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激活市場活力是降低企業電力成本的唯一途徑

作者:沈賢義 來源:配售電商業研究 發布時間:2019-10-14 瀏覽:
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為有效應對當前經濟下行壓力、增強經濟可持續發展能力,迫切需要降低實體經濟企業成本。在今年3月26日國務院常務會議中,李克強總理確定今年優化營商環境重點工作在于更大激發市場活力。其中專門提出了要進一步降低獲得電力成本的指示。隨著產業結構的調整,實體經濟企業成本中電力成本通常占有較高的比重。因此,降低企業電力成本,在當前時期具有重要意義。

企業的電力成本構成比較復雜。從企業在電力方面的支出來看,除每月按照消耗電量支付度電電費(每千瓦時)和基本電費(每千伏安/月或每千瓦/月)以外,工商業企業還需要自行投資建設外線工程、用戶側配電線路、變壓器和相關的等電氣設備等(以折舊方式進入生產成本),并承擔在用戶側配電資產形成后的運行和維護(含人工、消耗品更換以及故障修理等)以及各種損耗。這些都屬于企業的電力成本。因此,要降低企業的電力成本,單靠降電價是不夠的,還需要優化相關政策環境,充分發揮市場的作用,挖掘用戶側潛力,建立多方共贏的生態,形成降低電力成本的長效機制。

在本文中,我們將從電價、獲得電力成本、轉供電、用戶側管理等多個方面,分析利用市場的力量來降低企業電力成本的途徑,并對相關政策提出一些方向性的建議。

一、電價

我國當前的電價體系仍然是雙軌制——電力市場交易價格體系與統購統銷價格體系,后者在各地仍是主流。在電力市場化交易情況下,對于企業用電價格由以下部分組成:與發電側相關的市場交易電價、與電網相關的輸配電價(含線損、政策性交叉補貼)以及政府性基金及附加。在統購統銷情況下,對于企業用電價格為目錄銷售電價。

經過近年來多方面的努力,我國的總體電度電價水平已顯著下降,目前在世界主要經濟體中大致排在中游位置。然而,相對于我國的經濟發展水平和收入水平,我國的電價水平仍然偏高。為此,國家相關部門和各地正陸續出臺相關政策和措施,推動電價的進一步降低。這里我們對這些政策和措施進行了梳理。

(一)直接降低上網電價和銷售電價

在統購統銷電價體系中,對發電企業的上網電價和對用戶的銷售電價都是政府核定的。由于政府直接干預電價弊端較多,因此近年來有關部門出臺的降電價政策都充分尊重了現有的電價形成機制。以2018年和2019年連續兩年“降低一般工商業電價10%”的政策為例,從表面看,這是政府直接干預銷售電價,但實際上,國家發改委和各地推出的系列措施主要是降低增值稅、降低政府性基金、降低固定資產投資的轉資率、延長固定資產的定價折舊年限、擴大跨省跨區交易等,基本上沒有突破現有電價形成機制。另外一個例子是降低企業的基本電費,國家發改委提出的措施并不是直接干預基本電價,而是完善兩部制電價的執行方式,如2016年提出的放寬基本電價計費方式變更周期限制、放寬減容(暫停)期限限制等、以及2018年提出的可按照實際最大需量繳納基本電費(突破40%的限制)等。

此外,近年來有關部門和部分地區出臺的一些降電價的政策充分考慮了發揮市場的作用,如發展“煤電聯營”、開展“棄水電量”和“富余電量”交易等,在穩定和降低銷售電價方面取得了良好的效果。

需要指出的是,現有不少政策搭電價的“便車”,將電價作為特定行業政策的工具,如“差別電價”、“綠色發展電價”、“電能替代電價”等。建議相關部門充分重視電力的商品本質,減少對電價的直接干預。

(二)通過市場交易降低電能價格

電能價格是電價中最主要的構成要素。

電能價格應由市場交易中形成。降低電能價格應該通過市場競爭實現。9號文將“放開兩頭”確定為本輪電力體制改革的方向之一,要求通過在發電側和售電側開展有效競爭,來有效地發現電能價格。隨后各地開展的電力市場化交易的確在不同程度上實現了電能價格的降低。

隨著發用電計劃的逐步放開,通過市場交易獲得的用電量在全部用電量中的占比當前已達30%,預計明年會接近50%。由于進一步提升市場交易電量占比需要電力現貨市場的支撐,我國在八個典型省區開展了電力現貨市場的試點,目前這些試點均已啟動試運行。

盡管電力現貨市場中電能價格波動幅度較大,在某些特殊情況下市場交易中形成的電能價格還可能會上漲,但這種正常的價格變動正好為相關投資提供了經濟信號,從而在長期上實現電能價格的降低。

當前影響電力市場化交易有效開展的主要障礙是調度機構的獨立性不夠。在當前發用電計劃尚未完全放開、電網企業尚未實現輸電和配電業務分離的情況下,作為電網企業內部機構之一的調度機構難以得到有效監管,難以落實“三公調度”。由于“管住中間”是“放開兩頭”的基礎和前提,相關部門應重視相關的頂層設計。

此外,省間壁壘造成了嚴重的電力資源浪費,影響了電能價格的進一步降低。建議相關部門同步推動區域電力市場的建設,以在更大范圍內實現資源的優化配置。

另一方面,分布式光伏和分散式風電在配電網內開展市場化交易,由于避免了長途輸送電力的成本,也能有效降低電能價格。國家能源局從2017年開始推行分布式發電市場化交易,目前已經啟動了26個試點項目,但“過網費”等問題仍亟待解決。

(三)降低輸配電價

輸配電價是電價中另一項主要構成要素。

鑒于輸配電業務的特殊性,輸配電價不適宜由市場形成。輸配電業務應由政府授權壟斷經營,并由監管機構監管其經營、核定其輸配電價。9號文確定的本輪電力體制改革的另一個方向是“管住中間”,輸配電價就是該方向的關鍵。

隨著《輸配電定價成本監審辦法(試行)》、《省級電網輸配電價定價辦法(試行)》、《區域電網輸電價格定價辦法(試行)》、《跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法(試行)》和《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》的印發和推行,我國已經形成了一套相對完整的輸配電價管理體系,輸配電價也有所降低。

我國當前采用的是“準許成本加合理收益”的機制核定輸配電價,嚴格控制電網企業的準許成本就成了降低輸配電價的關鍵。為了進一步降低輸配電價,最近修訂發布的《輸配電定價成本監審辦法》在準許成本控制方面提出了許多有力措施,如隔離競爭性業務和管制性業務、嚴格監管關聯業務等。通過將競爭性業務面向市場放開,這些措施將有助于充分發揮市場的力量,鼓勵創新,提升效率,從而降低輸配電成本。

和發達國家相比,我國的輸配電業務的效率明顯偏低,輸配電價尚有較大下降空間。為進一步降低輸配電價,建議進一步深化“管住中間”這項工作,將輸電和配電業務分開監管、將輸電價格和配電價格分開核定、采用更有激勵性的監管方式、在配電業務的準入和退出方面開展競爭等。

(四)降低政府性基金及附加

政府性基金及附加實質上是一種附著在電價上、向電力用戶征收的稅。本輪電改以來,特別是近期,相關部門出臺了多項政策來降低政府性基金及附加:取消了城市公用事業附加,多次降低了中大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金,部分省區降低或者取消了地方水庫移民后期扶持基金。

現行的政府性基金及附加中,可再生能源發展基金是最主要的項目。隨著可再生能源的平價上網以及補貼的退坡,建議逐步降低、直至取消電價中的政府性基金及附加。

(五)降低交叉補貼

我國的電價中大致存在以下三類交叉補貼:

1、發達地區用戶對欠發達地區用戶的補貼;

2、高電壓等級用戶對低電壓等級用戶的補貼;

3、大工業和一般工商業用戶對居民和農業用戶的補貼。

也就是說,交叉補貼導致發達地區、高電壓等級、工商業用戶承擔了更高的電價,來補貼其它用戶。

交叉補貼扭曲了電價,且缺乏經濟效率。因此,需要逐步減少交叉補貼,降低部分用戶的不合理負擔。

2018年和2019年兩年降低一般工商業電價的一系列措施,把本應用于降低全部用電類別電價的空間專門用于降低一般工商業電價,實際效果上是大幅度降低了上述第3類交叉補貼。

現存的交叉補貼中最急需降低的是上述第2類交叉補貼,即電壓等級間的交叉補貼。當前許多看起來不相關的問題,如增量配電業務電價空間不足、轉供電現象嚴重、用戶配電資產無償移交給電網企業等,其共同根源正是電壓等級間的交叉補貼。今年是大部分地區2017-2019監管周期的最后一年,建議各地價格主管部門在核定新的監管周期輸配電價時,逐步減少電壓等級間的交叉補貼。

二、獲得電力成本

“獲得電力”是世界銀行集團用來評價各國營商環境的指標之一,包括接電流程的項數、需要的天數、接電成本、供電可靠率等分項指標。其中的接電成本(即“獲得電力成本”)指的是用戶辦理接電(“業擴”)需要向電網企業繳納的費用。

在世行2018年的報告中,我國的獲得電力成本直接是0元。我國的營商環境在世界各國中的排名能在一年內從第78名一躍上升到第46名,獲得電力成本這項指標的功不可沒。(而事實是我國尚未普遍實現免費接電,世行的報告中我國的“獲得電力成本”為0,是因為他們選擇了北京和上海這兩個城市來代表我國,而北京和上海均在2018年大幅度、針對性地改善了“獲得電力”這項營商環境。)

(一)我國降低獲得電力成本的政策沿革

自1984年起,我國的用戶接電均需額外繳納“貼費”,來支持國家配電網的建設和改造。即便是用戶自建外部供電工程,仍然需要繳納“貼費”。

2002年我國取消了貼費,但中高壓用戶仍然需要自行建設外部供電工程。部分地方則是由電網企業統一建設,并按定額標準向用戶收取費用。下圖是中高壓用戶供電設施投資界面的典型劃分方式:

對于低壓用戶,由于容量限制嚴格,大量用戶不得不投資建設專用變電設施。

從2015年開始,隨著本輪電力體制改革的推進,部分地方的電網企業開始將投資界面延伸到用戶規劃用電的紅線,用戶的接電成本開始顯著降低。

2018年以來,部分發達地區的電網企業將投資界面推到了用戶紅線內,中壓用戶不再需要自行建設變電站或者環網柜(僅需提供場地),接電成本降到了0。下圖是中壓用戶供電設施在此種情況下的投資界面劃分方式:


此外,在我國大部分地方,低壓用戶的容量上限已經從50kVA上升到了100kVA,部分發達地區已到160kVA,粵港澳大灣區甚至到了200kVA。容量上限的提升意味著更多的低壓用戶不再需要投資建設和運維自有的10kV變電設施,接電成本也降到了0。

(二)獲得電力成本為0的合理性

電網企業是資產密集型的企業,電網建設和運維需要投入大量的資金。電網企業需要向電力用戶收取接電費來回收部分電網投資,這也是國際上通行的做法。

誠然,在當前的宏觀經濟背景下,對中低壓工商業用戶推行免費接電有助于快速改善營商環境,具有現實的積極意義。但由于電網是管制性業務,對電力用戶接電免收費用,相關成本都會計入電網企業的輸配電成本,最終由全體電力用戶共同分攤,最終不利于電力成本的降低。建議各地方在制定相關政策時,充分認識到電網接入工程實際上是競爭性業務,應向市場放開,利用市場競爭來降低接電成本。

(三)我國在獲得電力成本方面存在的問題及應對建議

在我國的大部分地區,中高壓電力用戶仍然需要自建接電工程(含外部供電工程和受電設施)。如果監管到位,這些建設工作完全可以市場化。然而,由于接入最終需要電網企業的審批,“三指定”(電網企業直接、間接或變相指定設計、施工和設備材料供應商)現象頻出。

此外,部分用戶自建的配電資產還需要無償移交給電網企業,以換取加快接電流程、減少進一步的運維成本。

上述這些問題都顯著地增加了企業的負擔。建議國家和各地方相關部門加強對“三指定”的監管和治理,將企業接電工程交給市場。

三、轉供電

有些電力用戶,比如商場、辦公樓、商住小區、機場/車站等,他們對電網企業來說是一個電力用戶(通過“關口表”計量和繳費),但對其內部租戶來說則是供電方(通過“分表”計量和收費)。這就是我們這里要討論的“轉供電”,這些電力用戶就是我們要討論的“轉供電主體”。(我們這里只討論事實上的轉供電行為,和該轉供電主體是否經過了電網企業的正式授權無關。)

(一)轉供電存在的必然性和合理性

電網企業的主要業務是建設和運維共用網絡設施,并通過收取輸配電費的方式來回收共用網絡的成本。電網企業通常不會建設和運維轉供電設施(商場、辦公樓等)內部的配電設施,因此通常也不會直接面向各租戶提供供電服務(計量、收費及相關服務)。在這種情況下,轉供電主體需要向各租戶提供轉供電服務。

由于電網企業提供的電網設施和運維一般只延伸到轉供電設施的關口電表,轉供電主體一般通過在電費上加價的方式來回收關口表以下的配電設施的投資、運維成本和轉供電損耗。

轉供電在各國都存在。在美國,一些房車營地、碼頭及住宅樓實際上存在轉供電。盡管這在美國大部分州是不合規的,但只要它們沒有在公用事業公司賬單分攤之外額外收費,一般會被默許存在。

在英國,當前約有50%的居民小區和商業樓宇由一類被稱為IDNO(“獨立配電網運營商”)的公司開展轉供電。居民小區或者商業樓宇往往將其配電資產無償移交(或者低價銷售)給IDNO,由IDNO提供專業的運維服務。IDNO受到Ofgem的監管,它們向租戶的收費一般不能高于所在配電網的其它小區/商業樓宇的價格。

在澳大利亞,住宅小區和購物中心等建筑的內部網絡一般都是自建的,且通常會指定一類被稱為ENO(“嵌入網絡運營商”)的公司開展轉供電,即計量、收費和租戶服務。ENO須在AEMO注冊(對于小于10個租戶且不是以轉供電為主要業務的轉供電主體,并不需要實際辦理注冊手續),其收費受到AEMO的監管。

(二)我國清理轉供電收費的政策

為了降低實體經濟成本,自2018年以來,國家和各地方多次降低了一般工商業電價。然而,由于大量中小企業是轉供電的終端用戶,轉供電主體的一些不規范、不合理收費行為嚴重影響了降電價的效果:

1、截留降價紅利。部分轉供電主體未將降電價的紅利傳導給終端用戶。這類行為是去年以來的清理重點,當前這類行為已經比較少見;

2、重復收費。部分轉供電主體在轉供電加價中收取配電設施的折舊以及公用設施的電費,而這些費用(或者其部分)已經明確包含在物業管理費中了。今年一些地方已經查處了幾起涉及重復收費的轉供電主體,未來這類行為也會減少;

3、加價過高。部分轉供電主體收取的轉供電加價中明顯畸高。這個問題是接下來清理轉供電收費工作的重點,也是難點。

在國家發改委的統一部署和指導下,各地已出臺的轉供電收費機制主要有:

1、具備條件的,轉制為增量配電網。這項方案能一攬子解決許多轉供電相關的問題,但具備轉制為增量配電網的轉供電設施占比非常少;

2、按銷售電價向租戶收取電費,其余成本通過物業費回收;或者各租戶分攤電網的總電費,其余成本通過物業費回收。這兩項方案比較合理,也能避免重復收費的現象,但在實際操作中難以落地,主要原因是物業管理費的調整是非常困難的;

3、限定最高損耗率,或者限定最高價格。這兩項方案當前看來比較易于操作,易于快速落地。但由于這類措施的隨意性較大,并不適合長期采用。

(三)對建立轉供電收費機制的一些建議

為了突破當前清理轉供電收費所面臨的困境,我們建議:

1、借鑒英國和澳大利亞的在轉供電管理方面的經驗,允許、鼓勵第三方商業機構接收用戶側配電資產,在實現專業化運維的同時,實現規范化的收費;

2、將運維用戶側配電資產的第三方商業機構納入配電業務監管體系。對于轉供電的收費,可采用“準許成本加合理收益”的監管模式,也可以考慮最高限價、標尺競爭等激勵性的監管模式;

3、正視租金和物業管理費難以調整的現實,實事求是地處理配電設施折舊、運維成本、公共用電分攤和損耗,不一刀切地強制規定哪些成本納入租金,哪些納入物業管理費等。

四、用戶側管理

在企業的電力成本中,有相當大的一部分是和自身相關的成本,特別是對于自建受電設施和內部配電設施的工商業企業。

(一)典型的用戶側成本

1、部分企業自己建設接電工程及內部配電設施。這些配電資產會占用大量資金,而且還會給企業帶來長期的運維負擔;

2、部分企業建設的配電容量遠遠超過其實際用電需求(特別是在項目初期),不僅造成投資浪費,也會帶來基本電費過高的問題;

3、大量企業對用電時間和用電方式缺乏規劃和管理,形成過高的最大需量,從而導致高額的基本電費支出;

4、部分企業的配電資產比較老舊,或者與用戶的用電容量不匹配,造成過高的電能損耗;

5、部分企業的用電方式比較粗放,電能浪費嚴重。

(二)以專業服務降低用戶側成本

通過對用戶側的各項資源進行重組和優化,可以顯著降低企業的用電成本。第三方商業機構在這方面的專業服務可以帶來顯著的價值:

1、第三方配電資產管理公司代建新的配電資產、代維相關設施,能充分發揮專業公司在配電網建設、容量和需量管理、無功治理、監控和運維等方面的專業能力,有效降低投資、運維成本和電能損耗;

2、第三方配電資產管理公司管理眾多用戶的配電設施,具備明顯的規模優勢和協同優勢,能在更大范圍內優化用戶的配電設施,在更大范圍內實現配電設施的調配和共享,以及在更大范圍內實現運維團隊的共享,進一步降低用戶的用能成本;

3、借助其能效大數據積累,第三方配電資產管理公司可以為用戶開展用能分析,協助用戶合理用電、智能用電;還可以通過配備光伏發電、儲能、冷熱電聯供等設施,為用戶提供綜合能源服務,優化用戶的能源消耗;

4、第三方配電資產管理公司的資金成本會低于一般用戶的融資成本,能為用戶提供配電資產盤活、電費墊付等能源金融服務,減少用戶的資金占用;通過和擁有支付牌照的合作伙伴合作,配電資產管理公司還能盤活用戶在電網企業預存的電費,給用戶帶來額外收益;

5、第三方配電資產管理公司還可以打捆代理全部用戶的用電需求,在電力市場交易中獲得更優惠的電能價格;在部分地區,第三方配電資產管理公司還可以作為負荷集成商,參與需求響應和提供輔助服務,給用戶帶來更多的額外收益;

(三)支持用戶側第三方服務的政策建議

為了鼓勵社會資本參與到用戶側管理,降低企業用電成本,我們建議各地方出臺相關的支持政策:

1、電網企業支持第三方商業機構開展用戶側配電資產管理業務,必要時配合做好用電業務過戶等手續辦理;

2、支持第三方商業機構通過發行專項債券融資;

3、允許第三方商業機構提供轉供電服務,并通過用電服務協議等方式回收合理的成本。

(作者系北京先見能源咨詢有限公司常務副總裁)

關鍵字:電價

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