重慶市電力需求側改革的現狀及建議

(重慶大學 重慶 400044)

引言

本研究調查了重慶地區重要的全國售電側改革試點企業的運行機制及其實施狀況，從重慶市電改機制體制的建設，售電企業增量配電業務的開放、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、直購電機制的完善、新興售電公司的成立、企業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后所面對的深層次矛盾，對電力行業、售電企業、用電企業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服務推動中國電力市場改革進程。

一、重慶市電力改革生態環境分析

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，國家發改委表示，全國21個省市和新疆生產建設兵團已經開展電力體制改革試點。

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

方案明確售電側改革試點范圍為支柱產業和戰略性新興產業重點項目集聚區，包括兩江新區水土、魚復、龍興三個園區，長壽經開區晏家、江南、八顆三個組團，萬州經開區，萬盛平山工業園區，永川港橋工業園區，以及中石化頁巖氣開發、管輸、利用領域。

本文首先運用了理論分析的方法，結合大量的重慶電力改革的政策性文件、學術論文、媒體報道大致明確了重慶電力改革的發展趨勢，再通過實地調研的方法來收集數據，對數據進行整理分析后進行經驗總結，提出可行性建議。

二、重慶市電力改革措施

(一)電力輸配

當前重慶市電力改革主要涉及售電公司、電網企業、電力用戶三大主體。電力用戶、售電公司、發電企業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市電力公司買賣，電力用戶的購電價格按目錄電價的110%執行，發電企業的售電價格按核定上網電價的90%執行。國網市電力公司由此增加的收益在核算電價時統籌平衡。

(二)交易結算

通過雙邊協商交易或集中交易等市場化交易方式，經市電力調度機構進行安全校核后，電力用戶、售電公司、發電企業、國網市電力公司簽訂直接交易合同。

按照發電企業上網關口的計量點和電力用戶購電關口的計量點記錄的電量數據進行結算。直接交易電費及余缺電量電費采取月度結算、年度清算方式。國網市電力公司與售電公司、電力用戶結算購電電費，與發電企業結算上網電費。

(三)電價核定

電價由物價局進行核定，電力用戶與發電企業直接交易試點電網輸配電價執行兩部制電價。

(四)開放售電企業增量配電業務

重慶市逐步放開試點區域增量配網，并授予具備條件的售電公司增量配網投資的資質，現有的輸配電網絡和放開的增量配網無條件向售電公司和用戶無歧視開放。

開放售電企業的增量配電業務將為投資、建設、運營新增配電網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——市場化，所以政府不會提出“財政補貼”這一說法，對供電側的經濟部分放松管制意味著國家只需要制定客觀公平、科學、可實施的總體方案和改革思路來實現資源充分合理配制，效率最大化目標的機制。市場化進程也初見成效，在改革過程中用電企業和國家電網來說都有一定的盈利保障。

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

對于國家電網，雖然取消了售電這一業務，但是國家會充分考慮其在輸配電成本、供電投資、長期規劃投資等情況，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的實力增強，效率也相應提高。

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

三、重慶市電力改革現狀與問題

(一)現狀

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，直購電機制的完善，新興售電公司的成立以及企業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峰電價辦法。每年的5月、11月二個月平水期按現行電價執行，豐水期五個月按現行電價下浮10%，枯水期五個月按現行電價上浮20%，作為當月基準電價。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。

由于用電企業在電力改革前后用電總量和日用電量波動較小，現假設日、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hi峰谷計費系數Mi豐枯期月數Di該月天數mi豐枯計費系數p基本電價

由公式計算結果如下：

表3.1 電力改革前后用電價格變化

表3.2 代表性調研企業實際用電數據分析

假設電改前后企業年用電量變化忽略不計，計算電改前后企業節省電費，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%節約用電成本占比。

表3.3 代表性調研企業實際用電數據分析

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

2.電力改革范圍拓展

根據重慶市發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名單也已公布，正處于公示階段，名單有8家企業。

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

通過實地調研，本研究了解到目前重慶市電力需求側的發展欣欣向榮，售電公司從成立的數量、獲得市場準入資格企業數量以及售電對象數量的增長都顯示出較快和較為持久增長的跡象。電力需求側的發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，深層次矛盾顯現

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

自2002年中國電力體制改革以來，電力改革停留在體制內部消化，市場實際進展不樂觀。在本輪電力改革進程當中，發電側和配電側的企業雖然始終參與到改革進程當中，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，發電側和配電側對電力改革的推動作用有限。

2.企業用電價格未降至預期

通過實地調研及數據分析發現，目前享受大用戶直供的企業，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)復雜的電費構成，用電企業缺乏動態的成本核算機制。企業電費=電度電費+輸配網電費+基本電費+功率因素調整電費+基金附加。其中：電度電費=企業的實際用電量×市場交易電價或目錄電價；輸配網電費=企業的實際用電量×輸配電價；基本電費=企業在用變壓器容量(需量)×容量單價；功率因素調整電費=實際電費之和×調整系數(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，一是企業考慮未來的發展，架設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；二是企業沒有根據生產訂單及時向供電方申報實際變壓器需要的容量，因此增加了單位產量的用電成本。

(3)無功功率管理缺失，調整電費(罰款)偏多。由于企業沒有用電在線監測平臺，難以動態監測用電功率變化情況，造成無功電量消耗偏大，依據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整電費，其比例是正常應付電費的100%-105%，一般情況下，此若電費超過正常應付電費的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不充分，對中小企業有失公平。從政府角度界定的中小企業，在供電方大多屬于“大工業”類別，必須收取基本電費。而不是與相同容量的商業、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類別，每月必須交納容量電費是造成中小企業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管：類似于高速公路的收費，各級電網建設成本、分攤到電費當中的方式、分攤到電費里的固定成本、基本電費應收取的規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，深層矛盾漸顯，發電側和配電側雖然在電力改革當中做出了一定的貢獻，但長期發展來看，不及發展需求側對國家電力改革的推進作用。促進電力需求側發展，激發改革活力，在有效的管理下充分發揮市場的效率，進而以真實有效的電力需求側發展推動中國電力改革進程。因此，本研究提出如下建議：

電力行業應提高售電公司市場準入標準，加強市場監管；降低直購電年用電量門檻，激發需求側參與電力改革活力；合理制定電網建設計劃，合理制定過網費收取機制；加大配售電領域改革力度，進一步放開配電市場，促進需求側的發展，推動電力改革進程；

售電企業應強化運作模式，提高風險評估等級和預估，降低運營成本；合理管控風險度量，完善電力收費標準，輔助用電企業制定合理用電計劃。

用電企業應完善企業用電計劃制定，加強用電精細化管理，需量申報，節約用電成本；積極與售電公司開展合作，理性評估風險。