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节能减排倒逼电价改革,卖电职能将被剥离

发布时间:2019-09-06 00:25编辑:能源储备浏览(126)

    10月9日,国家发改委正式公布了《关于居民生活用电实行阶梯电价的指导意见》,并就居民用电实行阶梯电价向社会公开征求意见。

    11月4日傍晚,国家发改委发布了《深圳市输配电价改革试点方案》(以下简称《试点方案》)。在电改方案呼之欲出的背景下,该消息引发了业界和舆论的高度关注。《试点方案》将终结电网依靠购销差价获得收入的盈利模式,政府可以借此摸清电网输配环节的成本,为下一步的改革积累经验。但试点能否牵一发而动全身,撬动裹足多年的电改,仍有待观察。 摸底输配成本 “5号文”颁布后,各类电价改革也随之跟进。2003年,国务院颁发了《电价改革方案》,厂网分离、发电标杆电价、煤电联动机制随之确立;2005年,国家发改委颁布《电价改革实施办法》,并制定上网电价、输配电价、销售电价管理暂行办法;2005年和2007年,原电监会出台了《输配电成本核算办法》和《跨区域输电价格核审暂行规定》;2007年国家发改委研究制定《输配电价格成本监审办法》讨论稿;2011年原电监会颁布了《输配电成本监管暂行办法》。 深圳此次成为试点也非偶然,早在2004年,国家发改委就启动华东、广东输配电价和销售电价改革试点研究,并同原电监会启动东北、华东区域电力市场试点工作。2012年初,原电监会提出要在深圳和苏州开展输配电财务独立核算试点。 《电价改革方案》明确提出,输配电价改革应逐步向成本加收益的管制方式过渡。然而多年来,输配电价核定仍靠购销价格差形成,目前已经有安徽、辽宁、福建、甘肃、蒙西、云南、蒙东、江西等18个省份核定了省电量、110千伏、220千伏输配电价。 《试点方案》提出,试点范围为深圳供电局的共用网络输配电服务价格,按“成本加收益”的管制方式确定,总收入核定以有效资产为基础。价格结构分电压等级核定,以各电压等级输配电的合理成本为基础。 “因此,深圳供电局本次输配电价改革的积极意义在于,政府可以摸清电网输配环节的成本,为下一步改革积累经验。”中电国际高级经济师王冬容对本报记者说。 监管模式同步生变 输配电独立定价后,电网企业的销售收入被分为回收实际购电成本收入和输配电业务收入两部分。 前者属于成本转移,不含利润;对于后者,《试点方案》提出“电网企业输配电实际收入与准许收入之间的差额,通过设立平衡账户进行调节。多出部分进入平衡账户,不足部分由平衡账户弥补。” 实施独立输配电价前,调度和购售电业务不分离,电网有动机通过调度获取利益。而电网的输配成本和售电收入无法纳入监管,企业成本控制效果难以判断,电网企业采用的折旧率差异很大,电网会因利润压力采取各种措施控制成本,若无政府准许成本,难以对电网成本形成激励约束,而电网对购销价差的依赖也为压低上网电价留出了空间,更无法判断电网销售收入中输配电和回收购电成本的份额。 “因此在‘成本加收益’的电价模式下,政府对电网业务的监管将过渡到输配电成本、上网电价、输配电价、销售电价和输配电收入和购电成本回收等全方位监管。”相关人士对本报记者说。 输配电体系仍待完善 根据《试点方案》,总收入的核定方法为:准许收入=准许成本+准许收益+税金。 “在运行维护费的核定中,将维持电网企业正常运转的修理费、职工薪酬等算入,这就意味着从事输配电业务之外的售电人员薪酬等其他费用都包括在准许成本中。”王冬容对记者说,“虽然核定中限制了各项经费上限,但没有将输配业务与购售电业务彻底分离,无法真正厘清输配电环节的真实成本。” “目前的核算为‘邮票法’(首先考虑各部分特定输电设备的成本和电网运行维护费用,形成输电总成本后按输电功率计算输电费。它仅考虑各用户功率的幅值,不考虑输电网的结构、输电路径和输送功率的收发点位置—编者注),并无体现激励性和可靠性指标等,随着输配电价核定范围的扩大,核算方法将根据需要变得更科学。”王冬容表示。 正如试点方案也提出,在相关条件具备时,输配电价制定可在分电压等级的基础上,进一步考虑负荷特性对输配电成本的影响。 对此,《试点方案》也指出,要逐步取消深圳市不同电压等级、不同用户类别销售电价之间的交叉补贴。在交叉补贴取消前,电力用户与发电企业直接交易的输配电价标准,应适度包含交叉补贴的成本。《试点方案》还提出了输配电价与销售电价联动。 “目前我国各类用户之间、同类用户不同电压等级间存在交叉补贴。其中,大工业用户提供的补贴份额最大,一般居民用电被补贴的份额最大,二者实际与合理输配电价间的差别也越大。要按电压等级厘清输配电价,采取输配容量电价或输配二部制电价,输配电价和销售电价调整要估计低收入者的承受能力。”上述相关人士进一步说。 “并不是精准的输配电价才能推进改革,出台独立输配电价可采取先立后调、先粗后精的原则,重要的是创立价格调整起步点。”上述相关人士对本报记者表示,在确定市场模式、交易主体、交易方式等电改总体方案出台前,本次核定输配电价如同之前18省出台的输配电价一样,无法推动总体改革。 下一步:配套措施和多类试点并举 《试点方案》指出,建立独立输配电价体系后,将积极推进发电和销售侧电价市场化,把输配电价与发电、售电价在形成机制上分开。参与市场交易的发电企业上网电价由用户或市场化售电主体与发电企业通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定,电网企业按政府核定的输配电价收取过网费。电力市场用户购电价由市场交易价格、输配电价和政府性基金组成;未参与电力市场的用户,继续执行政府定价。 “试点后应配套制定输配电收入监管办法和电价平衡账户管理办法,确保监管到位,同时研究大用户直购电输配电价和非直购电用户输配电价和销售电价调整办法,改善输配电价结构。试点落实之后,还应在全国推广,制定统一的分价区跨省跨区输电价格,适应区域电力市场建设,并将售电功能和电网输配功能分离,制定纯网络业务的输配电价,以适应零售商进入电力市场。”上述电改人士对本报记者说。 对于改革试点的建立,上述电改人士认为,“设计输配电体制改革的同时,应提前明确如何建立竞争性电力市场结构,可同步设立独立配电公司直接交易试点和多买多卖参与的电力市场建设试点。电力及交易从统购统销到市场交易的转变需要有足够的过渡。”

    停滞了十年的电力改革,终于迎来实质性“重启”。

    实行居民阶梯性电价是销售电价改革的既定方向,根据本报此前获得的国家发改委和国家电监会此前下发的《关于加快推进电价改革的若干意见》(下简称《电价改革意见》),销售电价改革内容除推进居民阶梯性电价外,还包括工商业用电同价、城乡同价、逐步减少销售电价中的交叉补贴等。

    11月4日,国家发改委称,为探索建立独立的输配电价形成机制,推进电力市场化改革,制定出了《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》。

    而销售电价改革也仅是复杂的电价改革方案中的一环,此前由于各种因素,电价改革推进缓慢。此次国家发改委强势推进阶梯电价,并明确加快电价改革的思路,一位国家发改委的官员对本报记者直言,是源于“节能减排的压力”,但从长远上更是为了解决当前电价机制存在的诸多矛盾和问题。

    文件中明确,将在深圳市建立独立的输配电价体系,完善输配电价监管制度和监管方法,为其他地区输配电价改革积累经验。新的电价机制将在2015年1月1日起运行,原有电价制度将停止。

    节能倒逼

    值得关注的是,在《通知》中,决定试点剥离电网的买电、卖电职能,转而专注到输配电的职能上。同时明确了对电网企业的输配电价进行总收入监管和电价监管。

    实际上,阶梯式电价并不是新生事物,包括四川、福建、浙江等省都有实施。

    “深圳属于南方电网,而且都是城市用电。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强告诉《中国经营报》记者,南方电网相对于国家电网体量小,操作起来阻力也较小。在深圳独立输配电价体系建成后,将积极推进发电侧和销售侧电价市场化,鼓励实行竞价上网,打破电网垄断电力销售的格局,同时取消交叉补贴。

    而此次全国性阶梯电价方案的出台,最直接的推动因素源于节能减排的压力。本报从权威渠道获悉,在国务院《关于进一步加大工作力度确保实现“十一五”节能减排目标的通知》中,就已经明确要求在今年10月底之前,推行居民用电阶梯电价。并要求该项工作由国家发改委牵头,国家能源局和国家电监会进行配合。

    至此,新一轮电改的思路已经基本明确。

    除此之外,国务院还要求国家发改委和环保部牵头落实脱硫电价政策。再加上今年6月底之前已经严格执行的差别电价,已大幅提高差别电价加价标准。

    输配分离首试点

    销售电价改革还要求完善需求侧电价管理,根据用电负荷变化情况及时调整销售侧峰谷电价、丰枯电价政策,适时修订《功率因素调整电费方法》,促进用户削峰填谷,提高电力资源利用效率。

    “输配电价独立是这一轮电改的第一步。”华北电力大学教授曾鸣表示,此前电网企业不仅承担着输配电的职能,还参与购电、售电。这次改革一个看点是厘清电网企业的主要职能就是输配电,收取“过网费”,转变以往电网公司“低买高卖”的盈利模式。

    中国电力科学院副总工程师蔡国雄此前在接受本报采访时就表示,比起阶梯电价,根据用电的高峰和低谷采取分时收费模式,能更合理、高效地配置资源。

    而输配电价独立的核心是厘清输配电价成本。

    这些均为《电价改革意见》中电价改革的方向的所在,但由于电价机制环环相扣,上述国家发改委人士就表示:“不管是惩罚性电价,还是居民阶梯性电价,现在的症结都指向了电价改革,只有理顺这个机制,才能谈具体执行。”

    在这份深圳的试点改革方案,对深圳的输配电价进行核定,核价基础是深圳供电局有限公司的输配电资产和业务。输配电价总水平等于输配电总准许收入除以总输配电量。而总收入的核定方法为:准许收入=准许成本+准许收益+税金。

    下一步重点

    其中,准许成本包括了折旧费和运行维护费;准许收益是可计提收益的有效资产乘以加权平均资本收益率;税金包括企业所得税、城市维护建设税、教育费附加。

    原能源部政策法规司副司长、中国能源研究会能源经济专委会副主任朱成章此前在接受本报采访时表示,目前中国电力体制面临的最大问题其中就包括电价不灵活;竞价上网难度较大;交叉补贴也严重。

    “输配电价相关部门早在2005年就提出来了,但实际上由于输配环节一直没有独立,所以输配电价这么多年实际上都是模模糊糊,基本上就是销售电价减去上网电价之间的差价。”原国家电监会一位内部人士告诉记者,现在对深圳供电局的输配电价进行核算,实际上也是一个摸底。

    《电价改革意见》也承认,现行电价机制还存在许多矛盾和问题,厂网分开后,由于没有形成有效竞争的电力市场和运行规则,上网电价仍实行政府定价,不利于充分发挥市场在电力组员配置中的基础性作用。

    实际上,要对电网企业的资产进行核算并不是件容易的事情,仅准许成本一项就涉及到诸多问题。

    同时,由于受输、配资产不分等因素影响,科学合理的输配电价体系尚未形成,企业成本缺乏有效约束。

    根据原国家电监会发布的《电力监管年度报告》,国家电网的输配环节电价为157.2元/兆瓦时,南方电网的输配环节电价为93.96元/兆瓦时。而东北、华北、华中、西北、华东五个区域的成本也有所不同。

    另外,《电价改革意见》也认为,销售电价交叉补贴严重,电网企业单一购买的市场格局尚未打破,用户缺乏用电选择权。

    据了解,2011年电网企业的输配电成本构成中,40%为折旧,18%为工资,5%为材料费,4%为财务费用,输电费为0.07%,委托维护费为0.22%,剩余的26%都是其他费用。

    国家发改委和国家电监会的意见是,当前电力供需矛盾明显缓解,应抓住这一有利时机,加快推进电价改革。

    “因为电网企业的成本都是自己上报,比如说占最大头的折旧费和‘其他费用’,到底是怎么算出来的,外界实际上都完全不清楚。”上述人士表示。

    重点包括:推进大用户直购电试点,电力用户与发电企业协商确定交易价格;建立电力交易市场,开展竞价上网试点,上网电价由市场竞争形成,在具备条件地区放开新核准机组电价。

    在本次的试点改革中,第一个监管周期为2015年1月1日至2017年12月31日。国家发改委要求电网企业须在周期开始前一年的9月30日前,向政府价格主管部门提交申请及相关材料。随后,政府价格主管部门进行受理评估,在次年5月31日前公布电网企业各年的准许收入和输配电价水平。

    同时,推行按“成本加收益”方法核定输配电价试点工作,加强对电网企业成本、价格、收入的监管,健全成本约束机制,适时理顺销售电价结构。

    不过,已有业内人士对此表示出电网企业能否严控成本的担忧。

    这也意味着多年来悬而未决的输配电改革有望正式拉开,由此延伸的电力市场有望正式建立。

    《通知》中,发改委提出,电网企业应通过加强管理,提高效率,使其运营成本低于准许成本,节约的成本可在企业与用户之间进行分享。在一个监管周期内,如果电网实际成本低于核定的准许成本,则节约部分的50%留给企业,并在下一监管周期核价时予以适当考虑。

    市场化改革方向

    同时,对电网企业实行相关的奖惩制度。如果电网企业虚报相关数据,情节严重的,将纳入诚信评估机制考核并扣罚部分准许收益。

    针对电力市场建立而进行的电价改革目前刚刚起步。“我们现在正在研究和考虑的,就是输配体制问题。”国家电监会的一位官员在接受本报采访时表示。

    林伯强告诉记者,所以现在是最值得关注的是:深圳最终会怎样对外公布输配电价,这种定价制定出来的销售电价是否会发生变化。

    该官员认为,只有在输配之后才能考虑市场建设,“我们现在通过定价,通过双边交易,节能调度、跨省、跨区这样,在这样的基础上,能不能形成一个比较完整的市场交易模式,这个也是需要重点考虑的问题。”

    直购电将大规模推广

    《电价改革意见》就提出在国家电网和南方电网里各选一个省级电网经营企业进行按成本加收益办法核定输配电价试点。对试点电网企业按照分电压等级归集资产和成本,核定电网准许收入,并据此确定分电压等级的输配电价。

    “更多的相关政策和改革措施有望在未来相继推出。”东莞证券在最新的一份研究报告中表示,理顺输电与配电端的价格形成机制,将为电价改革向整个上下游链条延伸做好铺垫。

    在此之前,国家相关部委也提出过:“电力市场向用户开放,将取消原有的供电营业区的概念,产生新的电力销售商。电力销售商不必拥有配电网络,可以直接从发电厂或市场中购电,并向用户或电网售电;用户也可以自由地选择向发电厂购电、向市场购电、向当地的供电部门购电或向电力销售商购电。”但目前来看,要实现上述目标仍十分遥远。

    在发改委的关于深圳市输配电价改革试点方案中,提到后期的配套改革政策:积极推进发电侧和销售侧电价市场化,鼓励放开竞争性环节电力价格,把输配电价与发电、售电价在形成机制上分开。

    上述国家电监会的官员表示,此方案曾经在浙江进行过试点,但后期出现了矛盾,就是管理体制、投资体制、价格体制的矛盾。

    其中也进一步提出,参与市场交易的发电企业上网电价由用户或市场化售电主体与发电企业通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定,电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费。参与电力市场的用户购电价格由市场交易价格、输配电价和政府性基金组成;未参与电力市场的用户,继续执行政府定价。

    “虽然以市场为突破点,但是要保证运行,然后要市场进一步发展,还需要管理体制、投资体制来做变更。如果不变更,这个市场最后短期能够运作,但是长期就死掉了。”该官员进一步称。

    “现在输配电价一明确,电网的利益稳定下来,电力的生产方和需求方就可以直接进行交易。”中国能源网首席信息官韩晓平告诉记者,直接交易就会让用电企业参与其中,打破了发电企业和电网的垄断格局,有利于促进“竞价上网”这一目标的形成,这也意味着后期大用户直购电会得到大规模的推广。

    推进市场机制的建立和电力市场的培养,也是此次电价改革方案的重头戏,在改革列出的七大任务中占据了前四个。具体包括“推进电力用户与发电企业直接交易试点”、“构建有效竞争的电力市场体系,实现竞价上网”、“开展大用户与发电企业双方交易试点”、“放开新核准机组上网电价”。

    2009年开始,辽宁抚顺15家电解铝企业开始进行首批直购电试点工作。目前,广东、四川、湖南、山东、云南、江苏、安徽、江西等十多个省份已经开始进行大用户直购电试点。

    2009年3月,国家发改委等四部门已明确放开20%售电市场,规定用电电压等级在110千伏及以上的用户,可与符合条件的发电企业自主协商交易电量,确定交易价格。

    上述原电监会业内人士告诉记者,受现有的电力体制限制,运行多年来,直购电的规模仍然非常小。2011年全国大用户直接交易电量为81.94亿千瓦时,仅占到全社会用电量千分之二。

    这与开展大用户与发电企业双方交易试点的工作,都由国家电监会在主导推进,也是电力市场建设的主要方向。但这两大任务共同需解决的是,电网输配电价标准核定,输配电价的核定,一直是推广“直购电”的障碍之一。于是国家电监会等相关部委一直想推动建立规范的输配电价机制。

    今年9月,广东率先启动深度试点,国家能源局南方监管局与广东省有关部门联合印发《广东电力大用户与发电企业直接交易深化试点工作方案》。

    中国价格协会理事许光建在接受本报记者采访时也表示,成本厘清,是电价改革的首要问题,本次的电价改革意见,也充分考虑了这些因素,电价改革正在推向纵深。

    其中明确了扩大直购电的规模。要求2014年度直接交易电量规模约150亿千瓦时,达到上一年省内发电量的4%;2015年度直接交易电量规模约227亿千瓦时,达到上一年省内发电量的6%;2016年度直接交易电量规模约306亿千瓦时,达到上一年省内发电量的8%。

    相关数据显示,2013年广东完成电力用户与发电企业直接交易电量23.87亿千瓦时,意味着未来3年的时间直购电规模将扩大十多倍。

    “长期以来,大用户直购电都被看做电力改革的一项重要突破口。”韩晓平表示,直购电不仅打破了电网企业“独买独卖”的垄断格局,也让售电侧未来面临更大的竞争压力,为成本低的企业提供优势。

    不仅如此,直购电也有助于此前存在的各种各样的电价交叉补贴问题,避免过多的行政干预,完善电价的形成机制。

    在本次关于深圳的配套改革上,发改委文件中也提出,将逐步取消深圳市不同电压等级、不同用户类别销售电价之间的交叉补贴。在交叉补贴取消前,电力用户与发电企业直接交易的输配电价标准,应适度包含交叉补贴的成本。

    多位业内人士表示,深圳此次启动的电改试点意义非凡,未来后续的改革也值得期待。

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