发电企业改革最新进展（发电企业改革）

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），开启了新一轮电力体制改革的新篇章。电力体制改革。本轮电力体制改革是一次深刻的利益调整，尤其对发电企业影响最为深远。那么发电企业该如何应对呢？

电力体制改革深刻影响发电企业利益

本轮电力体制改革的总体思路是“控制中间、放开两端”。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。此次改革对调整电网公司、发电公司、电力用户的利益产生深远影响。

控制中间就意味着改变电网企业的盈利模式。过去，电网企业只能依靠上网电价与销售电价的差价作为收入来源。相反，他们将根据政府批准的输配电价收取上网费。电网就像高速公路，电网公司收取通行费。输配电价由政府按照“允许成本+合理收益”的原则确定。因此，改革后电网企业的利润是有保障的，只是盈利模式发生了变化。他们必须接受政府的严格批准并消除不合理的成本。

让两端都走，即发电企业直接进入市场，直接与电力用户进行交易，通过竞争确定电量和价格。随着经济进入新常态，社会用电需求增长明显放缓，供电能力普遍过剩，在市场价格竞争机制的影响下，发电企业与电力用户之间的直接交易电价自然会下降。趋于下降。特别是在市场不成熟的初期，如果计划发电放开幅度较大，进入市场的发电量与用户需求严重失衡，电力直接交易价格将进一步下降。发电企业的利润在激烈的竞争中趋于边际利润，促使发电企业全方位加强管理，降低成本，提高效率，向社会释放改革红利。

电力用户是本轮电力体制改革的受益方。红利来源于政府对电网企业输配电成本和效益的明确和严格评估，主要来源于发电企业之间的成本竞争和内部管理提升。

发电企业利益为何发生深刻调整？

首先，本轮电力体制改革是以市场为导向的。市场经济是竞争经济。当当前的供电能力明显大于市场需求时，竞争的结果就是电价必然下降。

近年来，我国经济进入新常态，电力需求增长明显放缓，而电力装机容量仍保持快速增长。 2013年至2016年，全社会用电量年均增速3.61%，全额发电装机容量年均增速9.69%，燃煤火电机组年均增速6.23%。供电能力增长速度远快于社会用电需求增长速度。与此同时，火电机组利用小时数从5012小时下降至4165小时，累计减少近1000小时。

如果电力需求紧张，引入市场竞争机制，电价就会上涨，这对发电企业有利。但在这种情况下，改革将导致全社会用电负担增加，改革将面临更大的阻力和舆论压力。改革可能半途而废，甚至可能引发社会政治问题。国外一些国家也存在这样的问题。惨痛的教训。因此，在当前供电能力总体过剩的背景下，是推进电力市场改革的最有利时机和窗口期。发电企业因此承受了改革的阵痛，但换来的却是电力行业市场体系的建立和社会福利的改善。

其次，当前供电能力远大于市场需求的根本原因正是电力领域长期实行规划体制的结果。

我国自1978年改革开放至今已近40年。但时至今日，计划体制仍然在电力行业占据主导地位。发电厂每台发多少电、每千瓦时卖多少电、卖给谁，都不是自己决定的。这不是典型的计划经济吗？ 2016年，由于电力体制改革的推进，实现了约20%的电量。电力实行市场化交易，剩余80%电力仍按计划配置资源。因此，电力体制必须坚决改革！

计划制的实施为何会导致目前电力产能过剩？因为在计划体制下，各单位的发电量大致由政府电力运营管理部门平均分配。基本不考虑各单位的能耗和效率；每千瓦时售电量是由政府物价部门按照成本定价方式确定的，基本不能反映市场供需情况。在这种情况下，只要发出的每一度电仍能盈利，即使产能过剩，新电厂、新机组仍将继续投资建设。过去几年，有一个有趣的现象，那就是发电小时数逐年持续下降，但当地企业投资建设新电厂的热情仍然很高。由于煤炭价格很低，发电是有利可图的。这种制度造成了供电能力的增加与市场需求的严重脱节。

第三，电力体制改革就是要恢复电力的商品属性，让市场在电力资源配置中发挥决定性作用。

电力体制改革的目标和方向是建立电力市场，发电企业直接与电力用户进行交易，自主确定交易对象、电量和价格。这才是真正的市场经济实体。电力体制改革改变的是电力资源的配置方式。以前是计划配置，现在是市场配置。它不会增加电力供应，也不会减少电力需求。为什么有人认为电力体制改革让发电企业的日子更加难过了？因为改革放开了发电计划和电价，发电企业要面对市场竞争。在市场竞争机制作用下，当电力供大于求时，电价往往会从政府定价水平下降到市场供需均衡价格水平。改革让全社会都享受到了红利。如果不进行改革，仍然执行计划发电量和计划电价，那么全社会将为过度的电力投资买单。

发电企业总体应对思路及建议

发电企业应对电力体制改革时，总体思路是：一方面，在市场上获取用户电力。在激烈的市场竞争中，发电企业必须转变思路，从过去“坐在家里卖电”转变为“积极走出去赢得客户”。发电公司的售电对象由原来的仅限电网公司转变为广大工商业用户。发电公司直接向用户和售电公司售电，面临着同行的激烈竞争。对策是发电公司成立自己的专业售电公司，一端连接发电，另一端连接用户，以稳定发电公司的整体利益。小型发电企业可以委托专业售电公司降低成本；或者直接上阵，学习在市场中“游泳”。

另一方面，要加强自身管理，降低成本，提高市场竞争力。与电网企业的成本严格由政府决定不同，发电企业的成本严格由市场决定。激烈的竞争促使发电企业内部降低成本，以比其他发电企业更低的成本占领市场，才能在市场竞争中生存和发展。因此，发电企业必须加强全方位管理，严格管理燃料成本、设备折旧、人工成本、财务费用等方面。

以下是对发电企业的一些具体建议：

转变思维，增强市场意识

以前发电公司卖电，坐在家里就卖电。电网企业按照政府确定的发电计划和上网电价，统一购售电。对付相关政府部门和电网企业就够了。改革后，发电企业必须直接面向市场，与电力用户进行直接交易，与同行竞争售电，与电力交易中心和众多电力用户打交道。现在，情况完全不同了。因此，首先要转变思维观念，增强市场意识，树立客户意识，主动走出去，参与市场竞争。学习和熟悉市场经济规律和电力交易规则，研究市场竞争策略，在竞争中获取利益，实现发展。

建立自己的售电公司，做大做强

一是在全国布局售电公司。在全国集团发电机组较多的地方、发电量和用电量较大的省份，要设立自己的售电公司，组建专业队伍，组建专业化公司。从一些发达国家的情况来看，占据电力市场较大份额的售电公司往往是大型发电公司。

二是提升售电公司能力。发电企业集团总部要适应时代变化，调整创新组织机构，设立售电管理部门。加强对全国各售电公司的统一管理和指导，组织培训和经验交流，加强电改政策解读和学习。这种对售电公司的统一管理、统一组织培训，有利于提高售电公司的整体水平和实践能力。各省电力体制改革和电力市场建设的推进程度不同，各地售电公司也可以进行经验交流、相互学习。

稳定并降低燃料成本

目前，我国大型中央和地方发电企业的供电结构普遍以煤电为主。煤炭燃料成本是火力发电成本的最大组成部分，约占电力成本的80%。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。煤电公司和煤炭企业战略重组，打造大型“煤炭+火电”能源集团，可以稳定煤炭销售、稳定火电成本。煤炭和火电可以实现集团内优势互补，共同抵御市场风险。还可以通过参与煤炭市场金融期货对冲来对冲煤炭市场价格波动的风险，这也是国际上的通行做法。

全面强化精细化管理

除了燃料成本外，火电企业还有人工成本、设备折旧、财务费用等占电力成本的10%~15%。这方面对于加强管理、降低成本也有很大的潜力。要加强机组能耗管理，淘汰能耗高的小火电机组，或者将小火电机组改制为供热机组。重组或优化集团发电资产，出售老电厂，并在发电小时数较低时更换集团内发电权。建设电厂时，需要降低设备的采购成本，这样就可以减少每年的折旧费用。需要控制人工成本，核算集团内各发电机组的生产效率和劳动效率。对于生产效率和劳动效率较低的电厂，有必要研究改进措施。对于确实难以改善的，必须考虑内部优化重组或资产出售。出去。

减少财务费用

发电集团特别是中央发电集团负债率较高，减少财务费用对于增强市场竞争力也很重要。 2016年，国电电力、华电国际、大唐发电、华能国际五家主要发电公司上市公司资产负债率分别为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。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持平。针对我国大型发电集团负债率较高的情况，可以通过资本市场，如上市、发债等方式降低财务费用。这些融资渠道比银行贷款更加灵活，可以提高直接融资比重，优化融资结构，降低融资成本。

充分利用电改新政策

一是清洁能源优先发电。新电改政策包括清洁能源发电优先政策。建立规划风电、太阳能发电优先发电制度。水电、核电也有部分电力，实行优先发电保障。可以继续布局建设具有市场消费空间的风电、光伏发电设施。他们可以优先发电并网，并享受政府补贴。积极发展分布式电源和智慧能源社区。分布式电源可就近接入互联网，优先发电。不会出现弃电现象，收入有保障。

二是获得辅助服务的经济补偿。此次电力改革将建立市场化辅助服务共享共享新机制。提供调峰、调频、备用等服务的发电企业可以按照市场化原则获得相应的经济补偿。适应能源结构转型的需要，未来火电机组将逐步从基础电源、主力电源向基本电源、调峰电源转变。这样，在未来参与辅助市场提供调峰和备份功能时，可以获得更高的经济补偿。火电为西南、西北、东北地区清洁能源提供后备服务，应尽快出台相应的辅助服务补偿政策。

第三，投资新的配电业务。 9号文鼓励社会资本投资配电网。为什么发电企业在电力方面拥有专业优势却做不到呢？发电公司建设配电网，不控制调度中心，因此不存在不公平贸易问题。但不鼓励发电公司投资建设直接向用户供电的专线，因为这不承担社会责任，违反公平竞争原则。积极参与国家增量配电业务自由化改革试点，为发电企业投资配电网寻找出路。

多元化发展

对于大型发电集团来说，除了传统的电力领域外，还可以拓展一些相关板块，走多元化发展的道路，建设大型综合能源集团，或者跨能源及相关领域的大型多元化集团，减少企业数量。单一发电业务。抵御市场经营风险的比例。 5大发电集团成立后，逐渐从单一发电集团向综合性能源集团转型。除主营发电业务外，还涉足煤炭、金融、物流、科技等领域。金融板块一直是除电力、煤炭之外的五大发电集团的重点板块。华能集团金融板块管理资产达9800亿元。大唐集团的金融、科技、物流板块占整个集团利润贡献的30%以上。安徽能源、浙江能源等地方能源集团也形成了电力、天然气、金融等多元化产业板块。从这些发电集团的多元化来看，产业布局总体为：电力为主、电力相关（煤炭、天然气、物流、环保技术等）、金融支持。

加强市场经济法律法规学习

2016年1月，山西省发电企业共同签署了《山西省火电企业防止恶意竞争，保障行业健康持续发展公约》。此举违反了价格法和反垄断法，受到反垄断执法部门的查处。这是山西省乃至全国电力体制改革背景下第一起有影响的价格垄断案件。该案的查处，给全国发电企业上了一堂生动的法制教育课。无论有多少理由，他们都无法联手固定发电侧电价。发电企业要加强对相关法律、政策的学习。如果不了解电力体制改革相关政策和市场经济法律法规，不参加学习培训，敢于尝试法律，必然会受到惩罚，付出代价。

积极体现电力改革合理诉求

电网企业是天然的网络垄断企业。国家电网公司、南方电网公司等国内两大电网企业在改革中总体处于相对有利的地位。利益表达比较容易，渠道也比较畅通。发电公司众多，利益很难集中并由一家或几家发电公司代表。社会上发电企业的发声还不够，代表发电企业发声的机构和专家更是少之又少。发电企业应高度重视，加强研究整理改革中遇到的困难和问题，及时制定政策建议。这可以直接向相关政策制定部门报告，也可以通过行业协会或第三方智库向政府部门报告。有时他们反映的是理性的建议，充满热情和期望，但往往是徒劳无功，没有结果。改革中很多问题的解决需要一定的过程和时机。反映正确的要求和建议时，不要指望一次性成功。通过多种渠道多次反映。只有这样，你才能持续受到关注。当条件成熟、机会出现时，问题就可能得到解决。

当前形势下，发电企业面临多重困难，利润减半。这是发电企业自身无法完全解决的，也无法通过正确应对电力体制改革来得到明显改善。这些问题归根到底就是目前的供电能力明显超过了电力需求。解决这个问题，需要推进电力供给侧结构性改革。一方面，必须控制新增产能。在电力装机已经过剩的地区，暂不宜上马新的发电项目，包括光伏、风能等清洁能源项目，否则将加剧电力供应过剩问题。还要淘汰落后产能，加大违法项目清理整顿力度。另一方面，电力需求将会增加。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，电力产能阶段性过剩问题将逐步缓解甚至基本解决。当前，必须加紧实施电能替代等措施，以解燃眉之急。国家从宏观层面加强政策调控，化解过剩电力产能，增加电力需求，释放煤炭先进产能，有序发布电力发展和消费计划，合理提高规划电力部分上网电价等，统筹谋划，多管齐下，坚决按照党中央要求，在确保稳定的同时做好电力体制改革。 （作者为中国电力传媒集团有限公司副总经理、国家能源局法制改革司原副司长）