再如，改革電價交叉補貼的影響。長期以來，我國電價交叉補貼嚴(yán)重。為保障民生和維護(hù)社會穩(wěn)定，補貼居民、農(nóng)業(yè)用電，工商業(yè)用電的電價明顯偏高，居民電價過低，導(dǎo)致工商業(yè)企業(yè)的成本增加，市場競爭力下降。如工業(yè)電價(KW•h/元)，韓國為0.41，美國0.43，我國平時段為0.725。這與國外居民與工業(yè)用戶的比價形成很大的反差，英國為2.2：1，美國為1.78:1，法國為2.02:1，日本為1.36:1，巴西為1.38:1。逐步配套解決交叉補貼，有利于優(yōu)化電價結(jié)構(gòu)，減輕工商業(yè)用戶負(fù)擔(dān)。但能否影響發(fā)電企業(yè)利益，主要取決于財政補貼介入力度，以及居民電價政策未來的取向。但值得肯定的是，只要降低工商業(yè)用戶的電價，最終受損的主要還是發(fā)電企業(yè)，因為電網(wǎng)企業(yè)的收益以“過網(wǎng)費”或“輸配電價”的形式進(jìn)了“保險箱”。

 

根據(jù)電改方案中的價改內(nèi)容，近期電力行業(yè)面臨的政策市場環(huán)境，以及影響電價的基本要素，個人分析，未來三、五年內(nèi)，既有電價上漲的動因，如清潔能源占比不斷上升，火電“超低排放”改造，水電造價上升、電價偏低要求“補漲”，降負(fù)債、補虧損、穩(wěn)業(yè)績、可持續(xù)發(fā)展等電力行業(yè)內(nèi)在要求;更有下跌的機率，如電力市場普遍過剩，持續(xù)低迷的煤價與煤電聯(lián)動政策，單核輸配電價產(chǎn)生的“油水”擠出效應(yīng)等，除了區(qū)域性、結(jié)構(gòu)性、時段性的電價波動外，對沖互抵后，我國總體電價水平將會“明顯下降”，電力用戶尤其是工商業(yè)用戶將會分享改革紅利，但對電力行業(yè)特別是發(fā)電企業(yè)將帶來經(jīng)營壓力。

 

2、開展直接交易、有序縮減發(fā)用電計劃、建設(shè)電力市場的內(nèi)容及影響。改革內(nèi)容包括：規(guī)范市場主體準(zhǔn)入標(biāo)準(zhǔn)，按電壓等級、能耗排放水平等分期分批開放;引導(dǎo)市場主體開展多方直接交易，賦予發(fā)電企業(yè)、售電主體和用戶自主選擇權(quán)，短期和即時交易通過調(diào)度、交易機構(gòu)實現(xiàn);鼓勵用戶與發(fā)電企業(yè)簽訂長期穩(wěn)定的合同，建立合同調(diào)整及偏差電量處理的交易平衡機制;建立輔助服務(wù)分擔(dān)共享新機制;完善跨省跨區(qū)電力交易機制。同時，有序縮減發(fā)用電計劃;鼓勵新增工業(yè)用戶和新核準(zhǔn)發(fā)電機組直接參與市場交易;政府保留必要的公益性和調(diào)節(jié)性發(fā)用電計劃;進(jìn)一步提升供需平衡保障水平。

 

如前所述，電力市場化改革的具體舉措，從根本上改變了發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營理念、發(fā)展空間、商業(yè)模式，其經(jīng)營狀況取決于當(dāng)時的電力供求關(guān)系和發(fā)電企業(yè)自身實力。目前，發(fā)電企業(yè)面臨的經(jīng)營環(huán)境盡管有利有弊，但由于電力市場普遍過剩，工商業(yè)用戶期望電價下降，新電改的總體時機并不利。因此，提高市場直接交易份額，注入新的“市場機制”，催生并加劇了“發(fā)酵”，無論是協(xié)商定價，還是市場競價，發(fā)電企業(yè)并不占優(yōu)勢，給未來增加了諸多不確定性，在一些試點省區(qū)和西南電力嚴(yán)重過剩區(qū)域表現(xiàn)得更加明顯。不妨結(jié)合市場化電改內(nèi)容，分析一下具體影響：一是全國電力市場普遍過剩帶來的影響。今年1-6月，全國用電量僅增長1.3%，而新電改要求電價機制“及時并合理”反映“市場供求狀況、資源稀缺程度”。國家將大幅縮減計劃電量比例，其中試點地區(qū)市場電量比例將達(dá)到50%，非試點地區(qū)30%。3年左右時間，將增加到70%。明年將達(dá)到40%。新投產(chǎn)發(fā)電機組將直接進(jìn)入市場競爭。今后上新項目，要以落實市場電量為先決條件。在目前電力產(chǎn)能普遍過剩、用電需求明顯不足的情況下，縮減發(fā)用電計劃，提高市場直接交易份額，容易引發(fā)發(fā)電企業(yè)之間的過度競爭，加劇電價水平下降，對發(fā)電側(cè)總體不利，前景堪憂。

 

例如，云南省2014年裝機容量達(dá)到7257萬千瓦，水電占到七成以上，產(chǎn)生棄水電量約160億千瓦時。受用電量大幅下滑、大型水電大量投產(chǎn)等因素影響，今年棄水將超過300億千瓦時。而且，云南作為國家電改的試點省份和水電外送基地，推進(jìn)步伐之快，全國罕見。目前，云南電力市場出現(xiàn)了“競向壓價、以價換量”的惡性競爭局面，反倒是“計劃電量含金量更高”。早在1月，電改工作方案和實施細(xì)則便正式實施，全網(wǎng)拿出1/3電量進(jìn)行市場化交易，采用集中撮合交易、發(fā)電權(quán)交易、掛牌交易、直接交易等4種模式，確定交易規(guī)模300億千瓦時，上半年已完成181.94億千瓦時，占年度計劃的60.65%。云南某集團(tuán)水電公司所屬的三個水電廠均不同程度參與市場交易，上半年累計競價電量27.40億千瓦時，達(dá)到該公司上半年累計發(fā)電量67.25億千瓦時的40.74%，比目錄電價每千瓦時降0.05-0.15元不等，造成“量價齊跌”，效益下降。近年新投的某大型水電站，2013年利潤7.09億元;2014年利潤4.47億元;今年可能虧損1-2億元。據(jù)省工信委統(tǒng)計，全省1季度市場交易電量達(dá)到49.51億千瓦時，電價因競價平均每千瓦時下降0.11元，電廠減收讓利、相應(yīng)減少工業(yè)企業(yè)電費5.44億元，預(yù)計上半年超過10億元。再如，寧夏今年3月份，開展15億千瓦時大用戶直購電的競價撮合交易，火電廠按零邊際貢獻(xiàn)報價才能中標(biāo)。隨著電改的不斷深入和市場化競價的推廣，現(xiàn)有的水電還本付息電價、火電標(biāo)桿電價模式和計劃電量體系將會實現(xiàn)根本性改變，受電力供需過剩及通道受阻加重影響，發(fā)電企業(yè)的生產(chǎn)經(jīng)營形勢日益嚴(yán)峻。