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揭秘|如何降低一般工商业用户的用电成本?

发布日期:2018-05-14 来源: 北极星网 查看次数: 30 作者:本站

核心提示:2018年政府工作报告提出了“降低电网环节收费和输配电价格,一般工商业电价平均降低10%”的目标。这是近年来中央政府首次提出电价的具体调整目标。政府工作报告中提到的“降电价”,笔者认为其目的是降低用户(尤其是一般工商业)的用电成本。关于用户用电成本构成用户用电成本大体由以下几部分构成:政府管制机制下由发电成本(体现为上网电价)、输配电成本(体现为输配

  2018年政府工作报告提出了“降低电网环节收费和输配电价格,一般工商业电价平均降低10%”的目标。这是近年来中央政府首次提出电价的具体调整目标。政府工作报告中提到的“降电价”,笔者认为其目的是降低用户(尤其是一般工商业)的用电成本。

  关于用户用电成本构成

  用户用电成本大体由以下几部分构成:政府管制机制下由发电成本(体现为上网电价)、输配电成本(体现为输配电价)、基金附加和税金构成,市场机制下发电成本包括发电厂提供电能成本和辅助服务成本,两项成本都由电力市场形成价格。大用户进行电力交易而支付给电力交易机构的交易服务费,因收费政策未明确,本文不加考虑;中小用户通过售电公司购电支付的售电成本,由电力市场形成价格;输配电成本(体现为输配电价)、基金附加、税金仍由政府制定;交叉补贴属于电力普遍服务的一种特殊情况,隐含在用户的用电成本中。我国当前正在实施电力体制改革,电力市场建设仍在探索推进过程中,属于管制机制和市场机制并存情况,调整用户用电成本主要在三方面,一是政府电价(或财税)政策的调整,二是电力市场建设的推进,三是交叉补贴的逐步解决。

  关于电价(或财税)政策的调整

  上网价格、输配电价格、基金附加和税金都属于政府电价(或财税)政策调整范围。

  上网价格政策主要有:燃煤标杆电价(视具体机组是否含有脱硫脱硝除尘超低排放电价而不同)、燃气、水电、核电、风电、光伏发电、生物质发电、抽水蓄能等上网电价。政府安排的计划电量(或者说非市场交易电量)都执行政府电价。燃煤发电、水电、核电、风电和光伏发电是我国的主力发电机组,装机容量占全国绝大部分比重,电价调整应该集中在这部分机组。

  燃煤标杆电价实行了煤电联动机制,基本上与电煤价格变化联动,电煤价格已经完全市场化,按照现有电煤价格水平,燃煤标杆电价调整可能性不大。增大产能、增加进口是保持电煤价格趋稳的举措,政府需要做的是把控准入标准,确保产业技术的合理性和先进性;打开流通渠道,预防市场垄断、价格操控,通过电煤价格引导电煤供应。

  与煤电不同,水电、核电、风电、光伏发电折旧成本占发电成本主要比重,而工程造价与折旧成本直接关联。 从“十二五”期间投产的电源工程项目造价分析情况看,水电工程造价呈震荡式上升,风电、光伏发电工程造价水平呈下降趋势。与“十一五”期间投产的电源工程项目造价相比较,水电工程单位造价呈上升趋势,风电、光伏发电工程单位造价水平呈下降趋势。其次,按照国际惯例,燃煤发电设备的使用寿命通常在20-40年,水电设备更长,因此,核电、风电和光伏发电上网电价政策应该有下调空间,水电需要综合考虑造价增长与折旧年限调整之间此消彼长关系。上网电价下调,前提是保障它们必要的发电利用小时。现实中,大部分地区“三弃”(弃风、弃水、弃光)现象仍然存在,少数地方甚至核电利用小时也不高,这一定程度影响了调价空间。如果考虑减少或者杜绝“三弃”情况,则需要扩大输电范围,考虑建设大容量、远距离输电线路,围绕这些输电线路建设相应的电力配套工程,如换流站、调相机、受电地区电网改造或者新建配套电源工程。其次,在电力系统运行过程中,为促进新能源消纳,部分运行时段(如尖峰、低谷时段),部分调节性能好的在运机组因提供电力辅服务而增加运行成本,这些新增投资以及增加的运行成本,都需要电力用户“买单”,因此,对电力用户来讲,最终是增加用电成本还是减少用电成本估计是一个难以回答的未知数,也不是任何一个部门能准确测算出来的。只有一个能反映用电时间和用电位置变化的电力价格信号形成了,无论电力用户或者发电和电网企业,自身都能算出来是否划算。

  基金及附加,目前在全国范围内征收的基金附加有:重大水利工程建设基金、水库移民后期扶持资金、农网还贷基金、可再生能源电价附加,在部分省(区、市)还有国家批复的其他基金附加,如湖北省的农网低压维护费。每一项基金附加都因国家特殊需求制定出台的,电力作为商品本应该执行市场交易规则,不应承担商品之外的特殊功能,随着电力市场化改革推进,这些特殊政策应当逐步取消或合理归位,还原电力的商品属性。减少或取消不合理部分的价外收费,降低用电成本最直接有效。

  脱硫脱硝除尘超低排放电价,这属于环保要求而出台的激励政策,旨在鼓励燃煤火电企业主动实施脱硫脱硝除尘超低排放改造。这项政策的调整,应该随着电力产业政策准入门槛的提高,技术进步以及老旧机组的逐步退出,而逐步调低直至取消,但在市场交易中,生产运行中脱硫脱硝除尘实际发生的成本,将包含在发电报价中。

  税金主要是增值税,“增值税暂行条例”规定,增值税税率的调整以及增值税的免税、减税项目,由国务院决定。税收政策涉及范围广,政府不可能只对部分电力用户(如一般工商业用户)涉及的增值税率进行调整。

  输配电价。关于输配电价,2003年,国务院办公厅印发的电价改革方案(国办发62号)已经明确了输配电价改革目标。2005年,国家发展改革委印发的电价改革实施办法(发改价格514号)明确了具体的政策措施,2015,中共中央、国务院印发的进一步深化电力体制改革的若干意见(中发9号)明确了“准许成本加合理收益” 的核价原则。因此,从国家政策层面看,建立什么样的输配电价机制,以及怎么核定输配电价水平已经很清晰了。关于输配电价机制,可以考虑以下几方面。

  一是结合电网特点制定输配电价。电网既有承担输配电功能的共用网络,也有发电接入系统和部分用户专用输电工程,同时还有两个共用网络之间的联网工程。在一个市场内的共用输电网络,按照国际通行做法,一般统一核定输电价格,具备配电功能的配电网络应该分电压等级核定配电价格,下一电压等级合理分摊上一电压等级的成本费用,同一区域相同电压等级实行同价。接入系统和用户专用输电工程应单独核定价格。作为电网安全稳定需要或为长期电量交易提供输电服务的联网工程,可采用单一容量电价或两部制电价。

  二是建立输配电成本约束机制。9号文提出“准许成本加合理收益”核价原则,“准许”原则,实质就是建立电网企业成本约束机制。首先要建立相对清晰的输配电成本核算制度。输配电成本是核价基础,建立与输配电价机制相适应的输配电成本核算制度更是基础中的基础,目前的输配电成本核算制度在许多方面都需要进一步细化,如2002年的国发5号文中明确提出来的,共用网络成本中的输电成本和配电成本分开核算;再比如电力系统运行的调度成本也应该单独核算,在相关市场主体和电网企业之间做合理分摊。其二加强输配电成本的监管。明确输配电成本项目、支出范围和标准,是核定价格的重要支撑。比如确定合理的折旧年限,按照国际惯例,大多数输电设备的设计使用年限是20-40年,按此标准,调整电网企业输电资产折旧年限,一定程度可以降低输配电成本。其次,控制电网内部关联交易。目前电网企业围绕输配电业务,在上下游涉及不少产业,如电力装备、设计服务、建设施工、设备维护、技术研发、供电服务等,同时围绕主业还涉及金融、保险,适当控制内部关联交易比例份额,除电网关键技术外,将能放给市场的全部放给市场,通过引入竞争机制,降低电网建造、运维和用户供电成本。

  三是合理的电网投资。除考虑电力安全因素,电力输送的经济性是有一定边界的,当发电侧贡献的红利与电网输送成本增加值相等时,电力输送的经济边界就出现了。因此,电网并不是送电距离越远越好。例如为促进可再生能源跨省跨区消纳,不断新建的大型远距离输电工程,因可再生能源发电出力不确定性,致使部分远距离输电工程利用小时较低,单位送电成本增加;此外,还需要新建相关配套工程,如改造加强受入地的电网网架等,否则只能降低输送功率,确保电网安全,这些都进一步推高了落地电价,甚至高于当地发电企业发电价格(包括已经计入的环保成本)。

  四是优化电力运行方式。我国区域电网一般覆盖3-6个省份,区域内跨省之间都是典型的较强联系的交流输电,网架结构坚强,省之间资源互补性强。以区域为主,统一运行,跨区域之间余缺调剂,不仅电力安全性提高了,经济效率也将会得到提升,因为电力就近消纳既安全又经济。

  关于交易价格

  交易价格由市场形成,交易过程中随供需变化有升有降。当前无论是跨省区电力直接交易或者是省内大用户直接交易,交易结果几乎都是发电企业单边降价(相对上网电价),电力用户参与直接交易只有一个目的,看谁降的电价更多,看似降低了用能成本(相比较于政府制定的目录电价),其实质并没有形成电力市场价格信号,电力用户未必能从降价红利中实现转型升级,但留给发电行业更多的是问题和发展隐患。作为电力用户既期望对方降价,同时也要受价格信号影响主动采取措施,降低用电成本,价格变化对交易双方既要有激励,也要有压力。电力作为商品,具有同质性。无论水电、火电、核电、风电,生产出来的电能是无差异的,我们也辨认不出每时每刻的用电是什么机组生产出来的,是从什么地方输送过来的,电能流向完全按照物理定律,非交易双方人为能确定的。但不同时段的电力供需是不同的,电力价格应该反映用电时间差异;在不同地理位置的电力用户,因为与电源的距离不同以及输电阻塞形成不同价区,负荷集中、电力受入的地区价格会较高,负荷低、电力送出的地区价格会较低,让用户感受到用电位置不同,用电价格有差异,有效引导电网、电源和用户的投资。

  电力市场建设涉及技术、经济、法律等多领域,受电网安全稳定运行和电源技术特性的约束,还要在技术上保证软件系统的稳定、可靠运行;电力市场涉及目前电力计划调度方式改变和市场主体生产经营理念的较大调整,需要科学设计和论证电力市场建设方案,严谨地制定市场交易规则;同时还要考虑电网网架结构、发用电功率平衡、资源互补、市场控制力等因素,设置合理的电力市场范围。电力市场交易平台投资和运行成本巨大,合理的市场范围和市场交易量,能有效降低单位电量的交易成本。结合中国实际,以区域电网为中心,建立区域电力市场,更加合理可行。

  关于交叉补贴

  电价交叉补贴是用户用电价格与其应承担的供电成本存在偏差。在中国,主要是用户之间的交叉补贴,比如工商业用户对居民、农业用户的补贴;其次还有地区之间的交叉补贴,如广东省的粤西、粤北地区与珠三角地区经济实力差距巨大,同类型电力用户,在广东不同地区用电价格是不一样的。交叉补贴的存在,有其历史原因和合理性。“厂网分离”改革前,电力公司作为一个整体,将供电成本(至少包括发、输、配、售电成本)在不同用户之间进行分摊,必须要考虑用户的承担能力,承受能力强的用户(如工业用户)要多承担,承受能力弱的用户(如居民、农业)可少承担。在经济发达地区和欠发达地区,制定不同的用电价格,也是基于这样的考虑,这种将盈利能力强的领域实现的收益用来弥补非盈利领域的做法,实现了电力普遍服务等政府公共政策目标。解决交叉补贴,重点仍然在理清供电成本差异(包括不同类型用户、不同地区)、发电成本形成机制、输配电价机制以及输配电成本核算制度和监管制度,理清供电成本的基础打好了,交叉补贴测算也就相对容易了。至于交叉补贴的解决方式,则必须从国家层面顶层设计,周密系统考虑。

  本文刊载于《中国电力企业管理》(上旬刊)2018年04期,作者系国家能源局华中监管局副局长。

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