7月26日,山西省电力交易中心组织进行了2016年新投及复产用户电力直接交易。参加交易发电企业60户,电力用户29户,总成交电量35.56亿千瓦时(用户侧),成交均价188.64元每兆瓦时(发电侧)。

 注:本次交易规则要求:发电企业按照增加交易电量与扣减基础电量3:1的原则与新投和复产用户开展交易,每户发电企业一台机组参与。煤电联营发电企业和下游高载能企业参股20%以上的,双方开展长期直接交易试点,允许发电企

 业至少一台机组与对应用户双方签订长期直接交易协议,参照增加交易电量与扣减基础电量3:1的原则扣减发电企业2016年度基础电量,从2017年起,参与长期直接交易的发电机组不再安排基础电量。

 从成交均价仅188.64元/千千瓦时可以次面看出,本次交易竞争异常激烈,如果考虑市场交易中从发电侧征收的工业企业结构调整专项资金,发电侧的让利幅度已超过每度电0.14元,电价降幅达到43.68%。

 其实188.64元/千千瓦并不是真实的成交价格。首先,这次交易中,部分长期协议用户交易的价格较高;其次,部分发电企业与用户为同一集团或区域,交易价格也较高。这两个因素在一定程度上已经拉高了本次交易的平均成交价格。但最关键的是,按照交易规则,发电企业获得交易电量的同时,要按照3:1的原则扣减基础电量,基础电量可是货真价实的标杆电价(320.5元/千千瓦时)。所以如果考虑基础电量的扣减带来的利润损失,即便是最具竞争力的发电企业,在本次交易中也几乎没有边际贡献可言。

 发电侧的白热化竞争,无疑给用户带来一场盛宴,本次交易为电力用户总计可节约的电费应不少于4.69亿元。

 根据山西电力市场信息披露暨经营分析会议披露,截止6月底,全省发电装机7218.90万千瓦,其中火电6016.23万千瓦,占比83.34%; 1-6月份,全省全社会用电量完成852.97亿千瓦时,同比降低0.13%;省电力公司外送电量125.93亿千瓦时,同比降低13.66%。上半年省调火电企业发电利用小时仅为1709小时。纳入统计的55家省调火电中,27家企业盈利10.91亿元、2家持平、26家企业亏损7.61亿元。

 预计随着山西下半年交易电量的增加,山西省省调火电企业的亏损面会进一步扩大。

 根据《关于有序放开发用电计划工作的通知(征求意见稿)》,要加快缩减煤电机组非市场化电量,适时取消相关目录电价。在目前火电装机容量的快速增长和用电量增长乏力的大形势下,市场化电量带来的发电侧竞争,从而传导至用户侧电价降低的潜力基本已消失殆尽,发电侧进一步的降价不利于其的健康发展。留给本次电改的或许更多的是管住中间环节,适时释放中间环节红利进场,拉动经济活力。同时,根据中电联发布的信息,第三产业用电量占全社会用电量的比重已达13.4%,同比增长9.2%,增速比上年同期提高1.2个百分点,对全社会用电量增长的贡献率为43.3%,但第三产业的电价恰恰较高,也应该尽快理顺交叉补贴,让电改带来的红利覆盖更有活力的三产。