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新电改对发电侧的影响,新常态、新电改、国资

2019-09-08 02:26

近日,国家发改委又出台6个新的配套文件,内容涉及输配电价改革、电力市场建设、组建交易机构、放开发电计划、推进售电侧改革、加强自备电厂监管等,并批复云、贵两省开展电改综合试点,京、广组建电力交易中心。这标志着新电改制度建设初步完成、正式进入落地实操阶段,对电力企业、工商用户、经济发展的影响将进一步显现。 因此,作为电力企业如何摆脱迷惘、等待的心理,以开放、分享的姿态,主动借力新电改,趋利避害,挖潜商机,实现可持续发展,成为“十三五”期间的一个重大课题。 针对新电改系列文件以及最新进展,我们要结合发电行业目前阶段性特征及未来市场变化,深度剖析新电改对发电侧的影响。 总影响:新电改突出开放多元的“民主革命”和电力市场化改革,通过发电则、售电侧的放开,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,让电力消费者拥有选择权、参与权,利好社会,但对发电企业实质是“双刃剑”:做好是机遇,挑战是常态,比拼的是市场竞争力,将重塑发电企业,对经营理念、安全管理、发展空间、商业模式、客户服务等产生重大而又深刻的影响。 机遇:今后发电企业除了投资运营电厂外,还可以进入售电侧、新增配电领域、跨省跨区域输电项目,全产业链经营,发展空间更大,配售电将成为新的业务板块与效益增长点。分布式能源、新能源、微电网发展更有配套激励措施保障。风电、光电、生物质能发电,电网调频调峰电量,“以热定电”电量;跨省跨区送受电量中的国家计划、地方政府协议电量,水电、核电、余热余压余气发电,超低排放燃煤机组等“六类电”拥有一、二类优先发电权。对技术经济指标处于区域电力市场平均先进水平或短缺区域的发电企业,将会抢得商机。 挑战:目前,我国电力市场普遍过剩,地方政府为稳增长主动参与电改的积极性高,今后电力市场竞争将更加充分、直接、激烈,发电企业“打折让利”将成新常态;电价机制仍双轨运行,只保留少量政府定价电量,直接交易、市场化定价电量比重大幅度增加,电价信号变得敏感,电力需求侧反映将会变得积极;逐步取消电价交叉补贴,电价结构更趋合理,但电价水平将明显下降;突破计划电量、政府定价的传统模式,影响发电企业盈亏的因素更加复杂多变,不确定性大幅度增加;面对市场竞争与广大用户,发电人将告别单纯发电时代,将进入横向多源互补、纵向源-网-荷-储-用协调的能源互联网时代,工作更富挑战与激情。 未来影响: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,发电行业未来有可能出现盈亏分化,优胜劣汰,兼并重组,发电企业从目前的“同甘共苦”到未来的“贫富分化”,从“一群肉猪”分化为“大象蚂蚁”。(本文来源:上海证券报,转载请注明出处)

开放电网公平接入、建立分布式电源发展新机制将有利于落实新能源保障性收购,将减少弃风、弃光现象,促进新能源和分布式能源的快速发展。

我们不妨重点从发电侧来分析一下,新电改时机不利究竟还有哪些因素?

发电企业积极应对新电改

政府单独核定输配电价从制度上改变了电网的盈利模式,防止通过调度、价差谋取利益,有利于维护发电企业正当权益,陈宗法表示,目前国家对输配电价核定高低,直接关系到发电侧、需求侧的利润空间;由于目前市场过剩,参与市场交易的上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价确定将引发过度竞争,加剧电价下降,总体影响不利;没有参与交易和竞价的上网电量,执行政府定价对发电企业影响不大,收益稳定。对于 “新电改框架下定价是涨还是跌?”陈宗法表示,未来三、五年内,既有电价上涨的动因,更有下跌的机率,除了区域性、结构性、时段性的电价波动外,对冲互抵后,我国总体电价水平将会稳中有降,电力用户将分享改革红利。

电工电气新电改对发电侧的影响,新常态、新电改、国资国企改革将带来新机遇与新挑战【澳门新濠新天地3559】。网】讯

谈及新电改对发电侧的影响,陈宗法认为,新电改将重塑发电企业,对其经营理念、发展空间、商业模式将产生重大影响。发电行业长远将可能出现盈亏分化、优胜劣汰、兼并重组的局面。他同时提出,发电企业进入售电侧和用户直接交易,能够获得更大发展空间;电力市场竞争将更加激烈、公平、直接;电价机制将更趋市场化,但总体水平稳中有降;分布式能源与新能源发展配套措施将更有保障;影响发电企业盈亏的因素将更加复杂多变。

此外,目前我国发电侧处在一个新的更高的历史起点,但推动转型升级任重道远,新常态、新电改、国资国企改革将带来新机遇与新挑战。截至目前,发电侧创下多项世界第一,供电煤耗、厂用电率均处于世界先进水平;五大发电集团均加入了世界五百强企业,名次不断提升,综合实力得到显著增强,因此,已经处在新的更高的历史起点。

一是全国电力市场普遍过剩,且有加剧之势。2014年用电量增长3.8%,创出“新低”(最高2003年15.3%)。今年1-6月仅增长1%,更不理想。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”。在目前电力产能过剩、用电需求不足的情况下,缩减发用电计划,提高市场直接交易份额,无论是协商定价,还是市场竞价,容易引发过度竞争,加剧电价水平下降,对发电侧总体不利,前景堪忧。目前,云南、宁夏等一些电力严重过剩的省区,随着新电改的试水,出现了集中撮合交易、直接交易等多种模式,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”。今年4月,云南开展15.8亿千瓦时大用户直购电竞价,几家水电厂中标报价比批复电价低0.12-0.18元。全省1季度因竞价共减收让利5.4亿元。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。

新常态下的发电企业五大特征

对此,陈宗法做出新电改影响的总体判断:将对发电企业的经营理念、发展空间、商业模式等产生重大影响,表面是利好,实质是双刃剑,做好是机遇,挑战是常态,比拼的是市场竞争力。他指出,今后进入售电侧,与用户直接交易,经营发展的空间更大;电力市场竞争更加公平、充分、直接、激烈;电价机制仍双轨运行,但更趋市场化定价;电价结构更趋合理,但电价水平将稳中有降;分布式能源与新能源发展更有配套措施保障;影响发电企业盈亏的因素更加复杂多变,不确定性大幅度增加;面对市场竞争与广大用户,发电人将告别“电机一响,黄金万俩”的时代,工作更富挑战与激情。目前我国经济下滑、电力市场相对过剩、煤炭市场持续低迷,陈宗法表示,当前改革时机对发电企业并不利,但随着市场化竞争加剧,发电行业长远有可能出现盈亏分化,优胜劣汰,兼并重组。

二是煤价持续低迷,火电业绩大幅提升受制约。2011年末开始,环渤海5500大卡市场动力煤综合平均价格从最高时860元/吨一路下跌,2014年7月23日跌破“500元/吨”。今年7月1日,跌至418元,煤价指数下跌108元/吨,成为发电行业近年来盈利大幅度提升的“基石”。新电改将改变“以政府定价为主”、“难以及时并合理反映用电成本”等问题,形成由市场决定电价的机制。可以预见,今后电价不再以煤价波幅超过5%,以年度为周期进行调整,电价涨跌有可能是“分分秒秒”的事,价格信号与杠杆作用突现。因此,电力行业由于市场机制的作用,不太可能因政府定价的“迟缓”或“不到位”,象2008年那样使火电巨亏,又象2012年以后找回“旧帐”,火电着实“火一把”。目前,低迷的煤价预示着电价的回落。

新电改对发电侧的影响

售电侧改革中,允许发电企业投资售电公司是最大亮点,但影响双重,有可能成为一个新的利润增长点。有利方面在于延伸产业链,自产自销,发售一体;优化资源配置,让大火电或低成本水电机组多发电;掌握第一手市场信息,有利于优化战略布局。不利方面在于争夺用户,竞相压价;承担市场风险(用户违约、电费欠费等);增加售电成本。

三是经济稳增长的压力加大,地方政府、工商业用户希望借助电改分享蛋糕。长期以来,我国电力行业的电价交叉补贴严重。为保障民生和维护社会稳定,补贴居民、农业用电,工商业用电的电价明显偏高,导致工商业企业的成本增加,市场竞争力下降。经济新常态下,全国各地经济稳增长的压力加大,一些高耗能行业、实体企业出现经营困难。近年来,我国全面深化改革,中央政府大力简政放权,放权于市场,放权于地方政府,能源领域力度最大,除保留核电、大型水电外,其他电力建设项目的核准都交给了地方,即使新电改也先试点,再推广,地方政府拥有很大的主动权。由于各地经济下行、工商业用户特别是高耗能用户对电价下调有强烈的诉求,再加电企多属央企,云南、贵州等一些能源外输基地纷纷要求参与电改,抓住电力过剩的时机,借助市场交易降低电价。4月17日,国家发改委召开的全国电改工作会上曾发出“警告”,避免借电改名义发展高耗能产业,使直接交易等变成降低高耗能企业成本的特殊政策。

新电改中售电侧改革允许符合条件的发电企业投资组建售电公司,对发电企业来说有可能是一个新的利润增长点。这一政策有利于延伸发电企业产业链,发售一体,优化资源配置和战略布局,但同时要谨防发电企业之间竞相压价、承担市场风险加剧。

华电集团公司政法部主任陈宗法在近日召开的2015中国电力发展论坛上做了题为“新常态下新电改对发电侧的影响与对策”的报告,从电力企业角度特别是从发电企业角度分析新电力体制改革给发电侧带来了的影响。他指出,我国经济发展进入“新常态”,对电力行业的影响是深远的、系统性的,从近期看有利有弊,总体是利大于弊,机遇大于挑战。但新电改、国资国企改革的推出,将增加经营发展的不确定性。

有人也许会说,上述因素对电企的影响本来就客观存在。殊不知,在不太有利的时机,注入新电改的“市场”因素,催生并加剧了“发酵”,使电企的未来增加了诸多不确定性。如果在过去电力严重短缺时期,即使也是9号文的改革内容,将会是电价刚性上涨的局面。

新电改之后发电企业如何抓住机遇、规避风险?陈宗法提出了建议。他认为,首先,发电企业应该积极开展新电改方案的研究,追踪配套细则,密切关注改革试点地区的动向。其次,要摸清发电机组家底,积极参与电能直接交易,做好成立售电公司的准备。第三,要转变工作重心,由过去的“跑政府”转变为“跑市场”,主动与大客户、政府部门、竞争对手沟通协调,防止恶性竞争,实现多方共赢。第四,建立“以市场为导向、以客户需求为中心”的电力市场营销体系。第五,控制电源的发展节奏,加强优化配置,提升设备可靠性,增强竞争力。第六,兼顾政府要求与社会责任,努力促进清洁能源高效利用,要避免借改革名义发展高耗能产业,使直接交易等改革探索变成降低高能耗企业成本的特殊政策。同时,防止重复建设配电网,实现售电市场合理竞争。

开放与大用户直接交易,对一些发电企业有利于争取更多电量,降低固定成本,增加综合收入,但由于以前地方政府主导、用户诉求,直购电变成“优惠电”。电改后电网只收过网费、与大用户协商定价,有可能趋于规范,减少效益流失。据调查,目前已开展直购电区域,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。

“穷则变,变则通,通则久”是改革的一般规律。电力行业尽管还面临一些困难与问题,但2012年以来,发电行业主要技术经济指标屡创历史新高,火电重回利润中心,除中电投外五大发电集团连续3年均获得国资委业绩考核A级,而且清洁可再生能源和大型高效机组“两个比重”不断增加,境外业务发展方兴未艾,在世界企业500强的名次不断提升,实现了“行业复兴”。同样,国网公司经营管理绩效提升,连续10年、3个任期被评为央企业绩考核A级,世界500强排名第7位,国际影响力大幅提升。目前,电力行业正在积极打造升级版,创建世界一流电网、国际一流企业。显然,电力行业整体并非发展“到了极点”,而是处在一个新的更高的历史起点,也处在2002年电改以来形势较好时期。按照正常的逻辑,尽管电力行业对新电改有心理预期和较强的承受能力,但谁乐意在“较好时期”去接受“非自主性”外部变革、迎接一个“不确定”的未来呢?经受过电煤市场洗礼、正过上几天好日子的发电企业如此,长期处于垄断、优势地位的电网企业更是如此。

“我国发电行业目前处在2002年电改以来形势最好的时期,同时也处在一个新的历史起点。但是,推动转型升级任重而道远。新常态、新电改、国资国企改革将为发电行业带来新机遇与新挑战。”中国华电集团企管法律部主任陈宗法在4月28日开幕的2015中国电力发展论坛作了题为“新电改对发电侧带来的影响和对策”的演讲。他表示,从近期看,新常态对电力行业的影响机遇大于挑战,新电改、国资国企改革将为发电企业经营发展增加更多的不确定性。

建立相对独立的电力交易机构,能源局或派出机构将主导交易中心的建设和运行管理,但在调度没有独立的情况下,如何确立调度和交易的职能分工,进而发挥交易中心的在市场交易中主导作用,将成为试点的焦点。将有利于形成公平规范的市场交易平台,对发电企业影响正面。

可见,新电改之初,在300多万电企员工中,一些基层员工有担忧、有迷惘、有等待、有焦虑,完全可以理解。令人欣慰的是,越来越多的电企员工清醒地意识到,电力市场化改革是一只迟早要落的“靴子”,上一轮“竞价上网”已有过试点,担心彷徨、迟疑不决已没有必要,重要的是要以开放的心态,主动适应改革,做好应对改革的各项准备工作,如积极开展经济转型、股市剧震与电力需求关系的研究,密切跟踪新电改试点省区动向,直接参与电力市场交易,探索成立售电公司等。同时,借力新电改,积极推动自身的改革创新,进一步消除体制机制障碍,趋利避害,降本增效,挖潜新的商机,实现可持续发展。

在电价改革方面,陈宗法指出,政府单独核定输配电价从制度上改变了电网盈利模式,防止通过调度、差价谋取利益,维护了发电企业正当权益。大用户直购电改革使发电企业能够争取更多电量,降低固定成本,减少效益流失,但目前市场过剩,容易引发过度竞争,加剧电价水平下降。在市场化改革方面,他认为,在目前的电力市场过剩加剧、经济稳增长压力加大的背景下,发电究竟能否在协商电价、市场定价中占据优势,还取决于发电企业的自身实力和市场状况。

12年前的电改促使我国电力行业历经了规模扩张和结构调整。陈宗法指出,目前我国发电行业技术经济指标连续三年创出历史新高,进入了2002年电改以来形势最好的时期。主要由于多项指标均创历史新高,火电重回利润中心,盈利能力连续两年超过央企平均水平;资本运作再趋活跃,资产负债率出现连续下降;是清洁能源比重及60万以上大机组比重不断提升;煤炭自给率提高;科技、环保、科技产业、金融产业、物流等非电产业快速发展;境外业务发展方兴未艾等,综合能源集团格局初步形成,提升了可持续发展能力。

最近,读到一篇《焦虑,在改革的年代里》文章。据该文作者介绍,9号文推出后,他到江西、上海、甘肃、山东等电企调研或采访,“清晰地”感受到当地电企基层员工中普遍存在“迷惘、不安、焦虑情绪,以及深深的无力感”。作为一位业内人士,也有类似的察觉,只不过这种状况发电侧比电网侧好一些罢了!

我国经济发展进入新常态,对于电力行业的影响是深远的、系统性的。陈宗法认为,当前,我国发电企业呈现五个阶段性特征:经济增速换挡,用电量增长减缓,发电量竞争激烈;煤价持续低迷,成为发电行业盈利的“基石”,“电盈煤亏”格局更趋明显;非电产业盈亏分化,转方式、调结构面临新挑战;资源环境承载能力减弱,节能减排压力剧增,电源结构清洁发展,区域空间布局转换提速;发电侧行政干预力度大,市场化程度低,处于“半计划半市场”运行状态。

基于目前我国发电侧情况,陈宗法指出我国经济发展进入“新常态”,对电力行业的影响是深远的、系统性的,从近期看有利有弊,总体是利大于弊,机遇大于挑战。但新电改、国资国企改革的推出,将增加经营发展的不确定性。他认为,目前发电行业呈现以下6个阶段性特征:经济增速换档,用电量增长减缓,发电量竞争加剧;煤价持续低迷,发电产业业绩大幅度提升,“电盈煤亏”格局更趋明显;非电产业盈亏分化,转方式、调结构面临新挑战;资源环境承载能力减弱,节能减排压力剧增,电源结构清洁发展、区域空间布局转换提速;发电侧政府定电价、批项目、核电量计划,“半计划、半市场”运行;改革风起云涌,机遇与挑战并存,创新体制机制、挖掘新商机正当其时。

从电企角度分析,新电改不仅时机不利,而且对经营理念、安全管理、商业模式、客户服务等产生重大而又深刻的影响。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,未来电力市场化竞争进一步加剧,提高市场直接交易份额,发电人将告别单纯发电时代,工作更富挑战,影响企业盈亏的因素更加复杂多变,发电行业未来有可能出现盈亏分化,优胜劣汰,兼并重组,从目前的“同甘共苦”到未来的“贫富分化”,从“一群肉猪”分化为“大象蚂蚁”。

针对这些影响,陈宗法提出相关对策。积极开展新电改方案的研究,追踪配套细则,密切关注深圳、蒙西、安徽、湖北、宁夏四个省的输配电价改革和输配电改革试点地区的动向;摸清发电机组家底,做好应对改革的各项准备工作,积极参与电能直接交易;转变工作重心,由过去“跑政府”转为“跑市场”,主动加强与大用户、政府部门、竞争对手、调度交易机构等的沟通协调,既要防止恶性竞争,又要防止操纵市场,实现多方共赢;发电企业,要防止恶性竞争,实现共赢;建立市场为导向、以客户为需求为中心的电力市场营销体制,加强电力市场营销机构和人才队伍建设;控制电源发展节奏,降低建设运营成本,加强对区域电源的优化配置,提升设备可靠性,增强竞争力;责任央企,兼顾政府要求与社会责任,努力促进清洁能源的高效利用,加强需求侧管理,帮助用户节能减排、实现两个替代。

为什么会出现这种情况呢?该文作者分析“焦虑并非是因为对改革的抵触,而是来自于对未来的不确定”,即“对体制改革未来目标和路径的不确定、对电力企业未来的业务演变和运营模式的不确定、对个人职业生涯未来去留规划的不确定”。我认为分析得很有道理。众所周知,9号文基本上属于框架性、原则性内容,可操作性不够,需要制定十数个配套文件予以明确、落实,但目前多数并未配齐,影响电企员工对改革路径、企业运营模式的认知,以及个人职业规划的设计。当然,最重要、最实质的一点,是本轮新电改突出市场化改革和能源“民主革命”,是一把“双刃剑”,做好是机遇,挑战是常态,比拼的是市场竞争力,将重塑电力企业,冲击现有的经营理念、运营模式、发展空间,且与目前电力行业阶段性特征、电力过剩的市场环境一结合,新电改的时机对电企并不利,对未来电企的影响更不确定、更具挑战!

推进发用电计划改革影响非常大,意味着将大幅度增加市场交易电量,在电力严重过剩区域,将会引起电价明显低于标杆电价的现象,影响现有收益。今后上新项目,要以落实市场电量为先决条件。目前利用区域“三同”小时、标杆电价等测算项目投资收益的方法已不能适应需要。

今年3月中旬,新电改的核心文件9号文一公布,一些专家与媒体以及政府官员纷纷做出解读,大多认为改革时机成熟,机遇大于挑战,将给社会资本、电力企业带来暇想、带来商机。在随后的时间里,一些民营资本纷纷投资设立售电公司,资本市场上新电改概念股确实也有不俗的表现。令人们好奇的是新电改在电力员工、电力企业的眼里,也认同这种解读吗?会不会是另一番景象呢

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