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能源局明確電力企業(yè)成本：電價形成機制改革再進一步

發(fā)布者：張旭東 | 來源：第一財經(jīng)日報 | 0評論 | 4618查看 | 2015-09-15 10:45:09

　　電價一向種類繁多，輸配電價成本更是被認(rèn)為不夠透明，兩者都是電力體制改革的要點。

　　9月14日，國家能源局發(fā)布《2013~2014年度全國電力企業(yè)價格情況監(jiān)管通報》(下稱《通報》)，分析主要電力企業(yè)的六項價格指標(biāo)，明確電力企業(yè)成本。這將為電價形成機制改革提供基礎(chǔ)依據(jù)。

　　電力企業(yè)成本中，最為外界關(guān)注的是輸配電成本。輸配電價也是新一輪電改后，已陸續(xù)在地方進行試點改革的領(lǐng)域。輸配電價改革將打破電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)購統(tǒng)銷、賺取差價的模式，讓電價形成機制更為透明。

　　現(xiàn)有統(tǒng)計中，反映電網(wǎng)企業(yè)成本的是購銷差價?！锻▓蟆贩Q，2014年電網(wǎng)企業(yè)平均購銷差價為208.11元/千千瓦時，即每度電電網(wǎng)企業(yè)賺取0.208元差價。

　　“這不是電網(wǎng)企業(yè)賺取的利潤，因為沒有去除稅收及線損，但可以反映電網(wǎng)企業(yè)的收入概況。售電放開后，售電環(huán)節(jié)就不會計算在內(nèi)，電網(wǎng)企業(yè)只收取輸配過網(wǎng)費?！币晃浑娏π袠I(yè)人士分析說。

電網(wǎng)購銷差價2014年同比增8%

　　《通報》中稱，2014年電網(wǎng)企業(yè)平均購銷差價(不含稅、含線損)為208.11元/千千瓦時，同比增長8.0%?？鄢€損，電網(wǎng)企業(yè)平均購銷差價2014年為185.32元/千千瓦時，同比增長10.17%。

　　2014年全國社會用電量為55233億千瓦時，按照扣除線損后的平均差價0.18532元/度簡單計算，全年為電網(wǎng)企業(yè)產(chǎn)生超過1萬億購銷差價。

　　從各省(區(qū)、市)情況看，購銷差價(含線損)2013年江西最高，為243.95元/千千瓦時，寧夏最低，為94.98元/千千瓦時。2014年江西最高，為251.24元/千千瓦時，青海最低，為94.84元/千千瓦時。

　　線損是輸電過程中損失的電量，根據(jù)能源局公布的數(shù)據(jù)，2014年全國平均線損率絕對量6.34%，同比下降0.4%。線損一般是電網(wǎng)企業(yè)和輸電企業(yè)對成本爭議比較大的點，輸配電價不透明，就包括外界對電網(wǎng)企業(yè)賺取購銷差價的模式下各項成本是否客觀的疑慮。

　　《通報》分析指出，2013~2014年電網(wǎng)企業(yè)平均線損率總體呈下降趨勢，2013年、2014年分別為6.53%、6.20%，2014年同比下降5.05%。其中2013年新疆最高，為11.47%，青海最低，為3.72%。2014年四川最高，為9.45%，青海最低，為3.08%。

　　此外，《通報》還指出，燃煤機組平均上網(wǎng)電價(含稅)呈下降趨勢，水電機組、風(fēng)電機組、燃?xì)獍l(fā)電、核電、太陽能發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電略有上升。

　　2014年全國燃煤機組平均上網(wǎng)電價為418.77元/千千瓦時，同比下降1.93%。水電機組平均上網(wǎng)電價2014年為291.61元/千千瓦時，同比增長2.97%。風(fēng)電機組平均上網(wǎng)電價2014年為572.06元/千千瓦時，同比增長1.73%。呈現(xiàn)清潔能源電價上調(diào)，燃煤機組電價下調(diào)的趨勢。

電價形成機制改革基礎(chǔ)先行

　　《通報》指出，2014年電網(wǎng)企業(yè)平均銷售電價(含稅)為647.05元/千千瓦時，相當(dāng)于0.647元/度，同比增長1.82%。其中深圳銷售電價最高，為827.82元/千千瓦時，青海最低，為384.24元/千千瓦時。

　　2014年分類銷售電價，一般工商業(yè)及其他用電平均電價最高，為856.51元/千千瓦時，大工業(yè)用電平均電價為655.86元/千千瓦時，居民用電類別平均電價(到戶價)為557.48元/千千瓦時。

　　各省(區(qū)、市)居民用電類別平均電價水平，深圳依然排名第一。排在前5位的分別是：深圳715.17元/千千瓦時、廣州654.24元/千千瓦時、廣東647.04元/千千瓦時、江西618.50元/千千瓦時、湖南607.38元/千千瓦時。排在后5位的分別是：云南476.43元/千千瓦時、廣西461.34元/千千瓦時、寧夏456.31元/千千瓦時、內(nèi)蒙古(西部)439.81元/千千瓦時、青海406.99元/千千瓦時。

　　此外，《通報》還顯示，隨銷售電價征收的政府性基金及附加主要有重大水利工程建設(shè)基金、農(nóng)網(wǎng)還貸資金、水庫移民后期扶持資金、可再生能源發(fā)展基金、城市公用事業(yè)附加5種。2014年全國平均征收水平為38.96元/千千瓦時(電網(wǎng)企業(yè)省內(nèi)售電量口徑平均值、含稅)，同比增長11.17%。

　　國家能源局稱，通報主要是為“全面、準(zhǔn)確反映全國各地電力價格水平及變化情況，促進電價形成機制改革。”

　　按照電改“9號文”，將“著力構(gòu)建主體多元、競爭有序的電力交易格局，形成適應(yīng)市場要求的電價機制。”目前發(fā)電側(cè)已經(jīng)實現(xiàn)充分競爭，正在推動的售電側(cè)放開實施后，將形成“放開兩頭”的格局。

　　6省(區(qū))1市已經(jīng)獲準(zhǔn)進行輸配電價改革試點，其中深圳、蒙西、寧夏的試點改革方案已經(jīng)獲批。上述電力企業(yè)人士分析說，電改全面推開后，電網(wǎng)企業(yè)的盈利模式可能是固定收益率，監(jiān)管部門將主要監(jiān)管輸配電成本，售電和電價實現(xiàn)一定的市場化，電價一定范圍內(nèi)隨行就市。

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