我國當前正處在新一輪電改的起步階段，以市場交易電價和輸配電價為基礎的新電價體系正在推行，但以上網電價和銷售電價為基礎的原有電價體系依然還是主流。兩套電價體系雙軌運行，形成了我國現行的極富特色的電價體系。

本文將嘗試對我國現行電價體系進行梳理，并進一步探討現行電價體系對增量配電業務的影響。

原有的基于“統購統銷”的電價體系

在本輪電改以前，電是“統購統銷”的：電網企業對于發電企業來說是電能的唯一買方，而對于電力用戶來說則是電能的唯一的賣方。電網企業從發電企業買電的價格，以及電網企業向電力用戶供電的價格都是政府制定的，電網企業的利潤主要來源于購銷價差。

在發電側，起初各發電企業賣電給電網的電價是“一廠一核”甚至是“一機組一核”，核價的原則基本上是“合理成本加合理收益”，這些單獨核定的價格就是“上網電價”。

上網電價的弊端是缺少激勵，因此后來逐步被“標桿上網電價”(或簡稱“標桿電價”)所取代。標桿上網電價不再基于各電廠或機組的實際成本核定，而是依據同類型機組的平均成本制定。標桿上網電價為發電設施投資提供了明確的經濟信號，同時也促進了發電企業之間的效率競爭。

在供電側，政府分電壓等級、分用戶類別制定了“銷售電價”(有時也被稱為“目錄電價”)，部分地區的銷售電價還考慮了分季節的豐枯電價和分時段的峰谷電價。銷售電價是一個“捆綁”的價格，它內含了購電成本、輸配電成本、輸配電損耗、政府性基金及附加等。銷售電價的定價原則是以公平負擔為基礎，同時兼顧公共政策目標。為此，銷售電價中包含了交叉補貼(主要是工商業用電補貼農業和居民用電)。

另外，由于歷史的原因，部分地區存在地方電網或躉售區域。電網企業向這些地方電網或躉售區域供電的價格采用的是“躉售電價”。躉售電價也是政府核定的，也是“捆綁”的價格，但價格水平更低。

新建立的“解綁”的電價體系

本輪電改的體制架構是“管住中間，放開兩頭”。在電價形成機制方面，是將原來“捆綁”的銷售電價“解綁”，將其中的電能價格放開由市場決定，而其中的輸配電價則由政府核定并嚴格監管。

對于電能價格部分，當前部分發用電量已經放開，發電企業和電力用戶(或售電公司)可以通過雙邊協商、集中競價、掛牌等方式批發交易部分電量，交易的價格就是市場交易電價。售電公司和其代理的電力用戶之間的電力零售交易價格也屬于市場交易價格。

對于輸配電價格部分，各省級電網的首個監管周期的輸配電價也已經全面完成了核定，核定的原則是“準許成本加合理收益”。輸配電價中包含了原來銷售電價中的交叉補貼，絕大部分省區的輸配電價還包含了線損。

在省級電網之上，區域電網(相鄰的幾個省區間的骨干電網)輸電價、跨省跨區專項工程輸電價也完成了核定或調整。輸電價也包含了線損。

在省級電網之下，地方電網和增量配電網同樣需要單獨核定的配電價。目前各省區還在制定當地的地方電網和增量配電網價格政策，預計2019年地方電網和增量配電網的配電價會陸續核定。在核定之前，配電價格暫按省級電網輸配電價在電壓等級之間的差額執行(即配電網內的用戶所承擔的輸配電價和配電網外的用戶相同)。

在省級電網或配電網內部，還有一類特殊的配電價：分布式發電市場化交易的“過網費”價格，它適用于分布式發電在電網局部消納的情況。“過網費”價格不分攤該分布式發電交易沒有涉及的電網資產的相關成本，也不參與分攤所在配電網接入省級電網的輸配電費。同樣，“過網費”價格也是需要政府核定的。

綜上所述，在本輪電改所建立的新的電價體系中，用戶的終端電價形成機制是：

用戶終端電價 = 市場交易電價 + 輸配電價 + 政府性基金及附加

這里的輸配電價依賴于用戶所在的位置以及所交易的電源的位置，可能只是分布式發電市場化交易“過網費”價格，也可能只是配電網配電價 + 省級電網輸配電價，還可能需要加上區域電網輸電價，甚至加上跨省跨區專項工程輸電價。

新舊電價體系的雙軌運行

在當前(以及接下來的一段時期)，我國的電價體系是雙軌制運行的，政府價格管理部門在核定(并公布)電價的時候不僅要核定(并公布)輸配電價，也要同步核定(并公布)銷售電價(以及部分地區的躉售電價)。

下面的示意圖描述了我國現行的雙軌制電價體系及邏輯關系(點擊圖片可以查看大圖)：

(在上圖中，虛線繪制的部分是原有電價體系的遺留，會在未來逐步取消。)

在發電端，當前大部分發電量仍然是“計劃電量”，是調度機構根據優先發電優先購電計劃以及電網實際運行需要安排的。計劃電量由電網企業收購，價格是標桿電價;另外一部分發電量是“市場電量”，電量銷售給大用戶或者售電公司，價格是市場交易電價。

在用電端，部分用電(農業用電、居民用電、重要公用事業用電、公益性服務用電等)尚未放開，其用電需要優先保證，其用電價格是銷售電價;另有部分用戶(部分大工業用電、部分一般工商業用電)已經放開，他們通過市場化交易獲得電量，其用電價格由市場交易電價 + 終端輸配電價 + 政府性基金及附加構成;還有部分用電(目前還是大部分用電量)既不屬于優先購電范圍，又不能參與電力市場交易，其用電量仍然由電網企業統銷，其用電價格也是銷售電價。

雙軌運行的新舊兩套電價體系在大部分情況下是相對獨立的，但在某些領域也會相互影響。比如，盡管新電價體系在建立時考慮了與原有電價體系銜接，但按照新電價體系形成的終端電價(燃煤標桿上網電價 + 輸配電價 + 政府性基金及附加)往往和原有電價體系中的銷售電價不相等。這種情況在一些地方影響了電力用戶參與電力市場交易的積極性，在另一些地方則導致了已核定的輸配電價得不到執行、市場交易在銷售電價基礎上扣減價差的現象。

現行電價體系對增量配電業務的影響

增量配電的業務模式是通過向市場化電力用戶收取配電費來回收配電設施相關成本以及合理收益。

當前省級輸配電價中存在的兩個問題對增量配電業務模式影響比較大：

高電壓等級(220kV和110kV)的輸配電價偏高。這意味著增量配電網需要向省級電網繳納的輸配電費偏高;

電壓等級之間的輸配電價差偏低(220kV和10kV之間的大工業用電價差的中位數為5.02分，110kV和10kV之間的價差的中位數為4分)。這意味著很多增量配電網缺少足夠的價格空間來回收配電成本;

另一方面，大部分增量配電網內都存在非市場化用戶(包括尚未參與電力市場交易的工商業用戶，以及居民、農業、重要公用事業、公益性服務等)，增量配電網需要對這些用戶提供保底供電服務。由于保底供電的價格是銷售電價，增量配電網因而也需要開展“統購統銷”業務。然而，由于銷售電價(特別是農業用電和居民用電的價格)普遍低于按照新電價體系計算的終端電價，配電企業無法從購銷差中足額回收非市場化電力用戶所應承擔的配電成本。

對于上述這些問題，有關部門在《有序放開配電網業務管理辦法》和《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》中提出了一些應對措施。在實際操作中那些措施能否落到實處，我們拭目以待。