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2018年是我国改革开放40周年的历史时刻,也是2002年电改16周年、2015年新电改3周年的重要节点。以五大发电集团为代表的发电企业,走过了风风雨雨,经历了一系列重大事件,既抓住了新的发展机遇,更迎接了重大的变革、严峻的挑战。正是这些挑战、变革与机遇,特别是两轮电改,磨砺、成就了发电人,催使传统发电企业发生了脱胎换骨的变化,奋力追赶全社会市场化改革的步伐,开启了新时代转型升级、创新发展的新征程。
两轮电改,突显市场竞争
首轮电改是2002年2月的 “五号”文件,主要任务是“厂网分开、竞价上网”。同时,还进行了东北、华东等区域电力市场试点,以及主辅分离、节能发电调度、大用户直接交易、发电权交易、农电体制改革等探索。
改革催生活力,竞争促进发展。尽管竞价上网搁浅、大用户直购受阻,但2002年电改极大地激发了发电行业发展的活力,厂网分开的“裂变效应”始料未及。投资主体之多元、跑马圈地之激烈、发展格局之活跃、规模扩张之快速、对标管理之广泛,都是空前的。而且,电源结构不断优化,发电技术及装备水平不断提高,发电煤耗及线损率不断下降,发电行业实现了跨越式发展。特别是新生的五大发电集团犹如“五虎下山”,从电力、煤炭资源到装机规模、煤炭产能,从传统能源到新能源,从基本建设造价到生产运营成本,从电力、煤炭市场到资本、人才市场,从新建项目到并购重组展开了激烈的竞争。
截止到2015年底,我国发电装机容量达到15.3亿千瓦,居世界第一。五大发电集团更是快速发展,装机规模由2002年的3.53亿千瓦增加到2015年的6.65亿千瓦,为我国装机规模连续实现5亿千瓦、10亿千瓦、15亿千瓦3次大的历史性跨越、迅速扭转“缺电”局面、实现全社会电力供需的总平衡作出了重大贡献。
2002年电改,形成了市场竞争的初步格局,解决了“电荒”的重大问题。至此,除了建设项目行政审批、上网电价政府定价、售电端不能自主选择外,发电企业已摘除垄断帽子,进入国务院国有资产监督管理委员会确认的“商业类”竞争性行业。
第二轮电改是2015年3月的“九号”文件,主要内容是“三放开、一独立、三强化”。即:有序放开输配以外的竞争性环节电价,有序向社会资本放开配售电业务,有序放开公益性和调节性以外的发用电计划;交易机构相对独立;深化研究区域电网、输配电体制。同时,强化政府监管、统筹规划、安全可靠供应,构建“管住中间,放开两头”的体制架构,核心是建立有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效的市场体制。
目前,新电改取得积极进展,不仅交易机构基本搭建、输配电价改革全覆盖、市场化交易电量超预期、新的配售电主体不断涌现、电力现货市场开启试点、交易规则与市场监管初步建立,而且还大大促进了市场化改革,促进了电力新业态的不断涌现,广大工商业用户实实在在分享了改革红利。2016年市场交易电量突破1万亿千瓦时,占全社会用电量的比重为19%;2017年市场交易电量1.63万亿千瓦时,同比增长45%,占比26%,其中:华北、南方、西北3个区域销售电量市场化率均超过35%,蒙西、云南、贵州3个省区更是高达68.5%、65.7%、54.0%。2018年将大幅度提高发用电计划的放开;2020年市场化交易电量占比将达到80%。2016~2017年,国家通过核定省级电网输配电价、扩大电力直接交易、完善基本电价执行方式等降低电价,让工商企业分享电改红利2000亿元以上,累计降低用能成本超过3200亿元,促进了实体经济的振兴。
当然,新电改还正在进行中,也存在行政干预、捆绑交易、单纯降价、市场壁垒、配电受阻、监管不力、进展不一、各行其是等问题,迫切需要在新电改的后半段校准方位、积极应对,完善市场体系,实现改革目标。
回顾两轮电改,坚持市场化改革思路,基本遵循“开放—多元—竞争—市场—规则—监管—完善”的改革逻辑,让电力行业从半封闭走向开放,从集中单一走向分散多元,促进了电力市场的形成以及行业的快速发展,让消费者不仅有电用,而且还拥有选择权、参与权,享受综合能源服务,利好社会。如果说2002年电改侧重于“发电侧的放开”,解决了电力短缺“量”的问题,那么2015年新电改则着力“配售电侧的放开”,重在解决“质”的问题。
挑战大于机遇,磨砺成就发电人
近年来,为应对电力市场普遍过剩,五大发电集团积极建立区域或跨区域市场营销体系,突破单一发电业务的束缚,以战略高度积极向“下”延伸,进入配售电领域、供冷供热供气领域,实现发(配)售一体、热力源网一体、冷热电水气多联供,培育新的业务板块与效益增长点。如华能集团2016年参股云南、山西、重庆等电力交易中心,取得8个地区市场管委会席位;成立26家区域能源销售公司;上报25个增量配电业务试点项目,入围第一批试点名单11个。2017年大力拓展售电业务,完成售电量421亿千瓦时,实现毛利近亿元。
目前,国家已经确定3批292家为增量配电业务改革试点。尽管开展配电业务阻力不小,面临统筹规划、增量划分、存量处置、电网接入、定价机制、项目核准、盈利能力、信息封锁、竞争激烈等问题,但社会资本强力介入触动了电网企业,配电业务在全国的工业园区出现了新的气象。
售电业务的发展更是方兴未艾。据统计,到2017年底,全国在电力交易中心公示的售电公司已达3298家,分布在全国21个省市。山东、广东、河北名列前三甲。广东的一些发电公司积极争取售电资质,参与省内竞价交易试点,在实战中摸索了宝贵经验。一些发售一体、工商大用户的售电公司、能源综合服务商充分利用自身优势,频频获得市场电量。目前,全国售电公司正在改变只有少部分开展业务、存在“一低两无”、单纯“吃差价”的现象,着力提升专业服务能力。
特别值得一提的是,一些发电企业抓住新电改和经济结构转型新机遇,积极稳妥地进入电力 “新业态”。如清洁热源供热、燃煤耦合生物质发电、综合能源供应与服务、碳资产与绿证交易、天然气管网与销售等。同时,实现能源基础设施互联、能源形式互换、能源技术数据与信息技术数据的互用、能源分配方式的互济、能源与消费商业模式的互利。
时势造英雄,逆境出人才。16年来,发电人既经历了煤电矛盾、行业亏损的“残酷”洗礼,又体验了结构调整、转型升级、超常发展、屡创世界第一的“喜悦”;既触碰到了市场结盟、价格垄断、受到处罚的法律“风险”,也领略了竞获电量、进军配售电领域、开展综合能源服务的无限“风光”。可见,两轮电改促进了传统发电企业的转型和电力行业的升级,也给发电人带来了挑战与磨砺,在一定程度上锻炼、成就了发电人,更给社会带来了丰厚的改革红利。
新时代、新追求、新风貌
如果说,两轮电改在很大程度上重塑了发电企业,使发电企业正在发生脱胎换骨的变化,那么,进入新时代,处在一个新的更高历史起点的发电企业又要有什么新的追求、新的风貌呢?
未来一段时期,发电行业正处于一个转型升级、创新发展的关键阶段,如何形成新时代 “电力市场再平衡、电力行业新格局”成为一个重要课题。从近期看,发电行业不得不面对煤电矛盾、市场过剩的系统性风险,国家降低用能成本的政策导向,经营业绩大幅下降的现实;从长远看,随着电力全面竞价时代的到来,发售电侧的市场竞争将愈演愈烈,发电行业未来将进一步盈亏分化,优胜劣汰,兼并重组。可以预见,发电人的工作将更富挑战与激情。因此,发电企业要继续砥砺奋进,谋求高质量发展,坚持绿色低碳、智能高效、多元供给;进一步提升价值,防范风险,实现可持续发展;加强科技创新,提升管理;以市场为导向,关注用户体验,增强市场竞争力;打造电力发配售产业链,适度发展非电产业,提高国际化经营水平,建设世界一流能源企业。
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随着能源转型的深入进行,电力市场正成为推动储能行业发展的重要力量。2024年第一季度,国家和省级政策的密集出台,为储能行业的健康发展提供了强有力的政策支持和市场导向。本文将带您深入了解国家和省级层面的电力市场政策,探讨它们如何共同塑造储能行业的未来。图1:2024年Q1电力市场相关政策汇总
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共用网络输配电价用于补偿为区域、省级及增量配电共用网络用户提供输配电服务对应的成本。2015年输配电价改革之前,共用网络输配电价由电网平均销售电价(不含代收的政府性基金及附加)扣除平均购电价及输配电损耗后确定;2015年输配电价改革之后,逐步过渡到“准许成本加合理收益”方法定价。(来源:
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3月25日,福建省发改委公示王小清代表提出的关于“‘三余自备电厂’系统备用费全免”的建议的答复。其中提到,福建发改委将积极争取在下一监管周期(2026年6月1日起)国家发展改革委核定我省输配电价时研究调整“三余”自备电厂系统备用费免征政策。原文如下:关于省十四届人大二次会议第1378号建议的
编者按一元复始万象新。在全国两会热烈召开之际,新一轮电改迎来了9周年生日。9年电改,在市场化建设取得成效的同时,“市场化”观念也亟需深植于行业发展的方方面面,无论是行业治理、机制设计,还是规划投资、运营管理,都需以“市场化”的视角和思维进行决策,以促进健康高效的市场环境进一步形成。
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力调电费作为一种具备奖惩性质的电费,有人欢喜就有人忧。从单个用户来讲,如果功率因数维持不错,不仅可以不被惩罚力调电费,还可以获取一定比例的电费减免。(来源:微信公众号“黄师傅说电”)但如果功率因数不佳,低于相应标准,那么也会在应缴电费的基础上额外掏出一笔罚款费用。力调电费是随电费
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燃煤标杆电价北京燃煤标杆电价为0.3598元/度,则市场化交易电价上下限范围(±20%)为:0.28784~0.43176元/度。(来源:微信公众号:黄师傅说电作者:黄师傅)代理购电价格代理购电价格由当月平均上网电价和历史偏差电费折价构成。代购价格=当月平均上网电价+历史偏差电费折价市场化交易用户上网电价中
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