输配电价核定后售电侧改革面临的相关问题

作者:小能人   发布日期:2017-07-05 15:51   来源:电力网   

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。

 

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。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。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,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,后续根据情况进行更新。

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