5.26 OFweek2018分布式光伏发展论坛

说输配电价改革全面完成为时尚早

新能源情报局
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我国实施的输配电价改革,以2014年下半年在深圳开展试点为启动标志,实施时间早在“中发9号文”印发之前,足见其作为电力体制改革核心和龙头的显赫地位。从开展试点到省级输配电价改革实现全覆盖,再到如今《区域电网输电价格定价办法(试行)》《跨省跨区专项工程输电价格定价办法(试行)》《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》3份文件同时出台,对输配电价体系实现了全覆盖,该领域改革的每一步进展,都牵动着有关行业主体的敏感神经,引发各路媒体的强烈关注。本文立足于新闻第二落点,与读者分享了上述3份文件中的几个兴趣点,并就有关媒体的观点表达了不同的看法。

近期,国家发展改革委在其官方网站发布关于印发《区域电网输电价格定价办法(试行)》《跨省跨区专项工程输电价格定价办法(试行)》《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》的通知,并以附件形式公布了上述3份文件(以下简称“两办法一意见”)。

各路媒体也就这3份文件进行了大量报道。笔者梳理发现,媒体报道形式多样,内容丰富,各有侧重,有的突出于信息传播,有的偏重于政策解读,有的热衷于技术分析,总之,有时效的、有观点的、有深度的,都已经被说遍了。笔者只好捡个漏儿,从边角料入手,找寻几处还算值得关注的点分享给广大读者。由于专业能力所限,文中难免有不准确、不到位的地方,欢迎“拍砖”。

低电压等级工商户也能享受更低的配电价

一般情况下,用电电压等级越高的用户(本节主要指“工商业用户”)对应输配电价(销售电价)越低,等电量情况下承担的“过网费”(电费)越低。然而,这样的惯例将在此后一定范围内被打破。

在“两办法一意见”中,确切地说是在《关于地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》中,开展就近交易时,用户仅支付所使用电压等级的配电价格,不承担上一电压等级的输配电价的提法,成为3份文件中令人激动的兴奋点。这就意味着,有些电力交易可以根据实际占用配电网资源的多少来核算“过网费”(配电价),能够整整省去一大截。

相信大家都有这样的一贯认知,若想获得更优惠的到户电价或者输配电价,就应该尽可能地提升自己的用电电压等级。根据各省陆续公布的2017~2019年首个监管周期输配电价可以发现,除了按“大工业”和“一般工商业”用电性质区分外,用电电压等级越高,输配电价越低。比如,以一般工商业用电输配电价比较高的湖北省为例,该省不足1千伏、1~10千伏、35千伏电压等级用户,其输配电价分别为0.4862元/千瓦时、0.4662元/千瓦时、0.4462元/千瓦时;再以大工业用电输配电价比较高的上海市为例,该市1~10千伏、35千伏、110千伏、220千伏电压等级用户,其输配电价分别为0.2782元/千瓦时、0.2298元/千瓦时、0.1874元/千瓦时、0.1874元/千瓦时。

之所以用电电压等级越高输配电价越低,是因为在传统电网的发、输、配、用过程中,电压等级依次经历一个从升压输电到渐次降压配电的过程,用户接入的电压等级越高,意味着越少占用降压环节、越少占用电网资源,反之,则意味着占用了更多的降压环节、占用了更多的电网资源;况且,电压等级越高,意味着为整个电网贡献了更低的线损。因此说,电压等级越高,电价则越低。

而有关文件的出台,则动摇了“用电电压等级越高,输配电价越低”的政策根基。

除了在《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》中有类似内容之外,相关表述在比“两办法一意见”更早出台的《国家发展改革委和国家能源局关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》中也出现过,如:分布式发电市场化交易“过网费”的核算在遵循国家核定输配电价基础上,应考虑分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离。分布式发电“过网费”标准按接入电压等级和输电及电力消纳范围分级确定。该《通知》还强调,在“过网费”核定前,暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价(含政策性交叉补贴)扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价。

按上述《通知》的要求计算,根据“2017~2019年广东电网各价区输配电价表”标定的价格,一家地处珠三角地区的10千伏一般工商业用户,在与同配网内的分布式发电商开展市场化交易时,其所承担的“过网费”=0.3299元/千瓦时(其接入电压等级对应的省级电网公共网络的输配电价)-0.3049元/千瓦时(假设其参与的分布式发电市场化交易所涉最高电压等级为110千伏的输配电价)=0.0250元/千瓦时。可以说非常非常便宜。

不过,也不必高兴得过头。因为,这还不是一个普遍存在。

分布式发电直接交易和可再生能源发电项目直接交易的电量与全国市场化交易总量相比,不过是九牛一毛,带来的优惠也并非决定性的。就笔者看来,对可再生能源和分布式能源在市场化交易方面执行特殊的“过网费”政策,一方面是基于就近提供电力配送服务所消耗的具体电网成本考量;而更重要的一方面则是,通过将用户对输配电价的优惠体验与购买可再生能源电力绑定在一起,找到了除直接补贴之外的又一条扶持分布式能源和可再生能源发展的有效途径。此举一定有利于尽快实现光伏补贴退坡和平价上网——关键在这儿。

当然,输配电成本并不能仅仅通过累加所有交易方占用电网资源的多少来计算,因为电网除了承担输配电功能外,还有保障电网安全、提供系统备用等功能,这些都无法通过市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离等体现出来,所以还需要执行一定的成本分摊政策。

但无论如何吧,根据所消耗配电网资源的多少来核算配电价格仍然是电力市场化改革取得的一项进步。市场化改革前,发电企业无法直接面对客户,统购统销的电网企业才是真正的卖电方。在用户眼中,电网无论规模有多大、覆盖范围有多广,也不过就是一个“电源点”。实施电力市场化交易之前,买卖双方只需要关注流过关口的电量多少,再根据固定的销售电价来计费,而无需关注电是从哪家电厂发出来的,电在传输途中经过了哪些线路、传输了多远的距离等等,输配电成本也仅仅是按照不同用电性质和电压等级被“涮火锅”般平摊到每一千瓦时的电量中。当前这种情况仍广泛存在于各省级电网。随着改革的推进,电网企业越来越向电能传输配送商的角色转变,其所获得收益的多少,取决于其提供电能输配服务的多少,以及其输送和保障能力稳定与否。因此说,改革,不但让电能的商品属性得到越来越充分的发挥,也会让电网设施(输配电设施)的商品属性逐渐显现出来,促使传统电网企业更加注重成本管理并提高服务质量。

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