配电网接入公网电压等级越低，配电网配电价格也就越低，增量配电网投资就越难收回。如果增量配电网未建设高电压等级变电站设施，甚至会出现电压等级价差为零的情况，投资业主可能面临亏本运行。

  “进入试点就很难，从项目规划、业主确定、项目核准和建设、公网接入、价格核定、许可申请到配电运营，其中艰辛一言难尽。可项目运营后，才开始面临真正的难题——亏损看不到头。”西北地区某增量配电业主近日向记者大倒苦水。

  上述案例并非孤例。记者通过调查了解到，四川泸州总投资1.2亿元的“泸州金融商业中心增量配电业务试点项目”近日也爆出自投产以来连年亏损的案例。

  作为本轮电改的关键一环，增量配电肩负提升电网业务效率的重任。近年来，国家先后下发20余个文件推进增量配电改革进程，但项目落实并不顺利。从资本热捧、部分项目流标，到不少业主主动退出，业内一致认为，造成增量配电处境艰难的重点是增量配电价格机制，而且这样的一个问题目前迟迟无解。

  配电网业务放开是新一轮电改的突破口，通过鼓励社会投资增量配电网，引导电力市场利益格局调整，从而倒逼存量市场改革。配电价格定价机制是增量配电业务改革关键一环。2018年1月，国家发改委就曾发布《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》），细化了配电价格定价办法。

  此后两年多，增量配电业务改革试点项目陆续落地，部分省区相继出台了配电价格机制。然而，输配电价体系存在的不合理问题也伴随业务铺开日渐突显。

  “现行配电定价模式下增量配电企业纯收入空间或为零。”电力规划设计总院技术经济部宋宗耘表示，“现阶段，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电110kV和10kV价差为0.03元/kWh，220kV和10kV价差为0.035元/kWh。对此，宋宗耘表示：“配电网接入公网电压等级越低，配电网配电价格也就越低，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，甚至会出现电压等级价差为零的情况，投资业主可能面临亏本运行。”

  在华东电力设计院智慧能源室主任吴俊看来，现有配电价格机制最大的悖论是，一方面鼓励基于“准许成本加合理收益”的指导思想去制定增量配电价格，另一方面又把增量配电价格空间限制在无法达到合理收入的范围内。

  增量配电缺乏顶层设计，被公认为是现行价格机制出现多重漏洞的根源。北京鑫诺律师事务所律师展曙光表示，《指导意见》采用的结算依据是《省级电网输配电价定价办法》，但该《办法》适用于一般用户而不适用于配电网，采用的结算依据不当。

  宋宗耘表示，调研中发现大部分增量配电网配电价并未核定，仍以省级输配电价为基础，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。

  展曙光认为，理想的配电定价模式，是配电网承担共用输电网的成本，不承担其他配电网的成本。“但该做法需要输电与配电分开核算，与之对应的最理想的电网体制是输、配彻底分开，但目前还不具备条件。”

  那应该以什么为依据？能源研究会能源政策研究中心特约研究员彭立斌和记者说，增量配电网的参照目标只能是省级电网输配电价格体系。“目前省级电网输配电价在第一个监管周期经历了重重磨难才得以实施，这是国内电价核算体系的一大突破，有缺陷难以避免。”

  “由于交叉补贴的存在，输配电价不能反映真实的输配成本结构，且容量电费并未按电压等级核定。因此，《指导意见》将省级电网输配电价作为结算标准有损配电网的合法权益。”展曙光说。

  增量配网的价格机制似乎陷入“僵局”，没有合适的结算依据可采用，仅有省级输配电价作参照，但“张冠李戴”往往导致真实成本无法反映，配电网成为用户。

  展曙光指出，其实《指导意见》明确规定了“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真实的情况，向国务院价格主管部门申请调整省级电网输配电价结构。“但遗憾的是，目前各地尚不进行输配电价结构调整的案例，地方政府的主动性和积极性亟需加强。”

  宋宗耘曾表示，配电价格定价配套文件需加强完善。国家层面应出立的配电定价成本监审办法，价格主管部门核定配电网准许成本和配电量，确定合理回报率，实现独立核价；另一方面，应督促未出台配电定价指导文件的省市尽快出台相关文件并贯彻执行，以指导各地增量配电网试点项目定价。

  业内专家一致认为，鉴于输电价格的核定需要一定周期和条件，为解燃眉之急，保障增量配电业务改革顺顺利利地进行，在核定工作完成之前，应实行阶段性过渡政策。

  展曙光认为，首先要明确增量配电网与省级电网是“网网互联”关系，双方之间的结算、联网、调度等均按“网网互联”的原则处理。“同时，增量配电价格体系可参照今年2月国家发改委发布的《区域电网输电价格定价办法》，上述《办法》确定了区域电网间输电价格原则和方法，制定增量配电网与省级共用输电网络输电价格的定价办法，核定合理的输电价格。”

  “为保障省级电网的合法权益，因执行前述过渡性政策造成省级电网准许收入和输配电价变化的，按照《省级电网输配电价定价办法》在不同监管周期平滑处理，或依照国家政策调整。”展曙光说。

  本报实习记者 赵紫原《 中国能源报 》（ 2020年09月21日 第12 版）

  配电网接入公网电压等级越低，配电网配电价格也就越低，增量配电网投资就越难收回。如果增量配电网未建设高电压等级变电站设施，甚至会出现电压等级价差为零的情况，投资业主可能面临亏本运行。

  “进入试点就很难，从项目规划、业主确定、项目核准和建设、公网接入、价格核定、许可申请到配电运营，其中艰辛一言难尽。可项目运营后，才开始面临真正的难题——亏损看不到头。”西北地区某增量配电业主近日向记者大倒苦水。

  上述案例并非孤例。记者通过调查了解到，四川泸州总投资1.2亿元的“泸州金融商业中心增量配电业务试点项目”近日也爆出自投产以来连年亏损的案例。

  作为本轮电改的关键一环，增量配电肩负提升电网业务效率的重任。近年来，国家先后下发20余个文件推进增量配电改革进程，但项目落实并不顺利。从资本热捧、部分项目流标，到不少业主主动退出，业内一致认为，造成增量配电处境艰难的重点是增量配电价格机制，而且这样的一个问题目前迟迟无解。

  配电网业务放开是新一轮电改的突破口，通过鼓励社会投资增量配电网，引导电力市场利益格局调整，从而倒逼存量市场改革。配电价格定价机制是增量配电业务改革关键一环。2018年1月，国家发改委就曾发布《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》），细化了配电价格定价办法。

  此后两年多，增量配电业务改革试点项目陆续落地，部分省区相继出台了配电价格机制。然而，输配电价体系存在的不合理问题也伴随业务铺开日渐突显。

  “现行配电定价模式下增量配电企业纯收入空间或为零。”电力规划设计总院技术经济部宋宗耘表示，“现阶段，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电110kV和10kV价差为0.03元/kWh，220kV和10kV价差为0.035元/kWh。对此，宋宗耘表示：“配电网接入公网电压等级越低，配电网配电价格也就越低，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，甚至会出现电压等级价差为零的情况，投资业主可能面临亏本运行。”

  在华东电力设计院智慧能源室主任吴俊看来，现有配电价格机制最大的悖论是，一方面鼓励基于“准许成本加合理收益”的指导思想去制定增量配电价格，另一方面又把增量配电价格空间限制在无法达到合理收入的范围内。

  增量配电缺乏顶层设计，被公认为是现行价格机制出现多重漏洞的根源。北京鑫诺律师事务所律师展曙光表示，《指导意见》采用的结算依据是《省级电网输配电价定价办法》，但该《办法》适用于一般用户而不适用于配电网，采用的结算依据不当。

  宋宗耘表示，调研中发现大部分增量配电网配电价并未核定，仍以省级输配电价为基础，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。

  展曙光认为，理想的配电定价模式，是配电网承担共用输电网的成本，不承担其他配电网的成本。“但该做法需要输电与配电分开核算，与之对应的最理想的电网体制是输、配彻底分开，但目前还不具备条件。”

  那应该以什么为依据？能源研究会能源政策研究中心特约研究员彭立斌和记者说，增量配电网的参照目标只能是省级电网输配电价格体系。“目前省级电网输配电价在第一个监管周期经历了重重磨难才得以实施，这是国内电价核算体系的一大突破，有缺陷难以避免。”

  “由于交叉补贴的存在，输配电价不能反映真实的输配成本结构，且容量电费并未按电压等级核定。因此，《指导意见》将省级电网输配电价作为结算标准有损配电网的合法权益。”展曙光说。

  增量配网的价格机制似乎陷入“僵局”，没有合适的结算依据可采用，仅有省级输配电价作参照，但“张冠李戴”往往导致真实成本无法反映，配电网成为用户。

  展曙光指出，其实《指导意见》明确规定了“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真实的情况，向国务院价格主管部门申请调整省级电网输配电价结构。“但遗憾的是，目前各地尚不进行输配电价结构调整的案例，地方政府的主动性和积极性亟需加强。”

  宋宗耘曾表示，配电价格定价配套文件需加强完善。国家层面应出立的配电定价成本监审办法，价格主管部门核定配电网准许成本和配电量，确定合理回报率，实现独立核价；另一方面，应督促未出台配电定价指导文件的省市尽快出台相关文件并贯彻执行，以指导各地增量配电网试点项目定价。

  业内专家一致认为，鉴于输电价格的核定需要一定周期和条件，为解燃眉之急，保障增量配电业务改革顺顺利利地进行，在核定工作完成之前，应实行阶段性过渡政策。

  展曙光认为，首先要明确增量配电网与省级电网是“网网互联”关系，双方之间的结算、联网、调度等均按“网网互联”的原则处理。“同时，增量配电价格体系可参照今年2月国家发改委发布的《区域电网输电价格定价办法》，上述《办法》确定了区域电网间输电价格原则和方法，制定增量配电网与省级共用输电网络输电价格的定价办法，核定合理的输电价格。”

  “为保障省级电网的合法权益，因执行前述过渡性政策造成省级电网准许收入和输配电价变化的，按照《省级电网输配电价定价办法》在不同监管周期平滑处理，或依照国家政策调整。”展曙光说。