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電價到底能不能降?不可否認,電價是影響電采暖的重要因素

日期: 2018-07-16
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據國家發改委網站消息,國家發改委近日印發《關于降低一般工商業電價有關事項的通知》。通知明確,全面落實已出臺的電網清費政策,進一步規范和降低電網環節收費,臨時性降低輸配電價。


國家發改委指出,為貫徹落實中央經濟工作會議關于降低企業用能成本和《政府工作報告》關于降低一般工商業電價的要求,決定分兩批實施降價措施,落實一般工商業電價平均下降10%的目標要求,進一步優化營商環境。

第一批降價措施主要包括,全面落實已出臺的電網清費政策。要嚴格按照《關于取消臨時接電費和明確自備電廠有關收費政策的通知》規定,做好電網清費工作,一是督促電網企業組織清退已向電力用戶收取的臨時接電費,二是減免余熱、余壓、余氣自備電廠政策性交叉補貼和系統備用費,確保政策精準落地。


清潔取暖工程明確鼓勵社會資本加入,現行電價政策被視為“攔路虎”


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  正如《北方地區冬季清潔取暖規劃(2017-2021年)》明確鼓勵的,社會資本正在成為清潔取暖改造的主力之一。其中不少企業瞄準時機,紛紛希望通過電采暖工程分一杯羹。由于當時尚處起步,社會資本參與電采暖的成本不低。劉國斌介紹,僅房山區一個3.6萬平米項目,初投資就達1000多萬元。“作為回報,相關部門與我們簽下20年長協,算起來最多7-8年即可回本,預期效益理應可觀。”

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  但情況卻有些事與愿違。“第一年打基礎,收益不佳可以理解。但2017-2018年采暖季過完,經營非但仍無明顯改觀,甚至遠低于預期。有的項目采暖費收上來剛剛夠繳電費,一項成本就占到運行總數近90%”。

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  現行電價政策中,暫未對企業參與“煤改電”進行單獨說明,現階段多按一般工商業電價收取。問題正出在了這里。“北京大工業谷電價格現為0.3669元/千瓦時,相比居民谷電0.3元/千瓦時的標準,高出近7分錢。再加上企業需繳的基礎容量費等,相當于每度電成本0.55元左右。”

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 從北方多地獲悉,在部分城鎮、棚戶區等集中供暖無覆蓋的地區,通過企業運作實現電采暖。居民仍按集中供暖價格繳費,參與企業卻執行一般工商業電價。像在山西,不滿1千伏谷電為0.4068元/千瓦時、平電0.6962元/千瓦時,不少企業稱很難承受。”日前在第二屆電能供暖產業發展論壇上,山西省經信委能源處處長高道平無奈坦言,“雖然大家都想盡快解決這一問題,但針對社會投資運營的居民采暖項目到底執行何種電價,我國目前仍未出臺明確政策。”

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——電價還能再降嗎?

  國家發改委價格司巡視員張滿英:

  國家發改委在前期降低費用、降低成本方面的工作基礎上,準備推出一些措施,主要是三個方面:

  一是通過統籌,用好取消化肥電價的優惠等降價空間。去年4月20日和今年4月20日,根據國務院的統一部署,取消了中小化肥電價的優惠,利用這個空間和跨省、跨區電價的降價空間,還有燃氣機組的降價空間以及歷史遺留的降價空間,可以利用的降價空間涉及到21個省168億元。

  一般工商業電價平均每千瓦時可以降低1.05分錢,大工業電價平均每千瓦時降低1.1分錢。

  比如廣東降低工商業電價平均每千瓦時1.68分錢,河北南部平均每千瓦時降低1.51分錢,河南平均每千瓦時降低1.42分錢。一般工商業電價,安徽降的幅度更大,每千瓦時可降低4.27分錢。

  二是通過輸配電價改革,降低電網企業的輸配電費用,剛才施司長介紹,前年輸配電價改革在深圳破冰,去年在蒙西起步,同時又在安徽、湖北、寧夏、云南、貴州擴圍,降低了輸配電費用80億。

  今年按照總體安排和部署,又推出了12個省級電網輸配電價改革試點,試點范圍已擴大至全國18個省級電網。在這次輸配電價改革過程中,要統籌處理好核減電網企業的歷史成本,保障未來的投資增長,以及預測電量增長幅度之間的關系,科學合理地核定輸配電價的水平。

  現在正在進行12個省級電網和一個區域電網的輸配電價交叉成本監審。這方面減掉的不相關的資產和不合理的費用,全部用于降低終端的銷售電價。

  三是通過推動電力交易市場的直接交易。

  現在各個省基本都成立了電力交易市場,通過電力交易市場,我們會同有關部門把電力交易市場的規則不斷完善,規模不斷提高,使電力市場交易的價格能夠充分反映電力市場的供求狀況,目前供大于求的情況下,會有一定幅度的電力交易價格下降。

  另外,我們指導北京和廣州電力中心,把跨省、跨區的直接交易輸送組織好,將西部地區“棄水、棄電、棄光”的電能以較低的價格送到東部負荷中心,這樣的話東部地區可以用上比較便宜的低價電,而西部又支持了可再生能源的發展。



  從電代煤推行之初,電價爭議便已四起。電價,究竟如何成了影響電代煤“C位出道”的制約?

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  “其實,我們一直在探索降低電取暖成本的措施,現已推動14省市出臺峰谷分時電價、7省市出臺電價補貼、4省市明確了配套電網補貼政策。但即便如此,‘煤改電’項目仍普遍存在電價倒掛的現象。”國家電網有限公司營銷部副主任徐阿元指出。由于交叉補貼嚴重,價格難以合理反映成本,這與降低一半工商業用電成本的要求也存在矛盾。

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  同時,電網企業也面臨壓力。“無論前期配套電網建設,還是后期運維、服務,電網都承擔著不小成本。僅增容擴建,戶均改造成本就在2萬-2.5萬元,工程密集、規模大。再如,配套設施因大多僅在冬天使用,難以有效收回投資,長期持續投入將給企業經營帶來困難。”徐阿元稱。

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  這樣一來,電價到底能不能降?“企業不會做賠本買賣,首先有利才有可能讓利。不可否認,電價是影響電采暖的重要因素,現行電價仍以政策導向為主,并未根據市場形成定價機制,的確不夠靈活,調節能力不足。我認為還要從提升資產利用效率入手,讓企業有利可圖,進而才可能有降價意愿。”中國電力科學研究院用電與能效研究所副所長郭炳慶稱。

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  那么,降價有案例嗎?河北省發改委電力辦公室主任張寶利介紹,張家口地區電代煤項目中,執行電價已降至0.15元/千瓦時,加上其他費用,企業實際繳費約0.17元/千瓦時。“得益于優質風光資源,及政府補貼、市場化運行等配合,輸配電價直接降低一半。這是國家給張家口特批的政策。”

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  但也不是沒有隱患,徐阿元提醒:“一些市場化的清潔取暖交易,是基于當前棄風棄光突出的情況。未來清潔能源消納矛盾緩解,或取消新能源補貼后,低價電資源難以為繼。”

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  市場化機制成破題關鍵

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  創新清潔取暖模式、鼓勵社會資本參與——《規劃》對此明確支持。一邊是政策鼓勵進入,一邊是遲遲未有定論的電價之爭,社會資本如何能更“放心”?

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  在郭炳慶看來,電價雖是影響企業經營的關鍵之一,但絕非唯一。“即便電價成本相同,不同企業的運行仍有差異。根據熱效率、熱損耗等運行狀態的不同,企業成本可能相差一倍以上。“假設每度電成本0.3元,制熱能效比(即COP)為1時,一份電產生一份熱。當COP達到3,一份熱的成本相當于降至1/3。重要是選取什么樣的電采暖方案,否則無論拿到多優惠電價,企業都有可能虧損。”

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  與此同時,郭炳慶也向企業拿出一顆“定心丸”。“《規劃》提出‘創新優化取暖用電價格機制’,實際已經為降本指明方向。一是通過直接交易,優化電力調度機制,調劑余缺;二是建設蓄熱式電鍋爐等具有調峰功能的設施,提供電力系統輔助服務,削峰填谷。”

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  市場化定價機制,得到了徐阿元的認同。“此前我們主動組織電代煤用戶,打捆參與電力直接交易,建立長期穩定且價格較低的供用電關系。由此共完成交易電量10億千瓦時,降低用戶成本約3150萬元。”

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  類似方式還在張家口得到實踐。通過“政府+電網+發電企業+用戶”四方機制,將保障小時數以外的增發電量全部用于供暖,上網電價便可依據市場形成。“促進跨省跨區電力交易、探索市場化競價采購機制、鼓勵可再生能源就近直接消納等,都有助于降低采暖成本,也是對地方財政壓力的緩解。”張寶利表示。

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  對此,劉國斌有著自己的看法。“北京去年將谷電時段延長1小時,僅這個小小舉措,一個采暖季我們便減少100多萬元電費支出。我認為,目前還需制定統一規范的電價及收費政策,用政策推動社會資本積極參與。這總比靠錢補貼來得好。”


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