电厂接网费与大用户直供电价思考

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**年4月，国务院国发（**）5号文件下发了电力体制改革方案，这是党中央、国务院关于电力体制改革的重大决策和部署。改革方案中提出“在具备条件地区，合理制定输配电价基础上实行大用户直供”。这就提出了一个需要研究的课题——探讨电厂接网费与大用户直供输电电价合理形式。

笔者认为：大用户要从电厂直接购电，双方必须满足下列公式，才有可能具备实行大用户直供的基础。

发电厂（上网电价＊电量＊接网费）＜（向大用户收取的电价＊电量—营业成本）

大用户（直供电价＊电量＊接入电厂投资成本）＜（向供电部门交纳的电价＊电量）

电价作为重要的经济杠杆，是整个电力体制改革中的难点和关键。电网具有天然的垄断性和公用事业性，其价格一方面影响各行各业和关系国计民生，另一方面又决定了电力工业能否形成良好的自我发展机制，因而备受社会各界的高度重视。大用户直供输电电价，成为各方关注的焦点。如何确定大用户直供输电电价及接网费，已经成为大用户直供改革的关键。

由于利益的驱动，大用户直供在我国一些地方已经事实存在，但由于目前还存在法律、供电电价、供电方式、接网费等多方面的障碍，一直没有规范的模式，更没有得到国家的认可。归纳起来有三种模式，一是上海宝钢自备电厂经上海市公用电网为其集团公司所属益昌薄板厂供电。上海电力公司向宝钢集团收取每千瓦时0．13元过网费；国家和地方的有关税费由宝钢集团交纳，电力交易实际上是上海电力公司向宝钢自备电厂定向收购电量，再定向销售给益昌薄板厂；二是葛洲坝电厂通过厂用电系统，敷设一条4千米左右的35千伏电力电缆线路，为落户宜昌市点军区的凯普松电子供电，并且已同多家企业签定供电协议，正在实施过程中；三是河南洛阳的伊川县供电局自建铝厂、碳素厂，由供电局所属的火电厂为其供电，内部结算价格0．275元／千瓦时，火电厂向省电力集团交纳备用容量费、并网费，但自用电部门结算价格中不含三峡建设基金和农网还贷基金等。

济宁地区也同样存在着大用户直供的问题，归纳起来有两种模式：一是企业自备电厂并入济宁供电公司电网，并为其企业供电，多余电量按临时结算电价收购上网。公用电网为企业自备电厂提供调峰、调频、备用容量等服务。具体有两类情况，一类是煤矿自备电厂共有9家，其中包括兖矿集团的4家自备电厂；另一类是生产企业自备电厂共有12家，其中包括鲁抗集团、太阳纸业、九九集团、鲁南铁合金厂、邹城氮肥厂等一批有影响能力的耗能大户。二是正在筹建的工业园（热）电厂，济宁市政府要求所属各县、市、区在其工业园建热电厂，对园区进行独立供电、供热，并承诺优惠电价约0．35～0．38元／千瓦时。如嘉祥县拟建里能新河工业园，计划占地1200亩，其中建300兆瓦机组两台（公用电厂项目）、1×60兆瓦机组为新河工业园区配套建设，已进入先期建设阶段。并自行对外承诺优惠电价，现有鲁抗、山推等多家企业与其洽谈入园事宜。由于鲁西水泥厂已被里能集团兼并，正准备新上日产2500吨水泥回转窑一座，用电负荷约为11000千瓦，准备由60兆瓦机组直供。

济宁地区及周边小火电发展迅猛的原因：一是地理优势。济宁是全国八大煤炭基地之一，已探明的储数200多亿吨。同时也是山东电网的发电基地，背靠微山湖、京杭大运河，地下水资源丰富，适合坑口电厂发展。目前，济宁市总装机容量403．5万千瓦。其中统调电厂4座，装机347．7万千瓦（含邹县发电厂240万千瓦），地方公用电厂6座，装机16．4万千瓦，企业自备电厂21座，装机39．4万千瓦。同时，2003年在建小火电10台机组21．3万千瓦，再加上统调电厂八台13．5万千瓦的扩建机组。2003年底济宁市总装机容量将达到532．8万千瓦。济宁市公用电网通过三条500千伏线路最多可上送山东电网260万千瓦，而济宁市2003年最大负荷约为120万千瓦，装机容量将富裕150万千瓦；二是电价优势。由于受窝电局面的困扰及坑口电厂发电成本低的因素，小火电萌发了对大用户直供的想法。济宁市政府认为济宁作为能源基地，给统配（坑口）电厂提供了土地、煤炭等资源，增大了环境污染，而不能享受到优惠电价。因此利用富裕电量来发展地方经济，以优惠电价约0．35－0．38元／千瓦时招商引资，成为地方政府、电厂、企业的共识。山东工业非优待电价0．47261元／千瓦时，不含价外费用。价外费用：三峡基金、农网还贷、市政附加三项合计0．037元／千瓦时。这样一来，大工业非优待电价合到每0．50961元／千瓦时。（大用户直供输电一般不交纳价外费用），如果大用户直供一旦形成事实，大用户直供电价比大工业非优待电价每少0．12961元／千瓦时，具有绝对的竞争力?鸦三是电厂与大用户合二为一的优势，即自备电厂的优势。根据《国务院批转国家经贸委等部门关于进一步开展资源综合利用意见的通知》（国发?眼1996?演36号），鼓励和支持煤矸石、煤泥电厂发电。济宁地区煤矿自备电厂（实行煤电联营），用的是本煤矿的煤矸石，自备电厂紧靠着煤矿的山煤口，发出的电再用于煤矿的生产、经营、福利等用电。另一种类型是耗能大户自备电厂”，与煤矿自备电厂比较，多了一道煤炭销售环节及少量的运费（与非坑口电厂运费相比较而言）；四是税费方面的优势。自备电厂在立项时，都是以烧煤矸石、煤泥立项的，属于国家扶持项日，所得税头三年全免。直供用电不交纳三峡基金、农网还贷资金、市政附加等价外费用。煤矿自备电厂烧自产煤矸石还减少了用煤这一道销售环节税。特别是劳改煤矿的自备电厂、公用电厂的用煤成本更低。

“直供方式”是目前争论的焦点。是采用“专线直供”，还是采用“过网直供”，其原因是“过网直供”能保证其供电可靠性好，有助于保证供电电能质量。煤矿生产必需保证24小时通风，耗能大户多是生物制药、发酵制品业，对供电电压、周波（Hz）要求很高，且都是双电源供电。试想，采用“专线直供”，能保证煤矿安全生产、生物制药、发酵制品业对供电电压、周波的特殊要求吗？自备电厂就不维修、大修了吗？维修、大修其间的电源谁来供应？自备电厂万一出事故，瞬间的电源转换能保障吗？瞬间的停电，就将造成生物制药、发酵罐所有原料报废。

电力是特殊商品，发、供、用同时完成，电力供应和电网安全关系千家万户，关系国计民生。电网必须按照“统一规划、统一建设、统一调度、统一管理”的要求进行建设和管理，无论是过网直供，还是专线直供，其供电方案必须服从电网的统一规划，其运行管理必须服从电网的统一调度。大用户直供的不同方式将会给电网带来不同的安全稳定影响，必须进行必要的潮流、电压及安全稳定性校核。此外，大用户接入电网，应符合国家有关标准，如大用户对电网产生的谐波、力率控制等问题，均属电网监测和限制的范围。如果电厂单方面对大用户直供而不进行安全性评估，将给电网带来一定的安全风险。

大用户直供输电电价是直供成败的焦点。直供应立足于地方政府、发电企业、电网企业和大用户四方“多赢”，“多羸”是直供成功的关键。电力改革的目的之一是通过利益格局的合理调整利益的合理再分配，促进电力建设、生产和消费进入良性循环，提高国民经济整体竞争力。在竞价上网改革方案（输配电价是大用户直购电价的基础与依据），未出台的情况下，需要地方政府、发电企业、电网企业和大用户四方的积极配合。只有各方都有积极性，才能稳妥推进。价格是市场最有力的杆杠，大用户直供输电电价应按自然形成（电厂发电成本加赢利）为益，加上合理的接网费、过网费及适当的税金调节，才有竞争力。才能实现“多赢”。

竞争环节的电价，由市场决定；垄断（销售）环节的电价，由监管机构或政府核定并受监管。定价原则是否正确，是影响电力改革成败的关键因素之一。美加“8．14”停电事件引发了我们对电网垄断环节的电价及安全问题的深入思考。加州的电力主要由太平洋煤气公司和南加爱迪生电力公司供应，在过去的几年里，由于天然气涨价，这两家公司纷纷将自己手中用于发电的天然气资源高价卖出，然后相继卖掉属下电厂，不再生产电力，改用其他州供应的电力。而向这两家公司卖电的13家外州企业互相勾结，合伙操纵批发电价，从中牟取暴利，该州实行厂网分离、竞价上网、管死了销售电价，而放开发电批发电价，终端用电由政府定价，在若干年内保持不变，因此，造成上网电价过高，销售电价过低，原打尽算盘的这两大公司陷入破产边缘，加州电力于是出现大危机。反映了北美在电网规划、建设、调度和管理等方面存在一些突出问题。电网建设滞后，电源点分布不合理，网络输送能力不足，电网调度如同虚设等等，根本原因是电网缺乏“造血功能”，发生美加“8．14”停电事故在所难免。

实行接网费和过网费收费制度是非常必要的。是实行“电厂大家办，电网国家管”的经营方式和实现发电企业公平竞争的前提条件。如果电厂要自发自供的话，凭什么无代价并网，电厂通过电网向大用户直供，电网无偿提供备用容量和调峰、调频服务，这些需不需要成本？众所周知，电力的生产、输送、分配、销售和使用是在每一瞬间平衡的。电网面对着众多不同性质的发电公司和发电厂，面对着各行各业的用户，面对着瞬息万变的负荷，面对着随时可能出现的事故，必须拥有现代化的调控手段、强大的调峰调频容量、足够的备用设备和周密的规划才能进行科学调度，使各电厂处于最佳的运行位置，发挥最优的综合效益，向用户提供可靠的、优质的和廉价电能。

接网费计算的基础是接网资产，接网资产主要包括接网专用线路和接网点所在的变电站用户接网设施相应的接网资产。年度接网费由折旧费、维护费、净资产回报和表计费等组成。接网费按《邮票法》收取，与输电量多少无关。接网费（针对电厂接入电网而言）是供电公司为回收专用输电线路的投资、运行维护费用，并获得合理的资产回报，所收取的费用称为接网费。过网费（针对人用户利用电网而言）是供电公司为回收主网架投资、运行维护费用，并获得合理的资产回报，所收取的费用称为过网费。接网费和过网费为固定费用。接网费（过网费）按《节点法》因以电厂（大用户）接网（过网）容量计费，则费率形式为元／（kW．h）或元／（kW．月）。接网费和过网费计费应考滤到提供备用容量和调峰、调频服务等因素。避免收费项目过多、过滥，不便操作。因此，接网费、过网费的制定应遵循以下基本原则：合理补偿成本，合理确定收益，依法计入税金，有利于优化电源点布局，促进效率的提高；公平对待各类用户，方法实用、操作简便。

综上所述，大用户直供，应采用“过网直供”方式，有利于大用户、电厂、电网运营安全；大用户直供输电电价应按自然形成（电厂发电成本加赢利）为益，加上合理的接网费、过网费及适当的税金调节。接网费和过网费是整个电价体系的有机组成部分。同样在一体化经营方式下，用户的销售电价也包括电网的投资费用和运行维护费，因此，引入接网费和过网费的收费制度后并没有增加用户的电费负担。市场催生了大用户直供，大用户直供拷问着现有体制。在政策、法律、法规滞后的情况厂，大用户直供在我国一些地方已经事实存在，广东、重庆、湖北等省已经出台大用户直供的相关文件，建议电监会尽快、尽早地稳妥推进直供试点工作。直供试点工作应立足于地方政府、发电企业、电网企业和大用户四方“多赢”，“多赢”是试点工作成功的关键。电厂接网费与大用户直供输电电价，涉及发电、输电、用电等各个环节，涉及地方政府、发电企业、电网企业、大用户等各个方面，涉及电力市场建设、市场主体准入、市场运行规则、市场监管等各项内容，涉及到发电企业上网电价、输电企业过网费、辅助服务费等价格方面问题，涉及到电网规划建设和运营安全方面问题，涉及到国家产业结构调整政策问题、资源优化配置问题和环境保护问题等等。直供试点工作决不是一件小事，必须经过国家电力监管委员会批准后，才能进行试点。一些基本的规则必须明确，如具备什么条件、遵循什么程序、采取什么方式、价格怎么确定、法规怎么衔接、电网安全可靠性怎么保证等等。国家应在试点工作的基础上，制定统一的规则，规则先行，不能盲目无序。