取消
2015年3月，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称中发9号文），开启了新一轮电力体制改革的大幕。这一轮电力体制改革是一场深刻的利益调整，尤其是对发电企业的影响最为深刻，那么发电企业如何应对呢？
电力体制改革深刻影响着发电企业利益
这一轮电力体制改革的总体思路是“管住中间、放开两头”。改革方案实施以来，随着改革进程不断深入，试点范围不断扩大，“四梁八柱”落地生根，改革深刻影响着调整着电网企业、发电企业和电力用户的利益。
管住中间，即转变电网企业的盈利模式，电网企业由过去吃上网电价和销售电价价差作为收入来源，改为按照政府核定的输配电价收取过网费。电网就像一条高速公路，电网企业收取过路费。输配电价由政府按“准许成本+合理收益”原则核定。所以，改革后电网企业的盈利是有保证的，只不过不同以往的是其盈利模式的转变，要接受政府严格核定，要剔除其不合理成本。
放开两头，即发电企业直接进入市场，与电力用户直接交易，通过竞争确定电量和价格。在经济步入新常态、社会用电需求增长明显放缓、电力供应能力总体富余的情况下，在市场价格竞争机制作用下，发电企业与电力用户的直接交易价格自然是趋于下降的。特别是在市场不成熟的初期，如果计划发电量放开步伐较大，进入市场的发电供应和用户需求严重失衡的情况下，电力直接交易价格下降得更多。发电企业利润在激烈竞争中趋于边际利润，促使发电企业全方位强化管理、降低成本、提升效率，向社会释放改革红利。
电力用户是本轮电力体制改革中获得红利的一方。红利来源于政府对电网企业输配电成本和收益的厘清与严格核定，更主要来源于发电企业之间的成本竞争与内化管理提升。
发电企业利益为何被深刻调整
首先，这一轮电力体制改革是坚持以市场为导向，市场经济是竞争经济，在当前电力供应能力明显大于市场需求的情况下，竞争的结果是电力价格必然下降。
过去几年，我国经济步入新常态，电力需求增长明显放缓，而电力装机依然保持较快增长。2013~2016年，全社会用电量年均增长3.61%，全口径发电装机年均增长9.69%，燃煤火电机组年均增长6.23%，电力供应能力增长速度远快于社会用电需求增长。与此同时，火电机组利用小时数从5012小时直降到4165小时，累计下降近1000小时。
如果电力需求紧张，引入市场竞争机制，电价是上升的，这就有利于发电企业。可是，在这种情况下，改革会导致全社会用电负担上升，改革就会面临更大的阻力和舆论压力，改革就有可能半途而废，甚至还会引发社会和政治问题，国外一些国家有这方面的沉痛教训。所以在当前电力供应能力总体富余的背景下，反而是推进电力市场化改革最有利的时机和窗口期。发电企业为此承受改革阵痛，换来的是电力领域市场体制的建立和全社会福利的提高。
第二，当前电力供应能力远大于市场需求的根本原因，正是在电力领域长期实行计划体制的结果。
我国改革开放从1978年算起，到现在快40年了。可今天，在电力领域还是计划体制居于主导地位。一个电厂每台机组发多少电、每千瓦时电卖多少钱、卖给谁，都不是自己说了算，这不是典型的计划经济吗？2016年，因为推进电力体制改革，实现20%左右的电量市场化交易，其余80%的电量实行的仍是计划配置资源。因此，电力体制非坚决改革不可！
实行计划体制为什么会造成目前的电力产能富余呢？因为在计划体制下，每台机组发多少电，由政府电力运行管理部门大体平均分配，它基本上不考虑每台机组的能耗和效率；每千瓦时电卖多少钱，由政府价格主管部门按成本定价法制定，它基本上不反映市场供求关系。在这种情况下，只要发每千瓦时电还能盈利，即使产能已经过剩，新电厂新机组还会不断地投资建设。前几年，有一个很有意思的现象，就是每年发电小时数不断下降，但各地方各企业投资建设新电厂的热情依然很高——因为煤价很低，发电就有盈利。这种体制就造成了电力供应能力增加与市场需求的严重脱节。
第三，开展电力体制改革，就是要还原电力的商品属性，使市场在电力资源配置中起决定性作用。
电力体制改革的目标和方向是要建立电力市场，实现发电企业直接和电力用户交易，自主确定交易对象、电量和价格，这才是真正的市场经济主体。电力体制改革改变的是电力资源配置的方式，过去是计划配置，现在是市场配置。它不增加电力供应，也不减少用电需求。为什么有人认为电力体制改革使发电企业变得更加困难？那是因为改革放开了发电计划，放开了电力价格，发电企业要在市场上直面竞争。在市场竞争机制作用下，在电力供大于求的情况下，电价是由政府定价水平向市场供求均衡价格水平方向趋于下降的。改革，使全社会享受了红利。不改革，仍然实行计划电量、计划价格，那是全社会对电力过度投资买单。
发电企业总的应对思路及建议
发电企业应对电力体制改革，它的总的思路是：一方面，在市场中获取用户电量。在激烈市场竞争中，发电企业必须转变思维，改变过去“坐在家里就能卖电”为“主动走出去争取客户”。发电企业的售电对象，已从原来唯一的电网企业，改为广大工商用户。发电企业直接向用户和售电公司卖电，面临同行的激烈竞争。对策是发电企业要成立自己的专业化售电公司，一头连着发电，一头连着用户，以此来稳定发电企业的整体利益。小的发电企业，可以委托社会的专业化售电公司，以减少成本；或者自己直接“赤膊上阵”，在市场中学习“游泳”。
另一方面，要强化自身管理，降低成本，提高市场竞争力。不像电网企业成本由政府严格核定，发电企业成本是由市场这只手去严格核定它。激烈的竞争促使发电企业内部要降低成本，要以比别的发电企业更低的成本去占领市场，才能在市场竞争中生存和发展下去。所以，发电企业要加强全方位管理，从燃料成本、设备折旧、人工成本、财务费用等多方面严格管理。
以下对发电企业提出几点具体建议：
1.转变思维，增强市场意识
过去发电企业卖电，坐在家里，电就卖出去了。按照政府确定的发电计划和上网电价，由电网企业统购统销，就和政府有关部门和电网企业打交道就够了。改革后，发电企业要直面市场，和电力用户进行直接交易，在与同行竞争中把电卖出去，要与电力交易中心和众多电力用户打交道。现在，前后大不一样了。所以首先要转变思维观念，增强市场意识，建立客户意识，主动走出去，参与市场竞争。学习和熟悉市场经济规律、电力交易规则，研究市场竞争策略，在竞争中获取利益、实现发展。
2.成立自己的售电公司并做大做强
首先，在全国布局售电公司。在全国本集团发电机组比较多的地方，发用电量比较大的省份，都要布局自己的售电公司，成立专业团队，组建专门公司。从一些发达国家情况看，在电力市场中占有较大份额的售电公司，往往是大型发电企业的售电公司。
其次，提升售电公司能力。发电企业集团总部应因时而变，调整创新组织，成立售电管理部门。加强对全国各售电公司的统一管理和指导，组织开展培训、经验交流，加强对电改政策的解读与学习。这样统一管理售电公司，统一组织培训，有利于提高售电公司的整体水平和实战能力。各省电力体制改革和电力市场建设推进程度不一样，各地售电公司之间也可以开展经验交流和学习借鉴。
3.稳定和降低燃料成本
我国目前中央和地方大型发电企业，电源结构总体上以煤电为主。煤炭燃料成本是火力发电成本中的大头，占度电成本80%左右。要积极与煤炭企业签订长期协议，平滑煤炭价格市场波动风险。煤电企业与煤炭企业实现战略重组，建设大型“煤炭+火电”能源集团，可以为煤炭稳定销路、为火电稳定成本，在一个集团内部实现煤炭和火电优势互补，共同抵御市场风险。还可以通过参加煤炭市场的金融期货套期保值，来对冲煤炭市场价格波动风险，这在国际上是通行做法。
4.全面加强精细化管理
火电企业除了燃料成本外，人工成本、设备折旧、财务费用在度电成本中占有10%~15%的比重，这方面在加强管理、降低成本上也有比较大的挖掘潜力。要加强机组的能耗管理，淘汰能耗高的小火电机组，或将小火电机组改成供热机组。对本集团的发电资产进行资产重组或优化组合，对老电厂进行售出，发电小时低的情况下，可以在本集团内部实施发电权替代。在发电厂建设的时候，就要降低设备的采购成本，这样每年折旧费就能降低。要控制人工成本，计算集团内部每台发电机组的生产效率、劳动效率，对生产效率、劳动效率低的电厂，要研究改进的措施办法，对实在难以提高的，要考虑内部优化重组或资产售出。
5.降低财务费用
发电集团特别是中央发电集团负债率较高，降低财务费用对提升市场竞争力也很重要。2016年，五大发电旗下上市公司国电电力、华电国际、大唐发电、华能国际资产负债率分别为72.46%、73.14%、74.88%、68.73%，净利润分别为70.2亿元、46.3亿元、20.1亿元、108亿元，财务费用分别为60.2亿元、49.1亿元、67亿元、69.2亿元，净利润和财务费用基本相当。针对我国大型发电集团负债率高的情况，通过资本市场，如上市、发债来降低财务费用。这些融资渠道相比银行贷款更为灵活，可以提高直接融资比例，优化融资结构，降低融资成本。
6.充分利用新电改政策
第一，清洁能源优先发电保障。新电改政策里有清洁能源发电的优先政策。对规划内的风电、太阳能发电，建立优先发电制度。对水电、核电也有部分电量，实施优先发电保障。可以继续布局建设有市场消纳空间的风电、光伏发电设施，它们可以优先发电上网，还享有政府补贴。积极发展分布式电源和智慧能源小区，分布式电源可以就近上网和优先发电，不会产生弃电现象，收益可以得到保障。
第二，获取辅助服务经济补偿。此次电改要建立市场化辅助服务分担共享新机制，发电企业提供调峰、调频、备用等服务，可以按市场原则获得相应的经济补偿。针对能源结构转型的需要，火电机组将来要逐步从基础电量、主体电量，向基础电量和调峰电量转变，这样将来参与辅助市场提供调峰、备用功能时，可以获得较高的经济补偿。火电在西南、西北、东北地区为清洁能源提供了备用服务，应尽快出台相应的辅助服务补偿政策。
第三，投资新增配电业务。9号文鼓励社会资本投资配电网，为什么发电企业有电力专业优势还不可以干呢？发电企业做配电网，它不掌握调度中心，就不存在不公平交易问题。但不鼓励发电企业投资建设向用户直接供电的专用线路，因为它不承担社会责任，违背公平竞争原则。应积极参加国家增量配电业务放开改革试点，走出一条发电企业投资配网的路子。
7.多元化发展
对大型发电集团来说，除了在传统电力领域之外，还可以拓展一些相关的板块，走多元发展之路，建设大型综合能源集团，或跨能源及相关领域的大型多元集团，降低单一发电业务比重，抵御市场经营风险。五大发电集团组建后，逐渐从单一发电集团向综合性能源集团转变，在发电主业之外，将触角延伸至煤炭、金融、物流、科技等领域。金融板块一直是五大发电集团除电力、煤炭以外的重点板块。华能集团金融板块管理资产达到9800亿元。大唐集团金融、科技、物流三个板块利润贡献值占整个集团的30%以上。皖能、浙能等地方能源集团也形成了电力、天然气、金融等多元产业板块。从这些发电集团多元化情况看，产业布局一般是：以电为主、与电相关（煤炭、天然气、物流、环保科技等）、金融支撑。
8.加强对市场经济法律法规的学习
2016年1月，山西省发电企业联合签署了《山西省火电企业防止恶意竞争、保护行业健康可持续发展公约》。此举违反了《价格法》和《反垄断法》，受到了反垄断执法部门的调查和处罚。这是在山西省乃至全国的电力体制改革的背景下，第一例具有影响力的价格垄断案件。这个案件的查处，给全国发电企业上了一堂生动的法律教育课。无论有多少理由，也不能联手固定发电侧价格，发电企业要加强对相关法律和政策的学习。如果对有关电力体制改革的政策和市场经济法律法规不了解，也不参加学习培训，敢于试法，就必然会受到惩罚，付出代价。
9.积极反映电改中的合理诉求
电网企业是自然网络垄断型企业，全国大型电网企业就国家电网公司、南方电网公司两家，在改革中总体处于相对有利的位置，其利益诉求表达比较容易形成，渠道也比较畅通。发电企业众多，利益诉求不容易集中，也难以由一家或几家发电企业代表。在社会上，发电企业发声也不够，代表发电企业发声的机构、专家就更少了。发电企业对此应高度重视，对自身在改革中遇到的困难、问题，加强研究和梳理，及时形成政策建议。可以直接向政策制定的有关部门反映，也可以通过行业协会或第三方智库机构向政府部门反映。有时反映合理化建议，满腔热情、充满期待，但往往石沉大海、没有结果。改革中许多问题的解决，需要一定的过程和解决时机。反映正确的诉求建议，也不要指望一次就能成功，要多次反映，多途径反映，这样才能不断引起重视，在条件成熟和契机出现时，问题就可能得到解决。
当前情况下，发电企业面临多重困难，利润腰斩式下滑，这不是发电企业自身努力就能完全解决的，也不是通过正确应对电力体制改革就能明显改善的。这些问题归根到底，就是当前电力供应能力明显多于用电需求。解决这个问题，就是推进电力领域供给侧结构性改革。一方面，要控制新增产能。在电力装机已经冗余的地区，坚决不能再上新的发电项目，包括光伏、风能等清洁能源项目也暂时不应再上了，否则会加剧电力过剩问题。还要淘汰落后产能，加大清理整顿违规项目的力度。另一方面，就要增加电力需求。随着我国经济进一步增长，电力需求还有进一步增加的空间，电力产能阶段性富余问题就会逐步得到缓解，乃至基本解决。当前，要加大采取实施电能替代等措施，以解燃眉之急。国家应从宏观层面加强政策调控，化解电力过剩产能、增加电力需求、释放先进煤炭产能、有序放开发用电计划、合理提高计划电量部分的上网电价等，统筹考量、多管齐下，坚决按照党中央要求，确保电力体制改革既改到位、又保稳定。（文/刘刚 作者为中国电力传媒集团有限公司副总经理、国家能源局法制和体制改革司原副司长）
