我国当前正处在新一轮电改的起步阶段，以市场交易电价和输配电价为基础的新电价体系正在推行，但以上网电价和销售电价为基础的原有电价体系依然还是主流。两套电价体系双轨运行，形成了我国现行的极富特色的电价体系。
本文将尝试对我国现行电价体系进行梳理，并进一步探讨现行电价体系对增量配电业务的影响。
1、原有的基于“统购统销”的电价体系
在本轮电改以前，电是“统购统销”的：电网企业对于发电企业来说是电能的唯一买方，而对于电力用户来说则是电能的唯一的卖方。电网企业从发电企业买电的价格，以及电网企业向电力用户供电的价格都是政府制定的，电网企业的利润主要来源于购销价差。
在发电侧，起初各发电企业卖电给电网的电价是“一厂一核”甚至是“一机组一核”，核价的原则基本上是“合理成本加合理收益”，这些单独核定的价格就是“上网电价”。
上网电价的弊端是缺少激励，因此后来逐步被“标杆上网电价”(或简称“标杆电价”)所取代。标杆上网电价不再基于各电厂或机组的实际成本核定，而是依据同类型机组的平均成本制定。标杆上网电价为发电设施投资提供了明确的经济信号，同时也促进了发电企业之间的效率竞争。
在供电侧，政府分电压等级、分用户类别制定了“销售电价”(有时也被称为“目录电价”)，部分地区的销售电价还考虑了分季节的丰枯电价和分时段的峰谷电价。销售电价是一个“捆绑”的价格，它内含了购电成本、输配电成本、输配电损耗、政府性基金及附加等。销售电价的定价原则是以公平负担为基础，同时兼顾公共政策目标。为此，销售电价中包含了交叉补贴(主要是工商业用电补贴农业和居民用电)。
另外，由于历史的原因，部分地区存在地方电网或趸售区域。电网企业向这些地方电网或趸售区域供电的价格采用的是“趸售电价”。趸售电价也是政府核定的，也是“捆绑”的价格，但价格水平更低。
2、新建立的“解绑”的电价体系
本轮电改的体制架构是“管住中间，放开两头”。在电价形成机制方面，是将原来“捆绑”的销售电价“解绑”，将其中的电能价格放开由市场决定，而其中的输配电价则由政府核定并严格监管。
对于电能价格部分，当前部分发用电量已经放开，发电企业和电力用户(或售电公司)可以通过双边协商、集中竞价、挂牌等方式批发交易部分电量，交易的价格就是市场交易电价。售电公司和其代理的电力用户之间的电力零售交易价格也属于市场交易价格。
对于输配电价格部分，各省级电网的首个监管周期的输配电价也已经全面完成了核定，核定的原则是“准许成本加合理收益”。输配电价中包含了原来销售电价中的交叉补贴，绝大部分省区的输配电价还包含了线损。
在省级电网之上，区域电网(相邻的几个省区间的骨干电网)输电价、跨省跨区专项工程输电价也完成了核定或调整。输电价也包含了线损。
在省级电网之下，地方电网和增量配电网同样需要单独核定的配电价。目前各省区还在制定当地的地方电网和增量配电网价格政策，预计2019年地方电网和增量配电网的配电价会陆续核定。在核定之前，配电价格暂按省级电网输配电价在电压等级之间的差额执行(即配电网内的用户所承担的输配电价和配电网外的用户相同)。
在省级电网或配电网内部，还有一类特殊的配电价：分布式发电市场化交易的“过网费”价格，它适用于分布式发电在电网局部消纳的情况。“过网费”价格不分摊该分布式发电交易没有涉及的电网资产的相关成本，也不参与分摊所在配电网接入省级电网的输配电费。同样，“过网费”价格也是需要政府核定的。
综上所述，在本轮电改所建立的新的电价体系中，用户的终端电价形成机制是：
用户终端电价 = 市场交易电价 + 输配电价 + 政府性基金及附加
这里的输配电价依赖于用户所在的位置以及所交易的电源的位置，可能只是分布式发电市场化交易“过网费”价格，也可能只是配电网配电价+ 省级电网输配电价，还可能需要加上区域电网输电价，甚至加上跨省跨区专项工程输电价。
3、新旧电价体系的双轨运行
在当前(以及接下来的一段时期)，我国的电价体系是双轨制运行的，政府价格管理部门在核定(并公布)电价的时候不仅要核定(并公布)输配电价，也要同步核定(并公布)销售电价(以及部分地区的趸售电价)。
下面的示意图描述了我国现行的双轨制电价体系及逻辑关系(点击图片可以查看大图)：
(在上图中，虚线绘制的部分是原有电价体系的遗留，会在未来逐步取消。)
在发电端，当前大部分发电量仍然是“计划电量”，是调度机构根据优先发电优先购电计划以及电网实际运行需要安排的。计划电量由电网企业收购，价格是标杆电价;另外一部分发电量是“市场电量”，电量销售给大用户或者售电公司，价格是市场交易电价。
在用电端，部分用电(农业用电、居民用电、重要公用事业用电、公益性服务用电等)尚未放开，其用电需要优先保证，其用电价格是销售电价;另有部分用户(部分大工业用电、部分一般工商业用电)已经放开，他们通过市场化交易获得电量，其用电价格由市场交易电价 + 终端输配电价 + 政府性基金及附加构成;还有部分用电(目前还是大部分用电量)既不属于优先购电范围，又不能参与电力市场交易，其用电量仍然由电网企业统销，其用电价格也是销售电价。
双轨运行的新旧两套电价体系在大部分情况下是相对独立的，但在某些领域也会相互影响。比如，尽管新电价体系在建立时考虑了与原有电价体系衔接，但按照新电价体系形成的终端电价(燃煤标杆上网电价 + 输配电价 + 政府性基金及附加)往往和原有电价体系中的销售电价不相等。这种情况在一些地方影响了电力用户参与电力市场交易的积极性，在另一些地方则导致了已核定的输配电价得不到执行、市场交易在销售电价基础上扣减价差的现象。
4、现行电价体系对增量配电业务的影响
增量配电的业务模式是通过向市场化电力用户收取配电费来回收配电设施相关成本以及合理收益。
当前省级输配电价中存在的两个问题对增量配电业务模式影响比较大：
1)高电压等级(220kV和110kV)的输配电价偏高。这意味着增量配电网需要向省级电网缴纳的输配电费偏高;
2)电压等级之间的输配电价差偏低(220kV和10kV之间的大工业用电价差的中位数为5.02分，110kV和10kV之间的价差的中位数为4分)。这意味着很多增量配电网缺少足够的价格空间来回收配电成本;
另一方面，大部分增量配电网内都存在非市场化用户(包括尚未参与电力市场交易的工商业用户，以及居民、农业、重要公用事业、公益性服务等)，增量配电网需要对这些用户提供保底供电服务。由于保底供电的价格是销售电价，增量配电网因而也需要开展“统购统销”业务。然而，由于销售电价(特别是农业用电和居民用电的价格)普遍低于按照新电价体系计算的终端电价，配电企业无法从购销差中足额回收非市场化电力用户所应承担的配电成本。
对于上述这些问题，有关部门在《有序放开配电网业务管理办法》和《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》中提出了一些应对措施。在实际操作中那些措施能否落到实处，我们拭目以待。
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