自2002年电力体制改革实施以来，中国电力产业发展迅猛，要素生产率有所提升，电价形成机制逐步完善，如发电环节实行了发电上网标杆电价，部分省份对输配环节差价进行了初步核定，销售环节相继出台了差别电价、居民阶梯电价与惩罚性电价政策等。然而，由于现行政府管制电价政策不灵活，电价调整滞后于市场供需形势与能源成本变化，不能合理地反映用电成本与资源价格，缺乏对供需机制、竞争机制与外部性的有效反映，市场配置资源的决定性作用难以发挥，产业组织间的利益博弈与矛盾突出。

　　为解决这些问题，中发9号文提出按照“管住中间、放开两头”的原则，推动新一轮电改。输配电价作为电价组成的重要部分和后续电力市场化交易和发用电计划放开的前提条件，是本轮改革的重点。按照电改文件精神，输配电价核定主要按照“合理成本+准许收益”原则进行，但由于成本加成法的核定原则重点针对省级公用网络，且未对输电价与配电价进行分开核定，对于增量配电网的配电价格核定有一定局限性。

　　根据国家电改及增量配电网相关文件精神，目前增量配电网主要有两种类型，一种是高新园区等已建成但未纳入国网（南网）管理的既有配电网；一种是新区内尚未开发建成的增量配电网。对于第二种增量配电网，如何引入市场竞争、发现配电价格，利用价格杠杆，实现资源优化配置，是增量配电网配电价格形成的关键。目前国内关于增量配电网的配电价格机制探索主要都采用与国外收入上限法类似的思路。

　　锁定社会资本投资收益率。以具体投资收益标准（如8%）为基础，倒推核定增量配电网的配电价格，要求严格按照规划的内容和建设时序进行建设。该方法能有效保护社会资本的投资收益，激发社会资本投资增量配电网的热情，但不能引导和约束社会资本合理控制投资，不能对规划偏差进行有效修订，改革红利不能普惠大众。

　　锁定一定年限内总投资收益的绝对值。授予投资者一定年限的配电网建设运营权，要求投资主体在该年限内总收益不得超过核定值。该方法在保护投资者收益的同时，给予投资者对配电网经营建设较大的自主安排空间，不要求严格按照规划的内容和建设时序进行建设，便于投资者对规划偏差按实际情况进行控制修正，但由于该思路仍以单向保护投资收益为导向，在反应价格波动、释放改革红利方面缺乏有效约束。

　　以既有电价核定方法

　　难以达到电改红利释放

　　根据国家电改文件要求，电网输配电价按“准许成本+合理收益”原则进行核定。成本定价法的优点是简单易行，能保证投资者利润，价格较稳定，比较适合用于省级输配电价核定，现行输配电价以省（市）级行政区域为单位，实行统一定价。随着配电网向社会资本放开，同一省（市）内配电网资源必然为不同所有者持有，配电网所在地区的社会、经济发展以及资源情况各异，再采用统一输配电价不尽合理。同时，成本定价法具有增量配网建成运营后再进行成本核定的特点，而增量配电网配电价格关系到投资者收益，需要事前核定，具有一定局限性。再如，成本定价法尽管保护了增量配网投资者的一定收益，但配网作为公用事业的一种服务产品，忽视了产品需求的弹性变化，没有形成激励相容作用，不利于引导配网投资企业主动降低配网运营成本。具体而言，对所有增量配电网实施统一定价，将存在以下主要问题：

　　增量配网之间的规划差异，决定其输配电价需要一网一核，一网一价。对大电网而言，覆盖范围大，服务对象多，涉及一、二、三产业等全社会用电，核定输配电价对应的用电负荷样本多，是一个全省平均负荷的概念，且其三年内负荷增长水平也是一个平均增长水平的概念。

　　相对于大电网的“面”，增量配网聚焦某一个工业园区或者商业区的一个“点”，增量配网输配电价核定不仅与建造成本有关，与这个“点”的负荷密集程度有关，同时还与这个“点”负荷增长速度有关。

　　投资差异。即便是同一省内，地理位置差异也会导致不同配电网所处地理位置对应的投资建设成本必然不同，如平地建设成本普遍低于高山地区建设成本。这些，决定增量配网的输配电价必然一网一核，一网一价。

　　负荷差异。用户用能水平差异导致同一输配电价下，经济发达地区的配电网投资收益要大于经济不发达地区；电网拓扑结构不一致，对配电网投资运营成本和运营水平要求也不一致。这些因素都决定增量配网的输配电价必然一网一核，一网一价。

　　负荷增长。输配电价三年一审一核。“点”上的负荷增长水平与大电网“面”上的增长水平的差异，以及“点”与“点”之间的复合增长水平差异，都要求增量配网的输配电价必然一网一核，一网一价。另外，配电网投资建设的依据是增量电网规划，如电网规划编制不准确，例如对社会用电量增长的规划预期与实际发生较大偏差，将直接导致实际用能水平存在较大差异。相对于“面”，某一个“点”出现偏差的概率更大。因此，统一输配电价既不能如实反映用能水平，又会大大增加增量配网投资风险，降低社会资本投资激情。

　　改革红利不能有效释放。对增量配网采用输配电价统一机制，不能更好地体现配电网投资运营的商业属性，不利于引导配电网投资者合理控制建设成本和运营成本、改革红利传导至用户侧，缺乏有力的过程控制，容易导致增量配电网改革从大垄断变至小垄断。

　　以市场决定价格

　　确定增量配电价格机制

　　根据中发9号文精神，本轮新电改以引入市场机制实现电力行业资源优化配置为目的。增量配电网的配电价格作为增量配电网放开的重要组成部分，在相关机制设定上，应最大限度引入市场机制，给予社会资本更大的发挥空间，在实现用户受益、政府放心、投资获益的同时，对电改的积极开展提供有效经验。

　　原则和方法

　　根据电改文件，输配电价采取“准许成本加合理收益原则”进行核定。增量输配电价的核定也应遵循这一原则，同时作为市场放开的一部分，增量配电网的配电价格应能体现市场的波动性，并对引导投资主体进行成本管理、提高服务质量具有正向激励作用。总的来说，增量配电网的配电价格核定应遵循以下原则：能正确反映投资成本、能保障投资者合理收益、能反映市场价格的波动性、能有效监管和引导投资行为。

　　因此，增量配电网定价方法应根据政府或园区业主的增量配网建设规划，包括建设内容和建设时序、需要达到兜底服务标准，以及事前公布的调价规则，由潜在增量配网的投资经营者采用投标降价的模式，确定增量配网的最终投资方和输配电价。通过竞争，公开公平遴选投资者、引导节约投资和降低运营成本，实现降低输配电价，释放改革红利。一网一价：经济增长潜力大的、资源条件好的配网，售电量大，通过竞争输配电价低；资源禀赋不好的增量配网，售电量小、建设条件差，竞争程度相对降低，输配电价相对较高，引导社会投资者全面进入各种资源禀赋的增量配网建设，深化第二轮电力体制改革。

　　机制

　　定价办法采用公开招标方式确定输配电价；输配电价调整主要考虑规划的偏差及大网价格调整两个因素，引入相关系数按大网调价周期进行调整；政府监管主要体现在规划审批、价格批准及配电网运营建设监管等相关方面。

　　价格和投资者的产生。既有电网输配电价的核定多是事后核定，但增量配电网的配电价格与投资收益紧密相联，是社会资本决定是否投资的关键因素，因此增量配电网的配电价格更适宜采用事前核定。目前，输配电价的制定审批均为政府主导，行政计划干预性较强。电力作为关系国计民生的特殊商品，在改革还原其市场属性的同时，确实需要政府强有力的监管。

　　因此，为较好地兼顾政府对电价的监管作用与价格本身的市场性，可考虑将增量配电价的制定与审批分离，引入市场竞争确定价格，政府审批核准价格的方式。具体做法为：在保证供电服务的前提下，将已完成规划审批的增量配电网对应的配电价格作为标的物，公开向社会招标，价低者中标，取得配电网一定年限的投资经营权，中标价格报政府主管部门批准后生效。

　　价格产生机制中，增量配电网完成政府审批是公开招标的基础。一方面政府可通过审批规划实现对配电网的原始监管，保证规划的合理性和电网建设的可持续性；另一方面，既定的配电网规划，公开透明，能有效防止人为干预，为社会资本评估投资成本提供公平、统一的平台。中标结果报政府主管部门批准，既是国家政策要求，也是通过行政手段防止投机者采用低价中标等恶意手段干扰市场正常运行的有效措施。

　　配电价格通过公开招标方式确定，实质是通过市场化手段产生价格，形成正向激励机制。机制的设计使社会资本参与竞争时，其投标价格一方面要保证其收益，另一方面又要真实反映未来项目投资和运营成本，保持竞争力。为提高投标价格的竞争力，投资者必然努力控制造价，加强成本管理，释放改革红利。

　　价格调整。配电设施投运后，会对配电价格出现较大影响的因素主要有两个：一是实际用能水平与规划的差异，这是事前定价带来的自身缺陷；二是市场，包括原材料市场、劳动力市场等本身的波动。因此设立一定的调价周期，价格调整时应考虑上述因素，对中标价格进行合理修正。为此，在价格调整设计中，引入两个相关系数：

　　一是规划修正系数，通过实际用能水平与规划的偏差，决定价格调整幅度，具体计算为：（1）

　　二是对标联动系数。为体现市场变动信号，同时与大网输配电价形成对标，增量配电网的配电价格经政府主管部门批准后即用对标联动系数关联大网输配电价，具体计算为：（2）

　　增量配电网的配电价格调整周期应与大网输配电价调整周期一致，引入规划修正系数和对标联动系数后，增量配电网的配电价格的调整最终计算公式为：（3）

　　价格分割。社会资本引入增量配电网，必然会出现同一电压等级的配电设施有多个投资主体的情况，按照权责对等原则，该电压等级配电设施的收益应在不同投资主体间进行分配。利益分配方式可按两种情况进行：

　　一是相关利益主体的投资成本可以清楚界定、核算时，按投资占比进行分配。例如一段由甲方投资建设的同一电压等级的110千伏线路，与另一段由乙方建设的110千伏相连，甲、乙双方投资在110千伏线路中的占比分别为30%和70%，则电量交易的输配电价所得，由两方投资者按30%与70%的比例进行收益，而不能增加用户成本、重复征收输配电价。

　　二是多个投资主体间投资成本界定模糊、难以核定时，可参照邮票法，由所有投资主体共同平均该部分收益。例如一段由甲方投资建设的同一电压等级的110千伏线路，与另一段由其他投资方建设的110千伏相连，电量交易的输配电价所得，由两方投资者平均进行收益，而不能增加用户成本、重复征收输配电价。

　　价格统一。按照上文设计的增量配电网的配电价格机制，将增量配电网作为商品，其对应的配电价格以还原商品属性为目标，因此各增量配电网提供的配电价格是不一致的，可称为投资配电价格。投资配电价格虽然体现了市场的多样性，但同一区域内输配电价的不一致，可能对地区电价的管理造成一定困难。为此可根据需要引入行政手段，建立政府平衡账户，对增量配电网的配电价格进行二级管理，第一级管理投资配电价格，即按上文设计机制进行管理，允许配电价格多样化存在；第二级管理用户终端输配电价格，通过政府平衡账户，实现增量配电网用户终端输配电价格与大网价格统一。即保持用户侧输配电价收取标准不波动，对同一电压等级用户的增量输配电价统一按同等级大网输配电价标准收取，如扣除增量配电网配电价有结余，则结余转入政府平衡账户，如不足以支付增量配电网配电价，则不足部分从政府平衡账户中划拨补足，以此保证用户侧输配电价的统一性。

　　以增量配电网价格核定

　　推动输配电价改革

　　增量配电网的配电价格改革是本轮新电改的一部分，目的是打破电网企业现行的“独买”和“独卖”模式，因此，建立规则明晰、价格合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系，让输配电价真实反映电网成本，形成主要由市场决定的电力价格机制十分必要。

　　增量配电网的配电价格核定机制可在项目建设前介入，与增量配电网放开的同时引入市场竞争机制。以此形成的增量配电网的配电价格机制能有效还原配电网商品属性，利用价格信号实现市场资源优化配置；能有效保护投资者收益，激励投资者发挥更大的主动性，控制投资成本，提升运营水平，激励多元化资本进入增量配电网投资领域；可为输配电价改革提供先行先试经验，助推电力价格市场化；并对监管大网输配电价提供标杆示范作用。当然，要保证增量配电网配电价格机制良好运转，下一步还需切实转变监管方式，探索符合实际的监管手段，建立对增量配电网企业成本、投资监管及服务水平的机制。