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电改过渡期市场特点及影响
2017-12-12 15:39:10  作者:  来源:中国设计师网  
  •   电网企业是本轮电力改革中遭受冲击最大的一方。尽管电网企业仍将参与配售电侧市场竞争,在售电领域仍处于强势地位,但从某种意义上讲,9号文的“三放开一独立”,其实质就是剥离掉了电网公司的定价权、定量权、交易权。这些权力的丧失,使得电网企业由电力的贸易商转型为物流商,盈利模式发生了根本改变。
    关键字: 电改 电力市场

  1 新一轮电力体制改革方案的主要内容

  9号文件分为4大项,其中,第一、二、四项分别是电力体制改革的重要性和紧迫性、深化电力体制改革的总体思路和基本原则、加强电力体制改革工作的组织实施,而第三项则推进电力体制改革的重点任务,共计7大条,28小条,可大致概括为“三放开,一独立”,具体内容如下:

  第一,放开输配以外的经营性电价

  第二,放开公益性调节以外的发电计划

  第三,放开新增配售电市场

  第四,交易机构相对独立

  电网企业是本轮电力改革中遭受冲击最大的一方。尽管电网企业仍将参与配售电侧市场竞争,在售电领域仍处于强势地位,但从某种意义上讲,9号文的“三放开一独立”,其实质就是剥离掉了电网公司的定价权、定量权、交易权。这些权力的丧失,使得电网企业由电力的贸易商转型为物流商,盈利模式发生了根本改变。

  2 对电力市场化改革的总体判断

  新一轮电改的大方向是:还原电力商品属性,构建有效竞争的市场结构和体系,形成主要由市场决定价格的机制。具体措施可能包括:放开上网侧和售电侧,核定独立的输配电价,逐步取消发电量计划,建立独立的电力交易平台,培育并成立若干个独立的售电商,发电企业的电量、电价逐步由市场供需双方协商或竞争形成。新一轮电改最显著特征是市场化,具体到发电侧,就是今后计划电量急剧减少,交易电量大幅增加,最终实现全电量市场交易。

  3 电力交易市场的主要特点

  电力市场交易是今后发电企业主要售电形式。根据以前东北竞价市场和华东模拟竞价市场实践经验,结合国家有关推进大用户直接交易相关规定,以及目前电力改革确定的原则,赛尔传媒认为,未来电力交易的市场将呈现以下特点:

  一是,以大用户交易为主袁其它用户交易为辅遥,根据我国目前用电市场的现状,工业用户用电具有量大、持续时间长、负荷较稳定等特点,最符合市场交易条件,今后很长时间均会是市场交易的主力,是发电企业最大的市场“买家”。预期未来国家会根据改革需要,逐步降低工业大用户参与市场交易的准入门槛,电压等级由目前的35kV放开到10kV用户(用电量约占全社会用电量30%),一些高新工业园、产业园也会整体纳入直供范围,大用户直接交易电量将急剧增加。另外,在售电侧改革到位、独立的售电商成立后,居民、商业用户用电也可以成片打捆方式通过售电商参与市场交易。

  二是,以双边协商交易为主袁多边竞争价交易为辅遥,市场交易首先遵循的是协商自愿原则。在这一原则下,今后的电力市场将鼓励发用双方优先进行一对一的协商交易,特别是发电企业与大用户之间的交易更多的采取双方协商方式进行,量、价均由双方协商确定,只要协商交易结果通过安全较核,履行了交易规则设定的普遍义务,交易即视为有效交易。对协商不成的大用户及其它众多零散用户则采取多边竟价交易形式。

  三是,以虚拟交易为主袁物理交易为辅。发电企业与用户的市场交易并非该电厂电量的点对点直接交易,在绝大数情况下,只是一种“纸面”交易,当交易达成后,电厂将发电量输送到电网的电力池,由电网进行再分配。因此,这种交易一般情况下不会改变电网原有输电格局和潮流走向,在同一用电网内,理论上不受交易双方距离限制。今后,随着交易体系逐步完善,特别是电力辅助服务交易市场建立以后,不排除个别电厂与用户在购买辅助服务且不影响电网安全前提下,开展点对点的物理交易。

  四是,以年度、季度交易为主,月度及临时交易为辅。因电力即发即用、不能贮藏特点,为平衡电力需求,维护电网安全,国家将鼓励发电企业与用户协商建立长期稳定供售电关系,签订长期合约,一般应会以年度或季度为交易时间单位,在交易市场成熟后,甚至会出现电力期货交易。对计划外用户新增电力需求则一般采取月度或日前临时交易形式。

  五是,以省内交易为主袁跨省跨区交易为辅遥目前,我国电网是以省级电网构架为主体,已形成了省为实体电力经营格局,每个省级电网均是一个独立的价区和经营管理单元。因此,今后的电力市场交易更多的是同一省内发电方与用电方的交易。

  六是,以平台交易为主袁平台下撮合交易为辅。为规范市场交易行为,保证交易的公平、公开、公正,改革后很可能会成立省级独立的交易平台,原则上所有市场交易均应通过交易平台进行。在过渡阶段,有些地方的市场交易有可能在政府主导下,在平台下撮合进行,甚至不排除个别地方由政府进行指定交易。

  七是,以火电交易为主袁水电交易为辅。由于各种电能属性差异及电源结构特点,加上水电、风电等可再生能源有全额收购的法律保障(可能实行配额制),参与市场交易的发电方只能以火电为主。

  在当前电力供大于求、供需严重失衡形势下,开展市场交易必然导致上网价格普遍下降,这是市场决定价格的具体体现,只有通过市场调节,电力供需形成新的基本平衡后,上网电价才会回到合理水平。

  4 电力市场交易模式与计划模式区别

  在市场模式下,电力将还原能源一般商品属性,与计划模式下特殊商品相比,有本质区别:

  一是,准入门槛不同。计划模式下,电厂能否发电更多取决于当地政府意志,一些未核准机组、一些地方环保不达标电厂,只要地方政府许可即可发电。在市场模式下,市场准入标准是统一公开的,不可能出现例外情况,这意味着部分现在能正常发电的电厂今后有可能不能进入交易市场,目前,一些省就规定未核准机组、能耗不达标电厂不能参与大用户直接交易。

  二是,量价形成机制不同。计划模式下,电量由政府参照“三公”原则进行分配,火电上网电价执行国家批复的同一标杆价。在市场模式下,电量、电价均由双方协商或市场竞争形成,量价合一且是一个“变数”,电厂能发多少电,能以什么价格销售取决于每次交易结果。

  三是,电费结算方式不同。在计划模式下,电厂所发电由电网统购统销,电费由电厂与电网进行单一结算。在市场模式下,电费将由电厂与用户进行直接结算,电网另与用户结算输电费用与政府基金附加等。

  四是,赢利方式不同。在计划模式下,电价、绝大部分电量都是锁定的,其赢利方式主要是通过控制燃料成本及其它成本提高度电边际利润。在市场模式下,电量、电价都是变数,电厂要想实现预期赢利,只能“薄利多销”,否则,将不能获取交易电量,也就没有售电收入,更谈不上赢利了。

  五是,与其它发电企业关系不同。在计划模式下,由于电量电价均由政府决定,电价是一致的,利用小时也相差无几,电厂与电厂之间没有直接竞争关系或是有限的竞争关系。在市场模式下,电厂与电厂之间是直接的竞争对手,是一种你多我少、你有我无的关系。同一区域不同集团电厂之间要想再进行有效合作可能性很小。

  六是,与电网关系不同。目前,由于没有核定独立的输配电价,且电力调度及交易均由电网控制,客观上使电厂与电网形成了利益争夺关系,而电网处于绝对优势地位。市场化改革后,电网定位为提供单一输电服务并按国家核定标准收取固定输电费的独立第三方,与发电企业没有直接利益冲突,但电网公司在市场交易中的地位依然重要,交易的安全校核、电量实时平衡等仍由电网负责。

  5 电力市场化改革对发电企业的影响

  电力市场化改革是对现有电力行业体制机制的一场革命,将完全颠覆现有的电力市场格局,对发电企业经营工作更将带来全方位的深层次影响。

  一是,经营方式将彻底改变。企业要想多发电多挣钱,必须主动到市场上“找米下锅”,工作重心要由过去的单纯打固定靶(计划电量)转移到打难度更大的移动靶(市场交易电量)上来。

  二是,经营难度会大大增加。可以预料,在市场化条件下的电力市场竞争将空前激烈,要想在激烈的竞争市场中以合适的价格竞得尽可能多的交易电量,实现发电效益最大化,电厂经营者必须有较高的经营决策水平、成本控制水平、对外协调水平,同时,对企业内部生产经营各环节协同配合水平也提出了更高要求。

  三是,经营风险将急剧加大。在市场准入方面,不符合准入条件机组将不能参与交易,面临关停风险;在交易决策方面,如交易报价决策不当极有可能出现无电可发风险;在电费回收方面,由于直接与用户结算,一些用户出现拖欠电费现象风险极大;在履约方面,发电企业如因设备或其它原因导致不能按时足额向用户提供交易电量,将承担违约及处罚责任。

  四是,经营效益会明显降低。在竞争性市场条件下,电厂售电价格高低取决于电力供需状态。目前电力市场普遍供大于求,市场竞争必将导致上网电价出现较大程度降低,交易价格将会通过市场调节自动与燃料市场价格联动,度电效益较现在明显降低。

  五是,经营状况会出现分化。由于不同发电企业其发电成本不同,管理水平也不尽相同,其市场竞争力也不同。在取消量价政策保护后,不同省之间、同省不同类型企业之间、同省同类企业之间,其经营差距会明显拉大,发电企业面临重新洗牌可能。

  6 新电改方案对电网企业财务数据的影响

  (一)对电网企业收入的影响

  现有业务模式下,电网企业的收入来自于售电量乘电价。电力的输、配、售几乎均由国家电网和南方电网“统购统销”,两大电网的售电量十分可观。销售电价实行政府定价,统一政策,分级管理。销售电价由购电成本、输配电损耗、输配电价及政府性基金四部分构成,计价方式包括单一制电度电价和两部制电价两种方式,使得两大电网售电收入巨大。

  新电改方案实施后,如果电网将业务范围定位于输电和存量配电业务,则营业收入为输配电量与输配电价的乘积,发电、售电价格高低与电网收入无关。新电改方案实施后,由于小微电网的出现会分流一部分输配电量。综合现有相关各种改革方案,输配电价由政府按“准许成本加合理收益”原则分电压等级核定,用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。新的输配电价中已经不含购电成本,与现有业务模式下的销售电价相比会大大降低。因此,新电改方案实施后两大电网的营业收入会大幅下降,以营业收入为标准的各种排名也相应大幅下降。

  (二)对电网企业成本费用结构的影响

  现有业务模式下,电网企业的成本项目构成大体包括购电费用、折旧费、电网检修运行费用、人力资源成本、营销费用、安全费用、科技开发费用及其他管理费用等。在电网企业的成本费用结构中,一般来说,购电费用约占80%,固定资产相关成本约占10%,人力资源相关成本约占6%,其他管理费用约占4%。

  新电改方案实施后,电网企业的核心业务是输配电,收取过网费,购电成本在电网企业成本费用中所占比重会大大减少,与固定资产相关的折旧费用、检修运行费用等所占比重会大大上升,将会成为电网企业成本管理的重点。

  (三)对电网企业利润的影响

  现有业务模式下,电网企业集输电、配电、售电业务于一体,利润来源于售电收入减去相关成本费用。较长的业务链条和极高的市场占有率给两大电网带来较大的盈利空间,使其在国资委对中央企业负责人的年度考核中都能获得A级评价。

  新电改方案实施后,盈利模式发生了质的变化,利润来自过网费与相关成本费用差。业务领域的缩减带来收入的减少,从而利润总额也会相应减少。

  (四)对电网企业现金流量的影响

  现有业务模式下,两大电网从发电企业购电,通过输、配、售将电力产品销售给最终用户。两大电网通过一系列现代化技术手段和较高的应收账款管理水平,基本做到以预收款方式从最终电力用户处收取电费。两大电网与发电企业的谈判中处于较为强势的地位,支付给发电企业的电费基本滞后一个月按月结算。这种预收电费和应付发电企业电费的策略给电网企业带来巨额的无息现金,降低了电网企业的财务成本。

  新电改方案实施后,业务模式的转变会导致电网企业的营业收入大幅下降,由于竞争的加剧,继续向电力用户预收输配电费也存在一定的难度,发电企业的电费更没有占用的可能。因此,电网企业的现金流会受到极大的影响。

  7 新电改方案对电网企业财务管理的影响

  (一)对电网企业投资管理的影响

  现有业务模式下,电网企业持有巨额无息现金流可以满足投资所需要的资金,投资项目中财务成本低,投资形成的全部固定资产所计提的折旧在销售电价中会得到完全补偿。新电改方案实施后,由于电网企业现金流的减少,输配资产投资需要支付一定的成本,导致输配电资产投资成本增加。

  在深圳市电网输配电价改革的试点方案中,对“究竟哪些资产可以算作是输配电成本”进行了严格限制,除了电力行业管理部门认定符合规划的包括线路、变电设备及其他与输配电业务相关的资产外,未经政府投资主管部门或国有资产管理部门审批、企业自行建设的输配电资产、从电网企业分离出来的辅业、多经及三产资产全部被排除在输配电固定资产之外。

  综上所述,新电改方案实施后,由于电网企业投资项目财务成本会增加,投资形成的固定资产折旧能否计入输配电价中的准许成本具有一定的不确定性。由于输配资产投资大,回收期长,如果折旧不能计入输配电价中的准许成本,则会给电网企业带来巨大的财务负担。因此,输配电项目资本预算将会是电网企业财务管理的重要内容。

  (二)对电网企业融资管理的影响

  由于新电改方案会对电网企业的现金流带来重大冲击,电网企业要可持续发展,还需要不断进行投资,投资就需要去筹集资金。电网企业要想方设法去筹集低成本、低风险资金。

  现有业务模式下,电网企业“不差钱”。新电改方案实施后,需要采取多元化融资方式,以达到降低融资成本和风险的目标。由于电网企业不属于公众公司,不能使用发行股票、权证、可转债、优先股等新型的融资方式,但可以选择公司债等融资方式。

  (三)对电网企业成本管理的影响

  现有业务模式下,购电成本在电网企业成本中所占比重高,是电网企业成本管理的重点。新业务模式下,输配电资产折旧在总成本中所占比重高,是电网企业成本管理的重点。在折旧方法和折旧年限一定的条件下,这折旧成本大小由输配电资产建设成本决定。因此,输配电建设项目成本控制将成为电网企业成本管理核心。

  8 应对电力市场化改革的建议

  一是,转变观念理念袁切实增强市场意识遥要充分认识到,今后“市场”将是左右企业生存发展的决定因素。要尽快将生产经营理念从“计划频道”切换到“市场频道”,将市场导向作用延伸到企业生产经营的每一个环节,真正实现“两个转变”。

  二是,理顺体制机制,尽快适应市场需要。要进一步强化市场营销的企业生命线地位和龙头作用,按照市场规则和要求调整原有的管理体制机制,重点是理顺生产经营各环节关系,确保各环节无缝衔接、高效运转。

  三是,健全组织体系,强化市场交易职能。建立健全与电力市场化相适应的集团、分子公司、电厂三级交易组织体系。同时,充实各级市场营销力量,打造一支高素质的交易人才队伍。

  四是,深入推进“双提升”,提升市场竞争力。市场竞争归根到底是企业内在实力的比拼。要想在市场中取得竞争优势,最根本的是练好内功。要按照“双提升”要求,扬长补短,强化管理,力争取得成本优势;要立足长远,结合每个电厂实际,着力培育企业核心竞争力;要整合集团在各区域的发电资源,加强协同,形成竞争合力,取得区域竞争优势。

  五是,发展战略用户,抢占市场资源。大用户今后很长时间都将是主要的交易对象,是电量的主要来源,也是市场竞相抢夺的稀缺资源。要站在战略高度重视大用户市场开发,树立用户至上理念,主动与大用户进行沟通联系,建立稳定的供需关系,尽早锁定部分交易市场份额,抢占交易市场制高点。

  六是,开发市场交易信息系统,为交易决策提供技术支持。要尽快建立交易信息库,结合各地交易规则开发出市场交易辅助决策系统等。同时,加强交易信息管理,既要确保交易公共信息及时流转。

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