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(在上图中,虚线绘制的部分是原有电价体系的遗留,会在未来逐步取消。)
在发电端,当前大部分发电量仍然是“计划电量”,是调度机构根据优先发电优先购电计划以及电网实际运行需要安排的。计划电量由电网企业收购,价格是标杆电价;另外一部分发电量是“市场电量”,电量销售给大用户或者售电公司,价格是市场交易电价。
在用电端,部分用电(农业用电、居民用电、重要公用事业用电、公益性服务用电等)尚未放开,其用电需要优先保证,其用电价格是销售电价;另有部分用户(部分大工业用电、部分一般工商业用电)已经放开,他们通过市场化交易获得电量,其用电价格由市场交易电价 + 终端输配电价 + 政府性基金及附加构成;还有部分用电(目前还是大部分用电量)既不属于优先购电范围,又不能参与电力市场交易,其用电量仍然由电网企业统销,其用电价格也是销售电价。
双轨运行的新旧两套电价体系在大部分情况下是相对独立的,但在某些领域也会相互影响。比如,尽管新电价体系在建立时考虑了与原有电价体系衔接,但按照新电价体系形成的终端电价(燃煤标杆上网电价 + 输配电价 + 政府性基金及附加)往往和原有电价体系中的销售电价不相等。这种情况在一些地方影响了电力用户参与电力市场交易的积极性,在另一些地方则导致了已核定的输配电价得不到执行、市场交易在销售电价基础上扣减价差的现象。
现行电价体系对增量配电业务的影响
增量配电的业务模式是通过向市场化电力用户收取配电费来回收配电设施相关成本以及合理收益。
当前省级输配电价中存在的两个问题对增量配电业务模式影响比较大:
高电压等级(220kV和110kV)的输配电价偏高。这意味着增量配电网需要向省级电网缴纳的输配电费偏高;
电压等级之间的输配电价差偏低(220kV和10kV之间的大工业用电价差的中位数为5.02分,110kV和10kV之间的价差的中位数为4分)。这意味着很多增量配电网缺少足够的价格空间来回收配电成本;
另一方面,大部分增量配电网内都存在非市场化用户(包括尚未参与电力市场交易的工商业用户,以及居民、农业、重要公用事业、公益性服务等),增量配电网需要对这些用户提供保底供电服务。由于保底供电的价格是销售电价,增量配电网因而也需要开展“统购统销”业务。然而,由于销售电价(特别是农业用电和居民用电的价格)普遍低于按照新电价体系计算的终端电价,配电企业无法从购销差中足额回收非市场化电力用户所应承担的配电成本。
对于上述这些问题,有关部门在《有序放开配电网业务管理办法》和《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》中提出了一些应对措施。在实际操作中那些措施能否落到实处,我们拭目以待。
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