新电改对煤电行业的影响《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）已于3月15日在内部下发。主要内容为“三放开、一独立、三加强”：1.新增的配售电市场放开、输配以外的经营性电价放开、公益性调节性以外的发电计划放开；2.交易机构相对独立;3.加强政府监管，强化电力统筹规划，强化和提升电力安全高效运行和可靠性供应水平。此次电改的最大亮点是推进售电侧改革，放开直供电，有序向社会资本放开配售电业务。经我们梳理分析，新电改对煤电行业的具体影响如下：一、有利因素及发展机遇（一）直供电业务将扩大市场空间新电改提出：引导市场主体开展多方直接交易。按国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费，直接洽谈合同，实现多方直接交易。直供电业务的放开将有利于低成本的火电厂通过大用户直供方式增加机组利用率，提高运营效率。由于直供电并不计入发电计划中，不会对企业原有业务产生影响。在当前经济增长乏力、用电小时数下滑的背景下，发电企业与用户直接交易将大幅增加，环保水平高、大容量火电机组的发电量将会得到提升。另外，煤矿作为用电大户可通过直购电方式，降低生产成本。（二）坑口电厂优势明显高参数、大容量燃煤机组优势明显。同类型机组相比，坑口电厂发电机组由于减少了运输环节，比普通燃煤机组成本低，增加的边际利润多，受益较明显。今后利用有限的火电发展空间，科学选址，优先发展大型高效、多元一体化项目（煤电一体，热电联产，冷热电三联产等），才能在竞争中取得优势。潘集电厂比较优势明显，循环工业园区建成后，在电力市场中有较强竞争力。（三）用户侧分布式电源市场将全面放开新电改提出：采用“自发自用，余量上网，电网调节”的运营模式，放开用户侧分布式电源建设，支持企业、机构、社区和家庭根据各自条件，因地制宜投资建设太阳能、风能、生物质能发电以及燃气“热电冷”联产等各类分布式电源，准许接入各电压等级的配电网络和终端用电系统。（四）发电企业可成为新的售电主体新电改提出：五类企业可成为新的售电主体，包括：高新产业园区和经济开发区、社会资本投资组建售电公司、供水供气供热等公共事业公司、节能服务公司、符合条件的发电企业。集团公司电力公司符合成为售电主体的条件。二、不利影响总体来看，新电改方案是框架性的，需要更多的具体配套措施来落实，对煤炭行业中长期是利空，但短期影响不大，对火电企业的直接冲击较大。（一）电力企业逐步从“争计划”变为“抢市场”目前电力市场是政府按照计划方式分配，电力企业争效益主要是衔接政府争发电计划，随着新电改方案的逐步落实，“计划电”的比例逐步下降，“市场电”的比例快速提高，电力企业将直接参与市场竞争，变“争计划”为“抢市场”。（二）竞价上网将致电价下跌新电改提出：放开竞争性环节电价，参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。火电企业将承受两方面压力：一是，新能源发电将与火电共同参与市场竞争。新电改支持清洁电力优先发展、优先上网。首个配套文件《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》（发改运行〔2015〕518号）已于3月23日下发。随着技术进步、加上政府扶持补贴，风电和光伏等发电成本会逐步下降，火电竞争优势逐渐丧失。二是，火电企业之间的恶性竞争。为争抢用户，火电企业之间会竞相压价，形成区域性低价恶性竞争。同时，还要承担用户违约、欠费等市场风险，增加售电成本。竞争性环节电价放开后，必然会致电力价格下降。有专家预测，从国外电改经验来看，长期而言电价水平约降低20%左右。（三）燃煤机组利用率下降，落后机组将被淘汰新电改方案提出：支持节能环保高效特别是超低排放机组通过直接交易和科学调度多发电。参与直接交易的电力企业单位能耗、环保排放均要达到国家标准。生产效率低、从业人员多、竞争力弱的火电企业很难有机会参与直接交易。能耗高、成本高、环保水平低的煤电机组会被淘汰出局，火电平均发电煤耗会进一步降低，燃煤机组利用率将继续下跌。（四）新建火电项目市场风险增大新电改提出：有...