省級輸配電價改革全面完成后不久，新的電改任務又來了。

 

8月22日，國家發改委辦公廳發布《關于全面推進跨省跨區和區域電網輸電價格改革工作的通知》，表示將全面推進區域電網輸電價格改革，在華北區域電網輸電價格改革試點基礎上，組織開展華東、華中、東北、西北區域電網輸電價格核定工作。另外，還將完善跨省跨區專項輸電工程輸電價格調整機制。

 

這一刻，距離原電監會發布《跨區域輸電價格審核暫行規定》，提出明確跨區域輸電價格按照“合理成本、合理盈利、依法計稅、公平負擔”的審核原則，已經過去了十年時間。一直以來，分層分段累加、落地價格較高、定價不透明、送電價格固化等價格機制問題備受詬病。

 

2017年7月26日，國家發改委價格司巡視員張滿英表示，把跨省跨區、區域電網、地方電網、增量配電網的輸配電價改革都實現了，整個輸配電價改革就基本完成。

 

這也意味著，輸配電價改革依然還有相當長的一段路要走。

 

跨省跨區改革“時間表”

 

本次輸配電價格改革將推進到區域電網和跨省跨區專項工程。

 

其中，區域電網的輸配電價改革試點將首先在華北區域電網上進行。計劃2017年10月底前完成華北區域電網輸電價格核定工作，2017年12月底前完成全部區域電網輸電價格核定工作。

 

除區域電網外，年內還將完善跨省跨區專項輸電工程輸電價格調整機制。

 

根據“時間表”，2017年12月底前，完成新投產的寧紹直流、酒湖直流和已投產暫未核定輸電價格的海南聯網工程等3項跨省跨區專項輸電工程的核價工作。

 

另外，定期對已核價的跨省跨區專項輸電工程進行成本監審并復核電價，周期暫定為3年。

 

其中，第一批對西電東送、哈鄭、向上、賓金、寧東等5項專項輸電工程輸電價格進行復核，2017年10月底前完成成本監審，2017年11月底前完成測算和上報，2017年12月底前完成核價。

 

國家發改委表示，鑒于跨省跨區專項輸電工程數量較多，力爭2018年底前完成所有已核價跨省跨區專項輸電工程成本監審和輸電價格復核工作。

 

華北電力大學能源互聯網研究中心主任曾鳴告訴《中國經營報》記者，區域電網和跨省跨區送電工程的輸配電價審核難度不大，因為建設資產明確、工程投資、造價較為明確，有效資產容易界定。

 

數據顯示，2016年全國完成跨區送電3611億千瓦時，同比增長6.9%。再加上近9000億千瓦時的全國各省送出電量，全國跨省跨區送電量超過1.26萬億千瓦時，占到了2016年全社會用電量的21.3%。

 

然而，如此大的交易背后，跨省跨區電價矛盾卻長期存在。

 

據了解，跨省跨區電力交易方式分為計劃內交易和計劃外交易。計劃內交易以長期和年度交易為主，價格多由國家或地方政府定價，計劃外交易價格多為自主協商。

 

從價格體系上看，跨省跨區電價包括送端價格、輸電線路的輸配電價和輸電耗損、售電價格。其中，輸配電價格為聯網工程聯網價、送端省輸配電價、跨省線路輸電價、受端省輸配電價中的某幾項之和。

 

國網能源研究院副總工程師兼能源決策支持技術研發中心主任鄭厚清的研究認為，跨省跨區電價存在較多問題：比如分層分段累加方式，對于經過多個網省公司的交易，累加的輸電價和受端落地價往往較高，影響交易的實現。

 

同時，雙邊協商的交易，由于缺乏形成市場價格的環境、缺乏有效的價格協商方法，在送、輸和受電等環節價格方面存在較大分歧，影響交易價格的確定和交易的達成。

 

另外，單筆輸電費用較高，不利于擴大電力交易；價格機制與體系也不完善、不統一，不利于資源優化配置。

 

關鍵在打破省間壁壘

 

實際上，作為首個輸配電價格試點的區域電網，華北區域電網的改革曾被委以重任，但效果卻差強人意。

 

2016年8月，國家能源局華北監管局印發《京津唐電網電力用戶與發電企業直接交易暫行規則》，要求各市場成員按照規則開展京津唐電網直接交易，力爭到2016年底電力直接交易規模達到全社會用電量的20%。 

 

緊接著，京津冀電力市場建設聯合工作組下發《京津冀電力市場建設方案（征求意見稿）》，計劃在2017年9月完成京津唐電力市場現貨交易市場仿真，2018年6月京津唐電力市場正式運行。2020年1月以后擴大范圍至京津冀電網，在京津冀開展電力交易。但是，這一方案于去年9月底上報國家能源局后，至今沒有進展。

 

但是，在京津唐電力直接交易規則印發后，河北省發改委也啟動電力直接交易，公布了在冀北首批計劃參加交易的133家電力用戶和15家電力企業。

 

河北要“單獨玩”，原本規劃的京津唐電力市場直接少了三分之一。正因如此，隨后國家能源局叫停了河北北部電網開展電力直接交易。

 

根據2016年10月公布的《2016年京津唐地區電力直接交易公告》，這次交易是在首都、天津、冀北三個交易中心進行，由北京交易中心統一協調安排。同時，京津唐被分為四個區域，華北電力調控分中心直接調度、北京市電力調控中心調度、天津市電力調控中心調度、冀北電力調控中心調度四類。

 

根據結果，這次交易以各個區域內的發電、用電企業配對成交為主。原本規劃的“京津冀電力交易中心”統一的交易和調度都沒有實現。

 

曾鳴告訴記者，長期以來京津冀地區電網就有著“華北保京津唐、京津唐保北京”的說法，保電任務多，這是一個受到較多行政干預的區域電網。另一方面，由于地方政府對本地的電力有主導權，各個地方政府的利益訴求不同，涉及多個地方的區域電力交易機構必然存在利益博弈。

 

曾鳴看來，將獨立的輸配電價核定出來，也將有利于區域電力市場建設。而區域電網建設也必須進一步，打破省間壁壘，實現資源的整體優化配置。

 

資源輸出地再降成本

 

根據國家發改委的測算，省級輸配電價改革剔除電網企業無關及不合理成本1180億元，32個省級電網實現降價480億元。

 

那么，區域電網和跨省跨區的輸配電價核定，能否掀起新一輪的電價“降價潮”？

 

2012年6月，原電監會發布《西北送華中等四條跨省跨區通道2011年電能交易價格監管報告》，其中提到在輸電費收取環節，四通道普遍存在未經國家有關部門批準而多收費的行為。另外部分跨省（區）電能交易輸電收費環節多、輸電費偏高。

 

以甘肅送華中的德寶直流為例，甘肅省電力公司按30元/千千瓦時收取輸電費，陜西省電力公司收取1.45%的網損，西北電網按24元/千千瓦時收取輸電費，國網總部按46元/千千瓦時收取輸電費并收取5.31%的網損，華中電網公司按24元/千千瓦時收取輸電費。層層疊加后，國家電網收取輸電費用合計124元/千千瓦時。

 

再加上容量電費分攤和各環節網損，這條線路輸電的中間成本高達160元/千千瓦時，而甘肅外送火電企業的上網電價只有254元/千千瓦時。

 

在輸電線路綜合折舊率方面，國家電網最高達到11.99％，南方電網綜合折舊率7.21％，遠超過25年4%、30年3.33%的規定折舊率。

 

“跨省跨區的輸配電價改革同樣也能夠剔除電網企業的不合理成本。”曾鳴表示，在這樣的基礎上，降價或也將成為常態。

 

在今年召開的全國電力體制改革座談會上，云南發改委提出希望降低“西電東送”增量部分的輸電價格，降低省內用電企業的基本電費。

 

作為“西電東送”一大輸出地，云南省近年來面臨著嚴峻的電力消納形勢，棄水、棄光、棄風現象嚴重。除了希望給廣東多送電外，云南也希望加大電力的就地消納，降低企業用電成本，提升競爭力。

 

2016年西電東送框架協議價格廣東落地電價0.4505元/千瓦時，這也是廣東地區的火電上網電價。據測算，云南的電送往廣東，其中的省內和跨省輸配電和損耗的成本，高達0.2元/千瓦時。

 

2017年5月24日，國家發改委和能源局在針對電改座談會的一份復函中提到，正在研究跨省跨區輸配電價動態調整機制，在準許收入保持不變的前提下，將對云南省機電網分電壓等級輸配電價進行調整，適當降低增量電價的省內輸配電價，提高可再生能源競爭力，促進跨省跨區電力市場交易。