聚焦生死博弈甘肃直购电难局三新时代
用足政策
进入2014年,经济放缓已成定局,而甘肃省 两高一资 的产业结构未得到根本改变。受产能过剩、市场疲软等因素影响,2014年甘肃省内高耗能企业开炉比例创历史新低,用电量持续下滑并连续负增长,引起了甘肃省领导的高度重视。进入2014年四季度,省政府开始筹划2015年刺激工业的经济政策。
此时,利好地方的信号逐步清晰。参加新一轮电改文件征求意见讨论会议的官员从北京带来诸多好消息。 放开两头,管住中间 成为新一轮电改的共识,鼓励提高直接交易的规模和比例。主管部门试图借此推动更大规模的电力直接交易,破除企业独家购销,有序放开发用电计划,为进一步改革创造条件。文件也鼓励地方积极探索的路径。
基于国家新一轮改革相关思路,再结合2014年大用户直购电所取得的阶段性试点经验,甘肃决定全力以赴,大规模地推进2015年直购电工作。
省里要求,要放水养鱼,支持工业经济。 一位知情人士说。 这就是甘肃此轮电改的重要任务之一。每个地方的情况可能不一样,要允许各地根据自己的实际情况进行探索。 甘肃省一位官员说。
2014年11月4日,甘肃省发改委、工信委和甘肃能监办联合下发《甘肃省电力用户与发电企业直接交易细则(暂行)》和组织实施2015年直购电工作的通知。国家能源局重组后,各派出机构更名为能源监管办。
根据这份暂行细则,准入电力用户有所规范。用户分为四类:一是省内电解铝、铁合金、电石、碳化硅四类工业企业;二是纳入2014年增量直购电交易范围的企业;三是用电容量在 15KVA及以上且年用电量100万千瓦时以上的高新技术企业和战略性新兴产业骨干企业;四是兰州新区容量在 15KVA及以上且年用电量200万千瓦时以上的企业。发电企业的条件则是单机容量原则上 0万千瓦及以上的火电企业(不含自备电厂)。
交易则是通过甘肃省交易平台,采取双边自主协商交易或集中撮合交易方式开展。这一交易平台为电企业打造的直接交易平台,其初衷之一是为各地电力用户直购电提供技术支持,减少行政对电价和电量的干扰。 在系统上,谁也改不了数据,除了自己。企业的报价应该要体现其独立性。 交易机构的一位专家说。
在这一交易平台以外,再无政府配置电力资源的交易方式。
这份交易细则下发后,引起了发电企业的不安。其发布之前,未曾与发电企业讨论过,也没征求发电企业意见。由于新增多家电力用户,规模巨大的直购电以及由此引发的恶性竞争对火电企业来说,将是雪上加霜, 甚至可能是压倒火电企业的最后一根稻草 。发电企业此时的想法仍和以前一样,希望向省里反映意见,减少直购电规模。
根据测算,这一批用户共计有180家企业,年用电量达到404亿千瓦时,其中四大高耗能产业就达到 8 亿千瓦时。专业人士预计此次直购电用户申报的电量将占甘肃全年用电量超出40%。
此后省发改委召集的会议扑灭了发电企业的想法,相关处室的官员特别强调了省政府推进2015年直购电的决心。 领导指示要把政策用足用尽,立即防止经济下滑。 一位知情人士转述。会议结束,发电企业代表默默散去。
在发电企业看来,甘肃火电企业已经足够困难。受省内有效用电需求增速与新能源发展增速不匹配等多种因素的 叠加 效应,甘肃省电力市场供大于需的形势愈发严峻。一方面火电机组发电量固有份额被迅猛发展的新能源不断 切割 、 挤占 ,火电利用小时持续下降。另一方面,风电、光电消纳问题更加凸现,限电现象更加严重。2014年,公用火电机组出现罕见、大范围、长时间的两次轮停。甘肃省首次未出现以往的 冬季火电大负荷期 现象。2014年公用火电机组利用小时 850小时,创历史最低。当时发电企业预计,2015年公用火电机组利用小时将达 600小时,继续创历史新低。
20天后,发电企业的坏消息进一步传来。
11月下旬,甘肃省发改委和工信委联合发出了一份2015年电力直接交易的补拒绝采访。还有部门说:“本地没发现充通知。甘肃业界称之为1457号文。
这份被定性为 依申请公开 的补充通知的主要内容有四点:一是火电企业(不含自备电厂)原则上全电量纳入直接交易;二是火电企业不再进行容量剔除,并以额定容量参与其他交易;三是省内所有火电企业(不含自备电厂)全部具有准入资格;四是直购电实际执行时,以完成年度合同为目标,实现年度发电量安全校核。据相关人士介绍,这一方案尚未报送国家发改委和国家能源局备案。
对于无基数的直购电,甘肃能监办持保留意见。 直购电不能追求占全年用电量的比例,而是要看本地区的电源结构、架结构和消纳能力。 一位官员说。
而甘肃省政府认为此前的方案不够力度,不够突破。
按照细则规定,经发电企业与用户达成直购电意向后,电公司才进行安全校核。电安全校核是直购电成交规模的关键,并对双边自主协商交易达成的意向或集中撮合交易后的无约束出清的执行带来量价匹配的预期风险。这是发电企业对于年度校核的极大顾虑。
无论如何,1457号文的全电量直购电相当于把火电企业完全推向市场,残酷的竞争无法避免,且即将来临。
拼市场前,发电企业必须做好竞争的 功课 。
就发电企业的燃料成本而言,国电集团一家发电厂的燃料成本最低;其次是第二梯队,大致范围为1 5元/兆瓦时-14 .5元/兆瓦时;成本区间位于146.5元/兆瓦时-152.5元/兆瓦时则被视为不具备优势;最差的电厂其成本为18 .8元/兆瓦时。
在电结构的不同位置,其电优势也有差别。因河西电通道阻塞原因,河西地区三座电厂面临送出受限影响,年度安全校核时必然首先面临削减电上海以32786元排名榜首。量。
发电企业的专家由此分析得来:一是常规火电机组中,部分电厂具有直购电相对优势。二是常规火电机组中最具有燃料成本优势的电厂面临电送出限制。
此后,电解铝企业、发电企业间相互多次多轮接触。
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