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電力行業

電力企業的危與機——直購電交易模式對電力企業的影響

溫家寶總理在十一屆全國人大二次會議上作政府工作報告時指出:“2009年將推進資源性產品價格改革。繼續深化電價改革,逐步完善上網電價、輸配電價和銷售電價形成機制,適時理順煤電價格關系。”這是政府工作報告第一次明確地指出,要進行電價改革。

從“政企合一、國家壟斷經營”到“政企分開、發電市場逐步放開”,到“政企分開、廠網分開、部分省市市場化改革試點”,再到目前的“輸配分開”和“區域電力市場建設”,我國電力體制改革的方向始終是向著市場化的方向去思考和實施的。區域電力市場建設的第一階段目標是廠網分開、競價上網;第二階段的目標是輸配分開、發電公司與獨立配電公司和大用戶進行雙邊交易;第三階段目標是遠期目標,要求售電側引入競爭機制、所有市場主體全面參與市場競爭,最終形成電網為“公共運輸商”兩側“多買方——多賣方”的市場競爭格局。我們目前處于改革的第二階段,直購電的逐步推廣將成為實現“發電公司與獨立配電公司和大用戶進行雙邊交易”的必經之路。所謂直購電,就是指電力用戶可以直接向發電企業購電,也可以選擇向其他售電商購電。

2009年3月初,《國家發展改革委、國家電監會、國家能源局關于清理優惠電價有關問題的通知》要求:“積極穩妥地推進大用戶直購電試點工作。對符合國家產業政策要求的大型工業企業,用電電壓等級在110千伏及以上的。可以按自愿協商的原則,向發電企業直接購電,電價由供需雙方協商確定,同時按國家規定的輸電價格支付輸電費,并繳納隨電價收取的政府性基金與附加費。各省(區、市)政府有關部門按照市場化原則,按程序上報大用戶直購電試點方案,經批準后實施。具體實施辦法國家將另行下達”。這一政策信息表明直購電范圍的擴大將成為我國電價體制改革的重要突破口。

直購電交易范圍的擴大對電力體制改革的推進和電力行業的長遠發展都有積極的作用,但是對不同電力企業帶來的影響卻各不相同。

以2009年吉林炭素公司和龍華熱電的電力直購為例。雙方協議中約定年購電量4.7億千瓦時,上網電價0.3205元/千瓦時,委托輸電服務價格0.1435元/千瓦時,代征繳政府性公共基金0.032元/千瓦時,合計電價為0.4960元/千瓦時。

原有價格

直購電價格

變動

影響

上網電價

0.3347

0.3205

-4%

發電企業上網電價降低,但機組利用率得以提高,對不同企業具體影響不同。

輸配電價

0.1655

0.1435

-13%

電網企業在直購電電量上的收入有了明顯的減少,利益受損

銷售電價

0.5322

0.4960

-7%

電力用戶購電成本明顯降低,受益明顯

對電網企業的影響

直購電的交易模式,鼓勵發電企業和用電大戶直接交易,電價方面擁有更大的靈活度,電網公司將完全作為輸配電服務方收取輸配電費用。這樣電網公司將不再是唯一的售電渠道,從而打破了電網公司壟斷的局面。

我國現行的電價體系還存在著比較嚴重的交叉補貼現象,主要是大工業用戶補貼居民和農業用戶。(相對于工業用電,居民生活用電負荷不穩定,隨機性較強,從而造成電網總負荷的不確定性。這就要求電力供應方必須在裝機儲備和生產技術上加以適應。同時,在電力輸送中,電壓不同所需要的技術含量不同。低壓電輸送過程較難控制,需要更多的技術投入,應分攤的供給成本較高。這些原因導致居民用電成本比工業用電高。理論上,按照價格合理性,對使用量較小、成本較高的用戶應收取較高的價格,而對于使用量較大、成本低的用戶應收取較低的價格。)根據國際能源署(IEA)的統計,2005年國際經合組織(OECD)國家的居民電價大約是工業電價的1.7倍(平均值),而同期我國的居民電價僅為大工業電價的0.93倍。

這樣對于電網企業來說,直購電的用電是其最優質的客戶,如果大量用戶(特別是工業用戶)通過直購電方式享受較低電價從而降低了交叉補貼的效用,將增加電網企業的經營壓力。尤其是高耗能產業集中地區的小型電網企業經營壓力將會比較突出,這些地區內高耗能企業開始實行直購電,將對這些小型電網企業的供售電量產生較大影響。

對大型火電發電企業的影響

通過直購電這種交易模式,雖然企業電價可能會有所下降,但更重要的是發電企業可以根據自己的成本、邊際利潤來合理報價,通過報價來把握量與價的最優。

《電力用戶向發電企業直接購電試點暫行辦法》指出:符合國家產業政策、并網運行的發電企業,原則上,裝機容量60萬千瓦及以上且單機容量30萬千瓦及以上的火力發電企業(含核電),可申請參加試點。可以看出只有大型火電發電企業才能參與直供電業務。大型火電發電企業具有相對成本優勢,不同裝機容量機組不僅能耗相差較大,而其單位固定成本也相差較大,對大機組來說發電成本具有很大競爭優勢,在未來直供電業務中將更具有據競爭力,可能獲得更多的發電業務,提高電廠的發電小時,實現更多邊際利潤。

此外,直購電的交易模式還有助于改善“市場煤、計劃電”對火電企業的經營的壓力,提高火電企業轉嫁成本的能力。未來煤價高漲時可以通過談判及時有效的將成本疏導到下游,盡量避免出現“煤電聯動”不及時造成發電企業大范圍虧損。

對小火電企業的影響

《電力用戶向發電企業直接購電試點暫行辦法》中限制裝機容量低于30萬千瓦的機組參與直供電。即使將來擴大直購電范圍,允許裝機容量低于30萬千瓦的機組參與直供電,小火電也不具有競爭優勢。

主要原因是裝機容量較小的發電企業在直供電業務競爭中不具備成本優勢。

另外,裝機容量較小的機組一般能耗較高,在未來的競爭中很難獲得發電權,發電小時可能低于平均水平。根據此次吉林市場化競價交易的規則,申報價差相同時脫硫機組優先成交、同為脫硫機組則供電煤耗低的優先成交。未來直供電市場可以肯定也會繼續“符合國家產業政策”,而不同機組能耗比較:30萬千瓦機組供電耗煤是10萬機組的82.5%;60萬千瓦是10萬機組的80%;100萬千瓦是10萬機組的68%。小火電明顯處于劣勢。

水電發電企業

《電力用戶向發電企業直接購電試點暫行辦法》指出:符合國家產業政策、并網運行的發電企業,原則上,裝機容量20萬千瓦及以上或單機容量10萬千瓦及以上的水力發電企業,可申請參加試點。

相對于火電企業,水電成本優勢明顯,在直購電交易模式中,在同一地區水電具有明顯的成本競爭優勢。

另外,目前水電的核定上網電價明顯低于火電,在直供電模式中,電價是供需雙方“多買方——多賣方”博弈的結果,水電發電企業的電價可能會比目前上網電價提高出一些。

綜合分析

從以上分析我們可以看出,雖然直購電交易范圍的擴大對不同電力企業帶來的影響各不相同,但是概括起來,成本競爭優勢是重點。而成本競爭優勢關系到資本投資決策、經營布局、生產管理技術、企業運營效率等等,隨著電力行業市場化進程的加快,電力企業也將步入精細化管理的時代。



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