分布式发电市场化交易中的“过网费”向谁收？由谁定？

为推动就近消纳清洁能源，国家发改委、国家能源局在2017年下半年先后发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源〔2017〕1901号）和《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》（发改办能源〔2017〕2150号）这两份重要文件，在业内（特别是光伏行业内）引起了强烈反响，其中提出的“过网费”更是引起了广泛的探讨和争论。

“过网费”到底是什么？

广义上的“过网费”指的是“网络使用费”，即电网企业为了回收其电网设施合理投资、运行维护成本及合理投资回报而向使用者收取的费用。也就是说，“输配电费”、“输电费”、“配电费”都是“过网费”。

《通知》和《补充通知》中的“过网费”并不是上述的广义上的“过网费”，而是专门针对分布式发电电量采用市场化机制开展交易的场景的，其实质是一种特殊的“配电费”。

本文的后续讨论中，“过网费”均指分布式发电市场化交易语境下的狭义过网费。

“过网费”和“配电费”有什么不同？

在传统电网中，电能是由电压等级较高的输电网向电压等级较低的配电网传输，通过变压器降压后，最终配送给电力用户的。因此，核定的“配电费”要分摊本电压等级及电能传输过程中通过的各个电压等级的相关成本和费用，有时还要分摊来自输电网的成本和费用。

随着技术持续进步、政策不断完善、成本显著降低，分布式发电规模日益增大，与传统大容量集中式发电一起向各类用户提供电能。分布式发电项目具有发电容量小、传输范围小（电能传输整个过程都在一个配电网片区，甚至是一个变压器台区内发生）的特点。在这种情况下，如果还向分布式发电的用户收取完整的“配电费”会给用户带来过高的、不合理的负担，阻碍分布式发电的发展。

解决这个问题的办法是将分布式发电市场化交易所涉及的网络使用费作为一种特殊的“配电费”进行核定：它仅仅分担分布式发电交易所涉及的配电资产投资回收与运行维护费用等，不分担交易未涉及范围外的配电资产投资回收与运行维护费用，也不分担输电费用等。而这个特殊的“配电费”，正是《通知》中提出来的“过网费”。

“过网费”应该如何制定？

理论上，“过网费”应主要满足分布式发电市场化交易所涉及的配电资产的相关成本及运行维护费用回收。《通知》里确定的定价原则也是如此：“在遵循国家核定输配电价基础上，应考虑分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离”。

在实际操作中，有两个问题需要注意：

我国当前的输配电费中包含了政策性交叉补贴。如果“过网费”中不包括政策性交叉补贴，会导致电网企业无法足额取得其准许收入；

现有大部分电网设施在当初规划和建设的时候是按照“电能主要从输电网输入并逐级向下输送”这种模式考虑的，但分布式发电市场化交易将重构局部乃至整个配电网的潮流。如果“过网费”中不分担那些已建设但可能利用率下降的较高电压等级电网设施的相关费用（也就是所谓的“搁浅成本”），也会导致电网企业无法足额取得其准许收入。

因此，在实际操作中，“过网费”不能仅仅考虑边际成本，还需要适当考虑政策性交叉补贴和“搁浅成本”。

按不同电压等级之间的输配电价差制定“过网费”合理吗？

《通知》中提出，“过网费核定前，暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价（含政策性交叉补贴）扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价”。这是一个临时方案，该方案体现的原则也是边际成本的原则，理论上也是大致合理的。

但由于当前省级电网输配电价中包含有政策性交叉补贴（存在高电压等级用电对低电压等级用电的补贴，也存在大工业和一般工商业用电对农业和居民用电的补贴），如果直接用两个等级的输配电价相减，就会完全抵消（甚至是超额抵消，因为高电压等级承担的交叉补贴更高）交叉补贴。这样收取“过网费”会导致电网企业无法足额取得其准许收入。

因此，在实际操作中如果要采取这种临时方案，需要在“过网费”中考虑政策性交叉补贴。当然，如果将《通知》中的“所涉最高电压等级的输配电价”理解成不含政策性交叉补贴的价格，就和我们这里讨论的原则一致了。

“过网费”向谁收？

我国当前的输配电费只向用户（负荷）收取，不向发电方（电源）收取。“过网费”也应是如此。

需要说明的是：

对于分布式发电市场化交易部分的电量，用户缴纳“过网费”，就不必再缴纳“输配电费”；

对于其它电量，用户仍然缴纳“输配电费”；

“过网费”由谁定？

《通知》明确提出，“过网费”应该由试点地区所在省（区、市）价格主管部门核定，并报国家发改委备案。这和输配电价的流程是一致的。

对于实际操作，我们认为，提交给价格主管部门核定的“过网费”，应该由试点地区的电网企业、试点项目业主（目前主要面向分布式光伏和分散式风电）、试点电力用户共同参与，按照准许成本加合理收益的原则，通盘考虑政策性交叉补贴，通过严密计算得出。