配电价格指导解读:配电网企业剩余规律
时间:2019-03-13 09:03:30 来源:波密农业网 作者:匿名
国家发展和改革委员会(以下简称《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》)发布的《指导意见》进一步明确了配电网监管,成本管理,定价,结算等一系列问题,为配电网企业开展了更加明确的要求。分销业务。和指导。 一,定价 《指导意见》提出了四种分配价格的定价方法:“投标定价法”,“许可收入法”,“最高价格法”和“规模竞争法”。无论定价方式如何,具体价格表必须先由配电网企业制定,然后报省价格部门审批(省物价部门将报国务院价格主管部门备案) 。 配电网企业制定配电价格的基本原则是配电价格应合理反映配电成本,以弥补配电网企业的合理成本,引导用户合理使用配电资源。 配电网企业设定的配电价格也应符合以下限制: 1.价格不能超过当地价格主管部门批准的水平(或配电工程合同中规定的水平); 2.价格不得超过相应的省级电网输配电价格; 3.不能扩大交叉补贴; 在满足定价原则和限制的前提下,配电网企业可以选择自己的定价方式。《指导意见》鼓励配电网企业在定价方面进行创新,例如“可以探索负荷因素和其他因素的结合,制定由电力用户选择的配电价格套餐”。 第二,结算 配电网企业应当在配送区内承担结算业务,即按照政府批准的配电价格收取配电费,按照国家有关规定征收政府资金和补充和交叉补贴。 ,并根据合同向双方支付相关费用。 这些结算服务中最困难的是与省级电网结算输电和配电费。《指导意见》很多空间用于指导工作,清楚地回答了两个重要问题: 1.结算价格。《指导意见》很明显,结算价格是基于省级电网输配电价格。至于当前省级输配电价格的不合理结构,大家都在关注,《指导意见》也明确指出了解决方案:“输配电价格与不同电压等级的实际成本之间的差异太大,省级价格主管部门可根据实际情况,向国务院物价部门申请调整省级电网输配电价格结构“;2.结算方式。对于每个人都关心的分销网络是“网”或用户的问题,如果是用户,什么样的电力类型,《指导意见》给出“分类结算价”和“综合结算价”两种方案,并明确指出“配电网企业可以根据实际情况自主选择分类结算电价或综合结算电价和省电网企业结算电费”。由于现阶段的大部分配电网主要是工业用电,“综合结算价”低于“分类结算价”,因此《指导意见》实际上允许两种类型的配电网络跟随省电网。部长电价(主要是大型工业用电类型)由省级电网结算。 配电网企业与电力用户之间的结算方式非常简单:配电网企业负责测量用户的用电量并收取所有电费,包括政府资金和附加费。应该澄清的是,“《指导意见》中的分布区域内的用户(包括自发自用)应该承担政府提供的政府资金和额外的社会责任”,这是针对一些用户通过他们的社会责任逃避社会责任的。自己的发电厂。建议。我们认为光伏发电等可再生能源发电的自给自足部分不需要承担政府资金和额外资金,因为早在2013年,国务院就已明确发布《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》(国发[2013] 24号)提出“政府可再生光伏发电集电,不含可再生能源关税”; 2017年底,国家发展和改革委员会《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》(发展和改革价格监管[2017]第2196号)再次强调“分布式光伏发电项目的自用电力免除各种政府用电价征收的资金和附加费。“ 对于不参与电力市场的配电网,公益用户和电力用户的居民,配电网企业需要根据当地物价部门设定的目录销售价格结算。对于这种保证电源,首先,配电网企业应该能够参与优惠电力购买。其次,配电网企业应该能够获得相应的担保电力补贴以弥补损失(也可以包括在许可收入或分配费中)。对于配电网企业和发电企业的安置,《指导意见》明确规定:“配电网和发电企业的安置应按照调度协议规定的主体执行。”这个看似简单的讨论首先肯定发电厂(或部分单元)可以连接到配电网络,以便大量减少可再生能源,其次,指出了调度和结算的基本原则。 三是成本管理 根据《指导意见》给出的四种定价方法,有三种方式监督配电网企业:“合同监管”,“退货率监管”和“价格上限监管”。配电网企业应根据自己的监管方式规划自己的管理成本计划: 1,如果配电网企业的定价方法是“招标定价方式”,其监管方式可能是“合同监管”,配电网企业应严格按照配送项目合同开展业务,包括成本管理; 2,如果配电网企业的定价方法是“允许收益法”,监管方式为“收益率监管”,可以补偿配电网企业的合理成本。因此,配电网企业应注重如何合理。投资; 3.如果配电网企业的定价方法是“最高限价法”或“标尺竞争法”,监管方法是“价格上限监管”,配电网企业将能够获得所有成本节约。电网公司应该能够降低成本。 无论使用何种类型的监管和定价方法,分销网络公司都有义务以完整,准确和及时的方式向监管机构报告与分销业务相关的成本。监管机构收取的成本不仅要计算配电网企业的电价,还要更有效地制定配电业务的监管政策。因此,配电网企业应相应建立财务制度,详细准确记录所有成本和费用,并在会计核算中将配送业务与其他业务分开。 此外,《指导意见》还提出了一种信息披露方法,要求配电网企业“定期通过公司门户等指定平台发布成本,收益等信息”,以便于公众监督,参与在价格和政策制定方面。 第四,处理分布式发电和微电网虽然《指导意见》阐明了配电价格的形成机制,但分布式发电和微电网的发展可能对配电成本的恢复产生严重影响:分布式发电和微电网的广泛采用将减少配电网络。过电能,导致配电成本分配不足,配电价格会根据其形成机制上升,这将导致网络电力进一步减少,从而形成恶性循环。 此外,《指导意见》重申并扩大了近分布式发电的支持政策(国家发展和改革委员会,能源局于2017年10月底发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》)(发展与能源[2017]第1901号) ),建议“分配当试点区域中包含的非水可再生能源或当地电网区域内的现有小水电项目和电力用户进行最近的交易时,用户只需支付分配价格。使用的电压等级,并且不承受以前的电压。等级传输和分配价格。“这意味着配电网企业不仅需要专门设定分布式发电交易的网络费标准,还要承担配电网电力平衡和电力平衡的责任。 为了应对这些挑战,分销网络公司可以采取以下措施: 1.审慎的规划和建设。在配电网规划中,要充分考虑分布式发电的发展趋势,电网的投资和建设应分阶段进行; 2.提供优质服务。配电网企业应尽力提供优质的配电服务,收取有竞争力的网络费,减少交叉补贴,从而减少电力用户或发电企业建设分布式发电设施或微电网的需要; 3.积极开展分布式发电业务。配电网企业可以充分发挥资产,技术和资金的优势,积极投资适用领域的分布式发电项目/微电网的建设和运营; (感谢刘东生,尹明,彭立彬等专家对本文的贡献。)

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