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增量配电网改革，可谓是风起云涌，各方博弈，项目推进十分艰难，几乎成为此轮电改的鸡肋。而从邮票法输配电价体系本源出发，对于增量配电又有何增益呢？
中发9号文启动新电改已历时近五年。五年来，电力市场交易日趋活跃，省级电网输配电价已全覆盖，增量配电网已开展第五批试点申报。
当前新电改呈现电力市场交易热、增量配电网改革冷的特点，真正落地的增量配电网项目少之又少，笔者此前曾在《三年增量配电改革的成败得失及建议》中提到：“增量配电网改革，可谓是风起云涌，各方博弈，项目推进十分艰难，几乎成为此轮电改的鸡肋。”
究其原因，是在大量的利益博弈的同时，增量配电网项目基本无法在当期实现盈利。与此同时，中美贸易战处于僵局，我国宏观经济发展趋缓，国家两度出台降低工商业电价政策以降低实体经济负担。
本文试图从邮票法输配电价体系本源出发，探讨推动增量配电网项目落地和降低用户电力成本的路径，并简要提出部分改革建议，希望能够为增量配电网试点改革提供参考。
一般而言，电力用户的电力成本包括三类电力成本。
第一类电力成本指完全来自于公共电力基础设施的成本，具体表现为基本电费、电度电费（包括发电、输电、配电、售电、政府性基金）。
第二类电力成本，指与固定资产投资直接相关的成本，具体包括：永久性电力设施建筑征地成本或者长期性电力设施建筑租赁成本，电网变电站到用户红线接入架空线路或电缆及管廊建设成本，用户红线内电力设备购置，土建、安装、调试成本，用户红线内电力线路或电缆及管廊建设成本，接入电力工程及用户电力配电网科研及设计成本，高可靠性电力接入工程成本，其他接入电力成本（比如时间成本，验收费用等），各种税收成本（比如建筑工程税等）。
第三类电力成本，指使用电力成本，具体包括用户配电网资产投资折旧、用户端配电网运维成本（含人工费）、用户端配电网损耗成本、用户端配电网检查检测成本、用户配电网投资财务成本、用户向电网公司预交电费的财务成本、其他使用电力成本（比如力调电费等）、各种税收成本（比如土地使用税等）。
关于降低第二类和第三类电力成本，有效途径包括引入城市配电资产等，通过电力金融等创新性手段，盘活用户存量资产为赢利性资产方式等。
关于降低第一类电力成本，除了发电侧降价外，通过增量配电网项目建设来降低输配电价，同样也是降低第一类电力成本的有效手段。
在增量配电网模式下，市场化交易用户电度电价=电力市场交易电价+省级上一单压等级输配电价+增量配电网配电价格+政府基金及附加+（售电公司经纪费用）。
要降低用户侧第一类电力成本，可以通过电力用户与发电企业在电力市场交易电价的下降来实现，也可以同步通过降低输配电价来实现。
例如针对电力用户的电力弱价格弹性的情况，在现行输配电价机制下，通过电网公司通过倒输配电价政策来降低输配电价。目前内蒙古电网公司按照自治区的产业政策，针对政策引导的产业采取了�阶梯电价政策，起到了很好的示范效应。
另外一个模式是通过增量配电网模式降低配电价。增量配电网业务是管制性业务，属于政府核价，主要的定价方式包含招标法、准许成本准许收益法、最高限价法、标杆电价法等四种及其组合，但其主流定价方式同样是准许成本+合理收益的模式，属于价格管制的范畴。对价格管制的实现方法，通常由投资回报率管制途径来实现。
由于增量配电网通常是在负荷强度较高的工业园区开展，其单位投资下的用电量即用电强度高于省级电网，因此，即便是在相同的投资造价水平下，其配电价格的平均水平随着用电强度的提高，长期看是应该低于省级电网相同电压等级的价格水平的。
因此，采用增量配电网模式，其（省级上一单压等级输配电价+增量配电网配电价格）之和，仍然会低于直接采用的省级电网输配电价的水平，从而使得市场化交易用户电价下降。
增量配电网管制性业务的盈利，来自于电度配电价的不同电压等级所对应的电价差，以及高于省级电网公司的用电强度预期；同时也来自于基本电费收入。
通常而言，由于用户的用电的不同时率，增量配电网与省级电网接口的变电容量，是低于增量配电网内部下一级电压等级的所有变电容量的，这就使得即便是在相同的基本电费取费标准情况下，增量配电网具备一定的上下级变电容量差所带来的基本电费收益。
尽管长期看有上述降价和盈利逻辑，但由于有最高限价约束、省级电网输配电价不同电压等级之间电价差过小、以及增量配电网建设初期用电强度不可能迅速达到预期水平，除了大量的利益博弈之外，短期内增量配电网无法实现盈利，使得社会资本对增量配电网更多持观望态度，推进改革的难度巨大。
我国电价体系目前是“邮票法”，无论是上网电价、输配电价、销售电价都是如此，这是目前我国电价体系的边界条件。
邮票法指同一分类的电力用户，在购买同一种电量产品的时候，不管所处的位置是怎样的，无论是在市中心还在农村，无论是在一楼还是顶楼，尽管给用户提供电量时电缆在长度完全不一样之外，连维护人员、材料费等都不一样，但其电价是一样的，和电量输送的具体路径没有关系。这就是说价格与路径无关，无论距离有多远，价格是一样的。
而线路的物理距离和投资有关，按照这个逻辑推理，那么邮票法的背后的逻辑，就是和投资无关，也当然与相应的运营成本（包含线损）等无关。
因此，不同用户类别之间、相同类别用户但不同电压等级之间，其目录电价或输配电价的差异，同属于交叉补贴。配电价执行两部制输配电价，这其中就包括基本电费，基本电费是输配电价的一部分；同时还包含线损。
增量配电网的实现路径有两种，一是直接的新建，一是股份化改造。在通过资产股份化形成的增量配电网与上一级电网的结算时，应按照“增量配电网与上级电网之间的结算电量，按增量配电网从上级电网输入的电量扣除损耗后的电量计算”。
国家在一个省输配电价核定时，只有一个综合线损率且已经含到输配电价中，不同电压等级之间的线损属于交叉补贴的范畴，并载明“实际超过这个线损率的风险由电网公司承担，低于这个线损率的收益由电网公司和用户各分享50%”。
省级电网输配电价核定时，已经包含上述线损率。改制后的增量配电网接入省级电网后，之前核算的省级电网输配电价中的线损率（在省级电网输配电价中）已经包含了改制后增量配电网内部的线损，如不按照上述方式结算，等同于增量配电网用户缴纳了两次线损率的代价，与核价逻辑不吻合。
按照“增量配电网与上级电网之间的结算电量，按增量配电网从上级电网输入的电量扣除损耗后的电量计算”，符合邮票法这一定价边界条件。
与此相类似的，是基本电费的结算也应该按照接口变电容量对应的基本电费在省级电网和增量配电网之间以1：1的方式进行分割，即增量配电网的基本电费仅应该缴纳50%。之前某些省份出台了按照投资额分摊方式，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。
例如一省级电网和增量配电网双方投资占比分别为30%和70%，则电量交易的输配电价基本电费所得，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。
这种方式实际上有违“邮票法”的定价机制，且操作上较为复杂。在邮票法的逻辑下，多个投资主体间投资成本界定模糊、难以核定时，可按照邮票法，及基本电费按照1：1进行分摊。
通常认为无电压等级差的增量配电网没有盈利的逻辑。但是，在现实中，无电压等级差的增量配电网是事实存在的，其建设这种类型的增量配电网的目的，同样也是降低增量配电网内部用户电价、与实现增量配电网的投资盈利的双赢目标。
按照邮票法边界条件，这种情况下的无电压等级差的电度输配电价，应该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10千伏线路，与另一段由其他投资方建设的10千伏相连，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。
同样，增量配电网的投资者也应该1：1承担上一级的输配电价的电度电价。因此，在这种情况下，增量配电网投资者的实际收益为本级电压等级与上一级电压等级输配电价之间的电价差的50%（含基本电费以及线损）。
明确了增量配电网的投资盈利，才能反哺其内部的用户，才能避免增量配电网内用户的重复缴费，才能助推价格洼地的实现、实现用户电价下降，才能降低增量配电网建设者的成本和提升生存能力。
应该看到，在邮票法电价体系下，省级电网各个不同电压等级的用户，其应该承担的输配电价本意上是相同的。当前包含政府基金及附加在内的当前的不同电压等级用估测输配电价差异，更多的是政府在核定输配电价时的交叉补贴因素所致。
因此，不同电压等级的省级输配电价核定已经包含了交叉补贴增量配电网项目及其内部电力用户在按照接口电压等级缴纳上一级输配电价时，已经支付了相关交叉补贴，无需额外缴纳相应的交叉补贴。
增量配电网改革本轮新电改的重要内容。但受多方利益博弈影响，增量配电网试点遇到了很多具体的困难，包括接电困难、供电特许经营片区划分困难等等。
除此之外，在当前大环境下增量配电网项目短期内无法盈利，虽然配电价格可以在不同的监管周期进行平滑处理和调整，但社会资本的投入需要在短期内形成自我生存能力，才能实现降低用户侧电价的长期稳定良性循环。增量配电网项目也是实体经济的一部分，同样需要降低成本。
当前，各省陆续出台了不尽相同的增量配电网的配电价格管理办法，本文从邮票法输配电价体系的本源角度出发，重点探讨增量配电网项目与省级电网的结算，从降低增量配电网项目成本、反哺其他电力用户实现降低电价，为进一步推动增量配电网改革落地提供相关建议。
