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近年来,输配电价改革进入实质性阶段,国家先后出台的《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》和《输配电定价成本监审办法(试行)》,给电网企业管理经营带来了巨大的冲击。
一、输配电价改革内容
1. 国内输配电价定价模型
中央9号文件明确价格机制是市场机制的核心,输配电价又是理顺电价形成机制的重点内容,也是分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成的前提,输配电价的合理定价将为电力市场良性成长奠定基础。
输配电价基本定价模型为:
不含增值税准许收入=准许成本(含折旧费和运行维护费)+准许收益(有效资产 × 加权平均资本成本)+税金
2. 输配电价成本监管
输配电定价成本由折旧费和运行维护费两部分构成。
折旧费指与输配电服务相关的固定资产按一定的折旧率计提的费用。
运行维护费指电网企业为维持各级电网正常运行所发生的各项费用,又具体包括人工费、材料费、修理费和其他费用。
二、电网企业资产全寿命周期成本管理现状
国内电网企业构建了由时间维和逻辑维(即管理阶段维和管理要素维)的资产全寿命周期二维管理体系。该体系将管理阶段维(X轴)分为规划设计、采购建设、运行检修、技改报废四个阶段,将管理要素维(Y轴)分为管理策略、工作流程、评估考核、保障机制四个方面,以实现全寿命周期的整体最优为管理目标,把规划、可研、初步设计、招标采购、建设、运行维护和技改报废等资产全寿命周期的各个阶段,与各管理要素融合在一起,形成规范化、标准化的管理模式,着力建立较为完善的资产成本管理体系,实现对电网资产的精益化控制。
三、电网企业资产全寿命周期成本管理出现的新问题
1. 电网规划与监管要求不匹配
电网企业电网投资规划周期与输配电价监管周期不匹配。电网规划以五年为周期,大于三年的监管周期,一旦一个监管周期结束,如果监管意见要求调整电网规划整体方案或更改电网规划基本原则,由于电网规划与地方战略发展规划相配套,必将给地方经济建设和长远规划带来不利影响。
电网企业电网投资规划内容广度及深度不能适应有效资产认定要求。按照监管要求,未履行政府部门认定程序的小型基建、生产技改、零购、营销资本性投入、信息化资本性投入的项目存在不能被却认为有效资产的风险。
2. 运营维护实际成本与准许成本不匹配
电网企业运营维护实际成本与准许成本难以匹配,主要有两个方面的差异:
一方面,电网企业运营维护费地区间差异较大,部分单位的标准成本尚未得到充分满足。经测算,现行运维费率高于定价的有17个省(市)自治区,低于定价的有9个省(市)自治区;现行折旧费高于定价的有24个省(市)自治区,低于定价的有2个省(市)自治区。以历史存量为基础核定运维费标准,存在固化历史格局问题,部分单位供电质量低的问题将延续下去。
另一方面,电网企业通过加强运营维护控制,运营成本低于准许成本的部分,如果在下一个监管周期核价时在用户和电网企业之间进行分享,不利于电网企业效益持续提升。
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自2015年3月《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)(以下简称“电改9号文”)发布以来,我国电力体制改革已走过十载峥嵘岁月。这份被誉为“新电改”纲领的文件,系统提出了“全面实施国家能源战略,加快构建有效竞争的市场结构和市场体系,形成主要由市场决定能源价格的机制”
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当前,面对全球应对气候变化的紧迫性日益增强,以及各国政府对低碳经济的承诺,电力市场与电碳协同的议题变得尤为重要。本研究旨在深入理解电力市场机制如何通过与碳排放权交易的有效结合,以实现电力系统经济性与环保目标的双重提升。在这样的背景下,探讨电力市场与电碳协同的理论基础,构建电力系统
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