增量配電網改革，可謂是風起云涌，各方博弈，項目推進十分艱難，幾乎成為此輪電改的雞肋。而從郵票法輸配電價體系本源出發，對于增量配電又有何增益呢？

中發9號文啟動新電改已歷時近五年。五年來，電力市場交易日趨活躍，省級電網輸配電價已全覆蓋，增量配電網已開展第五批試點申報。

當前新電改呈現電力市場交易熱、增量配電網改革冷的特點，真正落地的增量配電網項目少之又少，筆者此前曾在《三年增量配電改革的成敗得失及建議》中提到：“增量配電網改革，可謂是風起云涌，各方博弈，項目推進十分艱難，幾乎成為此輪電改的雞肋。”

究其原因，是在大量的利益博弈的同時，增量配電網項目基本無法在當期實現盈利。與此同時，中美貿易戰處于僵局，我國宏觀經濟發展趨緩，國家兩度出臺降低工商業電價政策以降低實體經濟負擔。

本文試圖從郵票法輸配電價體系本源出發，探討推動增量配電網項目落地和降低用戶電力成本的路徑，并簡要提出部分改革建議，希望能夠為增量配電網試點改革提供參考。

用戶側電力成本的構成

一般而言，電力用戶的電力成本包括三類電力成本。

第一類電力成本指完全來自于公共電力基礎設施的成本，具體表現為基本電費、電度電費（包括發電、輸電、配電、售電、政府性基金）。

第二類電力成本，指與固定資產投資直接相關的成本，具體包括：永久性電力設施建筑征地成本或者長期性電力設施建筑租賃成本，電網變電站到用戶紅線接入架空線路或電纜及管廊建設成本，用戶紅線內電力設備購置，土建、安裝、調試成本，用戶紅線內電力線路或電纜及管廊建設成本，接入電力工程及用戶電力配電網科研及設計成本，高可靠性電力接入工程成本，其他接入電力成本（比如時間成本，驗收費用等），各種稅收成本（比如建筑工程稅等）。

第三類電力成本，指使用電力成本，具體包括用戶配電網資產投資折舊、用戶端配電網運維成本（含人工費）、用戶端配電網損耗成本、用戶端配電網檢查檢測成本、用戶配電網投資財務成本、用戶向電網公司預交電費的財務成本、其他使用電力成本（比如力調電費等）、各種稅收成本（比如土地使用稅等）。

關于降低第二類和第三類電力成本，有效途徑包括引入城市配電資產等，通過電力金融等創新性手段，盤活用戶存量資產為贏利性資產方式等。

關于降低第一類電力成本，除了發電側降價外，通過增量配電網項目建設來降低輸配電價，同樣也是降低第一類電力成本的有效手段。

降低輸配電價實現用戶電價下降

在增量配電網模式下，市場化交易用戶電度電價=電力市場交易電價+省級上一單壓等級輸配電價+增量配電網配電價格+政府基金及附加+（售電公司經紀費用）。

要降低用戶側第一類電力成本，可以通過電力用戶與發電企業在電力市場交易電價的下降來實現，也可以同步通過降低輸配電價來實現。

例如針對電力用戶的電力弱價格彈性的情況，在現行輸配電價機制下，通過電網公司通過倒輸配電價政策來降低輸配電價。目前內蒙古電網公司按照自治區的產業政策，針對政策引導的產業采取了捯階梯電價政策，起到了很好的示范效應。

另外一個模式是通過增量配電網模式降低配電價。增量配電網業務是管制性業務，屬于政府核價，主要的定價方式包含招標法、準許成本準許收益法、最高限價法、標桿電價法等四種及其組合，但其主流定價方式同樣是準許成本+合理收益的模式，屬于價格管制的范疇。對價格管制的實現方法，通常由投資回報率管制途徑來實現。

增量配電配電價格降低及盈利邏輯

由于增量配電網通常是在負荷強度較高的工業園區開展，其單位投資下的用電量即用電強度高于省級電網，因此，即便是在相同的投資造價水平下，其配電價格的平均水平隨著用電強度的提高，長期看是應該低于省級電網相同電壓等級的價格水平的。

因此，采用增量配電網模式，其（省級上一單壓等級輸配電價+增量配電網配電價格）之和，仍然會低于直接采用的省級電網輸配電價的水平，從而使得市場化交易用戶電價下降。

增量配電網管制性業務的盈利，來自于電度配電價的不同電壓等級所對應的電價差，以及高于省級電網公司的用電強度預期；同時也來自于基本電費收入。

通常而言，由于用戶的用電的不同時率，增量配電網與省級電網接口的變電容量，是低于增量配電網內部下一級電壓等級的所有變電容量的，這就使得即便是在相同的基本電費取費標準情況下，增量配電網具備一定的上下級變電容量差所帶來的基本電費收益。

盡管長期看有上述降價和盈利邏輯，但由于有最高限價約束、省級電網輸配電價不同電壓等級之間電價差過小、以及增量配電網建設初期用電強度不可能迅速達到預期水平，除了大量的利益博弈之外，短期內增量配電網無法實現盈利，使得社會資本對增量配電網更多持觀望態度，推進改革的難度巨大。

還原郵票法輸配電價本源

1、郵票法輸配電價體系的本源

我國電價體系目前是“郵票法”，無論是上網電價、輸配電價、銷售電價都是如此，這是目前我國電價體系的邊界條件。

郵票法指同一分類的電力用戶，在購買同一種電量產品的時候，不管所處的位置是怎樣的，無論是在市中心還在農村，無論是在一樓還是頂樓，盡管給用戶提供電量時電纜在長度完全不一樣之外，連維護人員、材料費等都不一樣，但其電價是一樣的，和電量輸送的具體路徑沒有關系。這就是說價格與路徑無關，無論距離有多遠，價格是一樣的。

而線路的物理距離和投資有關，按照這個邏輯推理，那么郵票法的背后的邏輯，就是和投資無關，也當然與相應的運營成本（包含線損）等無關。

因此，不同用戶類別之間、相同類別用戶但不同電壓等級之間，其目錄電價或輸配電價的差異，同屬于交叉補貼。配電價執行兩部制輸配電價，這其中就包括基本電費，基本電費是輸配電價的一部分；同時還包含線損。

2、郵票法下增量配電網與上一級電網的網損結算

增量配電網的實現路徑有兩種，一是直接的新建，一是股份化改造。在通過資產股份化形成的增量配電網與上一級電網的結算時，應按照“增量配電網與上級電網之間的結算電量，按增量配電網從上級電網輸入的電量扣除損耗后的電量計算”。

國家在一個省輸配電價核定時，只有一個綜合線損率且已經含到輸配電價中，不同電壓等級之間的線損屬于交叉補貼的范疇，并載明“實際超過這個線損率的風險由電網公司承擔，低于這個線損率的收益由電網公司和用戶各分享50%”。

省級電網輸配電價核定時，已經包含上述線損率。改制后的增量配電網接入省級電網后，之前核算的省級電網輸配電價中的線損率（在省級電網輸配電價中）已經包含了改制后增量配電網內部的線損，如不按照上述方式結算，等同于增量配電網用戶繳納了兩次線損率的代價，與核價邏輯不吻合。

按照“增量配電網與上級電網之間的結算電量，按增量配電網從上級電網輸入的電量扣除損耗后的電量計算”，符合郵票法這一定價邊界條件。

3、郵票法下增量配電網與上一級電網的基本電費結算

與此相類似的，是基本電費的結算也應該按照接口變電容量對應的基本電費在省級電網和增量配電網之間以1：1的方式進行分割，即增量配電網的基本電費僅應該繳納50%。之前某些省份出臺了按照投資額分攤方式，相關利益主體的投資成本可以清楚界定、核算時，按投資占比進行分配。

例如一省級電網和增量配電網雙方投資占比分別為30%和70%，則電量交易的輸配電價基本電費所得，由兩方投資者按30%與70%的比例進行收益，而不能增加用戶成本、重復征收。

這種方式實際上有違“郵票法”的定價機制，且操作上較為復雜。在郵票法的邏輯下，多個投資主體間投資成本界定模糊、難以核定時，可按照郵票法，及基本電費按照1：1進行分攤。

4、無電壓等級差增量配電網的結算

通常認為無電壓等級差的增量配電網沒有盈利的邏輯。但是，在現實中，無電壓等級差的增量配電網是事實存在的，其建設這種類型的增量配電網的目的，同樣也是降低增量配電網內部用戶電價、與實現增量配電網的投資盈利的雙贏目標。

按照郵票法邊界條件，這種情況下的無電壓等級差的電度輸配電價，應該由所有投資主體共同平均該部分收益。例如一段由甲方投資建設的同一電壓等級的10千伏線路，與另一段由其他投資方建設的10千伏相連，電量交易的輸配電價所得，由兩方投資者平均進行收益，而不能增加用戶成本、重復征收輸配電價。

同樣，增量配電網的投資者也應該1：1承擔上一級的輸配電價的電度電價。因此，在這種情況下，增量配電網投資者的實際收益為本級電壓等級與上一級電壓等級輸配電價之間的電價差的50%（含基本電費以及線損）。

明確了增量配電網的投資盈利，才能反哺其內部的用戶，才能避免增量配電網內用戶的重復繳費，才能助推價格洼地的實現、實現用戶電價下降，才能降低增量配電網建設者的成本和提升生存能力。

5、增量配電網及其用戶與省級電網公司的交叉補貼

應該看到，在郵票法電價體系下，省級電網各個不同電壓等級的用戶，其應該承擔的輸配電價本意上是相同的。當前包含政府基金及附加在內的當前的不同電壓等級用估測輸配電價差異，更多的是政府在核定輸配電價時的交叉補貼因素所致。

因此，不同電壓等級的省級輸配電價核定已經包含了交叉補貼增量配電網項目及其內部電力用戶在按照接口電壓等級繳納上一級輸配電價時，已經支付了相關交叉補貼，無需額外繳納相應的交叉補貼。

增量配電網改革本輪新電改的重要內容。但受多方利益博弈影響，增量配電網試點遇到了很多具體的困難，包括接電困難、供電特許經營片區劃分困難等等。

除此之外，在當前大環境下增量配電網項目短期內無法盈利，雖然配電價格可以在不同的監管周期進行平滑處理和調整，但社會資本的投入需要在短期內形成自我生存能力，才能實現降低用戶側電價的長期穩定良性循環。增量配電網項目也是實體經濟的一部分，同樣需要降低成本。

當前，各省陸續出臺了不盡相同的增量配電網的配電價格管理辦法，本文從郵票法輸配電價體系的本源角度出發，重點探討增量配電網項目與省級電網的結算，從降低增量配電網項目成本、反哺其他電力用戶實現降低電價，為進一步推動增量配電網改革落地提供相關建議。