增量配電業務改革進展及問題與對策研究

2019-08-15 16:44:55 能源研究俱樂部 作者:封紅麗   點擊量: 評論 (0)
自2016年以來,國內增量配電業務改革已開展四批試點,基本實現地級以上城市全覆蓋,極大調動了各地投資積極性。但總體來看,前三批試點項目...
自2016年以來,國內增量配電業務改革已開展四批試點,基本實現地級以上城市全覆蓋,極大調動了各地投資積極性。但總體來看,前三批試點項目進展相對緩慢,取得實質性進展不足兩成。本文重點歸納總結增量配電網改革進展及特點、增量配電政策,深入分析配電網輸配電價及投資前景、主要商業模式及市場潛力,針對目前增量配電網改革步伐緩慢的現狀,找出其存在的主要問題,并提出相應的發展建議,為目前開展增量配電的企業及管理者提供參考。
 
(來源:微信公眾號“能源研究俱樂部”ID:nyqbyj 作者:封紅麗 )
 
一增量配電業務進展及特點分析
 
01增量配電試點項目進展情況
 
1.基本實現地級市以上全覆蓋,但取得實質性進展不足兩成
 
自2016年11月第一批增量配電業務改革試點項目頒布以來,國家發展改革委、國家能源局分四批在全國范圍內開展了404個增量配電網試點項目,已基本實現地級以上城市全覆蓋。截至2019年1月31日,前三批試點中,僅有5個建成投產(占2%)、28個開工建設(占9%)。試點項目進展總體緩慢,一些地方政府和電網企業在改革關鍵問題、關鍵環節上認識不到位,與中央改革精神存在偏差,配售電業務向社會資本放開的要求未得到有效落實;一些試點項目在供電區域劃分、接入系統等環節受到電網企業阻撓,遲遲難以落地。具體前三批試點項目進展情況如下:
 
•第一批試點項目進展情況:截至2019年1月31日,增量配電業務改革第一批106個試點項目(增量項目82個、存量項目24個)中,20個增量項目已開工建設,河北曹妃甸化學園區、河北滄州臨港經濟技術開發區、山西太原工業新區、福建寧德灣塢-漳灣工業園區、新疆生產建設兵團第十三師增量配電業務試點等5個增量項目已建成投產。但尚有12個項目未確定業主,23個確定業主但未劃定供電區域,28個已完成前置程序但仍未開工建設,4個申請取消試點(全部為北京試點),見圖1。
 
圖1 第一批增量配電試點項目進展(截至2019年1月31日)
 
增量配電業務改革進展及問題與對策研究
 
•第二、三批試點項目進展情況:增量配電業務改革第二、三批試點項目共計214個,分別于2017年11月、2018年4月和6月獲得批復。截至2019年1月31日,僅62個試點項目確定業主,13個取得電力業務許可證,8個開工建設。
 
•2019年上半年最新進展情況:據不完全統計,《寧夏石嘴山高新技術產業開發區增量配電改革試點區域配電網規劃(2019-2025)》獲批;江蘇南京市江北新區配售電有限公司、甘肅金塔新奧金能能源電力發展有限公司、陜煤集團旗下的陜西長安電力澄合配售電公司、河南潤奧供電股份有限公司、河南鄭州航空港興港電力有限公司、河南嵩基售電有限公司、河南南陽中關村配售電有限責任公司、湖南東江湖大數據產業園電力有限公司、湖南白沙綠島配售電有限公司等9個試點獲得電力業務許可證(供電類);重慶兩江長興電力有限公司投資建設的220千伏觀音堂變電站、安徽眾益售電公司投資興建的110千伏興盛變電站兩個試點成功投運。至此,浙江、江蘇、湖南首批增量配電項目業主全部確定,福建首批增量配電試點項目全部獲得電力業務許可證。
 
2.在政府督促及配套措施的不斷明確下,預計試點項目將取得新進展
 
按照國家發展改革委、國家能源局2019年3月發布的《增量配電業務改革試點項目進展情況通報(第二期)》,第一批試點項目原則上應于2019年6月底前建成投運,至今尚未確定業主、劃定供電區域的,應于3個月內完成相關工作,并盡快組織開工建設。第二、三批試點項目應于2019年5月底前確定業主、劃定供電區域,7月底前開工建設。6月底前仍未取得明顯進展的,國家發展改革委、國家能源局將對相關地區和單位開展約談。試點進展嚴重滯后的省(區、市)原則上不得繼續申報后續增量配電業務試點。因此,2019年6月底前,前三批試點有了較大進展。
 
此外,隨著配套督促措施更加明確,后續試點項目的推進將更加順利。在總結前三批試點經驗的基礎上,第四批試點的通知提出了一些要求,明確了多項措施,如明確要求電網企業要積極支持試點項目落地,加強合作,加快辦理電網投資建設、資產評估、股東意見、并網接入、供電服務等手續,切實支持增量配電業務改革,以及提出過程管控、第三方評估、建立聯系點、開展培訓等措施,這些都比較實用。
 
02增量配電試點項目特點分析
 
從試點公布時間上看,增量配電業務改革試點的推進正在不斷加速。截至2019年6月底,國家發展改革委、國家能源局共發布四批試點404家。其中,第一批106家,第二批89家,第三批的第一批次97家、第二批次28家,第四批84家。各批次公布的時間分別為:2016年11月、2017年11月、2018年4月、2018年6月、2019年6月,發布周期從一年減至半年,明顯提速。
 
從試點分布的省份來看,試點分布逐漸由沿海地區向內陸、西北等地區轉移。河南試點最多為30家,排名第二的為甘肅(24家),第三為河北(21家),山西和陜西并列第四(20家),山東和廣西并列第五(19家),具體見圖2。河南在第一、二、四批次中申請試點均居首位。從其申請的試點特點分析,主要分為兩種類型:一種是各市縣的產業集聚區,另外一種是各種礦區(包括煤礦、鋁礦、油田、煤化工等)。從政策機制和價格機制上較其他省份并無明顯優勢,究其可能的原因:一是河南積極響應國家改革政策的力度比較大。二是希望通過增量配電網能夠降低電價,便于地方招商引資。
 
數據來源:國家發展改革委、國家能源局
 
圖2 四批次增量配電試點分布情況
 
增量配電業務改革進展及問題與對策研究
 
從試點分布的區域類型看,絕大多數集中于各地的工業園、經濟(技術)開發區、產業園區、礦區。這些區域電力消耗量大,有大量的電力需求,是拉動各地經濟的增長點;與此同時,用戶用能方式多元化,具備形成綜合用能增值服務的條件。
 
從投資主體來看,以電網或地方投資平臺控股為主,民營企業控股或參與為輔。投資主體主要有電網企業、地方政府或國有企業、電網上下游客戶以及其他社會資本,但絕大多數由電網或地方政府控股。以第一批增量配電業務改革試點項目為例,前61個項目確定的項目業主中,非電網企業控股的試點項目數量達到38個。
 
從商業價值來看,后續仍有大量社會資本競相投入,反映出增量配電市場隱含了市場公認的潛在價值。自首批增量配電改革試點施行已兩年有余,盡管大多數人稱增量配電業務不賺錢,目前也尚無清晰的盈利模式,但從第四批試點推進速度和數量上看,進入增量配電市場的勁頭并未減弱。
 
從配電網資產特點看,存量配電資產轉增量的項目大大增加,較純增量項目更易快速見成效。大型企業產業園區轉型增量配電網已經勢不可擋,如第四批試點中的山西霍州煤電、晉煤集團、遼寧撫順礦區、上海外高橋港區、河南中原油田、平煤神馬集團、鶴壁礦區、廣西來賓合山煤礦、重能投松藻配電網、陜西黃陵礦區、新疆西北油田等。存量項目比純增量項目在程序上操作相對簡單,既省去了招標環節、直接確定業主,也更容易快速見成效。
 
總體而言,隨著增量配電配套政策的不斷完善,增量配電試點申請要求更加明確。隨著配電區域劃分、電壓等級等爭議難題的逐步解決,增量配電試點市場主體不斷試水以及實踐經驗的積累,后續增量配電試點的推進速度較前三批試點的推進速度將更快。
 
03增量配電政策進展分析
 
1.增量配電改革整體政策分析
 
2016年10月11日,國家發展改革委、國家能源局發布了《有序開放配電網業務管理辦法》,之后,各部委、地方接連出臺多個文件,推動了增量配電網相關工作的開展。國家層面的政策文件緊密相關的超過20個,主要涉及增量配電網業務管理辦法、增量配電網業務改革試點、增量配電管理、增量配電成本監審和價格管理等,具體見附表1。
 
與此同時,各省也積極響應輸配電試點建設,陸續推出相關政策。截至目前,各地出臺的增量配電相關政策超30個。電力大省江蘇出臺的相關文件最多,并占據兩個“全國首個”席位,分別為:第一個省級增量配電網技術規范綱要——《江蘇省配電網業務放開技術規范綱要》和全國首個增量配電網供電服務規范——《江蘇增量配電網供電服務規范(征求意見稿)》。四川省的政策力度最大,四川省發文明確提出,國網不得控股、無需繳納基本電費和供電費、獲批兩月內確定業主、項目核準后電網企業必須按時提供施工電源等幾點要求,直擊增量配電改革痛點,有助于試點項目的順利推進。
 
針對推進增量配電改革的過程中,存在業主確定、區域劃分、存量資產處置、配網工程接入、電網公司控股、配電價格核定等問題,國家也在對相關政策機制進行不斷的調整和完善。從目前政策引導來看,國家發展改革委和國家能源局有針對性地提出解決措施,包括:簡化流程;要求電網提高政治站位,不控股;更好進行供電區域和資產劃分;更快辦理電力業務許可證供電類(供電類)降低增量配電網項目開發過程中的隱形成本;總結前三批增量配電網試點落地難的癥結,對第四批試點項目的面積、供電量和投資規模等都提出了明確要求。
 
2.增量配電網價格政策分析
 
在增量配電業務改革試點政策中,增量配電網價格可謂是最核心的政策,這直接關系到企業商業模式的形成。雖然早在2017年國家就出臺了《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》,但并沒有給出具體可執行的配電網配電價格定價辦法,只是給出了一個帶有原則性、方向性的指導意見。文件明確規定,省級價格主管部門應根據本省情況,充分征求有關企業和社會意見后,選擇合適的配電價格定價方法。
 
在國家政策指導下,部分省區(福建、浙江、天津、河南、四川等)正式印發了增量配電網的配電價格機制,還有部分省區(海南、湖北、廣西、云南、廣東、山東等)公布了征求意見稿。福建是全國首個出臺增量配電網配電價格機制的省份,規定配電價格通過招標形成,未通過招標形成實行的,實行最高限價管理。大部分省份都按照此種模式,基本都回避了增量配電價格中最核心的“增量配電網是否需要繳納基本電費或應該如何繳納、高可靠性費用如何收取等問題”。
 
不過,河南、四川、貴州在這一方面有了進一步的突破。在結算制度上,河南是全國首個明確增量配電網與省級電網結算的基本電價標準的省份,提出按照輸配電投資比例來分享基本電費。盡管該方案的思路是正確的,但在實際操作中仍舊難以落地。四川的政策更加強有力,明確規定,增量配電網試點國網不得控股,且無需繳納基本電費和供電費。山東則創造性的提出“折扣系數”概念,為配電價格招標明確了方法、路徑,并明確了高可靠性費用收取。
 
截至目前,貴州的政策最為積極,首次提出了更加明確且易于操作的方案,規定增量配電網基本電費按照3.2分/千瓦時收取。該方案使得企業投資增量配網的營收有所保障,而此前其他省份的政策對增量配網的商業模式沒有太明顯作用。預計該文件將實質性地推動貴州省內多個增量配電業務改革試點項目的落地,還將為其它省區解決類似問題提供參考借鑒。
 
二增量配電網電價及投資前景分析
 
目前,覆蓋全國32個省(市、區)的首期輸配電價核定工作已經完成,華北、華東、華中、東北、西北區域電網輸電價格已經公布。截至2019年7月,全國除西藏外,其他省(市、區)已全部完成本年度第二次一般工商業降電價,7月1日執行的輸配電價表,除上海(表中上海最新輸配電價為2018年9月)和甘肅未能在其各自的發展改革委官網找到外,其他省(市、區)均已發布了最新的輸配電價,具體見附件表2。《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》指出,“配電價格核定前,暫按售電公司或電力用戶接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價扣減該配電網接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價執行”。輸配電價,特別是不同電壓等級的價差將直接決定增量配電試點投資的盈利性,這里我們對各省(市、區)輸配電價進行梳理,并進一步分析輸配電價對投資前景的影響。
 
01一般工商業及大工業輸配電價分析
 
1.一般工商業輸配電價分析
 
由于輸配電價的傳遞性,下一電壓等級包含上一電壓等級的價格,因此這里選擇電壓等級最低的不滿1kV的輸配電價,就能大致比較出各省在輸配電價方面的總體水平。由于各省輸配電價標準不統一,有的采用單一制和兩部制分類,有的采用工商業和大工業分類,甚至有的按照變壓器容量分類,在此將部分省份的工商業電價按照單一制電價進行統計對比分析,具體見圖3。
 
圖3 全國各省(市、區)工商業用戶不滿1kV電壓等級輸配電價對比
 
增量配電業務改革進展及問題與對策研究
 
從已經公布的輸配電價數據上看,我國輸配電價區域差異較大。經過幾輪降電價后,去年處于全國最高水平的北京輸配電價得到明顯降低,被蒙東和吉林趕超。蒙東地區不滿1kV的輸配電價最高,達到0.5071元/千瓦時,遠超其他地區。冀北、山西、云南及西北地區等處于全國較低水平,價格均在0.15元/千瓦時以下。
 
從兩網所轄區域看,南網管轄區域內,除云南、廣東外,貴州、廣西、海南三省的輸配電價都超過了0.3元/千瓦時,整體來看南網的輸配電價水平普遍高于國網。
 
其中,1~10kV、35kV和110kV電壓等級的工商業輸配電價,如圖4所示。
 
圖4 全國各省(市、區)其他電壓等級工商業輸配電價
 
增量配電業務改革進展及問題與對策研究
 
2.大工業不同電壓等級輸配電價分析
 
下面我們重點對增量配電網里占比較大的大工業用戶(專線用戶)的配電價格進行分析。本文只分析增量配電網,因此這里只對220kV及以下的電壓等級的大工業配電價格進行分析。
 
由于各省(市、區)輸配電價制定的標準差異較大,有的按照一般工商業和大工業用戶分類,有的按照單一制電價和兩部制電價分類,這里將大工業電價均按照兩部制電價進行大致對比,各省市區1~10kV、35kV、110kV、220kV電壓等級的輸配電價如圖5所示。這里35kV電壓等級基本可以代表整個輸配電價走勢。
 
圖5 全國各省(市、區)大工業用電不同電壓等級輸配電價
增量配電業務改革進展及問題與對策研究
 
(注:上海、黑龍江、甘肅數據為2017年9月公布電價,未查到最新電價,因此可能與實際有一定差別;新疆未查到110kV及以上電壓等級電價)
 
從區域分布看,大工業電價水平整體呈現東高西低。電壓等級在1~10kV的輸配電價排名前三的分別是上海、廣西和和浙江,最低的為蒙西、山西和青海;35kV的輸配電價最高的分別為上海、新疆和江蘇,最低為蒙西、青海和山西;110kV的輸配電價最高的為上海、江蘇和河南,最低為云南、山西和新疆;220kV的輸配電價最高的為上海、天津和河南,最低為云南、青海、新疆。
 
值得注意的是,各省輸配電價制定標準差異很大:有些省份同一電壓等級單一制電價要比兩部制電價低,如河北、河南、山東、福建,這意味著若大工業客戶可選擇采用單一制電價更有利;有些省份兩個電壓等級的電價相同,如上海和廣東,若按電壓價差核算,根本無投資回報率。
 
02大工業用戶各電壓等級價差及投資前景分析
 
由于不同電壓等級用戶,根據所在區域不同,可能接入不同電壓等級的配電網,也將產生多個輸配電價差。例如10kV電壓等級的用戶,在不同區域,有可能接入35kV電壓等級的配電網,也有可能接入110kV電壓等級的配電網,價差也將有多種可能。這里為了舉例說明,如何判斷不同省份配電網的投資價值,只是簡單將相鄰電壓等級價差做了簡要分析,即相鄰電壓等級的價差=本電壓等級電價-上一電壓等級電價,為投資者提供決策參考。在實際操作中,要具體情況具體分析。
 
關于增量配電網的投資價值,主要考慮的內容:一是規劃設計和成本;二是安全質量和風險;三是投資回收。投資回收主要包括三個方面:一是過網電量;二是核定的輸配電價;三是中長期的回報率。就未來3~5年而言,主要看電量和電價。因此,電價是關系到增量配電網投資價值的核心因素。
 
各電壓等級增量配電價差越大,越有利于投資,盈利性越好。這里我們重點分析一下大工業用戶每個電壓等級價差,這里統計1~10kV、35kV、110kV分別與其上一等級電壓的價差,以及不同電價等級的平均價差(原則上應按照各電壓等級在該省用電量比例作為權重系數,但由于數據難以獲取,在此只將三個電壓等級價差的平均數作為平均價差,進行簡單對比),具體如表1。
 
表1 大工業不同電壓等級價差情況(單位:元/千瓦時)
 
增量配電業務改革進展及問題與對策研究
 
從投資的角度分析,上述平均價差等級可以分為三個區間,意味著投資價值也處于三個區間:
 
(1)高投資價值區間,平均價差在0.03元/千瓦時,包括廣西、云南、貴州、青海、四川、上海6省市;
 
(2)中間投資價值區間,平均價差在0.02元/千瓦時,包括湖南、蒙東、寧夏、海南、福建和山西6省(市、區);
 
(3)較低投資價值區間,平均價差在0.02元/千瓦時以下,包括浙江、湖北、重慶、甘肅、廣東、北京、吉林等省(市、區)。
 
按照不同電價等級價差來看,處于高投資價值區間的省份如下:
 
1~10kV電壓等級價差最大的當屬廣西,價差高達0.1459元/千瓦時,遠超其他省份各電壓等級價差。價差在0.03元/千瓦時以上的省份,還包括海南、上海、貴州、寧夏、山西、浙江。
 
35kV電壓等級價差最大的為云南,價差在0.0762元/千瓦時。價差在0.03元/千瓦時以上的省份,還包括蒙東、上海、貴州、四川、甘肅。
 
110kV電壓等級價差最大的為青海,價差為0.0823元/千瓦時,超過0.03元/千瓦時的僅此一個省份。該電壓等級的價差比其他低電壓等級價差相對較小。投資價值相對較高的還包括廣東、湖南、寧夏、福建。
 
值得注意的是,上海110kV和廣東35kV電壓等級的配電價差均為零。如果按照國家層面的指導意見,即省級電網的上一電壓等級與同電壓等級輸配電價差作為依據,若企業僅靠賺取價差獲取收益,則增量配電網投資根本不具備盈利性。
 
當然決定增量配電網投資的因素很多,不僅要考慮電價,還要考慮許多其他因素,包括線損率、容量費、需量費等其他因素。基本電價分按最大需量計費和按變壓器容量計費兩種方式。從基本電價的情況來看,北京最高,天津最低,具體見圖6。從線損率來看,河南、湖南、蒙東的線損率最高,均超過了8%,而用電量大省江浙一帶、甘寧地區線損率較低。線損率越低,也就意味著增量配電網投資的盈利空間越大。
 
圖6 全國各省(市、區)基本電價及線損率情況
 
 

增量配電業務改革進展及問題與對策研究

 
目前來看,如果僅僅依靠收取配電網費用,配電網投資存在一定風險,需增加更多的增值服務,以及好的商業模式,才可能具備盈利空間。
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責任編輯:葉雨田

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