电力市场“普遍过剩”

　　全国电力供求已告别“持续短缺”、“基本平衡”的历史，进入“相对过剩”阶段。2015年2月，我国人均装机历史性突破1千瓦，年底总装机达14.7亿千瓦。目前，电力市场“普遍过剩”、少数省份“****过剩”现象显现。

　　预计2015年全年，全社会用电量增长不超过1%，远低于“十五”、“十一五”、“十二五”(前3年)13%、11.1%、8.35%的增幅，也低于2014年3.8%的增长，创出13年来的****水平。

　　在发电侧，各类型发电设备利用小时同比下降，降幅扩大。火电发电量连续13个月负增长，1-11月火电平均利用小时3916小时，同比下降355小时。其中，川、滇、藏均低于2500小时，分别为2450小时、1403小时和68小时;云南和福建下降超过900小时。预计全年火电利用小时约4280小时。

　　电力市场的普遍过剩，不仅导致发电侧“量价齐跌”，竞争加剧，而且还出现了多年来“罕见现象”：跨区输送电量低速增长，跨省输送电量负增长,表明电量在全国较大范围内优化配置难度加大。

　　新电改掀起“冲击波”

　　3 月15日，新电改9号文正式发布。11月30日，国家发改委陆续出台十多个配套文件及实施细则，内容涉及售电侧改革、输配电价改革、放开发用电计划、电力市场建设、组建交易机构、鼓励清洁发展等。截至年底，已有深圳、蒙西、宁夏等7省市开展输配电价改革试点，云南、贵州2个省进行电改综合试点，重庆、广东开展售电侧改革试点，北京、苏州、佛山、唐山、上海等城市开展电力需求侧响应试点，并在京、广组建******跨区电力交易中心。一系列举措，标志着新电改制度建设初步完成、正式进入落地实操阶段，对电力企业、工商用户、经济发展的影响开始显现。

　　新电改突出能源市场化改革精神，让社会资本、电力用户拥有参与权或选择权，分享电改红利，对发电侧则是“双刃剑”，机遇与挑战并存，将重塑发电企业，对经营理念、商业模式、安全管理、发展空间产生重大而又深刻的影响。从长远看，随着能源转型与电力供求矛盾的尖锐以及市场化竞争的加剧，发电行业未来将出现盈亏分化，优胜劣汰，兼并重组，寻求“后电改时代再平衡”。

　　2015 年，云贵、蒙西等一些新电改“先行先试”省区出现了直接交易、集中撮合交易、发电权交易、挂牌交易等多种模式。由于电力市场过剩加剧，随着市场交易电量比重的提高，无论是协商定价，还是市场竞价，现有的标杆电价体系受到根本性冲击，发电企业“打折让利”将成新常态。云南省一季度市场交易电量达到49.51 亿千瓦时，电价因竞价下降0.11元，电厂减收5.44亿元，一年超过20亿元;贵州省截至10月31日，交易电量累计完成142.42亿千瓦时，交易均价比目录电价降低5.48分;甘肃组织风光电与高载能自备电厂开展发电权交易，与常规电源打捆参与大用户(酒钢、兰铝等)直供电，风光电折价0.325元 /千瓦时，火电让利0.135-0.150元/千瓦时;蒙西电网开展电力增量市场、多边交易，1-8月折价为2.73分/千瓦时。据****代表性的某全国性发电集团统计，1-11月市场电量558亿千瓦时，占销售电量的比重比上年“翻一番”还多，达到13.4%，平均电价每千瓦时0.303元，比批复电价降低0.106元。其中：大用户直购电占6.62%，降价0.0712元;竞价电量占5.8%，降价0.127元;其他市场电量占0.96%，降价 0.224元。按此推算，五大集团因市场电量减收约300亿元，全行业超过600亿元。