推广大用户直购电大幅降低用电成本

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（作者系中国石化资产管理公司副主任）

2009年5月，国务院批转了国家发改委《关于2009年深化经济体制改革工作的意见》，提出推进大用户直接直购电和双边交易试点改革，进一步完善大用户直供电价形成机制。政策明确在全国放开20%的售电市场，允许大用户向发电企业直接购电，并适当降低直供用户输配电价标准，鼓励供需双方协商定价。当年国家发改委、国家电监会、国家能源局选择了15家电解铝企业进行直购电的试点，纳入试点的企业可以直接与发电企业协商较低电价，而不需要再统一从电网企业购电，只需要向电网企业支付一定“过路过网费”即可。这一举措增加了电力用户选择权和电价议价权，大大降低了大型工业企业用电成本。根据这一政策，笔者认为，在中国石化集团所属企业推广大用户直购电试点，可大幅降低购电成本，有着巨大的增效潜力。

大用户直购电的政策意义

目前我国电价形成机制不合理的矛盾仍然非常突出，被称为“世界上最复杂的电价机制”。几乎年年上调的电价水平让国内大型工业企业用电成本不断上涨，国家在政策主导上虽然鼓励资源综合利用企业的发展，但是过高的电价水平使得这些企业制造成本增加，一定程度上降低了市场竞争力。

开展大用户向发电企业直接购电是在保障电网安全稳定运行条件下，以公平开放电网为基础，以确定合理的输配电价为核心，以供需直接见面为主要特征的改革举措，鼓励发电企业和大企业直接交易，电价方面拥有更大的灵活度，在一定程度上降低了购售电价格。其不同于以往政策上的突破点在于：一是打破了电网独家垄断经营电量的局面，是对传统的电量经销模式的一次革命。二是对国家计划分配电量和政府定价模式的突破。从积极的意义上看，大用户直购电价的推进对于整个发电、输配电、用电产业链的竞争格局、利益分配格局都会产生明显影响。目前出台试点政策的省份平均直购电价格降低幅度在每千瓦时0.04元～0.10元之间，这对国有特大型企业降本增效意义重大。

2010年1月1日，国家电监会正式下发了《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》（电监市场[2009]20号）和试点基本规则，文件规定了交易准入条件、交易方式、交易价格等要件，共由5部分25条组成。石化企业在应用此政策时可重点把握以下要点：

1.市场准入条件中发电、用电双方必须符合国家产业政策。市场准入是实施大用户直购电最重要的限制前提，文件规定试点初期的准入条件为：电力用户为用电电压等级在110千伏及以上、符合国家产业政策的大型工业用户；发电企业为2004年及以后投产的，符合国家有关政策要求的火力、水力发电机组。

2.交易方式以直接交易为主。文件规定试点主要采取电力用户与发电企业自由寻找交易对象，通过场外协商、场内洽谈、信息平台交易等方式实现供需直接见面，自主协商，直接交易。

3.交易价格自主议价确定。参与直接交易试点的工业大用户支付的购电价格，由直接交易价格、电网输配电价和政府型基金及附加三部分组成，输配电价实行两部制，政府性基金和附加正常收取。直接交易价格由双方通过自主协商自主确定，不受第三方干预。

4.交易电量协商成交、优先调度。交易电量由符合准入条件的大用户与发电企业协商确定，协商成交多少电量就是交易电量。电力调度机构将直接交易电量一并纳入发电计划和用户的用电计划，调度时优先保证。

5.余缺电量调剂解决电量偏差问题。实践中由于合同电量受瞬间电力负荷变化影响而难以无缝对接，出现电量偏差造成余缺电量，在结算上容易影响发电企业和用户的经济利益。文件规定双方合同电量允许有±3%的合理偏差，超过合理偏差的电量通过向电网企业买卖调剂，并执行±10%的电价差价。

6.交易结算有两种结算方式。即由大用户分别与发电企业和电网企业进行结算，也可以按现行方式由电网企业代为结算。

7.输电通道兼顾大型工业企业自备线路。直购电一般通过现有公用电网线路实现，大用户已有自备电力线路并符合国家有关规定的，也可用于输送直接交易的电力。委托电力调度的自有电力线路，委托方应交纳协商确定的委托运营维护费，不再另交输配电费。

大用户直购电价的交易范例

从政策的具体实施和已经交易的事例上看，试点中既有电力企业和用电企业一对一的购电模式，也有多边模式，即发电企业可与多家直购电用户签订直购电合同，用户也可与多家发电企业签订直购电合同。单一模式较多，如辽宁省对部分有色金属行业试行直购电政策，成交电价每千瓦时优惠0.06元～0.12元；贵州省对大型铝厂试点后成交电价每千瓦时优惠0.04元；广东省部分企业试点价格每千瓦时优惠0.10元左右；内蒙古对部分行业试行多边交易政策，交易价格每千瓦时优惠0.04元或0.08元不等。目前还有安徽、山东、江苏、浙江、湖北、福建等多省都在推进这项工作。与此同时，国家层面也在进一步扩大大用户直购电试点。工业和信息化部要求试点企业把促进节能减排降耗和产业结构优化升级结合起来，进一步扩大试点范围。工信部试点的15家电解铝企业，预计直购电使企业削减了逾1%的生产成本。2009年上半年国家发改委、国家能源局、国家电监会直接推动了辽宁抚顺铝厂与伊敏电厂大用户直购电方案的实施，价格每千瓦时优惠在0.10元之内。

大用户直购电交易的成功事例，对中国石化集团所属企业参与试点有很好的借鉴作用。

石化企业推进直购电增效巨大

在直购电规模范围较小时，发电、用电行业间的利益是以较小数额的方式转移的，如果直购电在所有行业的大用户中推广开去，那么这些行业的利益格局、竞争格局将会发生很大改变。中国石化集团所属企业既有自发自用的自备电厂，也有自发不足需从大网购买电量的企业，每年系统内购电大约逾百亿千瓦时。从理论上计算，如果系统内符合条件的大用户都实现了直购电，每千瓦时最少降低成本0.03元～0.05元，由此将会带来几亿元的经济效益。

按照现行企业电价定价模式，国家销售电价中不仅包含各个公用电厂的还本付息加价、煤电联动加价、电厂脱硫加价、新能源加价，三项基金及附加加价和输配电损失费、基本电费等，还有各省对于农业、高耗能企业优惠电价补贴等交叉补贴加价，颇受非议的电力行业高额人工成本费用等也都在销售电价中转移给用电方，因此大用户负担了更多的成本转移，石化企业也如此。

目前的情况是，作为用电大户的石化企业，有的附近就有大型发电企业，有的有自己的输电线路，然而在购买电量时，公用电厂先上网形成上网电价，然后电网加上自己的成本和利润形成输配电价，再加上国家征收的各种基金、税费后形成终端销售价格，再配送给石化企业用户，这样下来比用户直购公用电厂的电每千瓦时要高出0.1元左右。还有的石化企业，如几家油田、炼油化工企业地理位置相邻，各自的自备电厂装机容量有大有小，有电量多余上网的，也有从网上买电的，还有先上网后再下网自用的，电网都要收取过网费，而且富裕电的企业低价上网（平均每千瓦时0.35元左右），缺电的企业从大网买相对价格较高的电（工业电价平均在每千瓦时0.50元～0.60元），各企业实际用电成本相差很大。

因此，集团公司所属企业符合政府规定的准入条件的，即在国家产业政策鼓励范围内，属于用电负荷相对稳定、单位产值能耗低的大用户，都可以利用集团公司热电专业化管理的组织体系和政策协调方面的优势，积极申请参加大用户直购电试点。

申请直购电试点的注意事项

申请试点的企业可能会遇到四个方面的问题：

一是实施大用户直购电后价格水平协商确定问题。协商的直购电电价=发电侧价格+输配电价+各种基金附加等。直购电发电侧价格原则上应低于其平均上网电价水平，直购电输配电价水平应低于平均输配电价格水平，因此要把握好商谈价格的尺度。例如，某炼化企业需以直购电方式购进北京附近的华能某电厂20亿千瓦时电量，电价构成对比如下：

原支付电费： 20亿千瓦时×0.54元/千瓦时=10.08亿元

直购电费支出：20亿千瓦时×0.49元/千瓦时=9.8亿元

净支出减少：2800万元/年

二是交易模式选择问题。大用户直购电的两种交易模式中，一种是不经过电网转供的专线直购模式，另一种是经过电网转供的过网直购模式。专线直购模式指大用户或发电企业自建专用输电线路，不通过电网转供，也不用向电网交纳过网费。过网直购模式指通过电网的公用输电线路输送给大用户，需要向电网交纳过网费。石化企业普遍对供电质量要求高，第一种模式不能享受电网提供备用和调峰调频服务，输电可靠性和电能质量较低，因此不宜采用专线直购的模式。建议采用过网直购模式，确保用户的电能质量和输电安全。

三是企业已有自备电力线路的，按照文件规定可申请输送直购电力，只交纳委托运营服务费，不再交纳输配电费。自备电力线路输电业务须经省级政府有关部门组织电网经营企业进行安全校验后，委托电网经营企业调度、运行，自备电网输电可进一步降低运营成本。

四是参加试点应注意国家监管和组织实施程序的具体要求。1.直接交易试点工作由国家电监会、国家发改委、国家能源局负责组织实施。2.由电力用户和发电企业提出试点申请或需求意向。3.经过省级政府有关部门、电力监管机构审核汇总后提出具体实施方案，报国家电监会会同国家发改委、国家能源局审定后实施。4.电力监管机构和政府部门对大用户直购电实施全过程监管，不得违规操作。

大用户直购电牵涉的面比较广，涉及的部门也比较多，如电监会、发改委、工信部和能源局等众多的部门和地方政府相关机构，在申请试点方案时，需要积极协调相关单位，取得支持，可在条件好的地区和企业先行试点后再推广。