新电改强势来袭 发电侧该怎么办？

各地与大用户直接交易的情况也与云南类似。尽管开展大用户直供，有利于发电企业争取更多电量，降低固定成本，增加综合收入，但由于地方干预、用户压价、供大于求的影响，直购电变成“优惠电”。据某发电集团调查，已开展直购电区域，直接交易电量价格均比标杆电价降低0.6-5.5分/千瓦时不等，平均降低约3分/千瓦时左右。例如，贵州省2014年省经信委组织计划定向直供，第一批合约20亿千瓦时，每千瓦时让利2分;第二轮签约电量60亿千瓦时，占市场份额4%，每千瓦时让利3分。2015年将完成250亿千瓦时，占市场份额18%，每千瓦时让利从3分到0.12元。

 

二是煤价市场持续低迷带来的影响。2011年末开始，环渤海5500大卡市场动力煤综合平均价格从最高时860元/吨一路下跌。今年8月中旬，跌至411元，煤价指数下跌115元/吨，成为发电行业近年来盈利大幅度提升的“基石”。但是，新电改将改变“以政府定价为主”、“难以及时并合理反映用电成本”等问题，形成由市场决定电价的机制。可以预见，今后电价不再以煤价波幅超过5%，以年度为周期进行调整，电价涨跌有可能是“分分秒秒”的事，价格信号与杠杆作用突现。因此，电力行业由于市场机制的作用，不太可能因政府定价的“迟缓”或“不到位”，像2008年那样使火电巨亏，又像2012年以后煤电联动“滞后”找回“旧账”，火电着实“火一把”。目前，低迷的煤价预示着电价的回落，火电业绩大幅提升从此将受制约。

 

三是新常态下经济稳增长压力带来的影响。经济新常态下，全国各地经济稳增长的压力加大，一些高耗能行业、实体企业出现经营困难。近年来，我国全面深化改革，中央政府大力简政放权，放权于市场、企业，放权于地方政府，能源领域力度最大，除保留核电、大型水电外，其他电力建设项目的核准都交给了地方，即使新电改也先试点，再推广，地方政府拥有很大的主动权。由于各地经济下行、工商业用户特别是高耗能用户对电价下调有强烈的诉求，再加电企多属央企，贵州、云南、内蒙等一些能源外输基地纷纷要求参与电改，抓住电力过剩的时机，借助市场交易降低电价，分享蛋糕。4月17日，国家发改委召开的全国电改工作会上曾发出“警告”，避免借电改名义发展高耗能产业，使直接交易等变成降低高耗能企业成本的特殊政策。

 

四是完善跨省跨区电力交易机制、建立辅助服务分担共享新机制的影响。新电改配套文件《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》，明确跨省跨区送电，由送受电双方在自愿平等基础上，按“风险共担、利益共享”原则协商或通过市场化交易方式，建立长期、稳定的电量交易和价格调整机制，有利于让送电、受电双方形成更加紧密的利益共同体。同时，下调跨省跨区水电输送的落地电价，有利于受电省份继续保持、甚至扩大消纳量。但是，各地电力市场发生了情势变更。过去送受端电力均短缺，或者送端富余、受端缺电，有利于资源优化配置，实现双赢。但是，目前送受端电力均富余，将会导致“几家欢乐，几家愁”的局面，在全国用电总量上新增边际效果不会太明显，东南沿海的受端电厂会受到一定的冲击。如浙江省外购电的比例达三分之一左右，让区域电力过剩的现象更加严重。同时，9号文提出要适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，承担必要的辅助服务费用，或按照贡献获得相应的经济补偿，对发电企业影响中性。

 

3、售电侧改革的内容及影响。改革内容包括：鼓励社会资本投资配电业务，多途径培育市场主体。允许高新产业园区或经济技术开发区、社会资本、公共服务行业、节能服务公司、符合条件的发电企业投资组建售电公司。允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易。

 

赋予市场主体相应的权责，鼓励售电主体创新服务，向用户提供合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值服务。建立市场主体准入和退出机制，电网企业履行保底供应商义务。

 

3月中旬9号文一公布，立即引起了业内外的广泛关注，一致认为“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。随后，一些社会资本和地方能投纷纷投资设立售电公司，广东、江苏、山东、龙江、浙江……在全国似有燎原之势。与之形成反差的，作为电力行业巨头的五大发电集团，除了华能集团下属内蒙华电、华能国际设立内蒙古电力热力销售公司、华能江苏能源销售公司和华能广东能源销售公司，国家电投集团下属宁夏能源铝业成立宁夏电能配售电公司外，时至今日其他发电集团公开布局售电市场的实质性动作并不多。五大发电集团到目前之所以还“稳得住”，除了不愿意充当“出头鸟”外，主要是因为国家法律还有障碍，售电侧改革的配套政策还不明朗，电力业内外仍有一些改革争议。五大发电集团自身既有“底气”，又缺乏资源、人才、经验、平台，也是重要影响因素。