增量配电价格即将实操 还有哪些谜题待解？

　　随着2019年的到来，部分省（市）区输配电价将迎来第二个监管周期，一些进度较快的增量配网即将投入运行，而从投运的第一个完整自然年度起，他们也将迎来首个价格监管周期。

　　根据近日中电联发布的《输配电价改革情况调研报告》，截至目前，覆盖全国32个省份的首期输配电价核定工作已经完成，华北、华东、华中、东北、西北区域电网输电价格已经公布，直接降低了各层级电网输配电价标准，仅省级电网输配电价改革就核减了32个省级电网准许收入约480亿元。

　　2018年初，国家发改委发布与省级输配电价配套的《区域电网输电价格定价办法（试行）》、《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（试行）》和《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》。

　　“两办法一意见”被认为是国内建立覆盖跨省跨区输电工程、区域电网、省级电网、地方电网、增量配电网的全环节输配电价格监管制度框架的标志，输配电价改革也随之成为中发【2015】9号文下发以来首个全面完成的专项改革任务。

　　2018年全年，依据国家层面的价格定价指导意见，各地纷纷出台相应政策，对于增量配网这个改革的新鲜产物来说，价格定价更是重中之重。eo记者梳理了各地政策的特色，并收集整理了部分配电价格定价监管的相关问题。

　　各省区政策特色

　　按照国家发改委发布的相关指导意见，各省配电价格制定的责任部门为各省级价格主管部门，同时设定配电网配电价格上限，即用户承担的配电网配电价格与上一级电网输配电价之和不得高于其直接接入相同电压等级对应的现行省级电网输配电价。

　　对于招标方式确定投资主体的配电网项目，采用招标定价法确定配电价格；对于非招标方式确定投资主体的配电网项目，可采用准许收入法、最高限价法和标尺竞争法三种定价方法中的一种或几种方法确定配电价格。

　　对于非招标方式确定的项目，绝大部分在后来的配电价格办法中均采用了最高限价法，对于招标方式确定的价格也不能超过以上提到的价格上限。

　　福建特别提出，省物价局将根据增量配电网的实际运行情况，适时调整完善配电价格定价机制，必要时调整未通过招标形成的配电价格的监管周期，便于与福建省电网的输配电价进行衔接。

　　海南提出要建立增量配电网配电价格平滑处理机制、定期校核机制、考核机制和激励机制。具体包括：

　　建立平滑处理机制。监管周期内企业新增投资、电量变化较大的，应在监管周期内对各年准许收入和配电价进行平滑处理。情况特殊的，可在下一监管周期平滑处理。

　　建立定期校核机制。增量配电网企业应每半年向省级政府价格主管部门报送增量配电网投资规划完成进度及情况。当实际投资额低于监管周期规划新增增量配电网固定资产投资额时，对差额投资对应的准许收入的70%予以扣减。当实际投资额超过监管周期规划新增增量配电网固定资产投资额时，差额投资对应的准许收入不再上调。

　　建立考核机制。政府有关部门对增量配电网企业供电可靠率、服务质量等进行监管，及时提出电价调整建议。

　　建立激励机制。在一个监管周期内，增量配电网由于成本下降而增加收入的，下一监管周期可由增量配电网企业和电力用户各分享50%，以激励企业提高经营效率、降低配电成本。

　　在结算制度上，河南是首个明确增量配电网与省级电网结算的基本电价标准的省份：

　　按省级电网在该增量配电网所在市（县）域范围内对该增量配电网项目完成的专项投资占省级电网和增量配电网企业针对该增量配电网的输配电总投资比例确定。相关投资额按截止上年度年底增量配电网企业实际完成的配电投资和省级电网在该增量配电网所在市（县）域范围内对该增量配电网项目完成的专项投资额共同确定，由增量配电网企业与省级电网在当年2月底前协商确定，并报送河南省发改委。

　　广西物价局单独对贺州华润循环经济产业示范区增量配网价格有关问题复函，提到涉及增量配网与地方电网的衔接问题：配电网上一级电网为地方电网的,市场化电量结算价格分两种情况结算：

　　一是市场化电量来源是广西电网有限责任公司并网发电企业的，结算价格为上一级电网购买广西电网有限责任公司电量的趸售电价减去发电企业市场化交易让利部分〔结算价=趸售电价-（政府部门核定的发电企业上网电价-市场交易价）〕，市场交易电费结算以当月趸售电量为上限，月结年清；二是市场化电量来源是地方电网并网发电企业提供的，结算价格为市场交易价。非市场化电量结算价格为上一级电网购买广西电网有限责任公司电量的趸售电价。

　　配电价格能否激励投资？

　　从各省区的配电价格定价办法中不难看出，衔接输配电价是配电环节定价的核心，此外还需与当前的电力直接交易相衔接。

　　有增量配网项目业主告诉eo，首轮输配电价核定时，因相关信息未公开，一方面可能存在配电网区域内用户重复承担交叉补贴的情况，另一方面可能存在省级电网公司监管周期内新增准许成本由增量配网项目业主进行投资的情况。对于输配电价进入第二个监管周期，业界已再三建议将交叉补贴改暗补为明补，建立相关基金或税制，而增量配网业主则希望进一步厘清各电压等级价格差距。

　　一位参与增量配网项目的业内人士则指出，配电价格核定过程中，价格形成方法缺少对项目业主有效的激励措施。“最高限价法”实际上是将价格固定了下来，能够激励项目业主结合自身实际情况，积极控制投融资成本，引导业主投资进度，提升运营、管理及服务水平的相应政策考虑得不多。

　　在与电力市场化交易的衔接方面，配电网区域内可能存在两类用户，一类是参与市场，从电力交易批发市场中购电的用户，另一类是从省级电网按相应电压等级购电的用户，两者电价组成及高低水平并不一致。

　　以湖南地区为例，eo了解到已有由电网控股的增量配网项目投入运行。对于区域内非市场用户，配网业主“打包”成一个用户账号，按目录电价收费；对于市场用户，配网业主委托售电公司代理其参加市场交易。

　　有业内人士建议，当配电网企业在省级交易中心注册通过第二类售电公司（社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司）时，将配电区域内非市场化用户以整体打包的方式通过电力市场购电，并承担相应的可再生能源配额及偏差电量考核。

　　由于价格机制尚未完全明确并执行，但配网的投资运营处处需要开销。部分企业的投资建设热情有所下降。一位园区管委会代表表示，电网企业现在对其所在区域投资建设变电站等设施非常积极，如果要独立申报增量配网试点项目，将来运维还是要委托电网相关工程队，反而变得麻烦。

　　当然，不同企业的诉求是截然不同的。有民营企业依然认为增量配网在一定程度上与城市燃气公司相似，具有特许经营性质，拥有稳定的收入来源，这对于极为关注现金流的公司来说，无疑是个好事。

　　能否与省级输配电价“共同演进”，同时激励配电投资运营商参与并为用户提供优质服务就要看接下来的两年了。（eo记者 姜黎）