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一文看懂全国输配电价核定情况

作者:浙江体彩网 发布时间:2020-07-27 01:12 点击:

  根据国家发改委印发的《关于核定区域电网2018-2019年输电价格的通知》,2018年1月1日-2019年12月31日,是华北、华东、华中、东北和西北区域电网首个监管周期。随着截止日期的临近,享能汇特意梳理了首个监管周期内,输配电价的核定过程。

  (来源:微信公众号“享能汇”ID:Encoreport 作者:享能汇工作室)

  输配电价指销售电价中包含的输配电成本,省电网公司的收入来自于向电力用户售电的收入与向发电公司买电的费用之差。进行输配电价改革有助于合理降低电力价格,是电力体制改革的重要组成部分。据享能汇了解,从2014年12月,输配电价改革首先在深圳电网和蒙西电网“破冰”以来,2015年上半年,又在云南、贵州、安徽、宁夏、湖北五个省级电网开展了第一批试点工作,2016年3月,在北京、天津、山西等12个省级电网开展了输配电价改革,至2016年9月,又在全国剩余的14个省级电网进行第三批试点,实现了全覆盖。

  电改前,发电侧卖给电网的价格为上网电价,电网卖给消费者的价格为销售电价,电网通过收取“购销差价”来获取利润;电改后:输配电价为补偿发电企业电网传输成本。输配电价目前采取准许成本+合理收益的政府定价机制。

  电改9号文对输配电价改革提出的具体要求是:输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”(即准许收入)原则,分电压等级核定。“用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。”同时把输配电价和上网电价与销售电价在形成机制上分开。

  国家相继出台相关文件对输配电价进行改革,在2015年到2018年,建立了一套科学独立的输配电价定价机制,完成了全国31个省和区域的电网输配电价核定,同时对20余条跨省跨区专项工程输配电价的价格进行了核定。

  国家发改委自2019年1月23日开始启动第二监管周期(2020-2022年)电网输配电定价成本监审,实地审核工作将于4月底开启,《输配电定价成本监审办法(修订征求意见稿)》为输配电成本之基础,4月23至4月27日之间国家发改委将向包括发电集团及社会人士在内的社会各界展开多轮征求意见。目前第二周期已经开始推进,预计今年或将完成省级与区域电网两级电网定价。

  近几年,我国光伏、风电、水电等清洁产业发展迅速,但清洁能源的消纳问题一直很突出,弃风、弃光率较高。实施输配电价改革,利于发电企业与用电方通过电力市场直接交易,构建竞争性电力交易市场。可以促进电力交易市场建设,实现清洁能源的消纳。

  输配电价是电价形成机制的重点内容。核定输配电价后,电网的盈利模式由过去依靠“低价买上网电价,高价卖销售电价”转变为“成本加合理收益”的模式,电网环节收费进一步规范,大大降低了企业的用电成本。

  在2018年输配电价的核定中,已公布省级电网输配电价中均含增值税,但不含政府性基金及附加。出台的各省网输配电价包含项目也基本固定,均含增值税、交叉补贴、线损,不含政府性基金及附加。

  输配电价核定内容基本一致,其中由于除深圳作为第一个试点,未按用户类别仅按电压等级和年份分别制定输配电价,其他均统一格式。由于各省份电网结构不同,电压等级设置存在区别。

  将销售电价中扣除相应的标杆电价、基金、输配电价,可计算电网企业每度电改革前后的收益变化情况。即:电网企业的每千瓦时的收益变化=销售电价—基金—输配电价—标杆电价。

  比较标杆电价统一采用火电的标杆电价,现将已公布输配电价省份的电网企业每度电的收益变化汇总如下。

  电网企业收益变化中,一般工商业及其他用电和大工业用电收益全部减少,如河北、陕西、山西、北京、天津、云南、山西、四川、福建、吉林。贵州仅不满1千伏一般工商业及其他用电收益增加,其他用电收益减少。海南仅1 -10千伏大工业用电收益增加,其他用电收益减少。部分省区仅1-10千伏大工业用电增加,其他大工业均减少。还存在部分省区一般工商业和大工业用电收益全部增加,如湖南、重庆等。也有省份的收益没有任何变化。

  线损标准最高的为河南省,最低标准为宁夏,综合线%之间的省区最多。综合线损率标准测算基本符合省级电网输配电价定价办法要求。

  在今年4月份国家出台政策降低跨省跨区专项工程输电价格,跨省跨区价格平均下降3.55厘/度,降幅约6.9%。2018年我国跨省、跨区送电量分别为 12936 亿千瓦时和 4807 亿千万,合计约 17743 亿千瓦时。

  今年一季度跨省、跨区送电规模分别同比增长 10.15%和 8.38%。若按照一季度增速估算全年增速,测算该项措施可为下游减负约三十多亿元。

  目前部分省网未能真实反映各电压等级、各分类用户的输配电价水平。这些都将造成公布的输配电价不能反映各电压等级和各分类用电的真实输配电价水平。可能引起大工业用户参与电力直接交易积极性,一般工商业及其他用户无法开展。

  当前参与电力直接交易与执行现有的目录销售电价政策,造成电网企业承担了额外损失。一般工商业输配电价高于原有的水平,缺乏参与直接交易的积极性,电网企业无法通过一般工商业客户参与电力直接交易获得补偿。另外大工业客户用电量大,也会为电网企业造成额外的损失。

  未来政策中应注意综合线损波动的调整和真实反映输配电价水平。在输配电价测算中,虽然应该考虑与现行销售电价水平基本衔接,但仍然要能真实地反映各电压等级、各分类客户的输配电价水平,避免完全照搬销售电价不同电压间的电价差。返回搜狐,查看更多

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