湖南电价的省际比较、成因及对策研究

湖南省人民政府发展研究中心调研组

降低电价是“降成本”的重要内容。2016年，国家发改委通过实施煤电价格联动、取消化肥优惠电价等措施两次降低电价。然而，煤电联动等举措在湖南并未从根本上降低电价，企业仍然承受着较高的用电成本。为此，我们做了专题调研，介绍如下。

一 湖南电价的省际比较

湖南电价是否过高，不同部门有不同看法。与全国各省市区相比，湖南电价相对较高，制约了湖南企业竞争力的提高，降低了湖南招商引资的吸引力。

1．与全国水平比较，电价较高，排位靠前

2015年，湖南省平均到户电价0.688元/千瓦时，在全国排第15位，其中大工业到户均价0.732元/千瓦时，一般工商业及其他用户到户电价0.912元/千瓦时，分别排全国第10和第11位。综合上网电价0.415元/千瓦时，其中火电上网标杆电价0.4471元/千瓦时，全国仅比广东低0.0034元/千瓦时，比贵州高0.1108元/千瓦时，列全国第二位；水电平均上网电价0.381元/千瓦时，仅次于广东、浙江，列全国第三位。

2．与中部省份比较，电价较高，排位居中

在中部六省中，2015年湖南大工业实际到户均价排第3位，分别比山西、河南、湖北高0.133元/千瓦时、0.095元/千瓦时和0.026元/千瓦时；一般工商业实际到户均价，湖南排第4位，分别比河南、山西高0.104元/千瓦时和0.076元/千瓦时。

3．与边界地区比较，电价较高，价差较大

湘西、怀化、永州、郴州等边界地区企业对电价与相邻省份价差较大反应强烈。湖南省电价较广西水电集团高0.132元/千瓦时、较贵州电网高0.127元/千瓦时、较重庆秀山高0.22元/千瓦时、较广东粤北地区高0.12元/千瓦时左右。由于存在较大的电价差，省内用电量外流。如2014年贵州电网以点对网、网对网等形式向怀化地区送电15.66亿千瓦时。

二 湖南电价高的成因分析

1．需求波动造成发电成本高

电能是一种不能大规模储存的能源，必须严格保持发电、输电、供电与用电之间的动态平衡。电力生产经营必须根据用户需要，随时生产、随时输送和使用。由于电力负荷的不可预测，发电企业为维护设备正常运转既需要运行部分设备，也需要在用电高峰时备用生产能力，这必然造成资源浪费和生产能力浪费，推高成本。此外，偏远山区架设线路和输电的成本与售电收益之间无法形成合理的平衡，电力紧张时优先保障居民生活用电等，都不是从纯经济的角度来考虑。

2．缺煤无油造成发电成本高

湖南缺煤无油乏气，资源禀赋差，各类发电企业成本较高。省内统调火电厂中，电煤费用占发电成本的70%左右，全省每年80%的电煤要大规模远距离由省外输入，秦皇岛的电煤运到电厂就需要转运三次，运输成本是全国最高的省份之一，火电上网电价为全国第二，远高于华中其他省份。水电企业效益差异明显，小水电分布散、规模小、效益差，而部分已完成还本付息的老水电站度电利润有0.1元；风电、光伏等新能源标杆电价都是全国最高类，面临输送配套滞后、受自然因素影响大等问题，量小条件差。

3．水火互济的同时，造成了水火互备，抬高了电价

省内发电主要依靠火电和水电，2015年二者装机容量合计占全省的95.6%。丰水期主要靠水电，枯水期基本靠火电，用一闲一，发电设备利用效率低、冗余度高。发电“两套厂”格局，抬高了湖南省发电建设总成本，助推了上网电价水平上扬。2015年湖南地区雨水偏丰，在6000千瓦及以上电厂发电设备中，火电利用3452小时，水电利用3363小时，分别比全国平均水平低20.3%、7.1%。水火互备的直接结果便是发电设备利用小时数降低，沉淀成本分摊压力大。

4．供过于求，成本分摊较高

湖南供电紧张形势在2013年出现逆转，快速增长的电力供应能力与新常态下用电需求疲软之间的矛盾凸显。产能过剩迫使单位机组年发电小时数大幅度下降，导致发电企业发电量减少，降低了企业的总收入。2015年，全省发电装机总容量3889.1万千瓦，全社会用电量1447.63亿千瓦时，发电量1215.1亿千瓦时，三个总量指标分别占全国的2.5%、2.2%和2.6%，均低于湖南省GDP占全国的比重（4.3%）。由于需求总量小，疏导矛盾的余地就小，单位发电分摊成本增高。

5．电网问题积累较多，购售电价价差大

2008年冰灾影响尚未全部消除，灾后恢复投资94亿元，省电力公司资产负债率达到80%; 44个上划地方电网由于历史原因结构不合理、线变损高、可靠性差、投资欠账多，短期内难以全部消化平衡。湖南省电源布局“西盈东缺，北多南少”，电源中心与负荷中心相距远，丰水期西电东送，枯水期北电南送，大量负荷远距离输送，线路里程长，损耗高；高效安全可靠的城乡电网尚未全部建成，结构性缺电现象没有根除。10年来，国网湖南电力公司系统累计完成固定资产投资898亿元，年均增长15.5%。伴随投资增长，省电网购销电价差逐步拉大，用户终端加价负担较重。

三 进一步降低电价的对策建议

湖南电价过高的主要矛盾是快速增长的电力供应能力与新常态下用电需求疲软之间的矛盾。解决这个矛盾，要按照习总书记提出的“坚定不移地推进改革，还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制”的要求，以市场淘汰落后产能，使存活下来的企业引进新技术，从而降低发电成本。主要从以下四个方面着手。

1．加快推进输配电定价成本监审，建立合理的价格机制

大力推进交叉监审，从成本、价格、投资各个环节进行监审，合理确定收益、利润和投资，降低电网环节超高过网费。按照“准许成本加合理收益”测算，形成能够直接用于电力市场交易的省级电网独立输配电价，为“放开两头”、推进发电和售电价格市场化创造条件。通过独立输配电价，允许多主体竞价，形成多买多卖的市场格局。

2．加快推进电力供给侧改革，建立完善的市场机制

湖南电力直接交易处于起步阶段，交易规模占全社会用电量的1%～2 %左右，而湖北2016年直接交易电量近300亿千瓦时，约占该省工业售电量的40 %；安徽扩大直接交易范围，交易规模占比达到23 %；广东每年拿出约10 %用于直接交易。湖南省电力直接交易平均可降价1分钱左右，而广东电力交易中心2016年的一场集中竞价交易，最终成交价格平均降幅高达0.125元/千瓦时。因此，我们要积极推进电力直接交易机制改革，体现不同时段、不同地域的用电差价，尽快建立当日交易、实时交易机制。逐步完善湖南电力交易中心各项制度，优化电力交易服务，引导能源资源优化配置。鼓励通过市场机制，淘汰落后电力产能，降低发电成本。

3．加快推进重点开发区或工业园区发配售电改革

针对重点开发区或工业园区大工业用电需求，加快推进园区发配售电改革。理顺园区电力基础设施投资机制，因地制宜，降低园区内配电成本，建立完善的投资及管理体制。深入推进混合所有制改革，探索设立能源产业基金，向资本市场融资。如五凌电力联合威胜集团合资成立公司，在长沙高新区内建设发电机组、配售电项目，实行发配售一体化；韶能集团耒阳电力实业有限公司自营电网担负着耒阳市约80%的工业用户供电。

4．进一步完善相关政策和机制

一要逐步减少基金份额，取消不当补贴。电价中各项基金增加了用电成本，各项交叉补贴（发达地区补贴贫困地区、高电压补贴低电压、工商业用户补贴居民用户）可通过其他方法（如税收等）来达到补贴目的，不一定要通过电价优惠来实现。二要推动能源技术革命，鼓励技术创新。要稳步实施火电厂节能减排改造，提高燃煤效率、降低煤耗；发挥湖南省能源装备技术优势，提高以中电48所、兴业太阳能为代表的光伏产品光电转换效率；提高风机利用效率，加快湘电、中车、三一等企业中低速风机技术产业化；提高智能电网技术水平；发展多品种分布式能源站，就地发电就地消纳。三要完善多种发电资源补偿机制。针对水火互备，应建立合理的补偿机制，推广“跨区发电权交易”，调动火电企业为水电、风电等清洁能源调峰积极性。