配电环节投资占比七成，收益却仅占三成，这一结构性矛盾正制约着中国新能源发展目标的实现。

国家发改委正在就《输配电定价成本监审办法》等四项政策修订稿向社会公开征求意见。这标志着第四监管周期输配电价改革即将启动，恰逢习主席代表中国宣布到2035年非化石能源消费占比达到30%以上、风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上（力争36亿千瓦）的新目标。

这一宏伟目标的实现，高度依赖于配电网的发展水平。配电网作为能源转换利用和优化配置的关键平台，在新能源消纳中扮演着不可替代的角色。

一、配电网的重要地位与投资不足现状

配电网是电力系统的“毛细血管”，直接连接终端用户，是分布式新能源消纳的关键环节。随着新能源装机规模迅速扩大，配电网已从单纯的电力分配网络转变为源荷储互动的重要平台。

当前我国已建成全球最大、最完整的新能源产业链，向全球提供了60%的风电设备、70%的光伏组件设备。然而，配电网建设却远远滞后于新能源发展需求。

“重输轻配”的现象普遍存在。例如，在潍坊农村地区，尽管实施了电网改造工程使户均配变容量处于全省领先水平，能够满足150万千瓦农村分布式光伏接入需求，但更多地区的配电网容量不足已成为新能源接入的瓶颈。

河南2023年可再生能源发电量约占全社会用电量四分之一，但新能源的间歇性、波动性对电力系统提出了新要求，需要配电网升级来支撑新能源大规模开发和高水平消纳。

二、输配电价结构不合理是配电网投资不足的主因

我国输配电价结构中存在严重的投资与收益倒挂现象。根据业内数据，在输配电网投资中，220千伏及以上的高压输电投资约占30%，110千伏及以下的低压配电投资约占70%。

然而在现行的输配电价结构下，低压配电费占比仅在30%左右，高压输电费却约占70%。这意味着配电投得多却收益少，而输电投得少却收益多，形成了不合理的价格信号。

这种倒挂现象在西部某省表现得尤为突出：该省输电（外送电）业务收入高达约30亿元，而区域内配电业务收入仅3亿元左右，收入比例严重失衡。在这种情况下，电网企业自然更倾向于投资输电网而非配电网，因为投资回报率明显更高。

交叉补贴未厘清是导致输配电价结构不合理的重要因素之一。早在2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》就明确要妥善处理交叉补贴，但至今交叉补贴依然混杂在输配电价中。

在高电压补低电压的交叉补贴机制下，真实成本被掩盖，减少了低压配电投资应取得的合理收益。

三、输配电价结构不合理带来的不利影响

不合理的输配电价结构已产生一系列连锁反应，对电力体制改革和新能源发展造成多重阻碍。

配电网投资积极性严重受挫。在“投资低压配电网可能无法获利甚至亏损”的价格信号引导下，社会资本不愿投资配电网领域。有增量配电企业坦言，当前增量配电项目收益较低，由于投资体量较大，如果输配电价结构不顺，就无法吸引社会资本参与。

“隔墙售电”（分布式发电市场化交易）受阻。国家推出的分布式发电市场化交易试点项目真正运行的屈指可数，可能不到三个。主因是“过网费过低”，而究其根源是输配电价结构不合理导致低压配电价格过低。按照政策，试点项目只需承担输配电价中的低压配电费，但在配电费无法覆盖配电投资的情况下，这一模式难以持续。

增量配电业务改革举步维艰。在现行规则下，增量配电网项目业主只能获取低压配电费，大多数项目处于亏损状态。有项目业主坦言，他们是被不理顺的输配电价害得最惨的一批人，培育独立配售电主体的任务因此难以完成。

四、中央关于优化输配电价结构的要求与政策导向

面对上述问题，中央已有明确政策导向。《中共中央办公厅 国务院办公厅关于完善价格治理机制的意见》明确要求，“健全促进绿色低碳转型的能源价格政策”“完善新能源就近交易价格政策，优化增量配电网价格机制”。

国家发改委在《省级电网输配电价定价办法（修订征求意见稿）》中强调，要“深化价格形成机制市场化改革。进一步完善省级电网、区域电网、跨省跨区专项工程、增量配电网价格形成机制，加快理顺输配电价结构。”

2020年9月，国家发改委在回应相关意见建议时明确表示，“目前，我委结合第五批增量配电业务改革试点和输配电价改革，积极优化输配电价结构，完善相关机制”。这表明优化输配电价结构已成为当前改革重点。

2025年9月，国家发改委同时就四项办法修订公开征求意见，体现了加强顶层设计和整体谋划的思路，强调成本监审和定价全链条研究，促进输配电价政策体系“从优到精”。

五、政策建议

为实现2035年新能源发展目标，促进配电网健康发展，提出以下建议：

（一）落实中央要求，优化输配电价结构

首先应在输配电价核定的相关规则中，明确输电和配电分开核定原则。按照“准许成本加合理收益”原则，分别核定独立的输电价格和独立的配电价格，确保配电获得相应的价格激励和合理投资回报。

在核定过程中，应妥善处理交叉补贴，提出明确的时限要求，逐步将“暗补”变为“明补”，使各电压等级的成本和价格真实透明。可先测算并单列各电压等级的交叉补贴，再逐步减少交叉补贴规模，使价格信号真实反映供电成本。

（二）完善输电网与配电网结算制度

当前作为输配电价核定基础的电量核算方式存在不合理之处。省级电网输配电量按照省级电网公司销售电量计算，但该销售电量中包含通过地方电网和增量配网销售给终端用户的电量，而投资中却未包括地方电网和增量配网的投资。

建议将《省级电网输配电价定价办法》第14条修改为：“省级电网输配电量，按照省级电网公司独立完成输配环节的销售电量（不含经地方电网与增量配电网销售电量）计算，经省级电网与地方电网与增量配电网进行销售电量部分按双方的投资比例进行折算。”

或者将地方电网、增量配电网等公共电网企业投资成本、输配电成本一并纳入全省电网成本统一核算，厘清各接入电压等级输配电价的“准许成本加合理收益”，保障配电网投资回收合理性。

（三）强化配电网投资激励措施

对配电网关键节点和薄弱环节投资给予适当政策倾斜，如提高配电网投资计入有效资产的比例，或对特定配电网项目实行税收优惠。

建立配电网投资效能评估机制，将投资效率与收益挂钩，促进电网企业优化投资方向，提高配电网投资精准性。

结语

输配电价改革是我国电力体制改革的核心环节，而优化输配电价结构则是实现新能源发展目标的重要保障。随着第四监管周期输配电价改革启动，我们应抓住政策调整窗口期，破解配电网投资不足的结构性矛盾。

通过理顺输配电价结构，建立公平合理的投资回报机制，能够充分引导社会资本参与配电网建设，为新能源大规模发展创造良好条件，助力中国实现2035年非化石能源消费占比30%以上的目标，向全球展示中国在能源转型中的大国担当。