重慶市電力需求側(cè)改革的現(xiàn)狀及建議

(重慶大學(xué) 重慶 400044)

引言

本研究調(diào)查了重慶地區(qū)重要的全國售電側(cè)改革試點企業(yè)的運行機制及其實施狀況，從重慶市電改機制體制的建設(shè)，售電企業(yè)增量配電業(yè)務(wù)的開放、電力市場的市場化等方面對重慶市電改的效果進行了分析；然后對重慶市電力市場體制的建設(shè)、直購電機制的完善、新興售電公司的成立、企業(yè)用電價格下降等一系列電改成果進行分析；針對改革進入深水區(qū)后所面對的深層次矛盾，對電力行業(yè)、售電企業(yè)、用電企業(yè)提出了全面推廣電力改革的建議，以真實有效的電力需求側(cè)服務(wù)推動中國電力市場改革進程。

一、重慶市電力改革生態(tài)環(huán)境分析

自2016年以來，新一輪電力體制改革在各省逐步落地，截止到2016年10月，國家發(fā)改委表示，全國21個省市和新疆生產(chǎn)建設(shè)兵團已經(jīng)開展電力體制改革試點。

重慶市市轄38個區(qū)縣，供電面積8.2萬平方公里。重慶的電網(wǎng)由國家電網(wǎng)公司和涪陵聚龍電力、烏江電力等地方電網(wǎng)公司構(gòu)成，其中，國家電網(wǎng)公司供電面積占全市面積90%左右，供電服務(wù)人口約3000萬人；涪陵聚龍電力在涪陵區(qū)內(nèi)與國家電網(wǎng)形成競爭，供區(qū)包括白濤、龍橋、清溪三大工業(yè)園區(qū)。2015年，重慶市用電量875億千瓦時，同比增長約1%。其中，工業(yè)用電563億千瓦時，增長0.2%；民用用電138億千瓦時，增長1.3%；其他行業(yè)用電174億千瓦時，增長3%。

方案明確售電側(cè)改革試點范圍為支柱產(chǎn)業(yè)和戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)重點項目集聚區(qū)，包括兩江新區(qū)水土、魚復(fù)、龍興三個園區(qū)，長壽經(jīng)開區(qū)晏家、江南、八顆三個組團，萬州經(jīng)開區(qū)，萬盛平山工業(yè)園區(qū)，永川港橋工業(yè)園區(qū)，以及中石化頁巖氣開發(fā)、管輸、利用領(lǐng)域。

本文首先運用了理論分析的方法，結(jié)合大量的重慶電力改革的政策性文件、學(xué)術(shù)論文、媒體報道大致明確了重慶電力改革的發(fā)展趨勢，再通過實地調(diào)研的方法來收集數(shù)據(jù)，對數(shù)據(jù)進行整理分析后進行經(jīng)驗總結(jié)，提出可行性建議。

二、重慶市電力改革措施

(一)電力輸配

當(dāng)前重慶市電力改革主要涉及售電公司、電網(wǎng)企業(yè)、電力用戶三大主體。電力用戶、售電公司、發(fā)電企業(yè)實際直接交易電量與合同電量年度允許偏差范圍暫定±5%。超出偏差的余缺電量可向國網(wǎng)市電力公司買賣，電力用戶的購電價格按目錄電價的110%執(zhí)行，發(fā)電企業(yè)的售電價格按核定上網(wǎng)電價的90%執(zhí)行。國網(wǎng)市電力公司由此增加的收益在核算電價時統(tǒng)籌平衡。

(二)交易結(jié)算

通過雙邊協(xié)商交易或集中交易等市場化交易方式，經(jīng)市電力調(diào)度機構(gòu)進行安全校核后，電力用戶、售電公司、發(fā)電企業(yè)、國網(wǎng)市電力公司簽訂直接交易合同。

按照發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)關(guān)口的計量點和電力用戶購電關(guān)口的計量點記錄的電量數(shù)據(jù)進行結(jié)算。直接交易電費及余缺電量電費采取月度結(jié)算、年度清算方式。國網(wǎng)市電力公司與售電公司、電力用戶結(jié)算購電電費，與發(fā)電企業(yè)結(jié)算上網(wǎng)電費。

(三)電價核定

電價由物價局進行核定，電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易試點電網(wǎng)輸配電價執(zhí)行兩部制電價。

(四)開放售電企業(yè)增量配電業(yè)務(wù)

重慶市逐步放開試點區(qū)域增量配網(wǎng)，并授予具備條件的售電公司增量配網(wǎng)投資的資質(zhì)，現(xiàn)有的輸配電網(wǎng)絡(luò)和放開的增量配網(wǎng)無條件向售電公司和用戶無歧視開放。

開放售電企業(yè)的增量配電業(yè)務(wù)將為投資、建設(shè)、運營新增配電網(wǎng)的售電公司帶來巨大的市場空間，能夠進一步破除改革的壁壘。

(五)電力市場市場化

總體思路不會偏移改革的基本目標(biāo)——市場化，所以政府不會提出“財政補貼”這一說法，對供電側(cè)的經(jīng)濟部分放松管制意味著國家只需要制定客觀公平、科學(xué)、可實施的總體方案和改革思路來實現(xiàn)資源充分合理配制，效率最大化目標(biāo)的機制。市場化進程也初見成效，在改革過程中用電企業(yè)和國家電網(wǎng)來說都有一定的盈利保障。

對于用電企業(yè)，在電力改革的過程中，考慮到供大于求這一現(xiàn)狀，售電側(cè)供給意愿加強，電價勢必會有所下降。

對于國家電網(wǎng)，雖然取消了售電這一業(yè)務(wù)，但是國家會充分考慮其在輸配電成本、供電投資、長期規(guī)劃投資等情況，保證其固定收益。而且國家在推行市場化的同時由于引入競爭機制使得國家電網(wǎng)的實力增強，效率也相應(yīng)提高。

對于售電企業(yè)，市場化作為根本目標(biāo)，在現(xiàn)行條件下政府沒有對其做出經(jīng)濟支持和政策支持，目的就是為了實現(xiàn)市場的公平化，以此來促進售電行業(yè)的充分競爭，最終到達市場活力被完全激發(fā)的初衷。企業(yè)的競爭力來源于自身的積累，企業(yè)的贏利點主要在于公司的戰(zhàn)略制定、核心技術(shù)的開發(fā)、人力資源管理、市場推廣、公關(guān)關(guān)系營銷等方面。

三、重慶市電力改革現(xiàn)狀與問題

(一)現(xiàn)狀

截至目前，重慶市電力改革取得了一定進步，電力市場體制的建設(shè)，直購電機制的完善，新興售電公司的成立以及企業(yè)用電價格下降等一系列成果為下一步電力改革的推進和全國電力改革的開展提供了經(jīng)驗。

1.電力價格降低

通過直購電和售電公司的成立，電力價格總體降低。本輪電力改革前，重慶市電力價格實行豐枯峰谷調(diào)峰電價辦法。每年的5月、11月二個月平水期按現(xiàn)行電價執(zhí)行，豐水期五個月按現(xiàn)行電價下浮10%，枯水期五個月按現(xiàn)行電價上浮20%，作為當(dāng)月基準電價。基準電價實行峰谷浮動，除平段8小時不實行浮動外，高峰時段上浮50%，低谷時段下浮50%。原有電力價格基準電價為0.6643元/度。在重慶市本輪電力改革試點當(dāng)中，售電方式可選直購電或從售電公司購電。其中，由售電公司購電電價為0.5993元/度，直購電價為0.3985元/度加0.113元/度的輸配電價，合計0.5115元/度，不實行豐枯峰谷調(diào)峰電價辦法。下文將以A公司作為案例進行說明。

由于用電企業(yè)在電力改革前后用電總量和日用電量波動較小，現(xiàn)假設(shè)日、時用電量幾乎相同，計算本輪電力改革前后用電價格變化如下：

P=(∑Hi*hi)*(∑Mi*Di*mi)*p

(3.1)

注：P用電總價Hi峰谷期小時數(shù)hi峰谷計費系數(shù)Mi豐枯期月數(shù)Di該月天數(shù)mi豐枯計費系數(shù)p基本電價

由公式計算結(jié)果如下：

表3.1 電力改革前后用電價格變化

表3.2 代表性調(diào)研企業(yè)實際用電數(shù)據(jù)分析

假設(shè)電改前后企業(yè)年用電量變化忽略不計，計算電改前后企業(yè)節(jié)省電費，計算公式如下：

Pi=pi*Ni

(3.2)

P3=(p1-p2)*Ni

(3.3)

p%=P3÷P1×100%

(3.4)

注：Pi參與電力市場化交易前后用電成本P3節(jié)省電費pi參與電力市場化交易前后平均電費p1參與電力市場化交易前平均電費p2參與電力市場化交易后平均電費Ni年用電量p%節(jié)約用電成本占比。

表3.3 代表性調(diào)研企業(yè)實際用電數(shù)據(jù)分析

顯而易見，在重慶市本輪電力改革試點當(dāng)中，電力價格無論從單價還是總價都處于降低的趨勢，企業(yè)的用電成本也在本輪電力改革中減少了一定程度，達到了電改的預(yù)期方向。

2.電力改革范圍拓展

根據(jù)重慶市發(fā)展改革委的通知文件中可得到，截止到2017年3月29號，已有35家售電企業(yè)列入重慶市售電公司目錄，其中24家有市場準入資格。擬列入重慶市售電公司的第四批企業(yè)名單也已公布，正處于公示階段，名單有8家企業(yè)。

2016年，重慶市共有638家電力用戶、11家發(fā)電企業(yè)取得直接交易轉(zhuǎn)入資格，約30%的大工業(yè)用戶都參與了電力直接交易，電力直接交易總量預(yù)計88億千瓦時，參與直接交易的工業(yè)企業(yè)用電成本可減低約6.2億元。

通過實地調(diào)研，本研究了解到目前重慶市電力需求側(cè)的發(fā)展欣欣向榮，售電公司從成立的數(shù)量、獲得市場準入資格企業(yè)數(shù)量以及售電對象數(shù)量的增長都顯示出較快和較為持久增長的跡象。電力需求側(cè)的發(fā)展不僅存在著極大的空間，而且自身具備極強的活力，能夠強有力的、長期的推動電力改革的進程。

(二)存在的問題

1.改革進入深水區(qū)，深層次矛盾顯現(xiàn)

重慶市售電側(cè)改革在取得成績的同時，當(dāng)前改革進入深水區(qū)，存在深層次矛盾和問題。市場化交易面臨區(qū)域壁壘和地方保護，區(qū)域電力市場形成仍然有難度；市場化定價面臨行政干預(yù)，違規(guī)建設(shè)專用供電線路明顯增多，回避社會責(zé)任，市場競爭秩序亟待規(guī)范；可再生能源消納問題突出，一些地區(qū)的自備電廠規(guī)模有所增加，行業(yè)管理不規(guī)范等。

自2002年中國電力體制改革以來，電力改革停留在體制內(nèi)部消化，市場實際進展不樂觀。在本輪電力改革進程當(dāng)中，發(fā)電側(cè)和配電側(cè)的企業(yè)雖然始終參與到改革進程當(dāng)中，在很大程度上為電力改革的推進做出了最大的貢獻，但不得不指出的是，由于本輪電力改革的指向性和特殊性，發(fā)電側(cè)和配電側(cè)對電力改革的推動作用有限。

2.企業(yè)用電價格未降至預(yù)期

通過實地調(diào)研及數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)，目前享受大用戶直供的企業(yè)，落地電價為0.5995元，然而實際用電均價大部分仍在0.8元至1元左右，甚至部分超出許多。主要原因分析如下：

(1)復(fù)雜的電費構(gòu)成，用電企業(yè)缺乏動態(tài)的成本核算機制。企業(yè)電費=電度電費+輸配網(wǎng)電費+基本電費+功率因素調(diào)整電費+基金附加。其中：電度電費=企業(yè)的實際用電量×市場交易電價或目錄電價；輸配網(wǎng)電費=企業(yè)的實際用電量×輸配電價；基本電費=企業(yè)在用變壓器容量(需量)×容量單價；功率因素調(diào)整電費=實際電費之和×調(diào)整系數(shù)(1%-105%)；基金附加=政府隨電費征收的各項基金之和，約0.06元/千瓦時；

(2)變壓器利用率偏低，基本電費占電費的比例過大。主要原因的兩個，一是企業(yè)考慮未來的發(fā)展，架設(shè)的變壓器容量不合理，實際利用率偏低，因此每月支付過多的容量電費；二是企業(yè)沒有根據(jù)生產(chǎn)訂單及時向供電方申報實際變壓器需要的容量，因此增加了單位產(chǎn)量的用電成本。

(3)無功功率管理缺失，調(diào)整電費(罰款)偏多。由于企業(yè)沒有用電在線監(jiān)測平臺，難以動態(tài)監(jiān)測用電功率變化情況，造成無功電量消耗偏大，依據(jù)1983年水利電力部 (83)水電財字第215號文件，在核算電費時要額外支出功率因素調(diào)整電費，其比例是正常應(yīng)付電費的100%-105%，一般情況下，此若電費超過正常應(yīng)付電費的10%就是非常嚴重的管理問題。

(4)供電方的基本電費收取依據(jù)不充分，對中小企業(yè)有失公平。從政府角度界定的中小企業(yè)，在供電方大多屬于“大工業(yè)”類別，必須收取基本電費。而不是與相同容量的商業(yè)、辦公用電變壓器一樣，用多少交多少。這種被強制納入大工業(yè)類別，每月必須交納容量電費是造成中小企業(yè)用電成本偏高的主要原因。

(5)基本電費資金的收取和使用缺乏監(jiān)管：類似于高速公路的收費，各級電網(wǎng)建設(shè)成本、分攤到電費當(dāng)中的方式、分攤到電費里的固定成本、基本電費應(yīng)收取的規(guī)模和年限界定方式等無從考核。

四、建議

隨著電力改革進入深水區(qū)，深層矛盾漸顯，發(fā)電側(cè)和配電側(cè)雖然在電力改革當(dāng)中做出了一定的貢獻，但長期發(fā)展來看，不及發(fā)展需求側(cè)對國家電力改革的推進作用。促進電力需求側(cè)發(fā)展，激發(fā)改革活力，在有效的管理下充分發(fā)揮市場的效率，進而以真實有效的電力需求側(cè)發(fā)展推動中國電力改革進程。因此，本研究提出如下建議：

電力行業(yè)應(yīng)提高售電公司市場準入標(biāo)準，加強市場監(jiān)管；降低直購電年用電量門檻，激發(fā)需求側(cè)參與電力改革活力；合理制定電網(wǎng)建設(shè)計劃，合理制定過網(wǎng)費收取機制；加大配售電領(lǐng)域改革力度，進一步放開配電市場，促進需求側(cè)的發(fā)展，推動電力改革進程；

售電企業(yè)應(yīng)強化運作模式，提高風(fēng)險評估等級和預(yù)估，降低運營成本；合理管控風(fēng)險度量，完善電力收費標(biāo)準，輔助用電企業(yè)制定合理用電計劃。

用電企業(yè)應(yīng)完善企業(yè)用電計劃制定，加強用電精細化管理，需量申報，節(jié)約用電成本；積極與售電公司開展合作，理性評估風(fēng)險。