电改“下半场”：跨省跨区输配电价改革启动

省级输配电价改革全面完成后不久，新的电改任务又来了。

 

8月22日，国家发改委办公厅发布《关于全面推进跨省跨区和区域电网输电价格改革工作的通知》，表示将全面推进区域电网输电价格改革，在华北区域电网输电价格改革试点基础上，组织开展华东、华中、东北、西北区域电网输电价格核定工作。另外，还将完善跨省跨区专项输电工程输电价格调整机制。

 

这一刻，距离原电监会发布《跨区域输电价格审核暂行规定》，提出明确跨区域输电价格按照“合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担”的审核原则，已经过去了十年时间。一直以来，分层分段累加、落地价格较高、定价不透明、送电价格固化等价格机制问题备受诟病。

 

2017年7月26日，国家发改委价格司巡视员张满英表示，把跨省跨区、区域电网、地方电网、增量配电网的输配电价改革都实现了，整个输配电价改革就基本完成。

 

这也意味着，输配电价改革依然还有相当长的一段路要走。

 

跨省跨区改革“时间表”

 

本次输配电价格改革将推进到区域电网和跨省跨区专项工程。

 

其中，区域电网的输配电价改革试点将首先在华北区域电网上进行。计划2017年10月底前完成华北区域电网输电价格核定工作，2017年12月底前完成全部区域电网输电价格核定工作。

 

除区域电网外，年内还将完善跨省跨区专项输电工程输电价格调整机制。

 

根据“时间表”，2017年12月底前，完成新投产的宁绍直流、酒湖直流和已投产暂未核定输电价格的海南联网工程等3项跨省跨区专项输电工程的核价工作。

 

另外，定期对已核价的跨省跨区专项输电工程进行成本监审并复核电价，周期暂定为3年。

 

其中，第一批对西电东送、哈郑、向上、宾金、宁东等5项专项输电工程输电价格进行复核，2017年10月底前完成成本监审，2017年11月底前完成测算和上报，2017年12月底前完成核价。

 

国家发改委表示，鉴于跨省跨区专项输电工程数量较多，力争2018年底前完成所有已核价跨省跨区专项输电工程成本监审和输电价格复核工作。

 

华北电力大学能源互联网研究中心主任曾鸣告诉《中国经营报》记者，区域电网和跨省跨区送电工程的输配电价审核难度不大，因为建设资产明确、工程投资、造价较为明确，有效资产容易界定。

 

数据显示，2016年全国完成跨区送电3611亿千瓦时，同比增长6.9%。再加上近9000亿千瓦时的全国各省送出电量，全国跨省跨区送电量超过1.26万亿千瓦时，占到了2016年全社会用电量的21.3%。

 

然而，如此大的交易背后，跨省跨区电价矛盾却长期存在。

 

据了解，跨省跨区电力交易方式分为计划内交易和计划外交易。计划内交易以长期和年度交易为主，价格多由国家或地方政府定价，计划外交易价格多为自主协商。

 

从价格体系上看，跨省跨区电价包括送端价格、输电线路的输配电价和输电耗损、售电价格。其中，输配电价格为联网工程联网价、送端省输配电价、跨省线路输电价、受端省输配电价中的某几项之和。

 

国网能源研究院副总工程师兼能源决策支持技术研发中心主任郑厚清的研究认为，跨省跨区电价存在较多问题：比如分层分段累加方式，对于经过多个网省公司的交易，累加的输电价和受端落地价往往较高，影响交易的实现。

 

同时，双边协商的交易，由于缺乏形成市场价格的环境、缺乏有效的价格协商方法，在送、输和受电等环节价格方面存在较大分歧，影响交易价格的确定和交易的达成。

 

另外，单笔输电费用较高，不利于扩大电力交易；价格机制与体系也不完善、不统一，不利于资源优化配置。

 

关键在打破省间壁垒

 

实际上，作为首个输配电价格试点的区域电网，华北区域电网的改革曾被委以重任，但效果却差强人意。

 

2016年8月，国家能源局华北监管局印发《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则》，要求各市场成员按照规则开展京津唐电网直接交易，力争到2016年底电力直接交易规模达到全社会用电量的20%。 

 

紧接着，京津冀电力市场建设联合工作组下发《京津冀电力市场建设方案（征求意见稿）》，计划在2017年9月完成京津唐电力市场现货交易市场仿真，2018年6月京津唐电力市场正式运行。2020年1月以后扩大范围至京津冀电网，在京津冀开展电力交易。但是，这一方案于去年9月底上报国家能源局后，至今没有进展。

 

但是，在京津唐电力直接交易规则印发后，河北省发改委也启动电力直接交易，公布了在冀北首批计划参加交易的133家电力用户和15家电力企业。

 

河北要“单独玩”，原本规划的京津唐电力市场直接少了三分之一。正因如此，随后国家能源局叫停了河北北部电网开展电力直接交易。

 

根据2016年10月公布的《2016年京津唐地区电力直接交易公告》，这次交易是在首都、天津、冀北三个交易中心进行，由北京交易中心统一协调安排。同时，京津唐被分为四个区域，华北电力调控分中心直接调度、北京市电力调控中心调度、天津市电力调控中心调度、冀北电力调控中心调度四类。

 

根据结果，这次交易以各个区域内的发电、用电企业配对成交为主。原本规划的“京津冀电力交易中心”统一的交易和调度都没有实现。

 

曾鸣告诉记者，长期以来京津冀地区电网就有着“华北保京津唐、京津唐保北京”的说法，保电任务多，这是一个受到较多行政干预的区域电网。另一方面，由于地方政府对本地的电力有主导权，各个地方政府的利益诉求不同，涉及多个地方的区域电力交易机构必然存在利益博弈。

 

曾鸣看来，将独立的输配电价核定出来，也将有利于区域电力市场建设。而区域电网建设也必须进一步，打破省间壁垒，实现资源的整体优化配置。

 

资源输出地再降成本

 

根据国家发改委的测算，省级输配电价改革剔除电网企业无关及不合理成本1180亿元，32个省级电网实现降价480亿元。

 

那么，区域电网和跨省跨区的输配电价核定，能否掀起新一轮的电价“降价潮”？

 

2012年6月，原电监会发布《西北送华中等四条跨省跨区通道2011年电能交易价格监管报告》，其中提到在输电费收取环节，四通道普遍存在未经国家有关部门批准而多收费的行为。另外部分跨省（区）电能交易输电收费环节多、输电费偏高。

 

以甘肃送华中的德宝直流为例，甘肃省电力公司按30元/千千瓦时收取输电费，陕西省电力公司收取1.45%的网损，西北电网按24元/千千瓦时收取输电费，国网总部按46元/千千瓦时收取输电费并收取5.31%的网损，华中电网公司按24元/千千瓦时收取输电费。层层叠加后，国家电网收取输电费用合计124元/千千瓦时。

 

再加上容量电费分摊和各环节网损，这条线路输电的中间成本高达160元/千千瓦时，而甘肃外送火电企业的上网电价只有254元/千千瓦时。

 

在输电线路综合折旧率方面，国家电网最高达到11.99％，南方电网综合折旧率7.21％，远超过25年4%、30年3.33%的规定折旧率。

 

“跨省跨区的输配电价改革同样也能够剔除电网企业的不合理成本。”曾鸣表示，在这样的基础上，降价或也将成为常态。

 

在今年召开的全国电力体制改革座谈会上，云南发改委提出希望降低“西电东送”增量部分的输电价格，降低省内用电企业的基本电费。

 

作为“西电东送”一大输出地，云南省近年来面临着严峻的电力消纳形势，弃水、弃光、弃风现象严重。除了希望给广东多送电外，云南也希望加大电力的就地消纳，降低企业用电成本，提升竞争力。

 

2016年西电东送框架协议价格广东落地电价0.4505元/千瓦时，这也是广东地区的火电上网电价。据测算，云南的电送往广东，其中的省内和跨省输配电和损耗的成本，高达0.2元/千瓦时。

 

2017年5月24日，国家发改委和能源局在针对电改座谈会的一份复函中提到，正在研究跨省跨区输配电价动态调整机制，在准许收入保持不变的前提下，将对云南省机电网分电压等级输配电价进行调整，适当降低增量电价的省内输配电价，提高可再生能源竞争力，促进跨省跨区电力市场交易。