摘要：增量配电业务有序放开社会资本是我国新一轮电力改革的重要内容之一,并且吸引了社会各界的关注。随着全国106个试点项目的确定，深入研究增量配电业务的相关问题迫在眉睫。深度解读国家政策以后，指出增量配网改革所涉及的环节，并提出当中存在的三个难点，包括增量配网价格尚未明确、供区划分困难、配电侧如何开展市场化交易。对这三个关键难点进行分析，并且相应提出解决思路。文章具有一定的现实意义。
关键词：增量配电业务；电力改革；配电定价机制
1引言
2015年3月，九号文的颁布标志着中国新一轮电力体制改革的开始。九号文明确了深化电力体制改革的总体思路、基本原则，以及包括“有序向社会资本放开配售电业务”的近期重点任务。在过去的三年里，中国政府发布了一系列与增量配电改革相关的配套政策和措施，包括其定义和范围、市场主体、准入条件、项目管理、电价核定和区域划分等。从总体上看，增量配电业务放开的高层设计已经基本完成，并正在进入实时操作阶段，面临着多方面的困难。这就为此次研究增量配网改革过程中出现的各种问题创造了契机。
对于增量配网业务改革问题，我国已有部分文献进行讨论。文献[2]对各方参与增量配网项目的动力因素分析，但未指出改善的建议；文献[3]指出试点推进过程中需关注的问题，并给出相应的建议，但总结的不够全面；文献[4]明确了增量配网试点政策的初衷，界定清晰增量配网企业的权利和义务，并提出未来需要开展的工作。本文从增量配网改革所涉及的环节入手，指出当中的三大难点并进行分析，分别是增量配网价格尚未明确、供区划分困难、配电侧如何开展市场化交易，最后相应提出解决思路。
2改革所涉及的环节
对于增量配电改革的路径，可分为16个步骤：
1）顶层设计；2）规划编制；3）业主优选；4）成立公司；5）特许经营；6）经济测算（盈利模式分析）；7）模式选择（配电模式、配售一体模式、投资分布式能源的发配售一体模式）；8）售电营业；9）论证准核；10）项目建设；11）接入公网；12）配电价格的核定；13）申请许可；14）投入运营；15）监管反馈；16）特许结束。
目前大多数的增量配网试点项目进展到第二步，完成了规划编制的评审；也有少数试点已经完成了优选业主与成立公司；极少数已获得核准与建设，存量电网除外。即使是已经在运转的存量配电网也还没有按“准许成本+合理收益”的方式核定配电价。由于按电压级数的价差方法无法保证存量电网的收益，因此仍按照原来趸售电价的方式执行。但是当配网内的负荷需求增大时，电网公司只按照原来规划约定的电量按趸售电价结算，新增加的负荷需求电量就不愿意按照趸售电价结算，使得配电公司面临亏损问题。
3改革的主要难点及解决思路
增量配网改革涉及的16个环节中，存在着增量配网价格尚未明确、供区划分困难、配电侧如何开展市场化交易等难点。下面对这三个难点作进一步的分析。
3.1配电定价机制
3.1.1现行定价机制存在问题
现行价格机制[5-8]下，省级电网的输配电价是该地区的一个平均价格，反映的是该地区电网建设和运维的平均成本，并且承担了交叉补贴；增量配网的价格单独核定，反映的是该增量配网的成本，可能高于也可能低于该地区电网建设和运维的平均成本，并且增量配网需要承担的交叉补贴的核定方法尚未明确。会出现以下两种情况：
（1）现行输配电价能够保证增量配网回收成本，促进电网建设成本比较低的地区的电网更有激励申请成为增量配网，留在国家电网公司范围或南方电网公司范围的均为成本比较高的配电网，进一步提升平均成本。随着成本低的配电网独立成为增量配网，省级输配电价将越来越来高，影响社会福利，造成市场不公平。同时，由于拥有优质资源的地区成立增量配电网，不拥有优质资源的地区自然只能留在国家电网公司或南方电网公司。这样在下一轮的输配电价核定中，会将这部分费用分摊下去，必然会推高按其他电量计算的平均输配电价水平，进而增加整个社会用电成本。
（2）现行省级输配电价大部分均存在高电压等级价格补贴了低电压等级价格的情况，不同电压等级之间输配电价差很小，也可能会使得增量配网和地方电网无法回收成本。
3.1.2交叉补贴的解决思路
交叉补贴的解决的方式是建立一个较大范围的电网收费协调机构，在这个范围内采取“收支两条线”：分别核定每个电网公司（包括增量配网公司）的准许收入，得到区域的总的准许收入，然后对区域范围内的用户制定统一的定价收费方法（考虑所在电网的成本、交叉补贴及网络之间的影响），将该区域的总准许收入分摊下去。在核定电网公司的准许收入时，可以考虑一些激励性的指标。
该结算方式有以下三步：
（1）确定各电网准许收入
首先不考虑各电网之间的网间联络线，根据国家发布的《省级输配电价核定方法》[6]、《输配电定价成本监审办法》[5]等相关文件规定的办法，按照“成本+准许受益”的原则，分别核定各级电网内部的电网成本，确定网内准许收入。
对于各电网之间的联络线，先单独核定其成本，然后按其功能的不同，分别进行处理：1)若电网A和电网B通过联络线互为备用，可按电网年电量比例将联络线成本分摊至各电网，分别纳入其核算的准许成本中；2)若联络线为电网A向电网B的专用送电通道，为专项工程，现阶段，可参考国家发布的《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（试行）》等相关文件，确定网间交易输配电价。条件成熟后，可设计通过潮流追踪的方法，更准确的计算联络线对各电网的影响程度，或产生的效益，按使用程度分摊联络线成本至各电网。
（2）计算输配电价
该区域范围内用户采用统一的定价方法进行定价，通过公平合理的分摊方法将总准许收入分摊至各用户，确定输配电价格。这里的用户是指电网用户，可以是终端电力用户，可以是发电商，也可以是某个级别的电网公司。
（3）各电网准入收入调整
可制定某一机构作为独立的输配电费结算代理，由其每年向各用户按照其所在电压等级进行输配电价收费，得到该区域内总年输配电费，再按照步骤一中各电网核定的准许收入将收取的总输配电费分摊至各电网公司。这部分费用与总准许收入不一致时，简单的处理方法为按照各电网公司准入收入进行等比例调整，差额资金纳入下一次监管周期准许收入中。
3.2供电区的划分
在改革过程中，增量配电网业主与电网公司在配电区域划分问题上存在争议。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆《增量配电业务区域划分实施办法（试行）》[8]的出台，进一步明确了征求意见稿中提出的通过“入股、出售、产权置换、租赁”等方式将原有的存量资产转让给试点项目业主单位。参照配电区域划分申请，对于存量资产的处置也应通过地方相关主管部门裁定。
从技术的层面分析，配电区域划分问题上存在争议的原因在于输配电服务存在规模经济性以及备用、调频等辅助服务机制的缺失。
（1）输配电服务的规模经济性
现有政策中没有规定增量配网的规模和大小，理论上来说，只有达到一定的规模，配电网的建设和运行才达到规模经济性，这主要跟输配电服务的垄断性相关。输配电服务的垄断可以从以下几个方面考虑：
A）输配电网：一个地区只能有一个电网，在同一个地理范围内同时有两个或多个电网是不经济的，从这个角度，输配电网在一个区域范围内是垄断的。
B）输配电网线路的建设：对同一个电网中的不同的线路、设备，可以由不同的投资者建设，前提是电网的收费统一进行，收费以后根据约定的规则分配给不同的投资者。
C）输配电网的运行：连通的交流电网需要同步运行（相同的频率）。电网的运行也存在一定的规模经济性，也就是说，同步运行的电网的规模越大，综合效益越大。但是，电网也不是越大越好，随着电网规模的增加，短路电流、电力系统稳定、连锁故障等问题更加复杂。最佳的同步电网的规模会随着相关技术的变化而变化。即使对连通的同步电网，也会采取分层调度、管理的模式。
这意味着增配电网无论规模大小，均可由不同的主体投资，但不一定要独立运行，可将调度交由上级，而对于一定大小规模（实现配电网的运行规模经济性）的增量配网允许自行调度运行。
该问题的解决办法是进一步对增量配网按规模分类，对于不同规模的增量配网采取不同的经营模式：a）独立运行；b）委托大电网运行；c）多个增量配网联合运行。
（2）备用、调频等辅助服务机制的缺失
当前发达地区低压配网为提高供电可靠性，大多闭环设计、开环运行，也即存在公共电网通过常态下开环的低电压等级电网为增量配网提供了备用、调频等辅助服务，在暂行办法中对这块辅助服务价值没有体现，同样会导致公共电网用户分摊成本的增加。
建议完善备用、调频等辅助服务机制。
3.3配电侧的市场化交易
传统上，配电网从输电网被动的购买高电压等级电能，并通过配电网络将购买的电能输送给配电网用户，潮流方向单一。但随着配电网中大规模分布式电源的接入，其潮流方向由单向发展为双向。不可避免增量配网内将会接入大量的分布式电源，未来趋势是允许增量配网公司进行发、配、售一体的业务，但这又会形成新的垄断。
此时，如果市场交易仍不考虑配电侧，就无法很好地利用分布式能源和用户侧的需求响应资源。应当允许主动式配电网参与市场交易：当主动式配电网内部分布式电源发电不足以供给内部负荷需求，主动式配电网作为用电主体参与电力市场购电；当主动式配电网内部分布式电源发电过剩，主动式配电网作为发电主体参与电力市场售电。
建议对于未来新增了发配售一体、配售一体公司、微电网、园区运营商、需求响应聚合商等特殊的市场主体进入市场，需要充分考虑其进入方式、适应其参与的市场机制设计、市场风险管理等。
4结论与建议
增量配电政策的实施势在必行，但目前需要解决眼前的三大难点，其原因和解决方式总结如下：
（1）增量配网价格尚未明确。原因在于目前核定的输配电价存在交叉补贴，包括电压等级之间的交叉补贴和不同区域之间的价差补贴，且没有科学的计算各类用户的交叉补贴。建议的解决方式为：用科学的方法计算每类用户应该交纳的输配电费，然后基于之前的输配电价计算每类用户实际承担的交叉补贴，最后进一步确定增量配网的输配电价。
（2）供电区的划分。原因在于电网的运营具有一定的规模经济性，增量配网所在区域与实际地理上最佳的电网运营区可能不一致。解决方式：增量配网的开展分为投资建设和配网运营。投资建设的主体由市场化确定，但是配网运营仍需要在一定范围内统一进行。同一个配网运营区域（供电区）内存在多个投资主体的，可以委托其中一个或第三方独立主体进行配网的运营，具体的业务包括电网的规划、调度等。
（3）配电侧的市场化交易。原因在于允许分布式电源、微电网等新型主体参与市场竞争已成为我国电力市场发展的趋势，但相关的细则目前尚未明确。解决办法：充分考虑特殊主体，如发配售一体、配售一体公司、负荷聚合商、虚拟电厂等，设计其进入方式、适应其参与的市场机制设计、市场风险管理等。
参考文献
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[8]国家发展改革委 国家能源局.增量配电业务配电区域划分实施办法(试行)(发改能源规〔2018〕424号)[EB/OL]. (2018-03-13).
http://www.nea.gov.cn/2018-03/20/c_137052508.htm
论文作者:徐辉1,骆子雅2,谢文锦3,荆朝霞4
论文发表刊物:《电力设备》2018年第28期
论文发表时间:2019/3/27
标签：电网论文; 增量论文; 输配电论文; 成本论文; 公司论文; 配电网论文; 价格论文; 《电力设备》2018年第28期论文;