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四是煤电环保政策层层加码、日益严苛。全面实施燃煤电厂超低排放改造,现役、新建燃煤发电机组平均煤耗分别低于310、300克/千瓦时。启动碳排放份额的分配和碳 排放权交易市场,设置非水电可再生能源配额(9%),下一步拟对煤电开征碳税。
除严控煤电外,国家还改变过去对风光电一味鼓励发展的政策,调低新能源标杆电价,设立风电建设监测预警机制,并在“十三五”放缓发展节奏,力争2年内将弃风、弃光控制在合理水平。
可见,国家有关部门通过“有形之手”对煤电发展提出要求,发文之密,力度之大,史上罕见。这些宏观调控措施,从长远看,有利于缓解电力产能过剩,实现电力市场的再平衡,促进电力行业的可持续发展,但要全面见效仍需时日。每一个省份、每一个发电企业,都要做好贯彻落实。当然,中央政府部门要注意宏观政策的连贯、频度、力度,避免给发电企业、社会投资由于项目突然叫停引起的系列损失(如违约索赔、利息损失、造价升高等),地方政府部门要减少对项目开工的行政干预,也要防止发电企业由于政策严控产生“最后反弹”。特别值得一提的是,政府部门出台规划、监管举措要与新电改趋向、电力市场做好对接,要更多地注意发挥市场对投资引导、资源配置的作用。
新电改下“无形之手”初显威力
去年,我国推出了新电改———电力市场化改革,通过“管住中间、放开两头”,让电力行业从半封闭走向更开放,从集中单一走向分散多元,让社会资本、电力消费者拥有参与权、选择权。同时,新电改将突破计划电量、政府定价的传统模式,直接交易、市场化定价电量比重大幅度增加。按照进度,2016年直接交易电量占工业用电量30%,2018年占100%;2020年商业用电量全部放开。
如前所述,由于电力产能过剩严重,随着新电改的试点推进,电力市场竞争变得直接、激烈,电价信号变得敏感,电力需求侧响应变得积极,影响发电企业盈亏的因素复杂多变。目前,发电企业“打折让利”已成常态,“降价潮”席卷全国。在一些“先行先试”省区和西南、西北、东北等电力严重过剩区域表现得更加明显,已开始体会到来自电力市场竞争的压力和经营业绩的快速下滑。据统计,2015年某全国性发电集团公司市场电量超过600亿千瓦时,占销售电量的13.4%,平均电价每千瓦时0.303元,比批复电价平均降低9.3分,一年减收56亿元。2016年上半年市场交易电量439.67亿千瓦时,占销售电量的21%,平均电价每千瓦时降低6.4分,减收28.14亿元。预计全年市场交易电量将超过1200 亿千瓦时,占全年电量的25%。再如水电大省云南,计划2016年市场电量500亿千瓦时。上半年,全省实际达331亿千瓦时,占全网统调电量的39.6%,火电平均降价0.15元/千瓦时,火电出现了全区域亏损的局面。从长远看,随着电力装机刚性增长与电力需求迅速下降矛盾的日益尖锐,电力市场化竞争将进一步加剧,发电行业未来将出现盈亏分化,优胜劣汰,兼并重组,寻求“后电改时代再平衡”。
2002年上一轮电改以来,我国发电企业尽管经历了电力投资、煤炭市场的残酷洗礼,但并未真正经历电力市场的竞争。近两年新电改试点区域的电力市场建设才刚刚开始。“十三五”,新建机组直接参与市场交易,风光电等新能源进入市场大势所趋,电源项目招投标、用电大户择优选择发电企业或售电公司将会涌现,全面竞价时代即将到来,发电企业最大挑战将会来自电力市场。
面对量价齐跌、激烈竞争的电力市场,一些发电企业不得不调整发展战略,以市场为导向,以用户为中心,努力建设一流的综合能源服务供应商。可以预见,通过推进新电改,电力市场这只“无形之手”的威力将逐步放大,倒逼市场主体“去产能”。
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