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根据能源局3月下发的《关于征求做好电力市场建设有关工作的通知(征求意见稿)意见》的表述,2016年力争直接交易电量比例达到工业用电量的30%,2018年实现工业用电量100%放开,2020年实现商业用电量的全部放开。直接交易规模扩大意味着发电机组可获得的以标杆电价上网的计划电量比例减少。以一台装机2*60万千瓦的火电机组为例,假设其每年利用小时4500小时,年发电量54亿千瓦时。若其计划电量减少20%,需参与竞价交易,度电让利0.1元/千瓦时,此机组将减少利润约1.1亿元。另外,2015-2016年火电上网电价分两次下调5分钱,加上利用小时下降,2016年一季度主要火电公司利润大多出现了一定程度的下降,将火电公司估值也压制在10-15倍。
电力市场放开初期,发电企业因具具有国资或地方背景,其所成立的售电公司易获得首批售电牌照,同时初期参与售电的公司易获得较高的售电价差,例如其中一售电公司5月售电量2.1亿千瓦时,度电价差0.13元/千瓦时,折算到全年盈利2-3亿元,可弥补200--300万千瓦机组因计划电量放开20%带来的售电收入下降。
若公司本身装机规模小,计划电量带来的收入下降有限,或其机组主要为以热定电的热电机组,电量以计划保障负荷为主,在短期内,售电公司利润大于计划电量放开导致的发电侧让利,发电公司利润可能不降反升。火电公司的低估值优势将显著呈现。
但是,售电价差将逐步缩小,计划电量放开规模逐步扩大,火电公司整体利润将呈下降趋势。
3)地方电网公司:由于一般发电侧改革在先,输配电价改革在后,地方电网公司短期获得前所未有的降低购电成本,扩展售电区域的机会。长期来看,输配电价的加速核定后将逐步降低利润。
多数地方电网公司自发电量有限,较难实现自发自供,需从同区域省网或其他电站外购高价电,一定程度上降低了售电利润。所在区域市场化交易放开后,公司除可成立售电公司额外获得售电价差外,公司一方面可从交易市场外购价格较低的市场电,代替从省网购买的高价电,大幅降低购电成本;另一方面,可突破之前的供电区域局限,在区外收购或投资增量配电网,扩大供电范围。
但从长期来看,输配电价核定后,地方电网公司购销价差将逐步降低,同时,输配电价正在加速核定。目前深圳、蒙西、贵州、云南、安徽、湖北等六省市已核定完成,其他省份进入试点后,预计将在1-2年内全部核定完成。
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