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“配电价格指导意见”解读:输配电价改革是改

作者:电竞竞猜 发布时间:2021-02-01 06:07 点击:

  近期,国家发展改革委会同有关方面制定了《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)》和《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》(以下简称“两办法一意见”)。

  目前,我国陕西、广西、云南等省(区、市)大约有10余个地方电网。为进一步鼓励和引导社会资本投资增量配电业务,国家已批复了195个增量配电业务试点项目。根据中央和地方定价目录,地方电网和增量配电网配电价格的定价权限在省级政府价格主管部门。由于地方电网和增量配电网情况复杂,为更好指导地方价格主管部门开展工作,“两办法一意见”明确,配电网配电价格可以选择招标定价法、准许收入法、最高限价法、标尺竞争法等方法中的一种或几种方法确定。由于配电网处于省级输电网与用户的中间环节,“两办法一意见”还明确省级电网与配电网的结算价格、电力用户与配电网的结算价格。

  “两办法一意见”的出台,标志着我国已经建立了覆盖跨省跨区输电工程、区域电网、省级电网、地方电网、增量配电网的全环节输配电价格监管制度框架

  ,输配电价改革成为中发﹝2015﹞9号下发以来首个全面完成的专项改革任务。“两办法一意见”,是建立输配电价监管体系的重要依据,是指导制定相关价格水平的基本规则,是实现政府对垄断行业有效监管的重要基础。“两办法一意见”的出台,将有利于促进全国统一电力市场建设,有利于促进清洁能源在更大范围内消纳,有利于促进东、西部电网均衡发展,有利于促进地方电网和增量配电网的健康发展。

  。单独核定输配电价是电改“9号文”的第一号重点任务,是“管住中间”的重要手段。输配电价改革政策体系包括跨省跨区输电价格、区域电网输电价格和省级电网输配电价、配电价格(含地方电网和增量配电网)改革政策。前两者主要涉及输电价格,针对的主要是拥有特高压、超高压资产的电网公司,涵盖西电东送这样的远距离、大范围的电能输送等情景。后两者主要涉及省级输配电网与配电网(含地方电网、增量配电网)的定价问题,是电网企业、拥有存量配电资产的非电网企业、有意愿投资配电网的企业等社会各方重点关注的问题。

  由于配电网与上一级输配电网(多指省级输配电网)存在电气关系、结算关系和成本传递关系等,因此有必要将《省级电网输配电价定价办法(试行)》(发改价格〔2016〕2711号)(以下简称“2711号文”)和《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》(以下简称“指导意见”)文件进行系统梳理和分析,重点把握和理解配电网定价的特殊性和导向性。

  。2711号文定位于操作层面,指导意见定位于顶层设计。2711号文明确了准许收入的各项构成、输配电价计算方法、主要参数和指标上限等,是省级电网输配电价定价工作的“操作手册”。指导意见从总体要求、配电价格定价方法、配电价格调整机制、配电价格结算制度和配电价格管理等方面,对制定配电价格提出了原则要求,是各地方物价主管部门制定当地配电网价格管理规则的指导性文件。

  。2711号文针对省级电网输配电价,即省级电网企业为使用其经营范围内共用网络的用户提供输配电服务的价格,省级电网企业主要包括国家电网公司、中国南方电网有限责任公司所属的各省级电网公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司。指导意见针对的是除省级电网企业存量之外的配电网,包括地方电网和增量配电网的配电价格。根据《有序放开配电网业务管理办法》(发改经体〔2016〕2120号),增量配电网的适用范围包括:110千伏及以下电压等级电网和220(330)千伏及以下电压等级工业园区(经济开发区)等局域电网;除电网企业存量资产外,其他企业投资、建设和运营的存量配电网也属于增量配电网。由此可见,2711号文和指导意见所针对的对象在资产权属、电压等级、供电区域等方面有明显的差异。

  。2711号文聚焦解决如何制定省级电网输配电价的问题,以提供输配电服务相关的资产、成本为基础,确定电网企业输配电业务准许收入,并分电压等级、分用户类别核定输配电价等。指导意见作为第一份专门针对配电网配电价格的文件,需要回答太多的问题,其涵盖面更广,主要涉及的内容包括:配电网与省级电网的关系,配电价格定价方法与适用条件,配电网与分布式电源和常规机组的关系,与现有配电价格的衔接,与省级电网、发电企业的结算,增量配电网项目管理,业务分离,信息公开,成本监审等。由此可见,指导意见在一定程度上起到了“配电网管理办法”的作用。

  。2711号文按照“准许成本加合理收益” 的方法核定输配电价,将“准许收入法”作为省级电网输配电价定价的唯一方法。指导意见提出的准许收入法、最高限价法和标尺竞争法均是在“准许成本加合理收益”原则基础上的“再创新”,而招标法更是隐含要求投标主体在第三方权威专业机构的协助下进行“准许成本的范围界定、合理收益的明确”。万变不离其宗。“准许成本加合理收益”是省级物价主管部门开展成本监审、价格管理的核心原则。

  。2711号文提出多种调整机制:一是电价平滑机制,主要针对监管周期内电网企业新增投资、电量变化较大的情况;二是定期校核机制,主要针对电网企业实际投资与规划新增固定资产投资额之间存在差异的情况;三是考核机制,主要针对电网企业供电可靠率及服务质量等进行监督与激励。指导意见明确提出,“配电网配电价格调整,应明确价格监管周期,做好过渡阶段价格衔接,并参照《省级电网输配电价定价办法(试行)》建立平滑处理机制、定期校核机制和考核机制”,并对配电价格监管周期、过渡阶段价格衔接、与存量地方电网配电价格衔接、建立激励机制四方面进行了详细要求。对于省级电网企业与配电网企业,调整机制衔接有助于约束投资冲动,加强规划管理和激励服务创新。

  。指导意见明确提出,“用户承担的配电网配电价格与上一级电网输配电价之和不得高于其直接接入相同电压等级对应的现行省级电网输配电价”,“配电价格确定前,电力用户与配电网结算的输配电价暂按其接入电压等级对应的现行省级电网输配电价执行”。不用担心,指导意见还有一句“暖心的话”——“不同电压等级输配电价与实际成本差异过大的,省级价格主管部门可根据实际情况,向国务院价格主管部门申请调整省级电网输配电价结构”。这为配电网价格调整“开了一扇窗”。

  。一是结算关系与方式的衔接,指导意见提出,“配电网与省级电网之间的结算电价,按现行省级电网相应电压等级输配电价执行。配电网企业可根据实际情况,自主选择分类结算电价或综合结算电价与省级电网企业结算电费”。这样的规定,既明确了配电网与省级电网之间按照相应电压等级输配电价的结算关系,也允许配电网企业选择合适的结算方式。二是通过调整结算电价实现专项工程成本回收,指导意见规定,“在配电网与省级电网接入点,由省级电网专为配电网建设变电站的,省级价格主管部门可探索核定由配电网承担的接入费用,并适当调整配电网与省级电网之间的结算电价”。对于配电网通过省级电网企业投资的专用变电站取电的情况,此规定按照“谁受益,谁付费”的原则,明确了双方的责任,有效保障省级电网企业的合理投资。

  。对于“增量配电网是大用户,还是电网”的争议,一直以来都是各界关注的焦点问题。指导意见对此给出了明确说法,即“配电网与省级电网具有平等的市场主体地位。省级电网应向地方电网和增量配电网无歧视开放,配电网应向售电公司无歧视开放。配电网企业应按照相同的原则和标准承担政策性交叉补贴”。这一定论将为后续配电网相关政策制定奠定主基调。

  。指导意见提出,“配电网区域内的电力用户(含自发自用电量)应承担国家规定的政府性基金及附加等社会责任,由配电网企业代收、省级电网企业代缴”,同时还提出“省级价格主管部门应按照尊重历史、合理衔接的原则,在不增加交叉补贴的前提下,制定地方电网配电价格,与现行省级电网输配电价、趸售电价等做好衔接”。以上规定均体现了配电网区域内用户与省级电网用户应当承担平等的社会责任。

  国家发改委发布的《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》(以下简称《指导意见》)对于科学合理制定地方电网和增量配电网的配电价格,鼓励社会资本投资配电业务,促进配电网业务健康发展和提高配电运营效率,进一步推进输配电价改革具有非常重要的意义。《指导意见》在监管方式、定价办法、结算办法等方面有着诸多创新举措和突破点。

  本轮电力体制改革的核心是电价改革,而作为电价中关键的一环,输配电价的改革则是电价改革的重点和难点所在

  输配电价改革的重要性在本轮电改主要政策文件对其强调的力度上得以充分体现。2015年3月中共中央、国务院在《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)(以下简称“电改9号文”)中部署了近期推进电力体制改革的重点任务,其中第一条是“有序推进电价改革,理顺电价形成机制”,其下的“单独核定输配电价”便是本轮电改28项重点任务的首列任务。

  输配电价改革的难度,从省级电网输配电价的核定和推行的曲折历程上可见一斑。省级电网输配电价在本轮改革之前就已经核定了很多次,但始终没有落地执行;即使是本轮电改耗时一年多核定的输配电价,多数省市仍然存在高电压等级价格过高、电压等级间价格差距过小等问题;另一方面,一些早已经核定了输配电价的省市在电力交易中仍然采用的是价差传导模式,而并没有采用已核定的输配电价。

  增量配电网配电价格定价是输配电价改革这个难点中的难点。增量配电业务放开承载了众多改革目标,而且需要结合全国各地的不同的实际情况。因此,《指导意见》并没有给出具体可操作的配电价格定价办法,而是对地方价格主管部门制定配电价格定价办法给出了原则性的指导意见。

  电改9号文则要求输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则核定。根据该部署,国家发展改革委、国家能源局印发了《输配电定价成本监审办法(试行)》(发改价格〔2015〕1347号),随即对各省级电网开展了大规模的成本监审工作和输配电价核定工作。截止到2017年中,首轮输配电价改革试点已经全面完成。这被认为是电改9号文以来第一项取得重大突破性成果的电改任务。

  但输配电价改革并没有完成。因为除了省级电网外,我国还有十几个地方电网和近两百个(以后还会有更多)增量配电网,这些配电网也需要针对性的输配电价定价办法。

  放开增量配电业务是电改9号文中的一项重要内容,目标是鼓励社会资本投资配电业务,促进配电网建设发展、提高配电运营效率。

  国家发改委随后发布的《关于加快配电网建设改造的指导意见》(发改能源〔2015〕1899号),提出了“开展试点示范,逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务”。

  但是,直到2017年年底,增量配电业务试点项目的进展从总体上来说并不顺利,尽管这一年来国家发改委和能源局采取了一系列措施,包括多个批次的试点项目申报、限定确定投资主体的时间、每半个月汇报一次进展、2018年上半年必须实现所有地市全覆盖等。当前困扰各试点项目的最重要的两个问题,一个是配电区域的划分,另一个则配电价格的定价办法。

  电改9号文明确要求输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则核定。本次发布的《指导意见》也是将该原则确定为首选的监管方式和定价方法,以及所有其它定价方法的基础。但考虑到配电网的特殊性,以及各地监管机构将面临的现实情况,《指导意见》并没有完全拘泥于狭义的“准许成本加合理收益”方法,而是创造性地扩展出了一些可选的其它定价方法,并给出了各种方法的适用场景。这些努力最终将使得《指导意见》更具指导性和实用价值。

  比如,“招标定价法”是首次作为一种配电价格定价办法被提出,适用场景是“招标方式确定投资主体的配电网项目”。既然我们要鼓励社会资本积极参与增量配电业务,通过市场竞争确定投资主体,那通过什么指标来选择投资主体?未来的配电价格(或者决定配电价格的重要因素:投资额、运维成本、收益率要求等)自然是非常重要的考量因素。因此,“招标定价法”不失为一种直接、有效的定价方法。当然,招标所确定的配电价格(或其自动调整机制)怎样才能、是否合适在整个特许经营期内保持不变,这是另外一个问题,需要专题讨论。

  此外,“最高限价法”和“标尺竞争法”也是对“准许成本加合理收益”监管方式的扩展和突破。这两种定价方法的共同特征是激励性比较强而监管工作量相对较小。引入这两种定价方法,一方面是为了让激励性监管的手段促进配电网企业提高运营效率,另一方面也是为了帮助监管机构应对要监管数量众多的配电网这个实际困难。

  《指导意见》中的“不同电压等级输配电价与实际成本差异过大的,省级价格主管部门可根据实际情况,向国务院价格主管部门申请调整省级电网输配电价结构”这句线个问题给出了一个明确的答案。提出的解决方案(“调整省级电网输配电价结构”)也直指问题的根源和核心。当然,该方案在实际操作可能会遇到复杂的具体问题与比较困难的局面,但这是如何落地的问题。

  “在配电网与省级电网接入点,由省级电网专为配电网建设变电站的,省级价格主管部门可探索核定由配电网承担的接入费用,并适当调整配电网与省级电网之间的结算电价”这句线个问题的解决给出了原则、指出了方向。

  为了实现可再生能源的高比例消纳,配电网区域内必须配备足够的廉价调峰能力,这需要相关的政策配套。《指导意见》中的“配电网与发电企业的结算,按照调度协议约定的主体执行”这句话从调度和结算两个方面给配电网企业联合发电企业应对可再生能源高比例消纳这个挑战指明了方向。

  《指导意见》提出的“配电网区域内列入试点范围的非水可再生能源或地方电网区域内既有的小水电发电项目与电力用户开展就近交易时,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”这句话不只是简单地重申了国家发改委、能源局2017年10月底发布的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》(发改能源〔2017〕1901号)的精神,它还将就近交易的电源范围扩大到了包括“既有的小水电发电项目”。更重要的是,这句话明确了过网费费的分担原则和机制,对配电价格的制定办法提出了全新的、更高的要求。

  国家发改委发布的《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》(以下简称《指导意见》)进一步明确了和配电网监管、成本管理、定价、结算相关的一系列问题,为配电网企业开展配电业务提供了更加明确的要求和指导。

  《指导意见》中提出了配电价格的四种定价方法:“招标定价法”、“准许收入法”、“最高限价法”和“标尺竞争法”。不论哪种定价方法,具体的价格表都是需要配电网企业自己先制定,然后报省级价格主管部门审核批准(省级价格主管部门再报国务院价格主管部门备案)。

  配电网企业制定配电价格的基本原则是:配电价格应合理反映配电成本,以弥补配电网企业的合理成本,并引导用户合理使用配电资源。

  配电网企业承担配电区域内结算业务,即按照政府核定的配电价格收取配电费,按照国家有关规定代收政府性基金及附加和交叉补贴,按合同向各方支付相关费用。

  这些结算业务中最难处理的是和省级电网的输配电费结算。《指导意见》用了很大的篇幅来指导这项工作,清楚地回答了两个重要问题:

  。对于大家关心的配电网是“网”还是用户、如果是用户那么属于什么用电类型这些问题,《指导意见》给出了“分类结算电价”和“综合结算电价”这两个方案,并明确指出“配电网企业可根据实际情况,自主选择分类结算电价或综合结算电价与省级电网企业结算电费”。由于当前阶段的大部分配电网都是以工业用电为主,“综合结算电价”比“分类结算电价”低,因此《指导意见》实际上是允许各类配电网按照省级电网的两部制电价(主要是大工业用电类型)来和省级电网结算。

  配电网企业和电力用户之间的结算方式很简单:配电网企业负责对用户的用电进行计量并收取全部电费,包括政府性基金及附加。需要澄清的是,《指导意见》中的“配电区域内的电力用户(含自发自用电量)应承担国家规定的政府性基金及附加等社会责任”是针对部分电力用户通过自备电厂逃避社会责任提出来的。我们认为光伏等可再生能源发电的自发自用部分的电量是不需要承担政府性基金及附加的,因为早在2013年,国务院发布的《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》(国发〔2013〕24号)就明确提出了“对分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加等针对电量征收的政府性基金”;2017年末国家发改委《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》(发改价格规〔2017〕2196号)再次强调了“分布式光伏发电项目自用电量免收随电价征收的各类政府性基金及附加”。

  对于配电网中的居民、公益性用户,以及未参与电力市场的电力用户,配电网企业需要按照当地价格主管部门制定的目录销售电价来结算。对于这类保底供电,首先配电网企业应能参与优先购电,其次配电网企业应能获得相应的保底供电补贴来弥补损失(也可以将损失计入准许收入或配电费)。

  对于配电网企业和发电企业的结算,《指导意见》明确提出:“配电网与发电企业的结算,按照调度协议约定的主体执行”。这句看似简单的论述,首先肯定了为了高比例消纳可再生能源这个目的配电网中可以接入电厂(或部分机组),其次还指出了调度和结算的基本原则。

  根据《指导意见》给出的四种定价方法,对配电网企业的监管方式有三种,分别是“基于合同的监管”、“收益率监管”和“价格上限监管”。配电网企业应根据自身的监管方式来规划自身的管理成本方案:

  1、如果配电网企业的定价方法是“招标定价法”,则其监管方式很可能是“基于合同的监管”,配电网企业应严格依照配电项目合同开展业务,包括成本管理;

  不论采用的是哪种监管方式和定价方法,配电网企业都有义务向监管机构完整、准确、及时地报告配电业务相关成本。监管机构采集成本不仅是为了核算该配电网企业的电价,也是为了更有效地制定配电业务的监管政策。因此,配电网企业应相应地建立财务制度,详细、准确地记录各项成本和费用,并在核算时将配电业务与其他业务分开独立核算。

  另外,《指导意见》还提出了信息公开的办法,要求配电网企业“定期通过公司门户网站等指定平台公布成本、收入等相关信息”,这是为了便于公众监督、参与价格和政策制定。

  尽管《指导意见》明确了配电价格的形成机制,但分布式发电和微电网的发展可能会对配电费的回收产生严重的冲击:分布式发电和微电网的广泛采用会降低配电网的过网电量,从而导致配电费回收不足,配电价格会根据其形成机制上涨,而这会导致过网电量的进一步减少,从而形成一个恶性循环。

  另外,《指导意见》重申并扩展了对分布式发电就近消纳的支持政策(国家发改委、能源局2017年10月底发布的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》)(发改能源〔2017〕1901号),提出“配电网区域内列入试点范围的非水可再生能源或地方电网区域内既有的小水电发电项目与电力用户开展就近交易时,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”。这意味着配电网企业不仅需要专门制定针对分布式发电交易的过网费标准,而且还要承担配电网的电力平衡和电量平衡责任。

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