寧夏企業(yè)自備電廠管理問題研究及建議

羅英漢

（國網寧夏電力有限公司吳忠供電公司，寧夏 吳忠751100）

0 引言

寧夏富煤的資源稟賦和以高耗能企業(yè)為主的產業(yè)結構，以及寬松的自備電廠管理政策，使得寧夏區(qū)內企業(yè)建設自備電廠的熱情持續(xù)高漲，自備機組規(guī)模不斷擴大，同時也伴隨出現(xiàn)一些拒絕繳納各項費用，逃避承擔社會責任，造成社會不公的問題矛盾。而近年來，為更好地引導自備電廠健康有序發(fā)展，構建公平有序的電力市場環(huán)境，國家陸續(xù)出臺了一系列針對自備電廠的收費政策及管理要求。本文通過對寧夏企業(yè)自備電廠管理現(xiàn)狀及問題分析，結合現(xiàn)階段政策要求及環(huán)保壓力，提出加強自備電廠管理的對策建議。

1 自備電廠發(fā)展現(xiàn)狀

截止2017年底，寧夏區(qū)內已建成自備電廠59家，機組總數(shù)148臺，總裝機容量6 178.6 MW；在建自備電廠14家，機組總數(shù)24臺，總裝機容量1 483 MW；擬建自備電廠7家，機組總數(shù)11臺，總裝機容量298 MW。企業(yè)建設自備電廠的熱情不減，深層原因仍是電力市場不成熟，企業(yè)自發(fā)自用電量電價嚴重扭曲，造成自備電廠無序發(fā)展，寧夏各地市自備電廠情況統(tǒng)計見表1。

59家已建成自備電廠中，27家78臺發(fā)電機組運行，運行裝機容量5 418.7 MW（包括1臺9 MW調試機組），占總裝機容量的87.7%；14家26臺發(fā)電機組長期停運，裝機容量368.5 MW（包括4家14臺137 MW政府關停發(fā)電機組），占總裝機容量的5.96%；18家44臺發(fā)電機組暫時停運，裝機容量391.4 MW，占總裝機容量的6.33%。

從發(fā)電一次能源類別來看，燃煤發(fā)電機組（包括煤矸石發(fā)電）80臺，裝機容量5 218.7 MW，占總裝機容量的84.46%；余熱余壓余氣發(fā)電及燃氣發(fā)電機組68臺，裝機容量959.9 MW，占總裝機容量的15.54%（其中：燃氣發(fā)電9×0.2 MW）。各地市已建成自備電廠情況統(tǒng)計見表2。

表1 寧夏企業(yè)自備電廠建設情況

表2 已建成自備電廠運行及一次能源類別統(tǒng)計 單位：個

59家已建成自備電廠中，有政府批復文件且經電力公司同意并網的自備電廠有27家；有19家企業(yè)自備電廠雖然有政府批復，但無電力公司系統(tǒng)接入意見和調度許可，違規(guī)通過負荷側并網運行；另外還有13家企業(yè)自備電廠取得政府批復文件后孤網運行。

在交納系統(tǒng)備用費、政府性基金及附加方面，剔除長期停運的14家企業(yè)自備電廠，有20家企業(yè)可以按寧夏現(xiàn)行政策要求規(guī)范繳納，占比74.07%。

2 自備電廠發(fā)電成本抽樣分析

由于燃煤自備電廠占比較高，故選取5家具有代表性的企業(yè)燃煤自備電廠作為樣本進行成本分析。企業(yè)A、C、E并網運行，企業(yè)B、D為孤網運行，其發(fā)電成本構成及與公網供電到戶電價對比情況見表3。

燃煤自備電廠發(fā)電成本主要由固定成本、變動成本和財務費用三部分組成，固定成本包括材料費、修理費、工資、福利費、折舊費及其他費用；變動成本包括燃料費和水費；財務費用包括企業(yè)借款利息支出和辦理籌資業(yè)務的手續(xù)費用等[1]。經過計算，在足額繳納政府性基金及備容費的情況下，上述5家企業(yè)自備電廠其自發(fā)自用電價110 kV約為0.376 1～0.464元／kW·h、330 kV約為0.349元／kW·h。

表3 已建成自備電廠運行及一次能源類別統(tǒng)計

以上企業(yè)在公網供電并參與電力直接交易的情況下，110 kV其到戶用電價格約為0.396元／kW·h（110 kV高耗能行業(yè)大工業(yè)電度電價0.391元／kW·h，直購電降價約0.03元／kW·h，基本電費約0.035元／kW·h），330 kV約為0.361元／kW·h。經過比較可以看出：

1）在全額繳納政府性基金及備容費（此處還未考慮交叉補貼因素）的情況下，擁有150 MW及以上大容量燃煤自備機組的企業(yè)自發(fā)自用電價低于公網供電到戶電價，而擁有60 MW及以下小燃煤自備機組的企業(yè)自發(fā)自用電價高于公網供電到戶電價。

2）擁有自備機組企業(yè)不履行調峰等社會責任，發(fā)電利用小時數(shù)高，也是其用電成本低于公網供電企業(yè)的主要原因，也是造成自備電廠運行環(huán)境有失公平的核心因素。

3）擁有小燃煤自備電廠的企業(yè)，在國家環(huán)保政策不斷趨緊的情況下，排放標準不斷提標，企業(yè)還需加大環(huán)保改造資金投入，將導致其發(fā)電成本進一步上升，其自發(fā)自用電量電價應高于公網供電大用戶直購電的到戶電價。

自2017年以來，隨著環(huán)境治理力度的持續(xù)加強和電力體制改革的深入推進，國家淘汰煤電等落后過剩產能的步伐明顯加快、力度明顯加大。

1）費用收取方面。2007年以來，國家相繼出臺《關于加快關停小火電機組若干意見的通知》（國發(fā)〔2007〕2號）《關于規(guī)范電能交易價格管理等有關問題的通知》（發(fā)改價格〔2009〕2474號）等規(guī)定，要求所有企業(yè)自備電廠自發(fā)自用電量按規(guī)定交納備容費和政府性基金及附加。為推動資源綜合利用，2017年11月，國家發(fā)改委出臺《關于取消臨時接電費和明確自備電廠有關收費政策的通知》（發(fā)改辦價格〔2017〕1895號），明確對余熱、余壓、余氣自備電廠免收政策性交叉補貼和系統(tǒng)備用費。截止2018年9月底，全國已有吉林、山東兩省明確企業(yè)自備電廠交叉補貼征收標準，吉林征收標準為0.15元／kW·h，山東為0.101 6元／kW·h。

2）電力體制改革方面。本輪電改配套文件《關于加強和規(guī)范燃煤自備電廠監(jiān)督管理的指導意見》，從燃煤自備電廠管理規(guī)劃建設、運行管理、承擔社會責任、加強綜合利用、推進升級改造、參與市場交易和加強監(jiān)督管理等7個方面做出規(guī)范要求。

3）環(huán)保治理方面。2014年9月，出臺《關于印發(fā)〈煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014－2020年）〉》（發(fā)改能源〔2014〕093號），要求“對企業(yè)自備電廠火電機組，符合第八條淘汰條件的，企業(yè)應實施自主淘汰；供電煤耗高于同類型機組平均水平5 g／kW·h及以上的自備燃煤發(fā)電機組，應加快實施節(jié)能改造；未實現(xiàn)大氣污染物達標排放的自備燃煤機組要加快實施環(huán)保設施改造升級”。

4）煤電產業(yè)結構調整方面。2016年，國家出臺《關于進一步做好煤電行業(yè)淘汰落后產能工作的通知》（發(fā)改能源〔2016〕855號），明確對于小容量純凝煤電機組、煤耗不達標機組、環(huán)保不達標機組進行淘汰。2018年3月，國家發(fā)改委印發(fā)《燃煤自備電廠規(guī)范建設和運行專項治理方案（征求意見稿）》，重點明確嚴控新建自備電廠、清理違規(guī)自備電廠、限期完成環(huán)保及能耗達標改造、堅決淘汰落后產能等。

3 自備電廠管理方面存在的問題

隨著煤價持續(xù)上漲，燃煤機組的發(fā)電成本大幅上升[2]，寧夏區(qū)內燃煤自備機組規(guī)模小、效率低、單耗高、污染大等問題愈加凸顯，同時也暴露出自備電廠管理方面存在一些問題。

3.1 加劇節(jié)能減排壓力

寧夏區(qū)內燃煤自備機組單臺裝機絕大部分為60 MW及以下機型（合計61臺，占燃煤自備機組總臺數(shù)的80.26%），最小裝機僅為0.6萬kW，平均發(fā)電煤耗超過380 g／kW·h，高出公用火力發(fā)電機組60 g／kW·h以上；大部分機組脫硫脫硝未改造、運行不規(guī)范，環(huán)境污染嚴重；絕大部分機組年發(fā)電利用小時數(shù)一直保持在7 000 h上下，導致公用火力發(fā)電企業(yè)發(fā)電利用小時數(shù)卻在逐年下降（2015年、2016年分別為5 420 h、4 902 h，2017年預計4 800 h左右），形成了“高效低耗機組閑置、低效高耗機組大發(fā)”的不合理現(xiàn)象，造成公用輸配電設備大量閑置，浪費公共資源，極不利于自治區(qū)節(jié)能減排，并降低了自治區(qū)能源綜合利用效率。

3.2 減少國家和地方的財政收入

一些擁有自備電廠的企業(yè)逃避社會責任，拒不繳納政府性基金及備容費，給國家和地方政府專項資金收入造成損失，影響節(jié)能減排、產業(yè)結構調整的方針政策落實、城市公用設施建設投入、水利設施治理及電網建設等多方面國計民生建設。

3.3 制約新能源消納

截止2018年8月底，寧夏新能源總裝機已達到1 779.94萬kW（按規(guī)劃“十三五”末達到1 836萬kW），占總裝機容量的39.46%（按規(guī)劃“十三五”末占37.96%）。若自備電廠繼續(xù)盲目建設投運，將會嚴重擠占新能源發(fā)展空間，導致新能源無法正常消納，棄風、棄光在所難免，制約新能源持續(xù)健康發(fā)展。

3.4 不利于構建公平的電力市場

目前，寧夏建成在運自備電廠中，部分自備電廠在公用電網為其提供了調峰、備用等服務的前提下，無視國家相關規(guī)定，拒絕承擔社會責任，不合理降低發(fā)電成本，這使得公用發(fā)電企業(yè)及其他規(guī)范運行的自備電廠在市場競爭中處于劣勢，不利于構建公平的電力市場，不利于自治區(qū)電力體制改革的進一步推進。

3.5 違規(guī)并網威脅電網安全運行

從寧夏自備電廠建設、運行現(xiàn)狀來看，部分企業(yè)超越政府立項批復內容建設自備電廠，部分自備電廠在未取得國家核準、未辦理并網手續(xù)的情況下，私自發(fā)電，私自并網，不服從電網統(tǒng)一調度，給電力系統(tǒng)安全帶來風險隱患。同時，大部分小機組多為老舊機組，運行時間長，設備陳舊落后可靠性差，企業(yè)多當作動力車間管理，運行人員業(yè)務技能偏低，運行管理均存在較大安全隱患，間接威脅電網安全運行。

4 規(guī)范自備電廠管理建議

當前，國家在能源消費環(huán)節(jié)已明確提出減少化石能源使用，“去煤化”政策導向明顯，針對部分企業(yè)借電力體制改革之名，意圖依托自備電廠建設運營微電網的傾向也出臺了相關禁止或限制性政策，加之自治區(qū)節(jié)能減排壓力巨大，推動自備電廠規(guī)范管理逐步迎來良好機遇。為此，按照“能不批則不批、能緩建則緩建、能少發(fā)則少發(fā)、嚴禁轉供電”的思路，對規(guī)范自備電廠管理提出如下建議。

4.1 盡快修訂完善自備電廠管理辦法

寧夏原有自備電廠管理相關政策已不能適應現(xiàn)實需要，導致自備電廠規(guī)范管理缺乏必要的政策支撐，各項工作推動困難。建議寧夏政府借國家出臺《燃煤自備電廠規(guī)范建設和運行專項治理方案》之機，盡快修訂完善《自備電廠管理辦法》，在規(guī)定中明確自備電廠管理職責，準確合法界定余熱、余氣、余壓等資源綜合利用電廠，統(tǒng)一管理標準，支撐政府相關部門及電網公司開展自備電廠管理工作。

4.2 強制關停小燃煤自備機組

建議自治區(qū)政府借助國家推進供給側結構性改革，防范化解煤電產能過剩風險的有利時機，以中央第八環(huán)境保護督察組要求淘汰關停小火電機組為契機，加大6萬kW及以下小燃煤自備機組淘汰關停力度，堅決清理整頓未批先建、批建不符等違規(guī)自備機組，堅決不允許新建純燃煤自備機組，將發(fā)電空間讓給更高效、更環(huán)保的公用大型火力發(fā)電企業(yè)和新能源發(fā)電企業(yè)，提升邊際效益，使其有能力進一步降低直接交易電價，普惠區(qū)內更多的電力用戶。

4.3 加強自備電廠并網運行管理及收費等監(jiān)管力度

政府相關部門按照修訂后《自備電廠管理辦法》要求，加大對自備電廠并網、收費政策執(zhí)行等監(jiān)督檢查力度，確保備容費及政府性基金等足額征收；盡快研究并出臺寧夏關于政策性交叉補貼的征收標準，對存在問題拒不整改、拒絕規(guī)范繳納費用、拒不履行社會責任等問題企業(yè)，全部納入征信體系，予以懲戒[3]；督導自備電廠安裝完善調度自動化監(jiān)控設備，按照公用電廠同等標準管理，合理組織設備檢修和機組啟停，按照“兩個細則”要求，履行電網調峰、調頻、調壓等職責。

4.4 推動新能源替代小燃煤自備電廠發(fā)電

推動擁有自備電廠的企業(yè)成為合格市場主體，上交易平臺進行交易，對于自發(fā)自用電量以外的多余電量進行市場化交易。撮合新能源、高效大型公用火力發(fā)電機組替代小燃煤自備機組發(fā)電，少發(fā)甚至關停自備機組，增加購網電量消耗，進一步促進新能源、大型火電機組多發(fā)滿發(fā)，高效利用。

5 結束語

加強自備電廠管理，實現(xiàn)自備電廠健康有序發(fā)展，對推進社會公平負擔，營造良好的電改環(huán)境，具有重要意義。通過分析寧夏現(xiàn)階段自備電廠管理中存在的問題，提出規(guī)范運行和加強監(jiān)管的措施建議，實現(xiàn)維護公平電力市場秩序的目的。