新电改强势来袭，发电企业如何应对？

新电改对发电侧的影响

2、开展直接交易、有序缩减发用电计划、建设电力市场的内容及影响。改革内容包括：规范市场主体准入标准，按电压等级、能耗排放水平等分期分批开放;引导市场主体开展多方直接交易，赋予发电企业、售电主体和用户自主选择权，短期和即时交易通过调度、交易机构实现;鼓励用户与发电企业签订长期稳定的合同，建立合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制;建立辅助服务分担共享新机制;完善跨省跨区电力交易机制。同时，有序缩减发用电计划;鼓励新增工业用户和新核准发电机组直接参与市场交易;政府保留必要的公益性和调节性发用电计划;进一步提升供需平衡保障水平。 本+文内.容.来.自：中`国`碳`排*放*交*易^网 ta np ai fan g.com

如前所述，电力市场化改革的具体举措，从根本上改变了发电企业的经营理念、发展空间、商业模式，其经营状况取决于当时的电力供求关系和发电企业自身实力。目前，发电企业面临的经营环境尽管有利有弊，但由于电力市场普遍过剩，工商业用户期望电价下降，新电改的总体时机并不利。因此，提高市场直接交易份额，注入新的“市场机制”，催生并加剧了“发酵”，无论是协商定价，还是市场竞价，发电企业并不占优势，给未来增加了诸多不确定性，在一些试点省区和西南电力严重过剩区域表现得更加明显。不妨结合市场化电改内容，分析一下具体影响：一是全国电力市场普遍过剩带来的影响。今年1-6月，全国用电量仅增长1.3%，而新电改要求电价机制“及时并合理”反映“市场供求状况、资源稀缺程度”。国家将大幅缩减计划电量比例，其中试点地区市场电量比例将达到50%，非试点地区30%。3年左右时间，将增加到70%。明年将达到40%。新投产发电机组将直接进入市场竞争。今后上新项目，要以落实市场电量为先决条件。在目前电力产能普遍过剩、用电需求明显不足的情况下，缩减发用电计划，提高市场直接交易份额，容易引发发电企业之间的过度竞争，加剧电价水平下降，对发电侧总体不利，前景堪忧。

例如，云南省2014年装机容量达到7257万千瓦，水电占到七成以上，产生弃水电量约160亿千瓦时。受用电量大幅下滑、大型水电大量投产等因素影响，今年弃水将超过300亿千瓦时。而且，云南作为国家电改的试点省份和水电外送基地，推进步伐之快，全国罕见。目前，云南电力市场出现了“竞向压价、以价换量”的恶性竞争局面，反倒是“计划电量含金量更高”。早在1月，电改工作方案和实施细则便正式实施，全网拿出1/3电量进行市场化交易，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，确定交易规模300亿千瓦时，上半年已完成181.94亿千瓦时，占年度计划的60.65%。云南某集团水电公司所属的三个水电厂均不同程度参与市场交易，上半年累计竞价电量27.40亿千瓦时，达到该公司上半年累计发电量67.25亿千瓦时的40.74%，比目录电价每千瓦时降0.05-0.15元不等，造成“量价齐跌”，效益下降。近年新投的某大型水电站，2013年利润7.09亿元;2014年利润4.47亿元;今年可能亏损1-2亿元。据省工信委统计，全省1季度市场交易电量达到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，预计上半年超过10亿元。再如，宁夏今年3月份，开展15亿千瓦时大用户直购电的竞价撮合交易，火电厂按零边际贡献报价才能中标。随着电改的不断深入和市场化竞价的推广，现有的水电还本付息电价、火电标杆电价模式和计划电量体系将会实现根本性改变，受电力供需过剩及通道受阻加重影响，发电企业的生产经营形势日益严峻。

各地与大用户直接交易的情况也与云南类似。尽管开展大用户直供，有利于发电企业争取更多电量，降低固定成本，增加综合收入，但由于地方干预、用户压价、供大于求的影响，直购电变成“优惠电”。据某发电集团调查，已开展直购电区域，直接交易电量价格均比标杆电价降低0.6-5.5分/千瓦时不等，平均降低约3分/千瓦时左右。例如，贵州省2014年省经信委组织计划定向直供，第一批合约20亿千瓦时，每千瓦时让利2分;第二轮签约电量60亿千瓦时，占市场份额4%，每千瓦时让利3分。2015年将完成250亿千瓦时，占市场份额18%，每千瓦时让利从3分到0.12元。

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