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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。
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