政府單獨核定輸配電價從制度上改變了電網的盈利模式,防止通過調度、價差謀取利益,有利于維護發電企業正當權益,陳宗法表示,目前國家對輸配電價核定高低,直接關系到發電側、需求側的利潤空間;由于目前市場過剩,參與市場交易的上網電價由用戶或售電主體與發電企業通過協商、市場競價確定將引發過度競爭,加劇電價下降,總體影響不利;沒有參與交易和競價的上網電量,執行政府定價對發電企業影響不大,收益穩定。對于 “新電改框架下定價是漲還是跌?”陳宗法表示,未來三、五年內,既有電價上漲的動因,更有下跌的機率,除了區域性、結構性、時段性的電價波動外,對沖互抵后,我國總體電價水平將會穩中有降,電力用戶將分享改革紅利。
開放與大用戶直接交易,對一些發電企業有利于爭取更多電量,降低固定成本,增加綜合收入,但由于以前地方政府主導、用戶訴求,直購電變成“優惠電”。電改后電網只收過網費、與大用戶協商定價,有可能趨于規范,減少效益流失。據調查,目前已開展直購電區域,直接交易電量價格均比標桿電價降低0.6-5.5分/千瓦時不等,平均降低約3分/千瓦時左右。
售電側改革中,允許發電企業投資售電公司是最大亮點,但影響雙重,有可能成為一個新的利潤增長點。有利方面在于延伸產業鏈,自產自銷,發售一體;優化資源配置,讓大火電或低成本水電機組多發電;掌握第一手市場信息,有利于優化戰略布局。不利方面在于爭奪用戶,競相壓價;承擔市場風險(用戶違約、電費欠費等);增加售電成本。
建立相對獨立的電力交易機構,能源局或派出機構將主導交易中心的建設和運行管理,但在調度沒有獨立的情況下,如何確立調度和交易的職能分工,進而發揮交易中心的在市場交易中主導作用,將成為試點的焦點。將有利于形成公平規范的市場交易平臺,對發電企業影響正面。
推進發用電計劃改革影響非常大,意味著將大幅度增加市場交易電量,在電力嚴重過剩區域(如云南),將會引起電價明顯低于標桿電價的現象,影響現有收益。今后上新項目,要以落實市場電量為先決條件。目前利用區域“三同”小時、標桿電價等測算項目投資收益的方法已不能適應需要。