发电企业“抢局”售电市场 它们的真实意图是什么?

 

 

 

　　“降价潮”强势来袭，新电改重塑发电企业

 

　　针对新电改系列文件以及最新进展，我们要结合发电行业目前阶段性特征及未来市场变化，深度剖析新电改对发电侧的影响。

 

　　(一)新电改对发电侧影响的基本判断

 

　　总影响：

 

　　新电改突出开放多元的“民主革命”和电力市场化改革，通过发电则、售电侧的放开，让电力行业从半封闭走向更开放，从集中单一走向分散多元，让社会资本、电力用户拥有参与权、选择权，利好社会，但对发电企业实质是“双刃剑”：做好是机遇，挑战是常态，比拼的是市场竞争力，将重塑发电企业，对经营理念、安全管理、发展空间、商业模式、客户服务等产生重大而又深刻的影响。

 

　　机遇：

 

　　今后发电企业除了投资运营电厂外，还可以进入售电侧、新增配电领域、跨省跨区域输电项目，全产业链经营，发展空间更大，配售电业务将成为新的产业板块与效益增长点。分布式能源、新能源、微电网发展更有配套激励措施保障。风电、光电、生物质能发电，电网调频调峰电量，热电联产“以热定电”电量;跨省跨区送受电量中的国家计划、地方政府协议电量，水电、核电、余热余压余气发电，超低排放燃煤机组等“六类电”拥有一、二类优先发电权。对技术经济指标处于区域电力市场平均先进水平或短缺区域的发电企业，将会抢得商机。

 

　　挑战：

 

　　目前，我国电力市场普遍过剩，地方政府为稳增长主动参与电改的积极性高，今后电力市场竞争将更加充分、直接、激烈，发电企业“打折让利”成新常态，“降价潮”将席卷全国;电价机制仍双轨运行，只保留少量政府定价电量，直接交易、市场化定价电量比重大幅度增加，电价信号变得敏感，电力需求侧反映将会变得积极;逐步取消电价交叉补贴，电价结构更趋合理，但电价水平将明显下降;突破计划电量、政府定价的传统模式，影响发电企业盈亏的因素更加复杂多变，不确定性大幅度增加;面对市场竞争与广大用户，发电人将告别单纯发电时代，将进入横向多源互补、纵向源-网-荷-储-用协调的能源互联网时代，工作更富挑战与激情。

 

　　未来影响：

 

　　从长远看，随着电力装机刚性增长与电力需求迅速下降矛盾的日益尖锐，电力市场化竞争将进一步加剧，发电行业未来有可能出现盈亏分化，优胜劣汰，兼并重组，发电企业从目前的“同甘共苦”到未来的“贫富分化”，从“一群肉猪”分化为“大象蚂蚁”，实现电力产业的“转型升级”和电力市场的“变革再平衡”。

 

　　(二)分项改革对发电企业的具体影响

 

　　电价改革的内容及影响

 

　　电价改革位列新电改七大重点任务之首。针对目前电价存在的问题，输配电价将按“准许成本+合理收益”分电压等级单独核定;发电价格大部分市场交易电量通过自愿协商、市场竞价确定;政府定价只针对居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电，以及没有参与市场交易的发电量，并配套改革电价交叉补贴，实现“交易公平，价格合理”。因此，“形成与市场要求相适应的电价机制”，构建“多买多卖”的电力市场体系，这看似简单、平常，实质对电力企业、工商用户、经济发展将带来全新而又深刻的影响。

 

　　——单独核定输配电价改革的影响。

 

　　在深圳、蒙西试点的基础上，2015年又新增了安徽、湖北、宁夏、云南、贵州等省(区)试点。通过核定电网企业准许收入和独立输配电价，建立电价平衡帐户，从制度设计上改变了电网企业盈利模式，由“赚价差”改收“过网费”，一方面保障了电网企业稳定的收益和投融资能力，另一方面国家又加强对电网资产、成本费用的直接监管力度，剔除不合理的开支。同时，有利于维护发电企业的正当权益，促进直接交易。从先行试点的情况观察，深圳电网未来三年输配电价每千瓦时比原来核减了1.23分;蒙西电网核减了不合理输配电成本25.79亿元，大工业用电目录电价下降2.65分/千瓦时。这直接减少了电网收益，需要电网管好有效资产，加强成本监控来弥补，但并没有让渡给发电侧，得益的是下游的电力用户。

 

　　因此，输配电价核定高低、对核减部分的分配倾向，将直接关系到发电侧、电网侧、需求侧的利润空间。

 

　　—— 改革电价交叉补贴的影响。

 

　　长期以来，我国电价交叉补贴严重，工商业电价偏高，居民电价过低。如工业电价(KW?h/元)，韩国为0.41，美国0.43，我国平时段为0.725。这与国外居民与工业用户的比价形成很大的反差，英国为2.2：1，美国为1.78:1，法国为2.02:1，日本为1.36:1。逐步配套解决交叉补贴，有利于优化电价结构，减轻工商用户负担。能否影响发电企业利益，主要取决于财政补贴介入力度，以及居民电价政策未来的取向。值得肯定的是，只要降低工商业用户的电价，最终受损的主要还是发电企业。

 

　　——新电改框架下，电价总体水平的影响。

 

　　根据新电改的价改措施，近期电力行业的政策市场环境，以及影响电价的基本要素，未来三五年内，既有电价上涨的动因，更有下跌的机率，除了区域性、结构性、时段性的电价波动外，对冲互抵后，我国总体电价水平将会“明显下降”，工商业用户尤其是高载能企业将会分享改革红利，但对电力企业将带来经营压力。

 

　　开展直接交易、缩减发用电计划、建设电力市场的内容及影响有序放开发电用计划、竞争性环节电价，引导市场主体开展多方直接交易，赋予发电企业、售电主体和用户自主选择权，建立现货市场与中长期市场，区域和省(区、市)电力市场，以及辅助服务交易机制、跨省跨区电力交易机制。采用分散、集中两种市场模式。条件成熟时，探索开展容量市场、电力期货和衍生品等交易。逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的电力市场体系。

 

　　上述电力市场化改革的具体举措，对发电企业带来了深远的影响。

 

　　目前，由于电力市场普遍过剩，工商业用户期望电价下降，提高市场直接交易份额，无论是协商定价，还是市场竞价，发电企业“打折让利”不可避免，在一些“先行先试”省区和西南电力严重过剩区域表现得更加明显。

 

　　例如，作为电改综合试点省份和水电外送基地的云南省，弃水电量今年将超过300亿千瓦时。随着新电改的试水，出现了“竞向压价、以价换量”的恶性竞争局面。据省工信委统计，全省1季度采用集中撮合交易、发电权交易、挂牌交易、直接交易等4种模式，市场交易电量达到49.51亿千瓦时，电价因竞价平均每千瓦时下降0.11元，电厂减收让利、相应减少工业企业电费5.44亿元，上半年超过10亿元。再如，贵州省今年2月组建电力交易中心，开展了年度直接交易、集中竞价和挂牌交易。目前已有14家发电企业和425家用户参与，涵盖有色、化工、冶金、建材、煤炭等行业，签约电量达到263.7亿千瓦时，占省内售电量的31%，比例居全国首位。截至10月31日，全省交易电量累计完成142.42亿千瓦时，交易均价比目录电价每千瓦时降低5.48分。北方的蒙西电网，早在2010年5月就开始探索电力多边交易市场，形成了“三方参与、双向竞争;增量市场、适度竞争;价差传导、模式开放”的市场特点，累计完成交易电量1199.93亿千瓦时，参与火电企业36户，冶金、化工等用电企业258个。交易价差为0.1 -5.6分/千瓦时，平均2分/千瓦时。其中，2015年1-8月价差为2.73分/千瓦时。云贵、蒙西虽有一定的示范效应，但最具代表性、也最能反映新电改进程的莫过于某全国性发电集团对市场电量、电价的统计：2015年1-8月该集团市场电量339亿千瓦时，占全部发电量的11.3%，平均电价每千瓦时0.30元，比批复电价降低0.11元。

 

　　可以预见，随着新电改的不断深入和市场化竞价的推广，现有的水火电标杆电价、计划电量体系将会出现根本性改变，受电力供需过剩及通道受阻加重影响，“降价潮”将席卷全国，发电企业的经营形势会日益严峻。

 

　　售电侧改革的内容及影响

 

　　“稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务”是本次电改的最大亮点。我国售电公司借鉴国际经验，设立门槛最核心的是两条：

 

　　一是资产要求。资产在2千万元至1亿元的，年售电量不超过6至30亿千瓦时;在1亿元至2亿元的，年售电量不超过30至60亿千瓦时;在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。拥有配电网的售电公司其注册资本不低于其总资产的20%。

 

　　二是拥有与申请的售电业务相适应的设备、经营场所以及专职专业人员，拥有配电网经营权的售电公司应取得电力业务许可证(供电类)。售电公司分为三种：电网企业的售电公司;社会资本投资、拥有配电网运营权的售电公司;独立的售电公司。

 

　　允许发电企业投资售电公司是重大机遇，有可能成为一个新的利润增长点。因为发电企业进入售电领域，有利于发售一体，产销对接，延伸产业链，拓展经营发展空间，形成综合能源供应和服务企业;有利于优化资源配置，让大型火电或低成本水电机组多发电，提高综合效益;有利于掌握第一手市场信息和客户资料，利用大数据优化发电企业的战略布局，也有利于增加用户选择权，改善供电服务,提高用户满意度。

 

　　当然，以五大发电集团为代表的发电企业除了近年来取得一些大用户直供电、热力销售的经验外，总体上缺乏为用户提供综合能源觖决方案，促进新能源消纳发展、服务节能减排等实际经验，也缺少相应的配售电资产、管理平台，以及营销、计量、结算等专业人才队伍，均需要在今后的改革实践中学习、探索、培育、引入。在目前全国电力市场普遍过剩、加剧竞争的形势下，组建众多售电公司也有可能出现争夺用户、竞相压价的现象;用户违约欠费、用户服务投诉、售电成本增加等市场风险也必须承担。

 

　　建立相对独立的电力交易机构、开放电网公平接入、加强电力统筹规划和科学监管等配套改革的内容及影响

 

　　有序组建国家和区域、省(区、市)交易机构，采取电网企业相对控股、子公司及会员制形式，并设立市场管理委员会，有利于提供规范、可靠、高效、优质的电力交易服务，对发电企业影响正面。开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制，属于政策利好，有利于落实新能源保障性收购，将减少弃风、弃光、弃水现象，促进新能源、分布式能源、智能微电网的快速发展。今后，政府部门一方面简政放权，放权于地方、企业、市场，另一方面加强规划、监管，推进《电力法》的修订及其他能源法规建设，有利于营造公平公正、规范运行的政策市场环境，促进电力行业的可持续发展。

 

　　趋利避害，多措并举，促进发电行业的可持续发展

 

　　2002年电改以来，发电企业经历了煤电矛盾、环保风暴两次大的“劫难”，进入了经营业绩最好时期，也处在一个新的历史起点。能否经受新电改带来的市场化“冲击”，关键在于我们能否趋利避害，综合施策。

 

　　高度关注新电改，密切跟踪试点动向，做到未雨绸缪。发电侧要通过专题培训、座谈讨论、实地调研、课题研究等多种方式，积极开展新电改方案及其影响的研究，深入分析对经营理念、安全生产、运营管理、发展空间、盈利模式、投资决策、业绩考核、人才队伍等带来的影响，提出应对举措。同时，密切跟踪7个省市输配电价改革试点、云贵两个综合电改试点、京广电力交易中心的组建，以及北京、苏州、佛山、唐山、上海等城市的电力需求侧响应试点，努力做到胸中有数。

 

　　提高对市场竞争残酷性的认识，控制电力发展节奏，建立一个基本平衡的电力市场。我国电力装机富余高达35%，部分机组处于停备状态。随着项目审批权的下放和火电业绩四年来的好转，以及各地稳增长的政治压力，预计还会有一个增长的“小高峰”。目前，电力市场过剩单纯表现为电量减少，电价因政府定价基本不变。新电改后，电量由市场分配，电价由竞争决定，将会导致“量价齐跌”。仅仅经历了电煤市场洗礼的发电企业，还没有像煤炭、钢铁企业一样真正体会过竞争的残酷。因此，各发电企业要从规模思维转向价值思维，控制电力发展节奏，加强造价控制和对标管理，着力清洁发展、节能减排、转型升级，防止盲目扩张、陷入“囚徒困境”，防止“十三五”规划编制过大，防止电力产能过剩的继续恶化，建立一个基本平衡的电力市场。当然，也要做好优胜劣汰、兼并重组的心理准备。

 

　　提升发电设备可靠性，抓紧建立营销体系，强化区域公司主体责任。面对售电侧放开，各发电企业要摸清全部发电机组家底，努力减少非停，提升设备可靠性，真正做到“度电必争、稳发满发”。同时，加强电力市场营销工作，开发竞争报价信息系统，特别在新电改试点省区，要抓紧抽调专业人员设立营销机构和充实营销队伍，建立“以市场为导向，以客户需求为中心”的“区域一体化”营销体系和协调机制，明确区域公司市场竞争的主体责任，统一分配区域内发电企业的竞价电量，统筹优化各种电源资源，努力提高“六类”优先发电量的比重。

 

　　开拓优质电力用户，探索参与电能直接交易，抢先布局售电市场。

 

　　各发电企业要转变工作重心，由过去“跑政府”转为“跑市场、跑政府”，主动加强与电力用户、政府部门、竞争对手、调度交易机构的沟通协调，加强市场联盟，防止恶性竞争或操纵市场，实现多方共赢。同时，要深入周边区域，努力挖掘优质大用户，建立用户档案，并调配营销、技术、法律等人才，抓紧筹备售电公司。拟先在直供电量大、大用户集中的区域或新电改试点省区布局售电市场，并参与新增配电网、跨区域输电通道的投资建设，呼吁建立电力容量市场，做到产销衔接，全产业链经营。

 

　　运作好售电平台，促进需求侧响应，让电力用户拥有更多的选择权。

 

　　根据国际经验，售电公司应重点围绕电力购销、配电网开发运营、综合能源解决方案、其他增值服务开展工作，认真分析交易对象的电力需求特性，把握交易规模，实现市场交易认购与电厂生产的有序对接，建立一个绿色低碳、节能减排、安全可靠、资源优化配置的新型电力运营体系。