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分析 | 輸配電價核定后售電側改革面臨的問題

2017-07-05 17:28:16 電力市場觀察員作者:觀察員　點擊量：評論 (0)

根據不完全統計，自從2014年12月底深圳市輸配電價核定以來，全國共有16個省市電網按照允許成本+合理收益原則核定的輸配電價相繼得到批復，主要集中在華北、華中、西南地區，經濟發達的南方區域、華東區域。按照年

根據不完全統計，自從2014年12月底深圳市輸配電價核定以來，全國共有16個省市電網按照“允許成本+合理收益”原則核定的輸配電價相繼得到批復，主要集中在華北、華中、西南地區，經濟發達的南方區域、華東區域。

按照年初國家發展改革委召開的新聞發布會，今年上半年，輸配電價核定工作將全面完成，同時要完成重點區域電網輸配電價改革。

觀察員認為，核定輸配電價至少有幾個好處，一是符合電力體制改革“放開兩頭、管住中間”的體制架構。二是理順從發電到用電的價格形成機制，發電成本能夠有效傳導至用電成本。三是建立成本監審辦法，有效引導中間輸配環節的合理投資。

不過，這些不在今天討論范圍內。觀察員主要想跟大家分享：聽說廣東電網輸配電價已經核定，按照國家要求，輸配電價核定后，要盡快用于售電側改革，那么實際可能會出現的幾個問題。

電力用戶準入問題

輸配電價核定前，廣東仍然采用價差傳導機制，即保證電網公司收益不變，發電企業讓利的幅度等于電力用戶優惠的幅度，該機制下，電力用戶可以把目錄電價作為參考。

從目前核定情況來看，輸配電價是按照電力用戶電壓等級進行核定，而非用電量。那么實際應用中就會出現“起跑線”不一樣的情況。

以廣西為例：

根據國家發展改革委《關于廣西電網2017-2019年輸配電價的通知》和廣西物價局《關于降低我區工商業用電價格的通知》，2017-2019年廣西一般工商業和大工業的目錄電價和相關政府性基金如下：

通過簡單數據匯總和加減算法可以清楚看出，(1)一般工商業在目錄電價扣減輸配電價、政府性基金后，“起跑線”都是0.3143元/千瓦時。(2)35kV及以上大工業在目錄電價扣減輸配電價、政府性基金后，“起跑線”都是0.4352元/千瓦時。(3)雖然1-10kV大工業與一般工商業“起跑線”一樣，但是大工業還需要按照變壓器容量或最大需量繳納基本電費。

另外，根據廣西2017年6月份集中競爭交易結果來看，統一出清價格0.394元/千瓦時，加上輸配電價、政府性基金后，甚至存在一般工商業和1-10kV大工業進入市場后，出現電度電價比目錄電價還要高的”倒掛“現象。

這也是為什么廣西電力市場只有35kV及以上大工業進入市場的原因。

目前，廣東是按照電力用戶用電量進行準入審核，在輸配電價核定后，同樣面臨上述問題。觀察員大膽猜想，下一階段，廣東很可能按照電壓等級進行準入審核，具體放開規模依據輸配電價和規則方向。

發電企業成本問題

電力市場中，在沒有阻塞的地區和時段，不同一次能源、不同地理位置的電量是一樣或趨同的商品，存在“同網、同質、同價”特性。

受到電力行業長期采用垂直一體化管理模式和上網電價政策等影響，在采用市場化定價機制時，可能會出現幾個難題：“一機一價”問題、合同電量問題、新老機組問題等。

(1)不同建設周期

鑒于廣東還有20世紀80-90年代機組運行，觀察員簡單羅列下上網電價發展歷史，大家有個基本概念。

1985年5月，國務院印發《關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規定》，為鼓勵集資辦電和促進電力行業發展，將統一電價政策調整為還本付息電價政策，按照發電成本、銀行貸款和合理利潤核定上網電價。

2001年4月，國家計委印發《關于規范電價管理有關問題的通知》，為防止運行初期上網電價過高，將定價年限由還貸期拉長至經營期，按照社會平均成本和經營期收益水平核定上網電價。

2004年4月，國家發展改革委印發《關于進一步疏導電價矛盾規范電價管理的通知》，對于同一地區新建發電企業，執行同一標桿電價，初步培育發電企業競爭理念。

經過簡單介紹可以看出，由于種種原因，不同建設周期、不同投資主體的發電企業，核定上網電價不近相同。

根據觀察員統計，截至目前，廣東統調煤電機組共有124臺(不含雙水、旺隆，不含瑞明、達興、梅縣，不含寶鋼、珠海A)，其中2004年4月前建成運行的共有47臺，裝機容量1384.5萬千瓦，平均上網電價460.2厘(不含環保電價)，高出標桿上網電價36.7厘。

此外，由于充分考慮銀行貸款和投資成本等問題，上網電價普遍較高，經過十幾年運行，基本不存在“還本付息”壓力，固定資產折舊也所剩無幾。從財務管理角度而言，占據發電企業固定成本的兩座大山“財務費用”和“折舊”幾乎不存在。

而對于新建機組，投資資金約80%來自銀行貸款，在參與市場競爭時，除考慮發電變動成本外，還要考慮初期銀行貸款壓力，綜合成本較高。

(2)不同燃料種類

在煤電機組中，常規煤電機組共有104臺，裝機容量5159.7萬千瓦，煤矸石機組共有14臺，裝機容量309萬千瓦，水煤漿機組共有6臺，裝機容量116萬千瓦。由于煤矸石低位發熱值較低，主機設備都是按照設計煤種進行制造，如果簡單將煤矸石機組與常規煤電機組放在同一平臺上，顯然不公平。

對于氣電機組也有同樣的問題。廣東天然氣來源主要包括兩種：一是深圳大鵬從澳大利亞進口的液化天然氣，由于執行合同簽約價格，相對便宜，主要發電用戶有昭陽、展能、前灣和能東等少數。二是由于澳大利亞LNG很難獲得增量，其他發電用戶主要采用西氣東輸的管道天然氣，價格是澳大利亞LNG的兩倍左右。

(3)不同電源類型

根據廣東電力交易中心市場主體注冊情況，熱電聯產氣電機組共有19臺，裝機容量586.4萬千瓦，占到B類機組9.3%，市場規模不容小覷。結合廣東售電側改革進展，后續常規氣電機組也將逐步納入。

按照每標準立方天然氣熱值8500Kcal，價格2.8元，聯合循環9E、9F發電能耗6148-7850kJ/kWh等參數測算，預計發電量4.5-5.8千瓦時，單位燃料成本483.7-617.6厘/千瓦時。此外，由于重型燃氣輪機核心技術和關鍵材料掌握在GE、三菱、西門子、阿爾斯通等國外公司，氣電機組還需要面臨壟斷下高額的檢修費用和材料費。

與高昂的氣電機組相比，煤電機組仍然較有優勢，按照入爐標煤單價700元/噸，發電煤耗280-350/kWh等參數測算，單位燃料成本只有229.3-286.7厘/千瓦時，普遍較氣電機組低出200厘/千瓦時以上。