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輸配電價如何成為經濟高效的價格信號？
來源：中國能源報 | 0評論 | 5476查看 | 2016-06-02 10:37:02    
　　我國新(xin)一輪電力體制改(gai)革的(de)總(zong)體思路(lu)是“管住(zhu)中(zhong)間，放開兩頭(tou)”。輸配電價改(gai)革是“管住(zhu)中(zhong)間”的(de)關(guan)鍵舉措，于(yu)2014年(nian)末在(zai)深圳(zhen)破冰；2015年(nian)先(xian)在(zai)蒙西(xi)(xi)(xi)電網(wang)(wang)起步(bu)，后在(zai)湖北、寧夏(xia)、安徽、云南、貴州(zhou)五(wu)省擴(kuo)圍；2016年(nian)更是擴(kuo)大至(zhi)北京(jing)、天津、冀南、冀北、山西(xi)(xi)(xi)、陜西(xi)(xi)(xi)、江西(xi)(xi)(xi)、湖南、四川、重慶、廣東、廣西(xi)(xi)(xi)等12個省級電網(wang)(wang)以及華北區(qu)域(yu)電網(wang)(wang)；2017年(nian)有望實(shi)現全(quan)國覆蓋。

　　我國輸配電價改革試點工作可謂穩步推進，效果顯著。當前主要工作包括兩個方面：一是核定準許收入，約束電網建設與運行成本，轉變對電網企業的監管模式；二是核定輸配電價，細化輸配電價結構，改變電網企業的盈利模式。其中，準許收入的核定主要遵循“準許成本加合理收益”的原則，對電網有效資產和運行費用進行成本監審，并通過激勵與約束相結合的機制促使電網企業降低成本、提高效率；輸配電價的核定改變了電網企業通過“銷售電價”與“上網電價”之差盈利的粗放模式，利用輸配電總準許收入除以總輸配電量確定輸配電價總水平，制定了分電壓等級的輸配電價。

　　綜合國內外行業經驗和學術研究，輸配電價的首要目標是回收電網企業在投資、運行與維護等方面的準許成本，并提供支持電網企業健康可持續發展的合理收益；其次，輸配電價可以向電網使用者（包括發電廠和電力用戶）提供反映成本、經濟高效的價格信號，鼓勵對當前電網的高效利用和對未來電網的合理擴建。

　　當前我國輸配電價改革較多地關注了準許收入的核定以加強對電網企業的管制，而對于如何使輸配電價成為經濟高效的價格信號，仍然缺少深入而廣泛的探討。本文提出五點關于輸配電價定價原則的思考，以期對我國輸配電價改革提供些許借鑒。

　　輸配電價需按電網功能進一步細化

　　輸配電價的單獨核定改變了以往通過上網電價與銷售電價之差間接確定輸配電價的粗放方式，體現了電網作為基礎性公用網絡在電能傳輸與分配中所發揮的通道作用。目前已經批復的數個省份的輸配電價，主要分為不滿1千伏、1-10千伏、35千伏、110千伏、220千伏等電壓等級，個別省份還包括500千伏電壓等級。

　　當前輸配電價改革沒有詳細區分輸電電價與配電電價有其現實考量，因為“輸配分開”不是本輪電力體制改革的內容。但值得思考的是，輸電網與配電網的通道作用并不相同。輸電網主要支撐電能的遠距離、大容量傳輸，實現電能資源的優化配置；而配電網主要支撐電能的近距離、精細化分配，實現電能資源的便捷消費。因此，輸電電價與配電電價的定價原則也應有差異，例如在輸電定價中更多注重提供激勵提高電網使用效率的價格信號，而在配電定價中更多注重配電成本在當地用戶間的公平分配。

　　從成本回收的角度看，輸配電成本既包括投資成本，又包括運行成本，輸配電價需要將成本公平合理地分配給成本的產生者或受益者。因此有必要對輸配電價進一步細分，如設計針對個別用戶的專用網絡、連接電價和面向全部用戶的公用網絡使用電價，以回收專用聯網工程與公用電力網絡的投資成本及維護成本；設計面向電力市場運行的輔助服務電價，以回收在實時平衡、頻率調節、電壓支撐等方面的運行成本。

　　以容量電價方式征收輸配電費不失為一種選擇

　　目前已經批復的數個省份的輸配電價，主要是以“元/千瓦時”為計價量綱的電度電價，即電量電價。另針對大工業用電，存在著基本電價，即容量電價，主要包括以“元/千瓦·月”為計價量綱的最大需量電價和以“元/千伏安·月”為計價量綱的變壓器容量電價。與改革前銷售電價相比，大工業用戶的基本電價大致保持不變，各電壓等級的價差也保持了基本穩定。當前輸配電價改革不僅成功轉變了對電網企業的監管模式和電網企業的營利模式，同時通過直接交易實現發電側價格信號向用戶側的順暢傳導，給電力用戶帶來了切實利益。

　　但由于輸配電價以電量電價為主，改革后電網企業的主要收入，即收取的輸配電費，仍將主要取決于用電量。電網企業需要為用電量的多少負責么？事實上，推動電網企業成本上升的主要因素是電力需求，即電網企業需要通過投資提高電網的傳輸能力來滿足不斷增長的最高負荷，并對相應資產進行維護。而用電量的增長，只是電力需求增長在時間維度上的體現，并不對投資成本與運行成本帶來重大影響。

　　國際上輸配電價的計價量綱并不統一。以雙邊交易為主的電力市場大多采用容量電價形式的輸配電價，如英國、挪威、愛爾蘭、巴西等國；而以集中交易為主的電力市場將輸配電網的傳輸價值直接體現在節點電價中，通過電量電價的形式收取，如美國大部分完成電力市場化的州，以及阿根廷、智利等國。從我國目前的電力體制改革方向看，由雙邊直接交易入手推動電力市場化改革比較可行，因此將輸配電價設計為容量電價的形式不失為一種選擇。通過將電網企業從輸配電費中獲得的收入與電力負荷掛鉤，可以反映電力負荷對電網投資與電網運維成本的驅動作用，促使電網企業更多關注電力需求的增長，將更多精力傾注于保證負荷高峰時段電力的安全可靠供應。另外，以各用戶一年中的最高負荷做為計量對象收取輸配電費，有助于激勵電網用戶提高對現有電網的利用效率，間接延緩或減少未來所需的電網投資。

　　發電企業同樣需要承擔輸配電費

　　目前已經批復的數個省份的輸配電價，征收對象包括一般工商業及其他用電、大工業用電，也就是只向電力消費者征收，而不向電力生產者征收。這背后的邏輯比較容易理解，銷售電價等于通過電力交易確定的發電上網電價加上單獨制定的輸配電價。通俗地講，就是發電廠只負責“發貨”并不負責“包郵”，電力用戶需要向電網企業單獨付“郵費”以實現電能的傳輸與配送。只向電力消費者征收輸配電費易于接受、也易于執行，但真的沒有必要向發電企業征收輸配電費么？

　　電網企業投資成本上升的主要驅動因素是電力需求的不斷增長，而不斷增長的電力需求需要通過發電裝機的不斷擴容來滿足，電網企業僅負責電能的傳輸與配送。不向發電企業征收輸配電費，意味著發電裝機擴容給電網投資與運行造成的成本增長將不受控制且全部由用戶承擔。此種機制下，發電企業（包括常規發電技術與可再生能源發電）會更多傾向于在靠近廉價發電資源的地點并網，而不考慮電網傳輸成本的高低，這樣降低了電網的投資效益，也降低了現有電網的使用效率。因此，有必要向發電企業也征收輸配電費。

　　雖然向發電企業征收的輸配電費最終會傳導給電力用戶，但仍可以給發電企業提供一個反映成本的經濟信號，成為電網企業向發電企業反饋電網傳輸能力的有效渠道，也可成為政府對發電行業進行宏觀調控的可靠手段。這方面的國際經驗十分豐富，例如阿根廷、智利等國輸電電費100%由發電側承擔；芬蘭（17：83）、法國（2：98）、愛爾蘭（20：80）、挪威（35：65）、瑞典（33：67）、英國（27：73）等國輸電電費由發電側與用電側以不同比例分擔。近年來，隨著分布式電源的迅猛發展，配電網相應的規劃與投資原則也出現了變革，分布式電源也應繳納部分配電電費。

　　輸配電價應區別電網使用者的并網位置

　　目前已經批復的數個省份的輸配電價改革方案，各電壓等級輸配電價由該電壓等級回收的總準許收入除以該級電網總輸送電量確定，其中該電壓等級總準許收入為本電壓等級的準許收入和上級電網向本級電網傳遞的準許收入之和。同一電壓等級上的各類用戶所面臨的輸配電價相同，體現了普遍服務的共同負擔原則。但從英國、瑞典、智利、巴西等國的經驗來看，輸配電價還應當區別電網使用者的并網位置。

　　輸電電價的設定應考慮發電廠并網位置的不同。對于發電側而言，發電裝機在不同的位置并網，給電網運行帶來的影響以及可能需要的電網新增投資會有很大的區別。例如，靠近負荷中心的發電廠對電網投資運行成本的影響較小，而遠離負荷中心的發電廠則需要更多的電網投資或消耗更多的運維力量。通過輸電電價給發電企業提供一個區分并網位置的價格信號，可以減少不同發電企業之間的交叉補貼，激勵發電新增裝機合理布局，減少不必要的或延緩過于超前的電網投資。

　　配電電價的設定應考慮用戶所處位置的不同。對于用電側而言，向散落分布的偏遠山村和整體開發的城市住宅供電，電網企
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