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电力行业

电力企业的危与机——直购电交易模式对电力企业的影响

温家宝总理在十一届全国人大二次会议上作政府工作报告时指出:“2009年将推进资源性产品价格改革。继续深化电价改革,逐步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制,适时理顺煤电价格关系。”这是政府工作报告第一次明确地指出,要进行电价改革。

从“政企合一、国家垄断经营”到“政企分开、发电市场逐步放开”,到“政企分开、厂网分开、部分省市市场化改革试点”,再到目前的“输配分开”和“区域电力市场建设”,我国电力体制改革的方向始终是向着市场化的方向去思考和实施的。区域电力市场建设的第一阶段目标是厂网分开、竞价上网;第二阶段的目标是输配分开、发电公司与独立配电公司和大用户进行双边交易;第三阶段目标是远期目标,要求售电侧引入竞争机制、所有市场主体全面参与市场竞争,最终形成电网为“公共运输商”两侧“多买方——多卖方”的市场竞争格局。我们目前处于改革的第二阶段,直购电的逐步推广将成为实现“发电公司与独立配电公司和大用户进行双边交易”的必经之路。所谓直购电,就是指电力用户可以直接向发电企业购电,也可以选择向其他售电商购电。

2009年3月初,《国家发展改革委、国家电监会、国家能源局关于清理优惠电价有关问题的通知》要求:“积极稳妥地推进大用户直购电试点工作。对符合国家产业政策要求的大型工业企业,用电电压等级在110千伏及以上的。可以按自愿协商的原则,向发电企业直接购电,电价由供需双方协商确定,同时按国家规定的输电价格支付输电费,并缴纳随电价收取的政府性基金与附加费。各省(区、市)政府有关部门按照市场化原则,按程序上报大用户直购电试点方案,经批准后实施。具体实施办法国家将另行下达”。这一政策信息表明直购电范围的扩大将成为我国电价体制改革的重要突破口。

直购电交易范围的扩大对电力体制改革的推进和电力行业的长远发展都有积极的作用,但是对不同电力企业带来的影响却各不相同。

以2009年吉林炭素公司和龙华热电的电力直购为例。双方协议中约定年购电量4.7亿千瓦时,上网电价0.3205元/千瓦时,委托输电服务价格0.1435元/千瓦时,代征缴政府性公共基金0.032元/千瓦时,合计电价为0.4960元/千瓦时。

原有价格

直购电价格

变动

影响

上网电价

0.3347

0.3205

-4%

发电企业上网电价降低,但机组利用率得以提高,对不同企业具体影响不同。

输配电价

0.1655

0.1435

-13%

电网企业在直购电电量上的收入有了明显的减少,利益受损

销售电价

0.5322

0.4960

-7%

电力用户购电成本明显降低,受益明显

对电网企业的影响

直购电的交易模式,鼓励发电企业和用电大户直接交易,电价方面拥有更大的灵活度,电网公司将完全作为输配电服务方收取输配电费用。这样电网公司将不再是唯一的售电渠道,从而打破了电网公司垄断的局面。

我国现行的电价体系还存在着比较严重的交叉补贴现象,主要是大工业用户补贴居民和农业用户。(相对于工业用电,居民生活用电负荷不稳定,随机性较强,从而造成电网总负荷的不确定性。这就要求电力供应方必须在装机储备和生产技术上加以适应。同时,在电力输送中,电压不同所需要的技术含量不同。低压电输送过程较难控制,需要更多的技术投入,应分摊的供给成本较高。这些原因导致居民用电成本比工业用电高。理论上,按照价格合理性,对使用量较小、成本较高的用户应收取较高的价格,而对于使用量较大、成本低的用户应收取较低的价格。)根据国际能源署(IEA)的统计,2005年国际经合组织(OECD)国家的居民电价大约是工业电价的1.7倍(平均值),而同期我国的居民电价仅为大工业电价的0.93倍。

这样对于电网企业来说,直购电的用电是其最优质的客户,如果大量用户(特别是工业用户)通过直购电方式享受较低电价从而降低了交叉补贴的效用,将增加电网企业的经营压力。尤其是高耗能产业集中地区的小型电网企业经营压力将会比较突出,这些地区内高耗能企业开始实行直购电,将对这些小型电网企业的供售电量产生较大影响。

对大型火电发电企业的影响

通过直购电这种交易模式,虽然企业电价可能会有所下降,但更重要的是发电企业可以根据自己的成本、边际利润来合理报价,通过报价来把握量与价的最优。

《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》指出:符合国家产业政策、并网运行的发电企业,原则上,装机容量60万千瓦及以上且单机容量30万千瓦及以上的火力发电企业(含核电),可申请参加试点。可以看出只有大型火电发电企业才能参与直供电业务。大型火电发电企业具有相对成本优势,不同装机容量机组不仅能耗相差较大,而其单位固定成本也相差较大,对大机组来说发电成本具有很大竞争优势,在未来直供电业务中将更具有据竞争力,可能获得更多的发电业务,提高电厂的发电小时,实现更多边际利润。

此外,直购电的交易模式还有助于改善“市场煤、计划电”对火电企业的经营的压力,提高火电企业转嫁成本的能力。未来煤价高涨时可以通过谈判及时有效的将成本疏导到下游,尽量避免出现“煤电联动”不及时造成发电企业大范围亏损。

对小火电企业的影响

《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》中限制装机容量低于30万千瓦的机组参与直供电。即使将来扩大直购电范围,允许装机容量低于30万千瓦的机组参与直供电,小火电也不具有竞争优势。

主要原因是装机容量较小的发电企业在直供电业务竞争中不具备成本优势。

另外,装机容量较小的机组一般能耗较高,在未来的竞争中很难获得发电权,发电小时可能低于平均水平。根据此次吉林市场化竞价交易的规则,申报价差相同时脱硫机组优先成交、同为脱硫机组则供电煤耗低的优先成交。未来直供电市场可以肯定也会继续“符合国家产业政策”,而不同机组能耗比较:30万千瓦机组供电耗煤是10万机组的82.5%;60万千瓦是10万机组的80%;100万千瓦是10万机组的68%。小火电明显处于劣势。

水电发电企业

《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》指出:符合国家产业政策、并网运行的发电企业,原则上,装机容量20万千瓦及以上或单机容量10万千瓦及以上的水力发电企业,可申请参加试点。

相对于火电企业,水电成本优势明显,在直购电交易模式中,在同一地区水电具有明显的成本竞争优势。

另外,目前水电的核定上网电价明显低于火电,在直供电模式中,电价是供需双方“多买方——多卖方”博弈的结果,水电发电企业的电价可能会比目前上网电价提高出一些。

综合分析

从以上分析我们可以看出,虽然直购电交易范围的扩大对不同电力企业带来的影响各不相同,但是概括起来,成本竞争优势是重点。而成本竞争优势关系到资本投资决策、经营布局、生产管理技术、企业运营效率等等,随着电力行业市场化进程的加快,电力企业也将步入精细化管理的时代。



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