“降價潮”強勢來襲，新電改重塑發電企業

 

　　針對新電改系列文件以及最新進展，我們要結合發電行業目前階段性特征及未來市場變化，深度剖析新電改對發電側的影響。

 

　　(一)新電改對發電側影響的基本判斷

 

　　總影響：

 

　　新電改突出開放多元的“民主革命”和電力市場化改革，通過發電則、售電側的放開，讓電力行業從半封閉走向更開放，從集中單一走向分散多元，讓社會資本、電力用戶擁有參與權、選擇權，利好社會，但對發電企業實質是“雙刃劍”：做好是機遇，挑戰是常態，比拼的是市場競爭力，將重塑發電企業，對經營理念、安全管理、發展空間、商業模式、客戶服務等產生重大而又深刻的影響。

 

　　機遇：

 

　　今后發電企業除了投資運營電廠外，還可以進入售電側、新增配電領域、跨省跨區域輸電項目，全產業鏈經營，發展空間更大，配售電業務將成為新的產業板塊與效益增長點。分布式能源、新能源、微電網發展更有配套激勵措施保障。風電、光電、生物質能發電，電網調頻調峰電量，熱電聯產“以熱定電”電量;跨省跨區送受電量中的國家計劃、地方政府協議電量，水電、核電、余熱余壓余氣發電，超低排放燃煤機組等“六類電”擁有一、二類優先發電權。對技術經濟指標處于區域電力市場平均先進水平或短缺區域的發電企業，將會搶得商機。

 

　　挑戰：

 

　　目前，我國電力市場普遍過剩，地方政府為穩增長主動參與電改的積極性高，今后電力市場競爭將更加充分、直接、激烈，發電企業“打折讓利”成新常態，“降價潮”將席卷全國;電價機制仍雙軌運行，只保留少量政府定價電量，直接交易、市場化定價電量比重大幅度增加，電價信號變得敏感，電力需求側反映將會變得積極;逐步取消電價交叉補貼，電價結構更趨合理，但電價水平將明顯下降;突破計劃電量、政府定價的傳統模式，影響發電企業盈虧的因素更加復雜多變，不確定性大幅度增加;面對市場競爭與廣大用戶，發電人將告別單純發電時代，將進入橫向多源互補、縱向源-網-荷-儲-用協調的能源互聯網時代，工作更富挑戰與激情。

 

　　未來影響：

 

　　從長遠看，隨著電力裝機剛性增長與電力需求迅速下降矛盾的日益尖銳，電力市場化競爭將進一步加劇，發電行業未來有可能出現盈虧分化，優勝劣汰，兼并重組，發電企業從目前的“同甘共苦”到未來的“貧富分化”，從“一群肉豬”分化為“大象螞蟻”，實現電力產業的“轉型升級”和電力市場的“變革再平衡”。

 

　　(二)分項改革對發電企業的具體影響

 

　　電價改革的內容及影響

 

　　電價改革位列新電改七大重點任務之首。針對目前電價存在的問題，輸配電價將按“準許成本+合理收益”分電壓等級單獨核定;發電價格大部分市場交易電量通過自愿協商、市場競價確定;政府定價只針對居民、農業、重要公用事業和公益性服務用電，以及沒有參與市場交易的發電量，并配套改革電價交叉補貼，實現“交易公平，價格合理”。因此，“形成與市場要求相適應的電價機制”，構建“多買多賣”的電力市場體系，這看似簡單、平常，實質對電力企業、工商用戶、經濟發展將帶來全新而又深刻的影響。

 

　　——單獨核定輸配電價改革的影響。

 

　　在深圳、蒙西試點的基礎上，2015年又新增了安徽、湖北、寧夏、云南、貴州等省(區)試點。通過核定電網企業準許收入和獨立輸配電價，建立電價平衡帳戶，從制度設計上改變了電網企業盈利模式，由“賺價差”改收“過網費”，一方面保障了電網企業穩定的收益和投融資能力，另一方面國家又加強對電網資產、成本費用的直接監管力度，剔除不合理的開支。同時，有利于維護發電企業的正當權益，促進直接交易。從先行試點的情況觀察，深圳電網未來三年輸配電價每千瓦時比原來核減了1.23分;蒙西電網核減了不合理輸配電成本25.79億元，大工業用電目錄電價下降2.65分/千瓦時。這直接減少了電網收益，需要電網管好有效資產，加強成本監控來彌補，但并沒有讓渡給發電側，得益的是下游的電力用戶。

 

　　因此，輸配電價核定高低、對核減部分的分配傾向，將直接關系到發電側、電網側、需求側的利潤空間。

 

　　—— 改革電價交叉補貼的影響。

 

　　長期以來，我國電價交叉補貼嚴重，工商業電價偏高，居民電價過低。如工業電價(KW?h/元)，韓國為0.41，美國0.43，我國平時段為0.725。這與國外居民與工業用戶的比價形成很大的反差，英國為2.2：1，美國為1.78:1，法國為2.02:1，日本為1.36:1。逐步配套解決交叉補貼，有利于優化電價結構，減輕工商用戶負擔。能否影響發電企業利益，主要取決于財政補貼介入力度，以及居民電價政策未來的取向。值得肯定的是，只要降低工商業用戶的電價，最終受損的主要還是發電企業。

 

　　——新電改框架下，電價總體水平的影響。

 

　　根據新電改的價改措施，近期電力行業的政策市場環境，以及影響電價的基本要素，未來三五年內，既有電價上漲的動因，更有下跌的機率，除了區域性、結構性、時段性的電價波動外，對沖互抵后，我國總體電價水平將會“明顯下降”，工商業用戶尤其是高載能企業將會分享改革紅利，但對電力企業將帶來經營壓力。

 

　　開展直接交易、縮減發用電計劃、建設電力市場的內容及影響有序放開發電用計劃、競爭性環節電價，引導市場主體開展多方直接交易，賦予發電企業、售電主體和用戶自主選擇權，建立現貨市場與中長期市場，區域和省(區、市)電力市場，以及輔助服務交易機制、跨省跨區電力交易機制。采用分散、集中兩種市場模式。條件成熟時，探索開展容量市場、電力期貨和衍生品等交易。逐步形成競爭充分、開放有序、健康發展的電力市場體系。

 

　　上述電力市場化改革的具體舉措，對發電企業帶來了深遠的影響。

 

　　目前，由于電力市場普遍過剩，工商業用戶期望電價下降，提高市場直接交易份額，無論是協商定價，還是市場競價，發電企業“打折讓利”不可避免，在一些“先行先試”省區和西南電力嚴重過剩區域表現得更加明顯。

 

　　例如，作為電改綜合試點省份和水電外送基地的云南省，棄水電量今年將超過300億千瓦時。隨著新電改的試水，出現了“競向壓價、以價換量”的惡性競爭局面。據省工信委統計，全省1季度采用集中撮合交易、發電權交易、掛牌交易、直接交易等4種模式，市場交易電量達到49.51億千瓦時，電價因競價平均每千瓦時下降0.11元，電廠減收讓利、相應減少工業企業電費5.44億元，上半年超過10億元。再如，貴州省今年2月組建電力交易中心，開展了年度直接交易、集中競價和掛牌交易。目前已有14家發電企業和425家用戶參與，涵蓋有色、化工、冶金、建材、煤炭等行業，簽約電量達到263.7億千瓦時，占省內售電量的31%，比例居全國首位。截至10月31日，全省交易電量累計完成142.42億千瓦時，交易均價比目錄電價每千瓦時降低5.48分。北方的蒙西電網，早在2010年5月就開始探索電力多邊交易市場，形成了“三方參與、雙向競爭;增量市場、適度競爭;價差傳導、模式開放”的市場特點，累計完成交易電量1199.93億千瓦時，參與火電企業36戶，冶金、化工等用電企業258個。交易價差為0.1 -5.6分/千瓦時，平均2分/千瓦時。其中，2015年1-8月價差為2.73分/千瓦時。云貴、蒙西雖有一定的示范效應，但最具代表性、也最能反映新電改進程的莫過于某全國性發電集團對市場電量、電價的統計：2015年1-8月該集團市場電量339億千瓦時，占全部發電量的11.3%，平均電價每千瓦時0.30元，比批復電價降低0.11元。

 

　　可以預見，隨著新電改的不斷深入和市場化競價的推廣，現有的水火電標桿電價、計劃電量體系將會出現根本性改變，受電力供需過剩及通道受阻加重影響，“降價潮”將席卷全國，發電企業的經營形勢會日益嚴峻。

 

　　售電側改革的內容及影響

 

　　“穩步推進售電側改革，有序向社會資本放開售電業務”是本次電改的最大亮點。我國售電公司借鑒國際經驗，設立門檻最核心的是兩條：

 

　　一是資產要求。資產在2千萬元至1億元的，年售電量不超過6至30億千瓦時;在1億元至2億元的，年售電量不超過30至60億千瓦時;在2億元人民幣以上的，不限制其售電量。擁有配電網的售電公司其注冊資本不低于其總資產的20%。

 

　　二是擁有與申請的售電業務相適應的設備、經營場所以及專職專業人員，擁有配電網經營權的售電公司應取得電力業務許可證(供電類)。售電公司分為三種：電網企業的售電公司;社會資本投資、擁有配電網運營權的售電公司;獨立的售電公司。

 

　　允許發電企業投資售電公司是重大機遇，有可能成為一個新的利潤增長點。因為發電企業進入售電領域，有利于發售一體，產銷對接，延伸產業鏈，拓展經營發展空間，形成綜合能源供應和服務企業;有利于優化資源配置，讓大型火電或低成本水電機組多發電，提高綜合效益;有利于掌握第一手市場信息和客戶資料，利用大數據優化發電企業的戰略布局，也有利于增加用戶選擇權，改善供電服務,提高用戶滿意度。

 

　　當然，以五大發電集團為代表的發電企業除了近年來取得一些大用戶直供電、熱力銷售的經驗外，總體上缺乏為用戶提供綜合能源觖決方案，促進新能源消納發展、服務節能減排等實際經驗，也缺少相應的配售電資產、管理平臺，以及營銷、計量、結算等專業人才隊伍，均需要在今后的改革實踐中學習、探索、培育、引入。在目前全國電力市場普遍過剩、加劇競爭的形勢下，組建眾多售電公司也有可能出現爭奪用戶、競相壓價的現象;用戶違約欠費、用戶服務投訴、售電成本增加等市場風險也必須承擔。

 

　　建立相對獨立的電力交易機構、開放電網公平接入、加強電力統籌規劃和科學監管等配套改革的內容及影響

 

　　有序組建國家和區域、省(區、市)交易機構，采取電網企業相對控股、子公司及會員制形式，并設立市場管理委員會，有利于提供規范、可靠、高效、優質的電力交易服務，對發電企業影響正面。開放電網公平接入，建立分布式電源發展新機制，屬于政策利好，有利于落實新能源保障性收購，將減少棄風、棄光、棄水現象，促進新能源、分布式能源、智能微電網的快速發展。今后，政府部門一方面簡政放權，放權于地方、企業、市場，另一方面加強規劃、監管，推進《電力法》的修訂及其他能源法規建設，有利于營造公平公正、規范運行的政策市場環境，促進電力行業的可持續發展。

 

　　趨利避害，多措并舉，促進發電行業的可持續發展

 

　　2002年電改以來，發電企業經歷了煤電矛盾、環保風暴兩次大的“劫難”，進入了經營業績最好時期，也處在一個新的歷史起點。能否經受新電改帶來的市場化“沖擊”，關鍵在于我們能否趨利避害，綜合施策。

 

　　高度關注新電改，密切跟蹤試點動向，做到未雨綢繆。發電側要通過專題培訓、座談討論、實地調研、課題研究等多種方式，積極開展新電改方案及其影響的研究，深入分析對經營理念、安全生產、運營管理、發展空間、盈利模式、投資決策、業績考核、人才隊伍等帶來的影響，提出應對舉措。同時，密切跟蹤7個省市輸配電價改革試點、云貴兩個綜合電改試點、京廣電力交易中心的組建，以及北京、蘇州、佛山、唐山、上海等城市的電力需求側響應試點，努力做到胸中有數。

 

　　提高對市場競爭殘酷性的認識，控制電力發展節奏，建立一個基本平衡的電力市場。我國電力裝機富余高達35%，部分機組處于停備狀態。隨著項目審批權的下放和火電業績四年來的好轉，以及各地穩增長的政治壓力，預計還會有一個增長的“小高峰”。目前，電力市場過剩單純表現為電量減少，電價因政府定價基本不變。新電改后，電量由市場分配，電價由競爭決定，將會導致“量價齊跌”。僅僅經歷了電煤市場洗禮的發電企業，還沒有像煤炭、鋼鐵企業一樣真正體會過競爭的殘酷。因此，各發電企業要從規模思維轉向價值思維，控制電力發展節奏，加強造價控制和對標管理，著力清潔發展、節能減排、轉型升級，防止盲目擴張、陷入“囚徒困境”，防止“十三五”規劃編制過大，防止電力產能過剩的繼續惡化，建立一個基本平衡的電力市場。當然，也要做好優勝劣汰、兼并重組的心理準備。

 

　　提升發電設備可靠性，抓緊建立營銷體系，強化區域公司主體責任。面對售電側放開，各發電企業要摸清全部發電機組家底，努力減少非停，提升設備可靠性，真正做到“度電必爭、穩發滿發”。同時，加強電力市場營銷工作，開發競爭報價信息系統，特別在新電改試點省區，要抓緊抽調專業人員設立營銷機構和充實營銷隊伍，建立“以市場為導向，以客戶需求為中心”的“區域一體化”營銷體系和協調機制，明確區域公司市場競爭的主體責任，統一分配區域內發電企業的競價電量，統籌優化各種電源資源，努力提高“六類”優先發電量的比重。

 

　　開拓優質電力用戶，探索參與電能直接交易，搶先布局售電市場。

 

　　各發電企業要轉變工作重心，由過去“跑政府”轉為“跑市場、跑政府”，主動加強與電力用戶、政府部門、競爭對手、調度交易機構的溝通協調，加強市場聯盟，防止惡性競爭或操縱市場，實現多方共贏。同時，要深入周邊區域，努力挖掘優質大用戶，建立用戶檔案，并調配營銷、技術、法律等人才，抓緊籌備售電公司。擬先在直供電量大、大用戶集中的區域或新電改試點省區布局售電市場，并參與新增配電網、跨區域輸電通道的投資建設，呼吁建立電力容量市場，做到產銷銜接，全產業鏈經營。

 

　　運作好售電平臺，促進需求側響應，讓電力用戶擁有更多的選擇權。

 

　　根據國際經驗，售電公司應重點圍繞電力購銷、配電網開發運營、綜合能源解決方案、其他增值服務開展工作，認真分析交易對象的電力需求特性，把握交易規模，實現市場交易認購與電廠生產的有序對接，建立一個綠色低碳、節能減排、安全可靠、資源優化配置的新型電力運營體系。