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(2)售电侧改革应与电价改革、交易体制改革、发用电计划改革等协调推进
福建省2009年输配电电量电价定为为每千瓦时0.103元,其中,110千伏用户为每千瓦时0.086元,220千伏用户为每千瓦时0.068元,下降的空间小。福建将来也会像长三角,珠三角那样借助西气东送,西电东送,来满足电力供应的需求。长远输配电定价有上升的动力。售电侧改革应与电价改革、交易体制改革、发用电计划改革等协调推进。
(3)持续做好大用户直购电市场
大用户直购电市场虽然在2010年之后两年被叫停而暂缓,2013年下半年到2014年底24个省恢复开展。福建2015年度11家火电企业和39家用户,完成约112亿千瓦时的年度交易电量,全年总交易电量达130.91亿千瓦时,约占全省全社会用电量的7%。其中,110千伏及以上直供区电量规模为77.28亿千瓦时,占比60%;趸售区和35千伏及以下直供区电力用户电量规模为53.57亿千瓦时,占比40%。2016年以来,各省份组建了省级电力交易中心;北京、广州跨省区电力交易中心。2016年5月18日,福建电力交易中心成立;预计2016年,年度直售电量规模将突破200亿千瓦时,占全省全社会用电量的11%以上,市场化交易进一步扩大。
福建要力求向全国平均效益看齐。2016年前7个月各省通过市场化方式组织的交易降低用户购电价格4.93分/千瓦时,减少电费支出216亿元,促进工业企业增加生产、拉动企业多用电约362亿千瓦时。西北地区符合准入条件的824家发电企业和山东30家电力用户参与了交易,交易共达成电量90亿千瓦时。发电侧竞争形成的降价利好全部传导至用户侧,山东电力用户购电价格平均降低约0.065元/千瓦时,共降低购电成本5.4亿元,可减少山东当地燃煤机组排放二氧化碳718万吨、二氧化硫17万吨。截至7月底,北京电力交易中心组织跨区跨省交易电量达784亿千瓦时,国网公司经营区域各省交易中心组织市场化交易电量达4729亿千瓦时,已占到售电量的12.7%。红利初现各省通过市场交易降低用户购电价格平均接近5分/千瓦时。市场化交易进一步促进了清洁能源的消纳。今年上半年,国网公司经营区域内清洁能源跨区跨省交易电量合计达到1568亿千瓦时(约占跨区跨省交易总量的45.3%),同比增长20%。其中,新能源跨区跨省交易电量合计187亿千瓦时,同比增长47%;四川水电跨区跨省外送电量420亿千瓦时,同比增长6.7%。
(4)售电公司必须靠有效竞争获得市场与发展
售电公司的经营与发展获得长期稳定的客户是核心。必须靠有效竞争获得市场。紧抓政策红利和电价优惠政策抢夺售电量,优质高效的服务才会赢得更好的声誉和更大的关注。结合互联网新技术的发展,采用大数据分析技术,动态分析供电区域的用户用电情况,进而合理定价。
采用“互联网+”引入创新售电模式,争取更大的市场。条件成熟售电公司可上市。售电公司多种经营加载增值服务创造更多的收益点,除了购售电交易业务之外,开展在价格策略、能源管理服务、清洁能源服务等方面业务,由商业模式驱动中期价值。
第一批售电牌照获得者将获益。同时,具有竞争力的发电企业也将获益,包括优质水电、坑口煤电、核电等低成本发电资产的企业,以及形成规模效应的发电集团将在市场化竞争中占有优势地位。相应地得到发展和获益的还有:分布式能源企业,多种商业模式解决其目前遇到的瓶颈;致力于电网自动化、能源互联网建设的电力设备企业,这些企业可以整合电力数据信息与金融服务,在碳交易等领域或能源服务领域具有独特优势。
(5)缓解电网企业面临劳动分配率提高的压力
输配电价改革后,电网企业由于营业收入下降,人工成本稳步增长,导致劳动分配率提高。
电网企业需要打造一支既懂电力生产知识,又懂电力营销业务和电力交易规则的复合型人才队伍,为电力体制改革和电网企业发展创造良好的环境。
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