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电力体制改革对发电企业的影响及对策建议

[日期:2017-12-06]   来源:中国电力报   作者:   [字体: ]

  2015年3月,中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(以下简称中发9号文),开启了新一轮电力体制改革的大幕。这一轮电力体制改革是一场深刻的利益调整,尤其是对发电企业的影响最为深刻,那么发电企业如何应对呢?

  电力体制改革深刻影响着发电企业利益

  这一轮电力体制改革的总体思路是“管住中间、放开两头”。改革方案实施以来,随着改革进程不断深入,试点范围不断扩大,“四梁八柱”落地生根,改革深刻影响着调整着电网企业、发电企业和电力用户的利益。

  管住中间,即转变电网企业的盈利模式,电网企业由过去吃上网电价和销售电价价差作为收入来源,改为按照政府核定的输配电价收取过网费。

  电网就像一条高速公路,电网企业收取过路费。输配电价由政府按“准许成本+合理收益”原则核定。所以,改革后电网企业的盈利是有保证的,只不过不同以往的是其盈利模式的转变,要接受政府严格核定,要剔除其不合理成本。

  放开两头,即发电企业直接进入市场,与电力用户直接交易,通过竞争确定电量和价格。

  在经济步入新常态、社会用电需求增长明显放缓、电力供应能力总体富余的情况下,在市场价格竞争机制作用下,发电企业与电力用户的直接交易价格自然是趋于下降的。特别是在市场不成熟的初期,如果计划发电量放开步伐较大,进入市场的发电供应和用户需求严重失衡的情况下,电力直接交易价格下降得更多。发电企业利润在激烈竞争中趋于边际利润,促使发电企业全方位强化管理、降低成本、提升效率,向社会释放改革红利。

  电力用户是本轮电力体制改革中获得红利的一方。红利来源于政府对电网企业输配电成本和收益的厘清与严格核定,更主要来源于发电企业之间的成本竞争与内化管理提升。

  发电企业利益为何被深刻调整

  首先,这一轮电力体制改革是坚持以市场为导向,市场经济是竞争经济,在当前电力供应能力明显大于市场需求的情况下,竞争的结果是电力价格必然下降。

  过去几年,我国经济步入新常态,电力需求增长明显放缓,而电力装机依然保持较快增长。2013~2016年,全社会用电量年均增长3.61%,全口径发电装机年均增长9.69%,燃煤火电机组年均增长6.23%,电力供应能力增长速度远快于社会用电需求增长。与此同时,火电机组利用小时数从5012小时直降到4165小时,累计下降近1000小时。

  如果电力需求紧张,引入市场竞争机制,电价是上升的,这就有利于发电企业。可是,在这种情况下,改革会导致全社会用电负担上升,改革就会面临更大的阻力和舆论压力,改革就有可能半途而废,甚至还会引发社会和政治问题,国外一些国家有这方面的沉痛教训。所以在当前电力供应能力总体富余的背景下,反而是推进电力市场化改革最有利的时机和窗口期。发电企业为此承受改革阵痛,换来的是电力领域市场体制的建立和全社会福利的提高。

  第二,当前电力供应能力远大于市场需求的根本原因,正是在电力领域长期实行计划体制的结果。

  我国改革开放从1978年算起,到现在快40年了。可今天,在电力领域还是计划体制居于主导地位。一个电厂每台机组发多少电、每千瓦时电卖多少钱、卖给谁,都不是自己说了算,这不是典型的计划经济吗?2016年,因为推进电力体制改革,实现20%左右的电量市场化交易,其余80%的电量实行的仍是计划配置资源。因此,电力体制非坚决改革不可!

  实行计划体制为什么会造成目前的电力产能富余呢?因为在计划体制下,每台机组发多少电,由政府电力运行管理部门大体平均分配,它基本上不考虑每台机组的能耗和效率;每千瓦时电卖多少钱,由政府价格主管部门按成本定价法制定,它基本上不反映市场供求关系。在这种情况下,只要发每千瓦时电还能盈利,即使产能已经过剩,新电厂新机组还会不断地投资建设。前几年,有一个很有意思的现象,就是每年发电小时数不断下降,但各地方各企业投资建设新电厂的热情依然很高——因为煤价很低,发电就有盈利。这种体制就造成了电力供应能力增加与市场需求的严重脱节。

  第三,开展电力体制改革,就是要还原电力的商品属性,使市场在电力资源配置中起决定性作用。

  电力体制改革的目标和方向是要建立电力市场,实现发电企业直接和电力用户交易,自主确定交易对象、电量和价格,这才是真正的市场经济主体。电力体制改革改变的是电力资源配置的方式,过去是计划配置,现在是市场配置。它不增加电力供应,也不减少用电需求。

  为什么有人认为电力体制改革使发电企业变得更加困难?那是因为改革放开了发电计划,放开了电力价格,发电企业要在市场上直面竞争。在市场竞争机制作用下,在电力供大于求的情况下,电价是由政府定价水平向市场供求均衡价格水平方向趋于下降的。改革,使全社会享受了红利。不改革,仍然实行计划电量、计划价格,那是全社会对电力过度投资买单。

  发电企业总的应对思路及建议

  发电企业应对电力体制改革,它的总的思路是:

  一方面,在市场中获取用户电量。

  在激烈市场竞争中,发电企业必须转变思维,改变过去“坐在家里就能卖电”为“主动走出去争取客户”。发电企业的售电对象,已从原来唯一的电网企业,改为广大工商用户。发电企业直接向用户和售电公司卖电,面临同行的激烈竞争。对策是发电企业要成立自己的专业化售电公司,一头连着发电,一头连着用户,以此来稳定发电企业的整体利益。小的发电企业,可以委托社会的专业化售电公司,以减少成本;或者自己直接“赤膊上阵”,在市场中学习“游泳”。

  另一方面,要强化自身管理,

  降低成本,提高市场竞争力。

  不像电网企业成本由政府严格核定,发电企业成本是由市场这只手去严格核定它。激烈的竞争促使发电企业内部要降低成本,要以比别的发电企业更低的成本去占领市场,才能在市场竞争中生存和发展下去。所以,发电企业要加强全方位管理,从燃料成本、设备折旧、人工成本、财务费用等多方面严格管理。

  对发电企业提出几点具体建议:

  转变思维,增强市场意识

  过去发电企业卖电,坐在家里,电就卖出去了。按照政府确定的发电计划和上网电价,由电网企业统购统销,就和政府有关部门和电网企业打交道就够了。改革后,发电企业要直面市场,和电力用户进行直接交易,在与同行竞争中把电卖出去,要与电力交易中心和众多电力用户打交道。

  现在,前后大不一样了。

  所以首先要转变思维观念,增强市场意识,建立客户意识,主动走出去,参与市场竞争。学习和熟悉市场经济规律、电力交易规则,研究市场竞争策略,在竞争中获取利益、实现发展。

  成立自己的售电公司并做大做强

  首先在全国布局售电公司。在全国本集团发电机组比较多的地方,发用电量比较大的省份,都要布局自己的售电公司,成立专业团队,组建专门公司。从一些发达国家情况看,在电力市场中占有较大份额的售电公司,往往是大型发电企业的售电公司。

  其次,提升售电公司能力。发电企业集团总部应因时而变,调整创新组织,成立售电管理部门。加强对全国各售电公司的统一管理和指导,组织开展培训、经验交流,加强对电改政策的解读与学习。这样统一管理售电公司,统一组织培训,有利于提高售电公司的整体水平和实战能力。各省电力体制改革和电力市场建设推进程度不一样,各地售电公司之间也可以开展经验交流和学习借鉴。

  稳定和降低燃料成本

  我国目前中央和地方大型发电企业,电源结构总体上以煤电为主。煤炭燃料成本是火力发电成本中的大头,占度电成本80%左右。要积极与煤炭企业签订长期协议,平滑煤炭价格市场波动风险。煤电企业与煤炭企业实现战略重组,建设大型“煤炭+火电”能源集团,可以为煤炭稳定销路、为火电稳定成本,在一个集团内部实现煤炭和火电优势互补,共同抵御市场风险。还可以通过参加煤炭市场的金融期货套期保值,来对冲煤炭市场价格波动风险,这在国际上是通行做法。

  全面加强精细化管理

  火电企业除了燃料成本外,人工成本、设备折旧、财务费用在度电成本中占有10%~15%的比重,这方面在加强管理、降低成本上也有比较大的挖掘潜力。要加强机组的能耗管理,淘汰能耗高的小火电机组,或将小火电机组改成供热机组。对本集团的发电资产进行资产重组或优化组合,对老电厂进行售出,发电小时低的情况下,可以在本集团内部实施发电权替代。在发电厂建设的时候,就要降低设备的采购成本,这样每年折旧费就能降低。要控制人工成本,计算集团内部每台发电机组的生产效率、劳动效率,对生产效率、劳动效率低的电厂,要研究改进的措施办法,对实在难以提高的,要考虑内部优化重组或资产售出。

  降低财务费用

  发电集团特别是中央发电集团负债率较高,降低财务费用对提升市场竞争力也很重要。2016年,五大发电旗下上市公司国电电力、华电国际、大唐发电、华能国际资产负债率分别为72.46%、73.14%、74.88%、68.73%,净利润分别为70.2亿元、46.3亿元、20.1亿元、108亿元,财务费用分别为60.2亿元、49.1亿元、67亿元、69.2亿元,净利润和财务费用基本相当。针对我国大型发电集团负债率高的情况,通过资本市场,如上市、发债来降低财务费用。这些融资渠道相比银行贷款更为灵活,可以提高直接融资比例,优化融资结构,降低融资成本。

  充分利用新电改政策

  第一,清洁能源优先发电保障。

  新电改政策里有清洁能源发电的优先政策。对规划内的风电、太阳能发电,建立优先发电制度。对水电、核电也有部分电量,实施优先发电保障。可以继续布局建设有市场消纳空间的风电、光伏发电设施,它们可以优先发电上网,还享有政府补贴。积极发展分布式电源和智慧能源小区,分布式电源可以就近上网和优先发电,不会产生弃电现象,收益可以得到保障。

  第二,获取辅助服务经济补偿。

  此次电改要建立市场化辅助服务分担共享新机制,发电企业提供调峰、调频、备用等服务,可以按市场原则获得相应的经济补偿。针对能源结构转型的需要,火电机组将来要逐步从基础电量、主体电量,向基础电量和调峰电量转变,这样将来参与辅助市场提供调峰、备用功能时,可以获得较高的经济补偿。火电在西南、西北、东北地区为清洁能源提供了备用服务,应尽快出台相应的辅助服务补偿政策。

  第三,投资新增配电业务。

  9号文鼓励社会资本投资配电网,为什么发电企业有电力专业优势还不可以干呢?发电企业做配电网,它不掌握调度中心,就不存在不公平交易问题。但不鼓励发电企业投资建设向用户直接供电的专用线路,因为它不承担社会责任,违背公平竞争原则。应积极参加国家增量配电业务放开改革试点,走出一条发电企业投资配网的路子。

  多元化发展

  对大型发电集团来说,除了在传统电力领域之外,还可以拓展一些相关的板块,走多元发展之路,建设大型综合能源集团,或跨能源及相关领域的大型多元集团,降低单一发电业务比重,抵御市场经营风险。五大发电集团组建后,逐渐从单一发电集团向综合性能源集团转变,在发电主业之外,将触角延伸至煤炭、金融、物流、科技等领域。金融板块一直是五大发电集团除电力、煤炭以外的重点板块。华能集团金融板块管理资产达到9800亿元。大唐集团金融、科技、物流三个板块利润贡献值占整个集团的30%以上。皖能、浙能等地方能源集团也形成了电力、天然气、金融等多元产业板块。从这些发电集团多元化情况看,产业布局一般是:以电为主、与电相关(煤炭、天然气、物流、环保科技等)、金融支撑。

  加强对市场经济法律法规的学习

  2016年1月,山西省发电企业联合签署了《山西省火电企业防止恶意竞争、保护行业健康可持续发展公约》。此举违反了《价格法》和《反垄断法》,受到了反垄断执法部门的调查和处罚。这是在山西省乃至全国的电力体制改革的背景下,第一例具有影响力的价格垄断案件。这个案件的查处,给全国发电企业上了一堂生动的法律教育课。无论有多少理由,也不能联手固定发电侧价格,发电企业要加强对相关法律和政策的学习。如果对有关电力体制改革的政策和市场经济法律法规不了解,也不参加学习培训,敢于试法,就必然会受到惩罚,付出代价。

  积极反映电改中的合理诉求

  电网企业是自然网络垄断型企业,全国大型电网企业就国家电网公司、南方电网公司两家,在改革中总体处于相对有利的位置,其利益诉求表达比较容易形成,渠道也比较畅通。发电企业众多,利益诉求不容易集中,也难以由一家或几家发电企业代表。在社会上,发电企业发声也不够,代表发电企业发声的机构、专家就更少了。发电企业对此应高度重视,对自身在改革中遇到的困难、问题,加强研究和梳理,及时形成政策建议。可以直接向政策制定的有关部门反映,也可以通过行业协会或第三方智库机构向政府部门反映。有时反映合理化建议,满腔热情、充满期待,但往往石沉大海、没有结果。改革中许多问题的解决,需要一定的过程和解决时机。反映正确的诉求建议,也不要指望一次就能成功,要多次反映,多途径反映,这样才能不断引起重视,在条件成熟和契机出现时,问题就可能得到解决。

  当前情况下,发电企业面临多重困难,利润腰斩式下滑,这不是发电企业自身努力就能完全解决的,也不是通过正确应对电力体制改革就能明显改善的。

  这些问题归根到底,就是当前电力供应能力明显多于用电需求。解决这个问题,就是推进电力领域供给侧结构性改革。一方面,要控制新增产能。在电力装机已经冗余的地区,坚决不能再上新的发电项目,包括光伏、风能等清洁能源项目也暂时不应再上了,否则会加剧电力过剩问题。还要淘汰落后产能,加大清理整顿违规项目的力度。另一方面,就要增加电力需求。随着我国经济进一步增长,电力需求还有进一步增加的空间,电力产能阶段性富余问题就会逐步得到缓解,乃至基本解决。当前,要加大采取实施电能替代等措施,以解燃眉之急。

  国家应从宏观层面加强政策调控,化解电力过剩产能、增加电力需求、释放先进煤炭产能、有序放开发用电计划、合理提高计划电量部分的上网电价等,统筹考量、多管齐下,坚决按照党中央要求,确保电力体制改革既改到位、又保稳定。





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