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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。
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