电力18讯：

 

 

　　国家发改委发布的《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》)进一步明确了和配电网监管、成本管理、定价、结算相关的一系列问题，为配电网企业开展配电业务提供了更加明确的要求和指导。

　　一、定价

　　《指导意见》中提出了配电价格的四种定价方法：“招标定价法”、“准许收入法”、“最高限价法”和“标尺竞争法”。不论哪种定价方法，具体的价格表都是需要配电网企业自己先制定，然后报省级价格主管部门审核批准(省级价格主管部门再报国务院价格主管部门备案)。

　　配电网企业制定配电价格的基本原则是：配电价格应合理反映配电成本，以弥补配电网企业的合理成本，并引导用户合理使用配电资源。

　　配电网企业制定的配电价格还应满足以下限制：

　　1、价格不能超过当地价格主管部门核定的水平(或者配电项目合同规定的水平);

　　2、价格不得超过对应的省级电网输配电价;

　　3、不能扩大交叉补贴;

　　在满足定价原则和限制的前提下，配电网企业可以自行选择具体定价方法。《指导意见》鼓励配电网企业在定价方面创新，比如“可以探索结合负荷率等因素制定配电价格套餐，由电力用户选择执行”。

　　二、结算

　　配电网企业承担配电区域内结算业务，即按照政府核定的配电价格收取配电费，按照国家有关规定代收政府性基金及附加和交叉补贴，按合同向各方支付相关费用。

　　这些结算业务中最难处理的是和省级电网的输配电费结算。《指导意见》用了很大的篇幅来指导这项工作，清楚地回答了两个重要问题：

　　1、结算价格。《指导意见》明确了结算价格以省级电网输配电价为依据。至于大家关心的当前省级输配电价存在的结构不合理问题，《指导意见》也相当明确地指出了解决办法：“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”;

　　2、结算方式。对于大家关心的配电网是“网”还是用户、如果是用户那么属于什么用电类型这些问题，《指导意见》给出了“分类结算电价”和“综合结算电价”这两个方案，并明确指出“配电网企业可根据实际情况，自主选择分类结算电价或综合结算电价与省级电网企业结算电费”。由于当前阶段的大部分配电网都是以工业用电为主，“综合结算电价”比“分类结算电价”低，因此《指导意见》实际上是允许各类配电网按照省级电网的两部制电价(主要是大工业用电类型)来和省级电网结算。

　　配电网企业和电力用户之间的结算方式很简单：配电网企业负责对用户的用电进行计量并收取全部电费，包括政府性基金及附加。需要澄清的是，《指导意见》中的“配电区域内的电力用户(含自发自用电量)应承担国家规定的政府性基金及附加等社会责任”是针对部分电力用户通过自备电厂逃避社会责任提出来的。我们认为光伏等可再生能源发电的自发自用部分的电量是不需要承担政府性基金及附加的，因为早在2013年，国务院发布的《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》(国发〔2013〕24号)就明确提出了“对分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加等针对电量征收的政府性基金”;2017年末国家发改委《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》(发改价格规〔2017〕2196号)再次强调了“分布式光伏发电项目自用电量免收随电价征收的各类政府性基金及附加”。

　　对于配电网中的居民、公益性用户，以及未参与电力市场的电力用户，配电网企业需要按照当地价格主管部门制定的目录销售电价来结算。对于这类保底供电，首先配电网企业应能参与优先购电，其次配电网企业应能获得相应的保底供电补贴来弥补损失(也可以将损失计入准许收入或配电费)。

　　对于配电网企业和发电企业的结算，《指导意见》明确提出：“配电网与发电企业的结算，按照调度协议约定的主体执行”。这句看似简单的论述，首先肯定了为了高比例消纳可再生能源这个目的配电网中可以接入电厂(或部分机组)，其次还指出了调度和结算的基本原则。

　　三、成本管理

　　根据《指导意见》给出的四种定价方法，对配电网企业的监管方式有三种，分别是“基于合同的监管”、“收益率监管”和“价格上限监管”。配电网企业应根据自身的监管方式来规划自身的管理成本方案：

　　1、如果配电网企业的定价方法是“招标定价法”，则其监管方式很可能是“基于合同的监管”，配电网企业应严格依照配电项目合同开展业务，包括成本管理;

　　2、如果配电网企业的定价方法是“准许收入法”，则其监管方式是“收益率监管”，配电网企业的合理成本都能够得到补偿，因此配电网企业应重点考虑如何合理投资;

　　3、如果配电网企业的定价方法是“最高限价法”或“标尺竞争法”，则其监管方式是“价格上限监管”，配电网企业将能获得全部的成本节省，因此，配电网企业应可能降低成本。

　　不论采用的是哪种监管方式和定价方法，配电网企业都有义务向监管机构完整、准确、及时地报告配电业务相关成本。监管机构采集成本不仅是为了核算该配电网企业的电价，也是为了更有效地制定配电业务的监管政策。因此，配电网企业应相应地建立财务制度，详细、准确地记录各项成本和费用，并在核算时将配电业务与其他业务分开独立核算。

　　另外，《指导意见》还提出了信息公开的办法，要求配电网企业“定期通过公司门户网站等指定平台公布成本、收入等相关信息”，这是为了便于公众监督、参与价格和政策制定。

　　四、应对分布式发电和微电网

　　尽管《指导意见》明确了配电价格的形成机制，但分布式发电和微电网的发展可能会对配电费的回收产生严重的冲击：分布式发电和微电网的广泛采用会降低配电网的过网电量，从而导致配电费回收不足，配电价格会根据其形成机制上涨，而这会导致过网电量的进一步减少，从而形成一个恶性循环。

　　另外，《指导意见》重申并扩展了对分布式发电就近消纳的支持政策(国家发改委、能源局2017年10月底发布的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》)(发改能源〔2017〕1901号)，提出“配电网区域内列入试点范围的非水可再生能源或地方电网区域内既有的小水电发电项目与电力用户开展就近交易时，用户仅支付所使用电压等级的配电价格，不承担上一电压等级的输配电价”。这意味着配电网企业不仅需要专门制定针对分布式发电交易的过网费标准，而且还要承担配电网的电力平衡和电量平衡责任。

　　为了应对这些挑战，配电网企业可以采取以下措施：

　　1、审慎规划和建设。在开展配电网规划时就要充分考虑分布式发电的发展趋势，电网投资和建设要分期开展;

　　2、提供优质服务。配电网企业应尽力提供优质的配电服务，收取有竞争力的过网费，减少交叉补贴，从而减少电力用户或者发电企业建设分布式发电设施或者微电网的必要性;

　　3、积极主动开展分布式发电业务。配电网企业可以充分发挥资产、技术、资金优势，在条件合适的区域主动投资建设和运营分布式发电项目/微电网;

　　(感谢刘东胜、尹明、彭立斌等专家对本文作出的贡献。)