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佛山市广诚电气安装有限公司

关于我们

        公司经营范围:承装(修、试)电力设施(承装类五级、承修类五级、承试类五级);城市及道路照明工程专业承包叁级;电力工程施工总承包叁级;机电工程施工总承包叁级;建筑工程施工总承包叁级;消防设施工程专业承包贰级;防水防腐保温工程专业承包贰级;输变电工程专业承包叁级;建筑装修装饰工程专业承包贰级;钢结构工程专业承包叁级;环保工程专业承包叁级;施工劳务不分等级;管道工程建筑;园林绿化工程施工;绿化管理;建材批发;电力安装技术咨询。

        佛山市广诚电气安装有限公司是经佛山市工商行政管理局核准注册,具有独立法人资格的有限责任公司,注册资金为贰仟万元人民币,成立于二〇一四年四月二十八日。

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公司秉承“诚实、守信”的经营理念,愿竭诚为新老客户提供优质的产品与服务,并致力于中国电力事业的繁荣与发展。

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新电改方案通过 业内称不要对其抱太大希望
2019-01-19 13:53:00
中国能源行业今年最大的悬念——“新版电力体制改革方案”终于揭晓。  ?自从6月13日国家主席习近平在中央财经领导小组会议上要求在今年年底前拿出新电改方案之后,该方案即成为业内焦点。而国家发改委也在新年到来前如期交卷。  ?昨日(12月24日),国务院总理李克强主持召开今年第39次常务会议,根据新华社的通稿,此次会议主要讨论了“加大金融企业走出去”、“进一步盘活财政存量资金”以及“保障和改善残疾人民生的措施”等议题,新华社通稿最后称“会议还研究了其他事项”。  ?据《财经》记者多方求证得知,本次会议讨论的“其他事项”中,重头戏即为“新电改”方案——该方案获常务会议原则性通过,将择机向社会发布。  ?接近决策层的人士对《财经》记者表示,新电改方案“并无太大新意”,将不会对电网企业进行横向拆分,但明确了电网企业的公共服务属性、改变了电网“吃差价”的盈利模式,最大的亮点在于网售分开,培育多种售电主体。  ?此前多家媒体报道,新电改方案重点是“四放开、一独立、一加强”,即输配以外的经营性电价放开、售电业务放开、增量配电业务放开,公益性和调节性以外的发供电计划放开,交易平台独立,加强规划。多位业内人士向《财经》记者确认,以上内容出现在了新电改方案中。 ? 不过,这份改革方案可能会令大多数主张电力市场化改革的人士失望。有接近决策的人士称,“不要对新电改抱有太大希望,虽然有新东西,但整体而言没有让人眼前一亮的东西,却有让人眼前一黑的东西”。 ? 据《财经》记者了解,售电业务放开,增量配电业务放开,鼓励民营资本进入等市场化方向的改革内容虽然不出意料被写入方案,但“都是原则性的表述,没有具体的操作方案”。  ?国家主席习近平在今年六月曾指出目前的电力体制“调度和输配电合二为一,既当裁判员,又当运动员,是政企不分的典型体现”。但据《财经》记者了解,新电改方案中没有“调度独立”的内容。  ?此外,业内曾预期,新电改方案将与“深圳电改试点”的模式保持一致,但据了解,新电改方案与深圳模式相距甚远。http://d4.sina.com.cn/pfpghc/abf5c12f6720496088c4435958710004.jpg  ?将于2015年1月1日正式推行试点的深圳电改模式,意在通过国际通行的准许收入模式,确定独立的输配电价,进而在发电侧和销售侧实现电价市场化,电网企业则按照政府核定的输配电价收取过网费。 ? 新一轮电力体制改革从2013年起已预热多时,今年6月习近平针对电改的表态使得新电改全面加速,在那次会议上,习要求发改委在今年年底前拿出方案。  ?上一轮电力体制改革发端于2002年,以国务院“五号文”为纲领,确定了“厂网分开,输配分离、主辅分离,竞价上网”等四大目标,将原国家电力公司拆分为五大发电集团和两大电网公司,但此后改革逡巡不前,除“厂网分开”基本实现之外,其他三大目标全部踏空。此后十年,煤电矛盾激烈,新能源发展受阻,电力行业几乎所有的矛盾都最终指向体制性问题。  2013年新一届政府组成之后,重启电改呼声再起,此间各利益方博弈多日,至今日新电改方案终尘埃落定。但与上一轮改革相比,新电改趋于保守和温和,改革力度远逊于“五号文”,改革能否实现成效,依然有待观察。

工程案例

 

ENGINEERING CASE

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中国能源行业今年最大的悬念——“新版电力体制改革方案”终于揭晓。  ?自从6月13日国家主席习近平在中央财经领导小组会议上要求在今年年底前拿出新电改方案之后,该方案即成为业内焦点。而国家发改委也在新年到来前如期交卷。  ?昨日(12月24日),国务院总理李克强主持召开今年第39次常务会议,根据新华社的通稿,此次会议主要讨论了“加大金融企业走出去”、“进一步盘活财政存量资金”以及“保障和改善残疾人民生的措施”等议题,新华社通稿最后称“会议还研究了其他事项”。  ?据《财经》记者多方求证得知,本次会议讨论的“其他事项”中,重头戏即为“新电改”方案——该方案获常务会议原则性通过,将择机向社会发布。  ?接近决策层的人士对《财经》记者表示,新电改方案“并无太大新意”,将不会对电网企业进行横向拆分,但明确了电网企业的公共服务属性、改变了电网“吃差价”的盈利模式,最大的亮点在于网售分开,培育多种售电主体。  ?此前多家媒体报道,新电改方案重点是“四放开、一独立、一加强”,即输配以外的经营性电价放开、售电业务放开、增量配电业务放开,公益性和调节性以外的发供电计划放开,交易平台独立,加强规划。多位业内人士向《财经》记者确认,以上内容出现在了新电改方案中。 ? 不过,这份改革方案可能会令大多数主张电力市场化改革的人士失望。有接近决策的人士称,“不要对新电改抱有太大希望,虽然有新东西,但整体而言没有让人眼前一亮的东西,却有让人眼前一黑的东西”。 ? 据《财经》记者了解,售电业务放开,增量配电业务放开,鼓励民营资本进入等市场化方向的改革内容虽然不出意料被写入方案,但“都是原则性的表述,没有具体的操作方案”。  ?国家主席习近平在今年六月曾指出目前的电力体制“调度和输配电合二为一,既当裁判员,又当运动员,是政企不分的典型体现”。但据《财经》记者了解,新电改方案中没有“调度独立”的内容。  ?此外,业内曾预期,新电改方案将与“深圳电改试点”的模式保持一致,但据了解,新电改方案与深圳模式相距甚远。http://d4.sina.com.cn/pfpghc/abf5c12f6720496088c4435958710004.jpg  ?将于2015年1月1日正式推行试点的深圳电改模式,意在通过国际通行的准许收入模式,确定独立的输配电价,进而在发电侧和销售侧实现电价市场化,电网企业则按照政府核定的输配电价收取过网费。 ? 新一轮电力体制改革从2013年起已预热多时,今年6月习近平针对电改的表态使得新电改全面加速,在那次会议上,习要求发改委在今年年底前拿出方案。  ?上一轮电力体制改革发端于2002年,以国务院“五号文”为纲领,确定了“厂网分开,输配分离、主辅分离,竞价上网”等四大目标,将原国家电力公司拆分为五大发电集团和两大电网公司,但此后改革逡巡不前,除“厂网分开”基本实现之外,其他三大目标全部踏空。此后十年,煤电矛盾激烈,新能源发展受阻,电力行业几乎所有的矛盾都最终指向体制性问题。  2013年新一届政府组成之后,重启电改呼声再起,此间各利益方博弈多日,至今日新电改方案终尘埃落定。但与上一轮改革相比,新电改趋于保守和温和,改革力度远逊于“五号文”,改革能否实现成效,依然有待观察。
新电改方案通过 业内称不要对其抱太大希望

2019-01-19 13:53:00

如果改革不触及输配分离,那么不仅成本依然难以厘清,电价也有上涨风险,更无力为电力市场长期困境解套,改革也就有中道夭折的风险。  文|张树伟(卓尔德环境研究与咨询中心)  秦旭映(清华大学核能与新能源技术研究院)  ?有非正式的消息表明,我国的电力改革草案将以“放开两头,监管中间”为基本的模式,并且政府不再制定发电计划。这一不算完整的信息如果属实,那将意味着我国的电力改革基本延续“增量”改革的思路。但是,不幸的是,在当前的环境下,这一改革方案的力度是远远不够的,并且没有体现改革的重点——输配环节,还蕴藏着不小的电价上涨风险。本文将就此进行一些初步的探讨。  ?关于我国改革的几个特点与逻辑  ?改革无疑涉及利益调整,任何的改革都有赢家与输家,但是利益调整、零和游戏显然不是电力改革的全部,否则改革就应该叫做“你死我活的斗争”了。我国的改革,还有(或者需要有)以下几个特点:  ?我国改革的起点已经不低。纵观过去20年的电力改革历史,发达国家的主要动力在于经济效率、竞争与自由选择,最近还可能需要加上智能电网与可再生能源发展。而东欧转型国家、南美国家更多地通过电力改革,出售国有资产与私有化,解决外债与财政问题,并开放市场,从而具备加入一些国家集团(比如欧盟、经合组织)的资格。我国的改革没有其他发展中国家的问题(比如总体投资不足、国家财政吃紧等。当然,值得指出的是,笔者认为,这是上一轮改革与我国的整体经济与行政管理体制的红利,而不是其他因素,特别不是垄断因素的贡献),也不会进行“休克疗法”式的改革,其目标将与发达国家的目标接近。这是一个很高的起点。  ?改革是“做大蛋糕”的效率改革。效率损失突出地存在于不合理的行政管制电价体系当中,特别是远距离输电的定价体系。在当前体系当中,四川水电大发的情况下,本地甚至出现过用电紧张,却要长距离、耗费高成本运到千里之外,这在市场化的电价体系内是无法想象的。更有甚者,“外送电价不高于本地上网电价”居然成为外送电的原则,这是显著的“缩小蛋糕”造成效率损失的做法。在起作用的电力市场条件下,本地的用户由于可以节约输电成本,无疑相比远端用户的竞争力更强,电力只有充分满足本地需要的基础上,才有外送的动力。  ?事实上,唯有“做大蛋糕”,即使出现“输家”,系统才有新的额外的剩余去补偿输家。这应该是我国改革的动力之一。  ?改革是能力建设。改革是复杂的、细节导向的。无论是趸售、零售电力市场设计,交易、调度与输电体系的分割与协作,从管制体系到放松管制体系的过渡,市场化主体产权、核算的变更,监管体系的设计与方式等,都需要从理论指导到具体实施的能力与领导力。  ?美国麻省理工学院资深电力管制与产业组织教授乔斯科(Joskow)在回顾世界各国改革20年的文章中写道“我们必须认识到,一个良好运转的竞争性电力趸售与零售市场的建立,无论在技术上还是政治上,都是极具挑战的”,说的就是这一点。  ?具体到我国,之前有东北、华东电力改革试点及其停止的解读,现有碳交易市场建设的摸索,其中能源建设内容涉及方方面面,有些至今仍在寻找解决方案,需要各方面的专业人员的参与与贡献。  ?改革必须降低电价。理论上,促进竞争的改革可以做到电力价格的明显下降,取得改革的红利,这也为智利、英国等国的改革所证明。但是操作不好,也可能完全是另外一个景象,比如俄罗斯。这是对改革顺序的非常高的要求。  ?要评估改革的影响,有必要假设如果没有改革,电力系统与行业会如何发展,电价将如何变化。但是如此的“反事实(counter-factual)”的基准线在现实中是观测不到的。判断改革引发的电价变化,首先需要把那些非改革因素的变化,比如燃料价格、补贴变化、电价结构变化固定住。将现实中电价的涨跌全部归于“改革”单一因素,是一个简单的逻辑错误。  ?如果现有的体系完全不动(如同一些学者建议的那样),那么增加售电主体必然意味着增加交易成本,价格不动(不涨)是很难的。如果行政硬要限价,那反而跟改革的目的背道而驰,又退回到了改革之前的状态。  ?电力改革,如果操作过程中,由于改革的确造成了“电价”的上涨,那笔者悲观地认为,改革注定要失败。因为“改革就是涨价”的刻舟求剑、缺乏逻辑的说法在民众意识中根深蒂固,也为反改革者提供了口实。所以,改革要有吸引力,必须不能引发电价的上涨。  ?改革需要足够的政治意愿。我国的电力改革,起点不低,未来的改革还充满不确定性,需要很高的能力,还不能引发电价的上涨。这颇有点“费力不讨好”的意思。事实上,在我国,特别是电力行业从业者当中,“保证安全,不出事”是基本的电力运行目标,笔者对此非常赞同。  ?但是将“保证安全”作为电力改革的目标,甚至将“改革”与安全对立起来,貌似政治正确,实则缺乏有效信息含量与必要论证。的确,电力改革如果造成了安全问题,那是得不偿失的,但是这只是个约束。电力改革也并不会必然损害安全。将保证安全定位为目标,那的确不需要什么改革了,甚至还可以退回到计划大一统时期(拉闸限电基本可以解决所有问题)。作为世界第一大经济体(基于购买力评价基础)的我国,应该有更高的追求。  ?但是无疑,现实可能出现的各种问题(比如改革力度不够、改革衍生与配套措施不足、利益集团误导、能力不足等)会给决策者巨大的压力。阿根廷、东欧部分国家的电力改革暴露出很多电力供应可靠性问题,俄罗斯目前已经基本退回到改革之前的状态,美国的部分州也走了回头路(事实判断,不涉及“好”还是“坏”的价值判断)。  ?上述提及的乔斯科教授在提示改革的挑战之后接着说,这些问题的存在,并不意味着构建电力趸售、零售市场以及电力放松管制、重组改革的建议是错误的。只有经过改革,一些重要的效率、监管、运行的问题才能得以透明化,以便政府监管者与民众更好的理解,并寻找相应的对策与解决方案(理论上都已经存在)。根本的问题是,政府能否在互斥性的方案中做出合理选择,并有抵制利益集团压力的足够的政治意愿,实施改革。  ?我国输配领域存在较多的“剩余”  ?为何说我国的输配环节应该是改革的重点,这根源于这部分效率的提升空间最大。这可以从中美电价的结构比较的实证看出来。  ?中美两个大国内部的价格差异都比较大,美国的电价随着燃料价格、需求变化的波动非常剧烈。但是总体上,美国与中国的批发电价是非常接近的,大致都在0.3-0.5元/kWh之间(东部高、西部低),而在某些时段,美国的价格可能下降到更低的水平。  ?但是在零售端,双方的电价水平拉开了巨大的差异。美国的工业电价2013-2014年维持在6-7美分/kWh左右的水平,与批发电价的差异非常小。这表明了其电价结构中,输配成本、各项税费都非常少。这也比较符合电力的成本变化,工业大用户电压等级高,用电量大,所需的传输成本有限。输配成本主要发生在配网侧的居民与商业用户,其高价格也反映了这一点,电价水平比工业用户高出接近一倍。  ??而我国的工商业电价基本在0.6-1元的水平,相比美国,其价格水平高出55%-70%,甚至更多。这源于更高的税负水平(17%的增值税),各种附加(基金)、交叉补贴以及输配加价。从用电结构而言,美国的居民商业用户用电量占到了总用电量的75%,工业用电只占25%左右。而我国正好反过来,工业用电占75%,而居民商业各占10%与15%左右的份额。  ?我国工商业终端电价比批发价高出了如此之多,笔者尝试对高的因素进行分解。考虑到工商业对居民农业的交叉补贴(用占总量85%的电力去补15%的电量部分,也就是工业提高1分钱,就可以给居民提供5.5分的补贴),这部分大概可以解释20-25%的电价差异,加上17%的税收,以及5%左右的各种附加,总体上可以解释大致45%-50%的电力加价。  ?但是,仍旧有归属于输配环节的10%-25%的差异是无法解释的。笔者无意将这部分全部归结于输配租金(经济利润)方面的差距。一方面,中国的输配成本有一些增加的因素,比如人口布局更加分化,电力供应的成本较高;电网年代新,投资成本更大。但是同时,也有很多因素中国是应该低于美国的,比如输电设施计划经济时期多为财政直接投资,不属于商业项目,而电网年代新,其输电损失成本也可以更小,国产化制造与人工等成本也比美国低很多。  ?如果以“降本增效”作为价值标准,那么以上实证判断的含义就是:垄断下的“输配”环节应是改革的重点。当然,以上仅是估算,在目前可得的数据条件下,也只能这么做。这也从一个侧面反映了中国的电力改革,特别是输配端的改革是多么有必要。输配环节内部与售电环节之间所有权或者核算的分割,是成本透明性的必要前提,它可以帮助解释为什么中国的输配成本是如此之水平,以及未来可以通过何种途径提高效率,降低成本。  ?但是,从目前的非正式消息来看,输配环节的改革,即使是最小方式的财务核算分开,都没有体现在电力改革方案中。这样的话,所谓的“监管中间”如何监管,跟现在有何区别就是一个大大的问号。  ?省为实体的电网改革仍具有可行性  ?拆分为省对改革能力的要求可控。这一点应该是显而易见的。相对于输配分开,输电、交易、调度等体系物理或者核算分割与彼此协作,拆分为省网,将原有职能基本固定,逐渐网运分开,明确输配电成本,积累经验以及进一步的改革,是相对容易操作的。即使出现了一些问题,问题的范围也能控制在省级范围之内,也可以先做一些特别的试点,改革的顺序相对灵活。  ?省网独立不会造成资源优化配置壁垒。理论上,资源优化配置的动力来自于地区间的成本特性差异,这与企业是否大统一没有关系。上世纪的最后几年,中国整体经济形势低迷,能源与电力消费甚至出现负增长,这种情况下,二滩站与三峡水电的电力消化成了大问题,发电能力闲置严重,大一统并不能充分保证资源优化配置。目前,国网与南网间的电力交换的存在,也说明大一统对保证资源优化配置并不必要。关键是交易或者贸易的动力是否存在,大一统的电网模式,既不充分,也不必要。  ?更进一步,由于电力传输高损耗的特点,过长距离的输电(比如超过1500公里)在多数情况下都不会是资源优化配置的方向。过去发生的水电消纳困难,到底是行政不当干预资源优化配置问题(不买便宜的,只买本地子公司的),还是长距离输电缺乏经济吸引力,并不显然。其原因是复杂的,一些先入为主的看法(比如省为实体限制了清洁能源消纳,所以就扩大实体的地理覆盖范围。演化到现在,西电东送朝向了另一个极端方向,成为了政治任务),更多的是基于那个时期的产业环境而来,可能对目前的改革并没有确切的含义。这需要细致的实证分析。 ? 事实上,这一点在2005年初,《电网建设》刊发吴敬儒先生的《我国特高压交流输电发展前景》一文就提及了这种输电的动态变化。其称“国内外的实践表明,大型水电站在建设初期主要向远处负荷中心地区供电,随着附近及输电线路经过的中间地区的用电增加,远距离送电量日益减少,向附近及中间地区的供电量逐渐增加”。这种动态变化意味着,交流输电方式(可以有中间落点),基于远端市场的需求来论证特高压的必要性是站不住脚的,因为经济的发展会使得远距离落地越来越缺乏竞争力。而直流属于点对点的能源输送,高投资与高损耗(相比其他交通方式,比如输煤与输气)是其基本的技术特点。在超导技术没有重大突破的背景下,其长距离输送电力的损耗与投资形成的成本,竞争力无法与本地发展电源可比将是最可能的情况。即使时间次序上,先有长距离输电,那么其形成的电价水平也将刺激本地低成本机组的建设,从而在竞争格局中无法获得市场份额。  ?“无电可输”,似乎是长距离输电长期动态发展的宿命。如果以政府行政命令的方式强制外送远端目标,那意味着整体的效率损失。这种损失,必然体现在发电、输电或者用电的一方或者几方的收益上(从我国水电的外送看,人为压低水电价格,并时有限制本地竞争性使用,主要是在挤压发电方与本地用电用户)。  ?省网有利于有效监管。拆分为省级电网,的确在省内,其仍旧是垄断经营的,直接的竞争短期不会有。但是同业对标形成的间接竞争是存在的,并且随着大用户直购电、输电网络无差别开放的推行,省级公司的市场力量与游说能力会有效削弱。理清电网输配电的成本是核定输配电价,构建“多买多
电力改革:要厘清成本注意电价上涨风险
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