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年亏损数百万,四川首个增量配电试点为何经营遇困?

日期:2020-09-07    来源:中国城市能源周刊  作者:王旭辉 齐琛冏

国际电力网

2020
09/07
11:23
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关键词: 电力体制改革 增量配电业务试点项目 电力业务许可证

“国家推行电力体制改革的成效,在我们这个项目身上已经得到初步体现。由于公司的决策中心、运维队伍、服务平台都处于负荷中心,内部流程简单,特别是在用户办理新装报批、故障维修响应方面高效快捷。项目自3月13日成功并网送电以来,从用户反馈情况看,获得感、满意度都非常好。”近日,泸州佳跃电力投资管理有限公司(下称“佳跃电力”)总经理朱建华在接受记者采访时说。

泸州金融商业中心外景

朱建华所提及的项目,就是位于泸州市金融商业中心的“泸州金融商业中心增量配电业务试点项目”(下称“泸州金融中心增量配网项目”)。该项目是经国家发改委、国家能源局批复的全国第三批第二批次增量配电业务改革试点项目,也是四川省首个取得电力业务许可证(供电类)、并网运行的增量配电业务试点项目。

项目由民营企业佳乐集团旗下佳跃电力独家投资、建设、运营,总投资1.2亿元,试点面积1.15平方公里。如前述,项目运行5个月来社会效益突出,对于全省增量配电业务改革示范引领效应显著。

然而,即便有当地政府的全力支持,项目依然陷入了严重亏损的经营局面。采访中记者获悉,项目自投产以来,由于区内用电负荷严重不足,高峰时期主设备利用率也仅为40%,加之居民用电占比较高,年亏损额达数百万元。

示范带动作用显著

泸州金融中心增量配网项目服务于泸州市金融商业中心,该中心是一个集金融、商务、办公、旅游观光等为一体的新型城市综合体,由佳乐集团投资开发。

变电站设计图

据泸州发改委能源处科长马昭群介绍,泸州市金融商业中心开发始于“十二五”中期,因用电量需求大,需要配套建设新的变电站,但彼时此项工作并没有纳入当地电网的建设规划。考虑到城市整体的规划发展,最终泸州市政府以会议纪要形式决定由包括所在地区政府、商业中心开发方——佳乐集团在内的三方共同出资,建设一个公用性质的变电站,并计划适时移交给当地电网。

之后,恰逢国家在2015年推出电改“9号文”,2017年又推出增量配电改革试点,有着丰富水电站运营经验的佳乐集团踊跃尝试,政府层面也给予积极支持,最终促使该项目成为了泸州市首个民营独资的增量配电改革试点项目。

相关材料显示,泸州金融中心增量配网项目自2015年开始启动建设,2017年9月通过工程验收,2018年6月获批为国家第三批第二批次增量配电业务改革试点。此后相继经四川省经济和信息化厅确认项目供区、国家能源局四川监管办公室颁发电力业务许可证、泸州市发改委批复确认运营主体、四川省能源局批复同意开展配电运营业务,并签订社会兜底强制收回协议之后,于今年3月正式并网运行。

项目现拥有110kV世纪城变电站一座,变电总容量126MVA;110 kV输电线路2条,总长16千米;10kV及以下配电变压器84台,10kV配电线路12条,总长12千米。目前区内各类用电客户2万余户,其中居民用户占比达到40%。

泸州金融商业中心110kV变电站63000kVA主变

“金融中心变电站项目被视为一项‘破解制约电力行业发展深层次矛盾和体制机制障碍,推动我市经济社会和电力行业高质量发展’的重要举措。项目的投产不仅为泸州进一步拓展增量配电业务积累了重要经验,也为深化电力体制改革和全省推进增量配电业务改革试点起到了积极的示范带动作用。”马昭群说。

采访中记者了解到,泸州市航天航空产业园110kV变电站项目也已被纳入国家发改委、国家能源局批复的第四批增量配电业务改革试点名单。

“目前,四川省共有5个增量配电试点改革项目,我市就有2个,而且走在了全省最前列。当然有了金融中心项目试点经验,泸州市航天航空产业园项目推进更加从容有序,目前也已经进入项目业主招标阶段。”马昭群说。

亏损局面亟待破解

纵观全国,绝大多数增量配电改革试点项目或为工业园区项目,或为纯商业项目,像泸州金融中心这种供区内含居民用户的项目寥寥无几。

“由于项目规划等工作先于国家推出改革试点,很多工作都做在了试点前面,变电站最初设计本应是公用电站,现如今成为了区域专属。也就是说,项目作为增量配电改革试点身份最终得以落地,先期经多方讨论正式确定的建设方案却又无法轻易调整,种种因素所致,导致变电站设计能力远大于区内实际负荷需求。” 马昭群说。

据朱建华介绍,项目投产5个月来,区域内负荷发展非常缓慢,与实际供电能力严重不匹配,以至设备闲置率很高。“今年迎峰度夏最热时间,变电站主变负载率也仅为40%,属于典型的‘大马拉小车’。对比之下,附近的国家电网所属变电站却是‘小马拉大车’,因满足不了负荷,还需要扩容。”

不仅如此,项目按一般工业用户向电网购电,仅购电成本即0.5元/度以上,高于省网现行0.4元/度的趸售电价,而泸州市居民用电价格为0.5224元/度,这意味着佳跃电力只能以价格倒挂方式向居民供电。

“我区居民用电占比达到40%,却按照工商业电价向电网购电,导致增量配网平均度电运行成本居高,却无对应扶持鼓励政策,所带来的经营压力在项目运行初期整体负荷不高的情况下尤其突出。”朱建华直言。

“更大的争议在于,对输电网而言,增量配网与其他配电网应该是平等关系。但在目前四川省110kV输配电价暂未出台的情况下,增量配网实际上被视为了大工业电力用户,与省级电网的结算执行了综合电价结算方法。”朱建华进一步补充。

据悉,四川省110kV输配电价将于年底出台,届时增量配网电价结算方式将有望予以明确,经营主体定位也有望得以厘清。

但现实问题是,现行错综复杂的电价结构,导致配电价格的厘定并不容易。项目亏损困局短期将很难缓减,这将直接影响到企业生存与发展。

比如,现行省级电网输配电价存在交叉补贴,不能真实反映各级电网运行成本,短期内无法实现成本监审核算,无法实现“准许成本加合理收益”;增量配网区域后续投资建设,如表计更换、线路改造、充电桩建设等投资建设,也无法通过纳入准许成本通过输配电价摊销;增量配网内用户享有的各项政策福利需由上级电网及主网按比例共同承担,但在实际过程中既缺少政策又难以交换数据执行存在困难。

而在马昭群看来,即便新的电价政策按期出台,其对于金融中心增量配网项目的收益调剂空间也非常有限,不可能从根本上扭转亏损态势。

处理好“竞合”关系很重要

增量配电改革试点作为一项新事物,目前在制度和实践上都处于探索期,对于传统电网发展盈利的冲击不言而喻,实践中出现各种不尽如人意的情况也在所难免。

由于价格机制、供区划分、变电站能力匹配等多方问题,以致增量配电改革试点项目普遍缺乏盈利空间,甚至处于严重亏损状态。部分试点项目流标、意向投资方退出、项目陷入停滞、后期推进困难等各种现象屡见报端。

分析泸州金融中心项目亏损原因,之所以出现“大马拉小车”的尴尬情况有其客观历史原因。与此同时,作为少有的含居民用户增量配电改革试点项目,相应电价政策却不能与其承担的民生保电义务相匹配,着实有失公允。

改革进入深水区,应在不断容错中寻找最佳解决方案。在此过程中,地方政府大力支持,社会资本积极参与,勇气和担当可嘉。换言之,改革既然赋予社会资本平等的市场主体地位,也应对其持宽容态度,允许在摸索中寻找出路。

但对于增量配电改革,应认识到,一方面,增量配网也是电网,按照电改“9号文”“管住中间、放开两头”的改革方针,输配电价由政府核定,这意味着配电网企业收益相对固定,配电网运营绝不是暴利行业;另一方面,试点项目一旦陷入大幅亏损,不但影响后续运营,也将严重动摇市场主体投资增量配网项目的信心,从而违背电改初衷。

回顾增量配电改革初心,其旨在利用市场竞争的内生机制带来电网效率和服务的提升,也因此被视为本轮电力体制改革最具智慧和创意的举措。

增量配网作为增量配电改革的产物,应是传统电网的延伸和有效补充。但由于电网基础设施具备天然垄断属性,增量配网似乎生来就是与电网抢“饭碗”的,因此其自诞生之日起就被默认为与电网是竞争关系。

其实,如若抛开二者资本属性,对于输电网而言,无论是增量配网,还是传统配网,在物理属性、服务对象方面是完全一致的。从这个角度看,二者应该是平等的兄弟关系,绝不仅仅是对立的竞争关系。

因此,在全社会用电量日益攀升的当下,要服务经济社会高质量发展,二者理应恰当处理竞合关系,少一些竞争的敌意、多一些合作的友好,目标就是共同做大、做好全社会用电市场的“蛋糕”,这对于降低电网整体投资、从本质上实现电网提质增效至关重要,而这也是本轮电改应有之义。

实际上,在增量配网出现之前,各传统配网之间互供、“手拉手”供电就已是常态。也就是说,增量配网与传统配网若能联手互供、调剂余缺,在技术和操作层面上完全可以实现。

这方面,国家在制度层面已有安排。今年3月发布的《增量配电业务配电区域划分实施办法(试行)》已经提出,可通过资产入股、出售、产权置换、租赁等方式共同运营、处置相应配电网。实践中,类似“共享变压器”的共赢做法也已有成功落地,或可提供借鉴。

各地政府也应该发挥桥梁和催化剂作用,给予积极引导,并做好配套支持,促成共赢合作,达成改革初心。



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