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第二轮输配电价核定的新看点和新问题

作者:中国储能网新闻中心 来源:南方能源观察 发布时间:2020-10-10 浏览:
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2020年9月30日, “双节” 临近之际,国家发改委正式发布了经核定的2020-2022年区域电网输电价格(发改价格规〔2020〕1441号)和省级电网输配电价(发改价格规〔2020〕1508号),为翘首以待的市场主体们送上了一份“双节”贺礼。

本轮定价是遵循《区域电网输电价格定价办法》(发改价格规〔2020〕100号)和《省级电网输配电价定价办法》(发改价格规〔2020〕101号),充分考虑了电改5年以来的新实践、新业态、新问题,对管制性环节开展的新一轮定价审核。

从发布结果来看,本轮输配定价有三大新的看点:

1、输配价格整体降低

以截至2019年12月31日国家发改委以及各省价格主管部门发布的输、配价格为比较基准,区域电网输电电价方面,除四川省容量成本增加至0.0004元/千瓦时、华中区域电量电价无变化以外,其余价格均有较大幅度的降低,最大降幅达到0.0335元/千瓦时。

省级电网输配电价方面,对于价格结构没有发生变化的省级电网来说,共计17个省份的输配价格明显降低,最大降幅达到0.159元/千瓦时;3个省份的输配价格与上一周期相比没有发生明显变化;4个省份的一般工商业输配价格(单部制)降低而大工业(两部制)电度输配价格上涨,其中2个省份的大工业(两部制)容量价格降低;3个省份输配价格略有上涨;内蒙古自治区的国网经营区输配价格上涨而蒙西电力经营区价格降低;上海市输配价格增加了新的类目,适用于执行两部制电价的一般工商业用户,整体输配价格降低。

2、省级输配电价体系逐步统一

针对此前省级输配电价存在多个价区的现象,本轮输配价格进行了统一,主要表现为:

(1)陕西省国网经营区与地方电力经营区、榆林地区与非榆林地区的输配价格合并,实现了陕西省全区统一的输配电价体系。价格水平上,表现为两个经营主体在非榆林地区的输配价格整体降低,但榆林地区执行的输配价格提高。

(2)广东省(除深圳电网)发生较大调整,取消了此前多达5个区域的输配电价体系,合并为除深圳电网外统一的输配电价体系,进一步理清输配电价存在的区域间交叉补贴。价格水平体现为珠三角地区输配电价明显降低,粤东西北地区输配电价明显升高。

3、容量电价纳入省级输配电价

本轮省级输配电价核定的一个亮点是将区域电网的容量价格纳入了省级电网输配定价的范畴,完成了发改价格〔2018〕224号文明确提出的任务,简化了区域电力交易的价格结构,同时也对跨省跨区购电价格组成进行了进一步的明确。

以北京市2020-2022年一般工商业10kV电力用户在华北电网区域内购电为例:

依据2019年发布的市场化交易规则和输配价格,由于容量电价并未包含在输配电价中,其参与市场化交易的平段到户电价结构为:

发电侧上网电价(京津冀电厂)+华北电网输电价+华北电网北京容量电价+华北电网网损价格+北京市10kV一般工商业输配电价+政府基金与附加。

而依据2020年发布的最新输配价格和相关要求,其参与市场化交易的平段到户价格为:

发电侧上网电价(京津冀电厂)+北京市10kV一般工商业输配电价+政府基金与附加。

可以看出,价格结构大幅简化,同时,对于市场化购电主体来说,尽管新发布的北京市输配电价高于此前的价格,但是考虑到已包含了区域电网容量电价以及区域内电厂购电不收取区域电网输电价格的影响,实际购电价格将显著降低。

再以河南10kV一般工商业电力用户跨区购买新疆电力为例分析:

依据2020年发布的最新输配电价和相关要求,其参与市场化交易的平段到户价格为:

发电侧上网电价(新疆电厂)+500kV送出输电价格+西北电网输电价+西北电网网损价格+特高压线路/灵宝背靠背输电价格(含网损)+华中电网输电价+河南省一般工商业输配电价+政府基金与附加。

可以看出,由于省级500kV送出输电价格进一步明确,调整了国网经营区均执行0.03元/千瓦时的上限价,调整了南网经营区主要西电东送省份的送出价格,将极大提升跨区电力交易的市场竞争力。

结合目前电力市场的运行,新核定的输配电价格也为当前市场建设带来了新的问题,主要体现为:

1、如何实施区域间电价交叉补贴

新核定输配电价在实现省级价格统一的同时,也带来了如何实施区域间电价交叉补贴的新问题。

以广东为例,为促进“东西北地区振兴发展”,经过历次电价调整和安排,考虑交叉补贴因素后的输配电价存在珠三角地区高,东西两翼地区次之,粤北山区最低的情况,粤北山区大工业用电等由于其应缴纳的输配电价标准低于享受的交叉补贴标准,计算交叉补贴后的输配电价标准为负数。

以清远地区10kV大工业用户为案例分析:按照广东省中长期电力交易规则,参考中长期合约价差按照0.04元/千瓦时取值,2019年该类用户平段电度电价计算公式为:

目录标杆电价(0.4717)-中长期合约价差(0.04)+政府性基金及附加(0.02766875)=0.45936875元/千瓦时。

按照《电力中长期交易基本规则》(发改能源规〔2020〕889号) 以及新核定省级电网的规定,若2021年广东中长期价格形成机制不再执行价差模式,默认相同的发电侧价差,则该类用户平段电度电价计算公式为:

燃煤基准电价(0.453)+超低排放(0.005)-中长期合约发电侧价差(0.04)+输配电价(0.0978)+政府性基金及附加(0.02766875)=0.54346875元/千瓦时。

由此看出,该类用户市场化中长期购电价格增长了0.0841元/千瓦时,不利于落实对相关区域的扶持政策。

2、特定产业电价政策吸引力降低

近年来,随着我国经济结构转型带来的产业转移,承接转移产能的西部地区纷纷出台了针对性的电价政策。通过支持性输配、电力采购价格吸引产能落户,在改善区域经济的同时提升自身可再生能源电力消纳。本轮输配电价核定后,可以明显看出除云南以外,大部分西部地区输配价格均有一定程度的降低,这也使得此前针对性产业电价政策的吸引力降低。

以四川地区为例:本轮电价核定后,两部制用电的电度输配价格至少降低了0.0372元/千瓦时,110kV、220kV电度输配价格分别达到0.0958元/千瓦时、0.0668元/千瓦时,而低谷弃水交易执行全电压等级0.105元/千瓦时的输配价格(川发改价格〔2018〕416号),已高于新核定的输配价格。考虑到低谷弃水交易与常规交易为互斥品种,且为限时段增量交易品种,交易难度远大于常规交易,部分用户将重新评估相关交易品种的适用性。

关键字:电价

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