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(来源:微信公众号 中国能源报 ID:cnenergy 作者:贾科华 卢彬)
▲制图:侯进雪
作为2015年启动的新一轮电力体制改革的总体框架——“管住中间,放开两头”的关键一环,输配电价改革因条件相对成熟、推进相对容易,成为此轮改革的重要突破口。早在2014年,输配电价改革就已在深圳开始试点。2017年,全国省级电网输配电价改革已经全面完成。当年的国务院常务会议在此基础之上明确提出,要“推进省级电网输配电价改革,合理降低输配电价格”。但事与愿违,截至目前,输配电价“不降反升”、成倍增长,原因何在?
“17年来,每次电价调整,输配电价就会提高一点,这一部分成本最终不但没有降下来,反而成倍地翻了上去”
“电力体制改革的总目标是让电力回归商品属性。现在的问题出在什么地方呢?电力要回归商品属性,无论在技术上、经济上,还是在体制上,都是绕不开电网企业的。”陆启洲说。
据记者了解,电网企业在电力系统中负责搭建电力输送网络,并收取相应的“过网费”,类似于高速公路收取“过路费”。此前电网的盈利路径是赚取“差价”,即电厂首先将电力按照国家规定的价格卖给电网,然后再由后者按照国家规定的价格卖给用户,电网作为“中间商”,通过购销差价获得收入。但长期以来,我国电网企业“过网费”的核定是笔“糊涂账”,负责定价的国家主管部门也不十分了解其具体构成,这反过来影响了购销电价的制定。当前输配电价改革的核心便是厘清各类成本、把账算清,进而为发电厂和电力用户的直接见面提供公平、合理、透明的价格信号,为电力价格的市场化铺平道路。
基于此,国务院常务会议针对输配电价改革提出了“推进省级电网输配电价改革,合理降低输配电价格”的明确要求。但现实却与此相反。“从上一轮电改到现在17年来,每次电价调整,输配电价就会提高一点,这一部分成本最终不但没有降下来,反而成倍地翻了上去。”陆启洲说。
与此形成鲜明对比的是,2002年、2018年发电企业平均上网电价分别约为0.356元/千瓦时和0.374元/千瓦时,几无波动。
“电力用户要为规划中的、还没有投运的线路付费,这个事情很有争议,也是导致输配电价偏高的原因”
针对陆启洲的发言,南方电网公司原总经理钟俊当场给出回应:“不增是不可能的”。
钟俊说:“大家可能还不知道,我国有坚强的主电网,但我们的配电网很薄弱。这个事情,跟谁说,谁也不会相信,但这是事实。所以,目前一般城市是搞不了智能电网的,因为他们没这个基础。因此,每年南方电网要投入1000亿元用于电网改造,当然这里面有一个投资效率的问题,即900亿元或800亿元是不是就够了?这就需要通过体制改革政策的落实来降低投资成本。但这些投资都会计入输配电价,所以输配电价每年还是递增的,不增是不可能的。”
钟俊进一步指出,电网体量越来越大,其发展也越来越快,这是目前的整体形势。“应该说,现在的电网跟电力体制改革之前的电网是有区别的。另外,当前国家电网正在建设的特高压输电线路还比较多,投资也比较大。在此背景下,这几年国家发改委价格司在核定输配电价时,往往降不下来,因为电网每年投入成本很高,这还未算人工成本的增加。”
中国国际经济交流中心研究员范必指出,推涨输配电价的主要因素是投资,但在目前的计算方式中,准许成本的范围过宽。据介绍,按照国家发改委2016年制定的《省级电网输配电价定价办法(试行)》,电网企业规划新增输配电固定资产投资额可按照不超过75%的比例算入折旧费用,从而成为准许成本的一部分。
“这种将规划线路或设备都算作电网已发生的成本的情况,让电力用户负担了额外的成本。”范必将这种现象类比为高速公路的通行费,“相当于这条路现在还没有建,我还没有走过,但我已经要为这条道路付费了。这意味着电力用户要为规划中的、还没有投运的线路付费,这个事情很有争议,也是导致输配电价偏高的原因。”
“近日电网企业发文严控投资,对于输配电价改革而言是好事。投资减少了,输配电价就应该同步降下来。”范必表示。
另外,范必还指出,目前改革试点以省为单位,省内实行统一输配电价,而非按照节点来计算。“这种计价方式忽略了不同距离间输配电的成本差异,特别是增加了可再生能源、分布式能源等电力就近消纳的成本。”
“这些交叉补贴没有经过严格测算和第三方监督,企业申报之后就全部计入了输配电价”
针对输配电价改革出现的问题,国家发改委也已开始重新调整、细化定价政策。
2019年5月,国家发改委、国家能源局联合修订出台新版《输配电定价成本监审办法》,明确提出“电网企业未实际投入使用、未达到规划目标、重复建设等输配电资产及成本费用不列入输配电成本”;2019年12月,国家发改委对上述《定价办法(试行)》进行修订并征求意见,而根据目前的修订版内容,未明确具体投资项目和资产结构、监管周期内无投运计划或无法按期建成投运的,将无法再通过计入折旧费用而成为准许成本。
“既然我们的配电网薄弱,就应该把投资更多地放在配电网,而不是再建许多西北到东南的特高压。”中国社科院工经所能源研究室主任朱彤直言,未来电力行业的转型方向和创新将主要集中在配电侧和用户侧,“我们应该在能源转型的框架下思考问题。如果还按照传统的思路,最后投得越多,可能就有越多的资产要面临搁置、淘汰。”
另据业内人士分析,过高的交叉补贴是导致输配电价居高不下的又一个原因。
据了解,“交叉补贴”的存在与我国当前的电价政策紧密相关。具体来讲,居民用电量小,类似于“零售”;工业用电量大,类似于“批发”。各类商品的批发价格一般远低于零售价格。但考虑到民生问题,我国制定的工商业电价远高于居民电价,即用较高的工商业电价来补贴城市居民和农业低价用电。
上述人士表示:“从用电结构来看,现有的交叉补贴已经远远超出实际需求。这些交叉补贴没有经过严格测算和第三方监督,企业申报之后就全部计入了输配电价。”
但是,目前出台的输配电价政策并未就厘清交叉补贴给出具体的解决方案,最新的修订版《定价办法(试行)》也仅有“逐步缩减”“合理测算”“妥善处理”等原则性表述。
毫无疑问,未来输配电价能否如愿进入下行通道,将取决于电改的力度和深度。
评论:输配电价不能总是一笔“糊涂账”
文丨本报评论员
17年的时间,输配电价从每千瓦时0.11元倍增至0.22元,综合考虑这些年物价、投资、人工等诸多因素,这样的涨幅是否科学?涨多少才算合理?为何只升不降?在充满量化思维的电力领域,这却是一道道无解之题。原因在于,输配电价理应包括什么,实际又包括什么,始终是一本“糊涂账”。
需要肯定的是,实施输配电价改革本身已经是一个巨大的进步。输配电价改革实施前,电网企业左手从发电企业买电,右手把电卖给电力用户,这一进一出产生的购销差价,就成了电网企业的收入来源。换言之,“输配电价”的概念并没有对电网企业经营产生实质上的制约。而根据2015年发布的“电改9号文”以及《输配电定价成本监审办法(试行)》的要求,输配电价改革后,电网盈利将与购售电差价脱钩,转而按照“准许成本加合理收益”的原则,对电网企业实行总收入监管。
“管住中间,放开两头”是新一轮电力体制改革的基本路径,而“管住中间”的核心抓手就是输配电价改革,“管不住中间”,电改仍将是纸上谈兵。只有厘清输配电价,从机制上把电网“过网费”和发售电价区别开来,才能真正释放发电侧、用电侧的竞争性环节电力价格,即“放开两头”,让电力市场化改革真正落地。
输配电价迄今已历经两轮改革,第一个监管周期始于2017年,止于2019年。2019年年初,国家发改委启动第二监管周期输配电定价成本监审,同年发布的《输配电定价成本监审办法》(修订稿)和《省级电网输配电价定价办法(试行)》(修订征求意见稿)可被视为首个监管周期的经验成果。透过两份文件中的内容,可以看到主管部门正在深入剖解电网企业成本,力图算清这笔账。
但现实却并不理想。例如,输配电价构成中,最让人摸不着头脑的,莫过于交叉补贴。《省级电网输配电价定价办法(试行)》(修订征求意见稿)就此给出的解决方案是“结合电力体制改革进程,合理测算政策性交叉补贴规模,妥善处理政策性交叉补贴问题”。而这种原则性的、没有切实执行方案的表述透露出的信息是,如何厘清交叉补贴仍是一块难啃的骨头,缺少实现手段。
与此同时,输配电价改革作为产业链条的中间环节,应与发电侧、售电侧、需求侧以及增量配电等其他改革环节相适应。而在广东电力现货市场试点中,面对试点过程中暴露出的输配未分离、固定的输配电价机制与现行目录电价衔接不畅的问题,上述文件中对此也仅仅是提出了“结合实际情况可探索提出符合现货市场需要的、具有一定弹性的分时输配电价方案”,并无实际对策。
但从积极意义上讲,上述重重难题在阻碍输配电价改革的同时,也帮助改革者锁定了未来改革的发力点和努力方向。
要理性看到的是,电力体制改革是一项复杂的系统性工程,政策制定需要综合考量电网、政府、用户的利害得失,多方统筹,急不得;但在电改不断深化、规则逐渐科学的大背景下,过去遗留下来的“疑难杂症”正在成为当前和未来改革的障碍,亟待解决,拖不得;未来输配电价能否按照国务院的要求如愿进入下行通道,是检验新一轮电改成功与否的关键所在,更是糊涂不得。
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