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输配电价核定后售电侧改革面临的相关问题

2017-07-04 09:26:22 电力市场观察员　点击量：评论 (0)

自输配电价核定以来，全国共有16个省市电网按照允许成本+合理收益原则核定的输配电价相继得到批复。售电侧改革推进下，新核定输配电价的实施，可能面临以下几个问题根据不完全统计，自从2014年12月底深圳市

自输配电价核定以来，全国共有16个省市电网按照“允许成本+合理收益”原则核定的输配电价相继得到批复。售电侧改革推进下，新核定输配电价的实施，可能面临以下几个问题......

根据不完全统计，自从2014年12月底深圳市输配电价核定以来，全国共有16个省市电网按照“允许成本+合理收益”原则核定的输配电价相继得到批复，主要集中在华北、华中、西南地区，经济发达的南方区域、华东区域。

按照年初国家发展改革委召开的新闻发布会，今年上半年，输配电价核定工作将全面完成，同时要完成重点区域电网输配电价改革。

观察员认为，核定输配电价至少有几个好处，一是符合电力体制改革“放开两头、管住中间”的体制架构。二是理顺从发电到用电的价格形成机制，发电成本能够有效传导至用电成本。三是建立成本监审办法，有效引导中间输配环节的合理投资。

不过，这些不在今天讨论范围内。观察员主要想跟大家分享：听说广东电网输配电价已经核定，按照国家要求，输配电价核定后，要尽快用于售电侧改革，那么实际可能会出现的几个问题。

一、电力用户准入问题

输配电价核定前，广东仍然采用价差传导机制，即保证电网公司收益不变，发电企业让利的幅度等于电力用户优惠的幅度，该机制下，电力用户可以把目录电价作为参考。

从目前核定情况来看，输配电价是按照电力用户电压等级进行核定，而非用电量。那么实际应用中就会出现“起跑线”不一样的情况。

以广西为例：

根据国家发展改革委《关于广西电网2017-2019年输配电价的通知》和广西物价局《关于降低我区工商业用电价格的通知》，2017-2019年广西一般工商业和大工业的目录电价和相关政府性基金如下：

通过简单数据汇总和加减算法可以清楚看出，（1）一般工商业在目录电价扣减输配电价、政府性基金后，“起跑线”都是0.3143元/千瓦时。（2）35kV及以上大工业在目录电价扣减输配电价、政府性基金后，“起跑线”都是0.4352元/千瓦时。（3）虽然1-10kV大工业与一般工商业“起跑线”一样，但是大工业还需要按照变压器容量或最大需量缴纳基本电费。

另外，根据广西2017年6月份集中竞争交易结果来看，统一出清价格0.394元/千瓦时，加上输配电价、政府性基金后，甚至存在一般工商业和1-10kV大工业进入市场后，出现电度电价比目录电价还要高的”倒挂“现象。

这也是为什么广西电力市场只有35kV及以上大工业进入市场的原因。

目前，广东是按照电力用户用电量进行准入审核，在输配电价核定后，同样面临上述问题。观察员大胆猜想，下一阶段，广东很可能按照电压等级进行准入审核，具体放开规模依据输配电价和规则方向。

二、发电企业成本问题

电力市场中，在没有阻塞的地区和时段，不同一次能源、不同地理位置的电量是一样或趋同的商品，存在“同网、同质、同价”特性。

受到电力行业长期采用垂直一体化管理模式和上网电价政策等影响，在采用市场化定价机制时，可能会出现几个难题：“一机一价”问题、合同电量问题、新老机组问题等。

（1）不同建设周期

鉴于广东还有20世纪80-90年代机组运行，观察员简单罗列下上网电价发展历史，大家有个基本概念。

1985年5月，国务院印发《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，为鼓励集资办电和促进电力行业发展，将统一电价政策调整为还本付息电价政策，按照发电成本、银行贷款和合理利润核定上网电价。

2001年4月，国家计委印发《关于规范电价管理有关问题的通知》，为防止运行初期上网电价过高，将定价年限由还贷期拉长至经营期，按照社会平均成本和经营期收益水平核定上网电价。

2004年4月，国家发展改革委印发《关于进一步疏导电价矛盾规范电价管理的通知》，对于同一地区新建发电企业，执行同一标杆电价，初步培育发电企业竞争理念。

经过简单介绍可以看出，由于种种原因，不同建设周期、不同投资主体的发电企业，核定上网电价不近相同。

根据观察员统计，截至目前，广东统调煤电机组共有124台（不含双水、旺隆，不含瑞明、达兴、梅县，不含宝钢、珠海A），其中2004年4月前建成运行的共有47台，装机容量1384.5万千瓦，平均上网电价460.2厘（不含环保电价），高出标杆上网电价36.7厘。

此外，由于充分考虑银行贷款和投资成本等问题，上网电价普遍较高，经过十几年运行，基本不存在“还本付息”压力，固定资产折旧也所剩无几。从财务管理角度而言，占据发电企业固定成本的两座大山“财务费用”和“折旧”几乎不存在。

而对于新建机组，投资资金约80%来自银行贷款，在参与市场竞争时，除考虑发电变动成本外，还要考虑初期银行贷款压力，综合成本较高。

（2）不同燃料种类

在煤电机组中，常规煤电机组共有104台，装机容量5159.7万千瓦，煤矸石机组共有14台，装机容量309万千瓦，水煤浆机组共有6台，装机容量116万千瓦。由于煤矸石低位发热值较低，主机设备都是按照设计煤种进行制造，如果简单将煤矸石机组与常规煤电机组放在同一平台上，显然不公平。

对于气电机组也有同样的问题。广东天然气来源主要包括两种：一是深圳大鹏从澳大利亚进口的液化天然气，由于执行合同签约价格，相对便宜，主要发电用户有昭阳、展能、前湾和能东等少数。二是由于澳大利亚LNG很难获得增量，其他发电用户主要采用西气东输的管道天然气，价格是澳大利亚LNG的两倍左右。

（3）不同电源类型

根据广东电力交易中心市场主体注册情况，热电联产气电机组共有19台，装机容量586.4万千瓦，占到B类机组9.3%，市场规模不容小觑。结合广东售电侧改革进展，后续常规气电机组也将逐步纳入。

按照每标准立方天然气热值8500Kcal，价格2.8元，联合循环9E、9F发电能耗6148-7850kJ/kWh等参数测算，预计发电量4.5-5.8千瓦时，单位燃料成本483.7-617.6厘/千瓦时。此外，由于重型燃气轮机核心技术和关键材料掌握在GE、三菱、西门子、阿尔斯通等国外公司，气电机组还需要面临垄断下高额的检修费用和材料费。

与高昂的气电机组相比，煤电机组仍然较有优势，按照入炉标煤单价700元/吨，发电煤耗280-350/kWh等参数测算，单位燃料成本只有229.3-286.7厘/千瓦时，普遍较气电机组低出200厘/千瓦时以上。

三、交差补贴问题

其实这个问题观察员最为关心，也最感兴趣，可是碍于认识水平和资源条件，没法做进一步分析呢，待养精蓄锐后再发力。

至于还有其他问题，观察员后续根据情况进行更新呢。