新电改背景下在浙发电企业对策研究

2017-11-17 14:53:07 来源:东方网　点击量：评论 (0)

随着我国电力体制市场化改革的深入开展，发电侧改革已经取得了一定的成果，电网和售电侧市场仍处在垄断体制中，整个电力市场不能形成反映市场供求关系的真实价格，不能通过价格信号调整电力供求关系，从而实现发

三、浙江省电力改革情况

(一)浙江电改基本情况

在始于2002年的电力市场化改革中，浙江省跟随国家的统一部署，实现了厂网分家，成立了浙江省能源集团和浙江省电力公司，逐步开始了电力的企业化运作。

自2004年开始，国家为了进一步推动电力市场化，开始了大用户直供电试点，浙江开展了相关研究工作，但并未实施，主要有两个方面的因素，一个是前期浙江用电紧缺，不具备试点条件;另一个是浙江省内装机以浙能集团为主，试点势必影响浙能集团利益，改革试点的动力不足。直至2014年底，浙江才启动了试点工作。

从浙江大用户直供电试点方案看，与广东、山西等省份相比，依然有较大差距，一是总的交易电量规模小，仅占当年全社会用电量的1%，不会对市场格局产生影响;二是参与大用户直供电交易的电量是从当年统调计划电量中拿出的，本质上依然是计划电，只是在定价机制上进行了改变;三是参与门槛高，限制条件较多，将绝大多数工业企业排除在外。

(二)浙江电改方向猜想

2015年新电改方案出台后，浙江省有关部门也在积极研究，尚没有具体方案出台，预计浙江电改还会在尽可能保护浙能集团利益的基础上进行。

截止2014年底，浙江总装机6926万千瓦，其中华东统调938万千瓦全部为水电和核电装机;非统调装机861万千瓦，其中新能源装机294万千瓦，自备煤机567万千瓦;省统调装机5128万千瓦，其中水电172万千瓦，核电32万千瓦，燃机1043万千瓦，煤机3881万千瓦。结合国家电改政策和浙江省相关能源规划，新能源将被全额消纳，核电将被优先消化，燃气机组机等清洁能源由于成本原因不能进入竞争性发电市场，未来真正的市场化竞争将在统调燃煤机组间展开。

在2014年底的3881万千瓦统调燃煤机组中，浙能集团全资及控股装机容量超过1800万千瓦，占比接近一半，未来电力改革中如何减少对浙能集团的影响将决定浙江电改的方向。

一是发放售电牌照，浙能、华润、国华以及五大集团可能率先取得售电资格，一些新建工业或商业园区也可能获准成立售电公司;二是尽快核定输配电价，输配电价对未来发电企业的影响较大，发电企业要在输配电价核定中，要发出自己的声音，维护自身利益;三是以当前大用户直供电试点为基础，放宽准入条件，加大试点规模，将直接交易电量调出年度统调计划电量;四是有序减少计划电数量，进一步推动以售电公司或者大型用户与发电企业的直接交易;五是进一步加大外购电，特别是跨省外购电采购力度，目前浙江正积极建设“五横一纵”特高压网络，除溪洛渡外，起点电源点全部由浙能集团控股，加大外购也是对浙能集团的一种保护;六是明确进入市场竞争的发电企业基础条件，譬如环保、能耗水平等的要求，为发电企业提供明确导向;七是未来浙江向大型用户和售电公司供电的价格形成机制，可能是以双边协商为主，以便达成长期协议。

四、在浙企业应对电改的建议

在浙发电企业在未来的浙江电力市场竞争中，没有优势，只有紧密依靠市场、吃透市场、用好市场，才能在市场化竞争中走在前列。

1、要转变观念，适应市场，理顺机制。要紧跟形势发展，尽快将生产经营理念从计划思维转换到市场思维来，要充分认识到今后市场将是决定企业生存发展的关键因素，建立全员的市场化意识，将市场导向延伸渗透至生产经营的每一个环节，要不断提高市场营销工作在企业的地位，逐步实现从生产主导型企业向市场主导型企业的转变。

2、要建立市场化运作机构，加强人才队伍建设。尽快成立电量营销工作的筹备机构，负责研究新电改的实施细节，研究企业应采取的策略，积极参与并影响省内电改具体规则的制定，积极与其他在浙发电企业的联系和沟通，以期保护自身的利益，负责调研省内用户的主要情况等等。

3、要尽快取得售电牌照。要紧密关注浙江电改进程，尽早取得售电牌照，打通对大型用户的直接售电通道，要研究在新的工业区和商业园区与地方资本合作成立售电公司的可能性，打通向普通工商业者售电的通道。

4、要大力拓展大型用户。在用户拓展上，要以现有大用户直供电为基础，在保持与现有用户合作的基础上，发展新的用户，用户发展上要着重发展稳定的战略用户。要主动联系区域内大型电力用户，了解他们的需求，介绍相关正政策，建立良好的关系，不断发展潜在用户资源，为将来双边协商模式下的合作奠定基础。同时可以利用我们作为电力人的优势，为客户提供辅助服务，提高用户忠诚度。

5、要建立客户信用评价和电费回收机制。在现有经营模式下，电网企业作为单一交易对手，电费回收比较有保障，将来面对多重用户后，电费回收风险大幅度增加。我们要建立一套完整的客户信用评价体系，在电费回收政策中加以利用，客户信用越好、忠诚度越高，其电费结算方式也就更灵活、更简便，提供提前付费折让等活动，确保电费回收。

6、要建立实时成本核算体系，加强信息流转管理。发电企业在传统经营模式下，由于其销售电价在一个时期内保持不变，对实时成本的过渡关注没有意义。未来市场模式下，发电企业除长期协议外，还需要参与短期电量的市场竞价交易，需要获得较小时间区间的成本信息，从而为报价决策提供依据。对发电企业来说，成本包含固定成本和变动成本，固定成本可以实现简单分摊，但作为变动成本主要成分的燃料，市场价格实时波动，如何构建变动成本实时测算系统是未来成本测算的关键。要建立起一套适合短期电量竞价交易的信息系统，为竞价竞量提供支持，也有利于理顺发电企业内部传导流程。

7、要降低成本，提高竞争力。不管是未来的长期协议售电抑或是短期电量的市场竞价交易，较低的成本都是市场竞争中获胜的决定性因素。作为常规燃煤发电机组，影响变动成本最大的是燃料成本，要加强市场研究，依据市场价格及发电计划，合理采购、储运，最大限度降低燃料成本，同时要加强机组运行管理，提升机组效率，减少不必要的固定成本支出，最大限度降低发电成本，提高市场竞争力。

8、要改变检修策略，保证机组安全可靠。在未来市场模式下,要实现从计划检修向状态检修的转变，降低检修成本，提高发电设备的可靠性和经济型。传统的计划检修常常会导致机组发电机组利用率下降,为了提高发电机组的有效发电时间,而且为了保障与用户之间的合同履行,发电企业较传统模式下承担了更大的安全风险。以前发生非计划停运,通常都是由电网企业调节其它发电企业的发电量来做补充,但在市场模式下将会由发电企业来补充(即发电企业通过向电网或其他发电企业高价买电，低价卖给大用户，确保合同履行)。

9、要优化发展策略。就浙江电改方向看，未来区域内竞争最激烈的将是燃煤发电企业，新能源发电将被全额消纳，清洁能源发电也将受到一定的保护。在浙江区域，未来发展上要以大容量、高参数、低能耗的燃煤机组为主，该类型机组在参与电力市场竞争时，有成本优势，盈利水平有望保持较好水平;以新能源项目为辅，特别是在条件较好地区布局风电和光伏项目;同时有针对性布局部分小型供热项目，以供热为主，必要时辅以发电。

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