力體制改革的重點任務，其中第一條是「有序推進電價改革，理順電價形成機制」，其下的「單獨核定輸配電價」便是本輪電改28項重點任務的首列任務。

輸配電價改革的難度，從省級電網輸配電價的核定和推行的曲折歷程上可見一斑。省級電網輸配電價在本輪改革之前就已經核定了很多次，但始終沒有落地執行；即使是本輪電改耗時一年多核定的輸配電價，多數省市仍然存在高電壓等級價格過高、電壓等級間價格差距過小等問題；另一方面，一些早已經核定了輸配電價的省市在電力交易中仍然採用的是價差傳導模式，而並沒有採用已核定的輸配電價。

增量配電網配電價格定價是輸配電價改革這個難點中的難點。增量配電業務放開承載了眾多改革目標，而且需要結合全國各地的不同的實際情況。因此，《指導意見》並沒有給出具體可操作的配電價格定價辦法，而是對地方價格主管部門制定配電價格定價辦法給出了原則性的指導意見。

意義之二：完成輸配電價體系的「最後一公里」

電改9號文則要求輸配電價逐步過渡到按「准許成本加合理收益」原則核定。根據該部署，國家發展改革委、國家能源局印發了《輸配電定價成本監審辦法（試行）》（發改價格〔2015〕1347號），隨即對各省級電網開展了大規模的成本監審工作和輸配電價核定工作。截止到2017年中，首輪輸配電價改革試點已經全面完成。這被認為是電改9號文以來第一項取得重大突破性成果的電改任務。

但輸配電價改革並沒有完成。因為除了省級電網外，我國還有十幾個地方電網和近兩百個（以後還會有更多）增量配電網，這些配電網也需要針對性的輸配電價定價辦法。

本次國家發改委印發的《區域電網輸電價格定價辦法（試行）》、《跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法（試行）》和《關於制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》終於完成了輸配電價體系建設的最後一塊拼圖。

意義之三：推動增量配電業務放開

放開增量配電業務是電改9號文中的一項重要內容，目標是鼓勵社會資本投資配電業務，促進配電網建設發展、提高配電運營效率。

國家發改委隨後發布的《關於加快配電網建設改造的指導意見》（發改能源〔2015〕1899號），提出了「開展試點示範，逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務」。

2016年下半年，國家發改委、能源局發布了《關於印發<售電公司准入與退出管理辦法>和<有序放開配電網業務管理辦法>的通知》（發改能源〔2016〕2120號），對增量配電業務的放開和管理給出了明確的操作辦法。隨後，國家發改委、能源局在《關於規範開展增量配電業務改革試點的通知》（發改經體〔2016〕2480號）中公布了105個增量配電業務試點項目。

但是，直到2017年年底，增量配電業務試點項目的進展從總體上來說並不順利，儘管這一年來國家發改委和能源局採取了一系列措施，包括多個批次的試點項目申報、限定確定投資主體的時間、每半個月彙報一次進展、2018年上半年必須實現所有地市全覆蓋等。當前困擾各試點項目的最重要的兩個問題，一個是配電區域的劃分，另一個則配電價格的定價辦法。

《指導意見》在這個關鍵時期發布，將有效地指導支撐各省級價格主管部門制定各地的配電價格定價辦法，有力助推更多增量配電業務試點項目的落地。

創新之一：多種激勵性定價方法

電改9號文明確要求輸配電價逐步過渡到按「准許成本加合理收益」原則核定。本次發布的《指導意見》也是將該原則確定為首選的監管方式和定價方法，以及所有其它定價方法的基礎。但考慮到配電網的特殊性，以及各地監管機構將面臨的現實情況，《指導意見》並沒有完全拘泥於狹義的「准許成本加合理收益」方法，而是創造性地擴展出了一些可選的其它定價方法，並給出了各種方法的適用場景。這些努力最終將使得《指導意見》更具指導性和實用價值。

比如，「招標定價法」是首次作為一種配電價格定價辦法被提出，適用場景是「招標方式確定投資主體的配電網項目」。既然我們要鼓勵社會資本積极參与增量配電業務，通過市場競爭確定投資主體，那通過什麼指標來選擇投資主體？未來的配電價格（或者決定配電價格的重要因素：投資額、運維成本、收益率要求等）自然是非常重要的考量因素。因此，「招標定價法」不失為一種直接、有效的定價方法。當然，招標所確定的配電價格（或其自動調整機制）怎樣才能、是否合適在整個特許經營期內保持不變，這是另外一個問題，需要專題討論。

此外，「最高限價法」和「標尺競爭法」也是對「准許成本加合理收益」監管方式的擴展和突破。這兩種定價方法的共同特徵是激勵性比較強而監管工作量相對較小。引入這兩種定價方法，一方面是為了讓激勵性監管的手段促進配電網企業提高運營效率，另一方面也是為了幫助監管機構應對要監管數量眾多的配電網這個實際困難。

創新之二：配電網和省級電網的結算

增量配電業務放開以來爭議最大的幾個和配電價格定價環境相關的問題是：

1. 當前大部分省級電網輸配電價的結構會導致配電價格的空間不夠；
2. 部分配電網內沒有電壓等級差，無法收取配電費；
3. 部分配電網的接入線路以及高壓變電站由省級電網建設，配電網是否需要向省級電網繳納接入費？

《指導意見》中的「不同電壓等級輸配電價與實際成本差異過大的，省級價格主管部門可根據實際情況，向國務院價格主管部門申請調整省級電網輸配電價結構」這句話對上述第1個問題給出了一個明確的答案。提出的解決方案（「調整省級電網輸配電價結構」）也直指問題的根源和核心。當然，該方案在實際操作可能會遇到複雜的具體問題與比較困難的局面，但這是如何落地的問題。

「在配電網與省級電網接入點，由省級電網專為配電網建設變電站的，省級價格主管部門可探索核定由配電網承擔的接入費用，並適當調整配電網與省級電網之間的結算電價」這句話則為第2個和第3個問題的解決給出了原則、指出了方向。

創新之三：配電網與發電企業的結算

為了實現可再生能源的高比例消納，配電網區域內必須配備足夠的廉價調峰能力，這需要相關的政策配套。《指導意見》中的「配電網與發電企業的結算，按照調度協議約定的主體執行」這句話從調度和結算兩個方面給配電網企業聯合發電企業應對可再生能源高比例消納這個挑戰指明了方向。

創新之四：配電網內的可再生能源發電就近交易

《指導意見》提出的「配電網區域內列入試點範圍的非水可再生能源或地方電網區域內既有的小水電發電項目與電力用戶開展就近交易時，用戶僅支付所使用電壓等級的配電價格，不承擔上一電壓等級的輸配電價」這句話不只是簡單地重申了國家發改委、能源局2017年10月底發布的《關於開展分散式發電市場化交易試點的通知》（發改能源〔2017〕1901號）的精神，它還將就近交易的電源範圍擴大到了包括「既有的小水電發電項目」。更重要的是，這句話明確了過網費費的分擔原則和機制，對配電價格的制定辦法提出了全新的、更高的要求。

（感謝劉東勝、尹明、彭立斌等專家對本文作出的貢獻。）