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根據國家發改委印發的《關于核定區域電網2018-2019年輸電價格的通知》，2018年1月1日-2019年12月31日，是華北、華東、華中、東北和西北區域電網首個監管周期。隨著截止日期的臨近，享能匯特意梳理了首個監管周期內，輸配電價的核定過程。 （來源：微信公眾號“享能匯”ID：Encoreport 作者：享能匯工作室） 輸配電價指銷售電價中包含的輸配電成本，省電網公司的收入來自于向電力用戶售電的收入與向發電公司買電的費用之差。進行輸配電價改革有助于合理降低電力價格，是電力體制改革的重要組成部分。據享能匯了解，從2014年12月，輸配電價改革首先在深圳電網和蒙西電網“破冰”以來，2015年上半年，又在云南、貴州、安徽、寧夏、湖北五個省級電網開展了第一批試點工作，2016年3月，在北京、天津、山西等12個省級電網開展了輸配電價改革，至2016年9月，又在全國剩余的14個省級電網進行第三批試點，實現了全覆蓋。 電改前，發電側賣給電網的價格為上網電價，電網賣給消費者的價格為銷售電價，電網通過收取“購銷差價”來獲取利潤；電改后：輸配電價為補償發電企業電網傳輸成本。輸配電價目前采取準許成本+合理收益的政府定價機制。 公式為：  電改9號文對輸配電價改革提出的具體要求是：輸配電價逐步過渡到按“準許成本加合理收益”(即準許收入)原則，分電壓等級核定。“用戶或售電主體按照其接入的電網電壓等級所對應的輸配電價支付費用。”同時把輸配電價和上網電價與銷售電價在形成機制上分開。 輸配電價相關政策 國家相繼出臺相關文件對輸配電價進行改革，在2015年到2018年，建立了一套科學獨立的輸配電價定價機制，完成了全國31個省和區域的電網輸配電價核定，同時對20余條跨省跨區專項工程輸配電價的價格進行了核定。  國家發改委自2019年1月23日開始啟動第二監管周期（2020-2022年）電網輸配電定價成本監審，實地審核工作將于4月底開啟，《輸配電定價成本監審辦法（修訂征求意見稿）》為輸配電成本之基礎，4月23至4月27日之間國家發改委將向包括發電集團及社會人士在內的社會各界展開多輪征求意見。目前第二周期已經開始推進，預計今年或將完成省級與區域電網兩級電網定價。 為何核定輸配電價？ 有利于清潔能源的消納 近幾年，我國光伏、風電、水電等清潔產業發展迅速，但清潔能源的消納問題一直很突出，棄風、棄光率較高。實施輸配電價改革，利于發電企業與用電方通過電力市場直接交易，構建競爭性電力交易市場。可以促進電力交易市場建設，實現清潔能源的消納。 有利于降低企業的用電成本 輸配電價是電價形成機制的重點內容。核定輸配電價后，電網的盈利模式由過去依靠“低價買上網電價,高價賣銷售電價”轉變為“成本加合理收益”的模式，電網環節收費進一步規范，大大降低了企業的用電成本。 回顧2018年輸配電價核定 在2018年輸配電價的核定中，已公布省級電網輸配電價中均含增值稅，但不含政府性基金及附加。出臺的各省網輸配電價包含項目也基本固定，均含增值稅、交叉補貼、線損，不含政府性基金及附加。 輸配電價核定內容基本一致，其中由于除深圳作為第一個試點，未按用戶類別僅按電壓等級和年份分別制定輸配電價，其他均統一格式。由于各省份電網結構不同，電壓等級設置存在區別。 電網收益變化的差異 將銷售電價中扣除相應的標桿電價、基金、輸配電價，可計算電網企業每度電改革前后的收益變化情況。即:電網企業的每千瓦時的收益變化=銷售電價—基金—輸配電價—標桿電價。 表1：31個省區輸配電價核定情況  （數據來源：國家電網，享能匯整理） 續表1：31個省區輸配電價核定情況  （數據來源：國家電網，享能匯整理） 比較標桿電價統一采用火電的標桿電價，現將已公布輸配電價省份的電網企業每度電的收益變化匯總如下。 表2：31個省區輸配電價電網企業收益變化  （數據來源：國家電網，享能匯整理） 電網企業收益變化中，一般工商業及其他用電和大工業用電收益全部減少，如河北、陜西、山西、北京、天津、云南、山西、四川、福建、吉林。貴州僅不滿1千伏一般工商業及其他用電收益增加，其他用電收益減少。海南僅1 -10千伏大工業用電收益增加，其他用電收益減少。部分省區僅1-10千伏大工業用電增加，其他大工業均減少。還存在部分省區一般工商業和大工業用電收益全部增加，如湖南、重慶等。也有省份的收益沒有任何變化。 各個省區之間的線損率各不相同 線損標準最高的為河南省，最低標準為寧夏，綜合線損率在4%~5%之間的省區最多。綜合線損率標準測算基本符合省級電網輸配電價定價辦法要求。 表3：31個省區綜合線損率  （數據來源：國家電網，享能匯整理） 在今年4月份國家出臺政策降低跨省跨區專項工程輸電價格，跨省跨區價格平均下降3.55厘/度，降幅約6.9%。2018年我國跨省、跨區送電量分別為 12936 億千瓦時和 4807 億千萬，合計約 17743 億千瓦時。 今年一季度跨省、跨區送電規模分別同比增長 10.15%和 8.38%。若按照一季度增速估算全年增速，測算該項措施可為下游減負約三十多億元。 表4：跨省跨區專項工程輸電價格 單位：元/千千瓦時、每千瓦每年（線損率）  （數據來源：國家電網，享能匯整理） 目前部分省網未能真實反映各電壓等級、各分類用戶的輸配電價水平。這些都將造成公布的輸配電價不能反映各電壓等級和各分類用電的真實輸配電價水平。可能引起大工業用戶參與電力直接交易積極性，一般工商業及其他用戶無法開展。 當前參與電力直接交易與執行現有的目錄銷售電價政策，造成電網企業承擔了額外損失。一般工商業輸配電價高于原有的水平，缺乏參與直接交易的積極性，電網企業無法通過一般工商業客戶參與電力直接交易獲得補償。另外大工業客戶用電量大，也會為電網企業造成額外的損失。 未來政策中應注意綜合線損波動的調整和真實反映輸配電價水平。在輸配電價測算中，雖然應該考慮與現行銷售電價水平基本銜接，但仍然要能真實地反映各電壓等級、各分類客戶的輸配電價水平，避免完全照搬銷售電價不同電壓間的電價差。 |
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