输配电改革下一步

 

电力改革正在加速推进，在“管住中间、放开两头”总体思路下，电力的上游和下游市场正在变得活跃起来，但是输配环节的改革是难点，其中跨省跨区和区域电网输配电价核定又是其中的难点之一。

 

这项改革将要加速推进，国家发改委昨天的会议透露了这样的改革信号。在煤炭价格迅速上涨的背景下，当前火电行业正遭受巨大的成本上涨压力。但无论进行怎样的改革，都需要看到，从全球横向比较来看，中国工业电价仍然较高，这抬升了整个工业的运行成本。推动价格形成机制市场化、降低工业企业用电成本应当是改革的方向。

 

“我们正在组织各方面研究制定新增配电网配电价格形成机制的办法。如果把跨省跨区、区域电网、地方电网、增量配电网价格改革都做了，整个输配电价改革就基本完成。”国家发改委价格司巡视员张满英说。

 

西部能源大省或将迎来新发展时期。

 

7月26日，国家发改委价格司巡视员张满英透露，下一步将开展跨省跨区和区域电网输配电价的核定工作。

 

“在进一步厘清区域电网与省级电网之间关系的基础上，合理核定区域电网输配电价水平。进一步将输配电价改革向纵深推进。”他在7月26日举行的输配电价改革及价格市场化程度测算有关情况的新闻发布会上说。

 

记者获悉，截止到目前，从2014年开始的首轮输配电价格改革试点已经基本完成，各省市自治区域的电网输配电改革实现了全覆盖，相应地电网盈利模式也发生了改变，这大大降低了电力成本。

 

不过，电力市场改革的难点在于跨省交易和新增的配电网的价格形成机制改革。国家能源局数字显示，今年上半年全国“弃风”电量235亿千瓦时，全国“弃光”电量37亿千瓦时。在2016年，全国“弃风弃水弃光”总计达1100亿千瓦时，比三峡电站1年发的电还多。一些沿海发达地区电力超负荷运行，但是西部一些省份的水电、风电价格相对便宜却过剩。

 

此前，福耀玻璃董事长曹德旺曾指出，中国工业用电成本是每度电0.6元（人民币）左右，美国是0.3元左右。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强也指出，“中国目前能源成本在国际上仍偏高，比如煤炭就是如此，这导致煤电等成本价格高。”

 

对于西部一些地方的过剩电力，林伯强建议，当地能消化最好，远距离输送成本仍偏高。比如福建的风电就很赚钱，因为本地市场可以利用。但是西北风电就地消化难度大。

 

跨省输配电价格将核定

 

7月26日，张满英透露，在省级电网输配电价核定后，要对跨省跨区专项输电工程，比如西电东送等输电价格进行重新核定，具体测算工作已经进行了部署。

 

张满英同时指出，下一步还要研究制定电网和新增的配电网的价格形成机制。现在不仅有国家电网、南方电网和蒙西电网，还有像四川、广西、新疆等地方管理的地方电网。随着国家有序放开增量配电网，鼓励社会资本投资、建设、运营增量配电网，地方价格主管部门要核定新增配电网的配电价格。

 

“我们正在组织各方面研究制定新增配电网配电价格形成机制的办法。如果把跨省跨区、区域电网、地方电网、增量配电网价格改革都做了，整个输配电价改革就基本完成。”张满英说。

 

据记者了解，省级区域内输配电价格改革已大大降低了电力成本。但是省级之间输配电成本需要尽快核定，另外新的配电网输配电价格机制，也要研究。

 

比如云南水电最低的上网电价每度电不到0.1元，但是大量的电力本地无法消化，外输则存在难度，结果是“弃水”严重。但是目前跨省输配电只有协商价格。

 

根据国家发改委2015年的通知，协商后，西部的向家坝、溪洛渡水电站送上海落地电价为每千瓦时0.4386元，送浙江为每千瓦时0.4513元，送广东为每千瓦时0.4695元。

 

而向家坝、溪洛渡水电站送上海的上网电价为每千瓦时0.3149元，送浙江为每千瓦时0.3391元，送广东为每千瓦时0.3565元。由此可以计算出，中间的输配电和损耗价格成本为每千瓦时0.1元左右。

 

华创证券分析师王秀强认为，目前跨省上网电价和落地电价都是协商的，中间的输配电为政府定价，下一步跨省输配电价格需要重新核算。

 

另外与新增的电网输配电价格也要核算，目前执行标准参考的是各省电网输配电收费标准。“现在要做的是将交易的电量做大，让市场供求来决定价格。”他说。

 

破解西部“弃风弃水”难题

 

记者了解到，目前从云南发往广东的电力输配电成本并不低。

 

根据广州电力交易中心发布的信息，近期广州电力交易中心组织开展了8月云南送广东月度发电合同转让交易。由于出让方和受让方申报价格差距较大，本次交易成交电量为0。

 

出现这种情况的原因是，发电企业平均申报出让价格261.77元/兆瓦时（相当于每千瓦时0.26177元），但是受让方发电企业平均申报代发价格149.55元/兆瓦时。

 

其中最高申报代发价为170元/兆瓦时，最低申报代发价为130元/兆瓦时，折算到广东侧交易关口分别为361.9元/兆瓦时、319.09元/兆瓦时。

 

为什么会出现云南出让电价为每千瓦时约0.13元，到了广东折算落地时交易价格高达每千瓦时0.319元呢？华创证券分析师王秀强指出，这是因为涉及到省内以及跨省的输电成本，以及线损成本。“这中间附加的价格与水电上网电价差不多。每年云南和广东都要协商水电外送的规模和电价。”

 

根据“十三五”云电送粤框架协议和《2016年云电送粤购售和输送电能合同》，2016年西电东送框架协议价格广东落地电价0.4505元/千瓦时，依次扣减超高压输电价（0.082元/千瓦时）和线损电价后，云南上网电价0.34428元/千瓦时。在此基础上，扣减云南省内500千伏输电价0.0915元/千瓦时，框架协议内西电东送挂牌价格0.25278元/千瓦时。

 

而框架协议外西电东输挂牌价格在框架协议内广东落地协议基础上下调0.1元、0.08元、0.07元，分别为0.15935元/千瓦时、0.17803元/千瓦时、0.18738元/千瓦时。

 

这就是说，云南电力输往广东，仅仅省内和跨省输配电以及损耗的成本，达到了每度0.2元左右，接近协议价格。

 

但是广东目前火电上网电价为每千瓦时0.4505元/度，与云南水电到广东落地价格一样。云南水电挂牌价格如果再上升，则在沿海要失去竞争力。而风电和光伏发电成本更高，其输送到沿海，其竞争力可能会大幅降低。

 

国家能源局数据显示，今年上半年甘肃“弃风”率是36%，新疆是32%，吉林是24%，辽宁是9%，内蒙古和黑龙江是16%。在光伏方面，今年上半年新疆“弃光”电量17亿千瓦时，“弃光”率26%，甘肃“弃光”电量9.7亿千瓦时，“弃光”率22%。

 

由于西北地区到南方或者华东地区有数千公里，加上损耗和跨省电网配送，最后在沿海成本可能要为火电上网电价的数倍。

 

也正因为此，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为，西部的电力还是本地消化为优先。

 

林伯强表示，现在是要加快电网市场化改革，此外，还需要解决交叉补贴问题。

 

国家电网等今年降低了电价中大中型水库移民后期扶持资金等收费，降价金额达到160亿元。张满英指出，通过这些措施和改革，使得电价结构更加合理。以前是通过电价征收了一些基金和附加费用，但现在这部分费用占的比例已从8.03%下降到了4.69%。

 

张满英也指出，要妥善处理交叉补贴问题。为什么我们国家工商业用电水平高，主要原因是对居民、农业用户承担着电价交叉补贴。“这个问题要逐步解决，缓解矛盾。现在一些农村偏远地区，电网作为央企，通过地区之间帮扶对农村偏远地区电价进行补贴，也是处理交叉补贴的一种方式。”他说。