陈宗法：新电改强势来袭，发电侧该怎么办
发布日期：2015-10-19 来源：陈宗法 浏览次数：593
2015年3月中旬，新的电改方案9号文一推出，立即引起了业内外专家学者、社会媒体的高度关注，并对新电改的背景、内容纷纷作出解读。时至今日，新电改已过去近半年，国家发改委又陆续出台了部分配套文件，并增加了新电改的5个试点省份，在贵州、云南、内蒙古、宁夏等省区已进入实操阶段。在此期间，电力行业虽然关注新电改的进程、内容，但更关注新电改对电力企业及其员工有什么影响、今后该怎么办。作为一位业内人士，笔者试图“接地气，冷思考”，立足电企角度，结合发电行业目前的阶段性特征及未来的市场变化，深度剖析新电改对发电侧的影响，并提出相应的对策。
新电改的文件、内容及其特点
系列文件。截至8月中旬，国家推出新电改的系列文件共6个。其中，最核心的文件是3月15日，中共中央、国务院以中发[2015]9号文件发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》。
3月22日～8月20日，国家发改委联合国家能源局、财政部等出台了5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》、《关于完善电力应急机制，做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》、《关于贯彻中发[2015]9号文件精神，加快推进输配电价改革的通知》、《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》、《输配电定价成本监审办法（试行）》。
7月2日、6日、30日，国家发改委三次召开座谈会，专门对6个新的配套文件征求意见，内容涉及推进输配电价改革、促进电力市场建设、组建并规范运行交易机构、放开发用电计划、推进售电侧改革、加强燃煤自备电厂监管，预计将在近期发布。此外，还在继续组织制订向社会资本放开配电业务、促进分布式电源发展、加强电力统筹规划和科学监管等配套文件。
新电改是一个复杂的系统工程。预计除了9号核心文件外，还有十三四个配套文件。当然，也应该包括安徽、湖北、宁夏、云南、贵州，深圳，蒙西等试点省、市、区域出台的电改工作方案及其配套细则。如7月27日，贵州省出炉首个落实中发9号文的省级文件《进一步深化电力体制改革工作方案》。
基本内容。新电改9号文件，其内容可用一句话概括，就是针对“五个存在问题”，确立“一个指导思想”，坚持“五项改革原则”，通过“3113改革路径”、完成“七大重点任务”，构建“一个体制架构”，实现“一个总体目标”。
五个存在问题：交易机制缺失，资源利用效率不高；
价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成；政府职能转变不到位，各类规划协调机制不完善；发展机制不健全，新能源和可再生能源开发利用面临困难；立法修法工作相对滞后，制约电力市场化健康发展。
一个指导思想：坚持市场经济改革方向，从我国国情出发，坚持清洁、高效、安全、可持续发展，全面实施国家能源战略，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制，转变政府对能源的监管方式，建立健全能源法制体系，为建立现代能源体系、保障国家能源安全营造良好的制度环境，充分考虑各方面诉求和电力工业发展规律，兼顾改到位和保稳定。
五项改革原则：安全可靠；市场化改革；保障民生；节能减排；科学监管。
3113改革路径：“三放开”，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；“一独立”，推进交易机构相对独立；“一深化”，继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究；“三强化”，进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。
七大重点任务：有序推进电价改革，理顺电价形成机制；推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制；建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台；推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用；稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配售电业务；开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制；加强电力统筹规划和科学监管，提高电力安全可靠水平。
一个体制架构：“管住中间”——对自然垄断的输配电环节实行政府定价与监管，确保电网公平开放、市场公平交易，实现电网科学规划，充分发挥电网规模效益、提高管理效率；“放开两头”——在发电侧、售电侧实行市场开放准入，引入竞争，放开用户选择权，形成多买多卖的市场格局，价格由市场形成，发挥市场配置资源的决定性作用。
一个总体目标：建立健全电力行业“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体制，努力降低电力成本、理顺价格形成机制，逐步打破垄断、有序放开竞争性业务，实现供应多元化，调整产业结构，提升技术水平、控制能源消费总量，提高能源利用效率、提高安全可靠性，促进公平竞争、促进节能环保。
主要特点如下：
新电改问题导向，目标多重。以往的电改，目标单一，如上世纪80年代中期推出的集资办电，主要解决“缺钱办电”问题；90年代末成立国家电力公司，主要解决政企不分、建立现代企业制度问题；2002年国务院“5号文件”，实行厂网分开、竞价上网，主要解决公平竞争问题。本次新电改不同于以往的电改，主要针对市场“交易机制缺失”等五个问题，实现综合目标，既要建立市场化运行机制、完善政府监管体制、优化行业组织形式，又要强化发展规划、推进能源法规建设，还要兼顾绿色发展与节能减排等多重目标。
以市场化改革为主线，突出市场运行机制建设。尽管新电改目标众多，但主线比较突出、清晰，始终围绕如何正确处理政府、企业、市场三者关系，坚持市场化改革原则，还原电能商品属性，加快构建有效竞争的电力市场结构和市场体系，形成主要由市场决定价格的运行机制，进行顶层设计。
吸取以往电改的经验教训，严格遵循改革的四个逻辑步骤。新电改先“准确界定电力行业各环节性质”，再“实现符合电力行业特点的网运分开”，并“完成自然垄断环节、公用公益事业的政府定价”后，“搭建电力市场、放开竞争性环节”。四个逻辑步骤环环相扣，层层递进，吸取了上一轮电改盲目照搬英国模式，基础工作未完成，一步跨越到“竞争性电力市场”的冒进教训。
既柔性切入，又预留空间，体现了改革的综合平衡和务实精神。新电改如何推进，业内外一直分歧很多，聚焦在输配电体制是否分开，是否核定独立的输配电价，区域电力市场建设如何推进调度，交易机构是否独立等方面。由于共识难，新电改没有“强行拆分”两大电网，也没有实施“输配分开、调度独立”，而选择以“网售分开”作为突破口——“有序向社会资本开放配售电业务”、“推进交易机构相对独立”，体现了柔性切入、容留分歧的特点。同时，“充分考虑各方面诉求和电力工业发展规律”、“兼顾改到位和保稳定”，突显了综合平衡、渐进式改革特点。当然，9号文也提到要继续对区域电网和输配电体制开展研究，为今后深化改革预留了空间。
最高规格，指向性强，但操作性不够，需要在试点中推进。新电改纳入我国全面深化改革的重点范畴，作为能源革命的核心内容、实现市场运行机制的有效途径，经历发改委主导起草、国务院常务会议讨论、中央政治局会议通过，以中共中央文件联合国务院发布，为最高规格。9号文件基本上属于框架性、原则性内容，指向性强，但操作性弱，需要制定一系列配套文件进行细化、落实，并通过试点逐步推广。组织推动。10月底前在全国开展输配电价测算，2016年出台《省级电网输配电价核定办法》；2015、2016两年在全国范围内选择2～3个省份进行综合试点。新电改主要由政府强力推动，以政府部际联席会议方式予以研究、组织、落实。具体由国家发改委、能源局联合牵头，财政部、国资委、环保部、工信部等其他部委构成，两大电网、五大发电集团、两个电建集团参与。部际联席会议下设三个专项工作小组：电力交易平台及电力市场建设工作组、输配电价及交叉补贴工作组、独立售电主体工作组。令人欣慰的是，新电改体现了中央政府强力主导、有关各方参与的特征，不像2002年电改，5号文件一出，政府部门就撒手，任由发电企业、电网企业掣肘、拉锯，从而使上一轮电改打了较多的折扣。
新电改的现实基础与时机
2002年电力体制改革13年来，以五大发电集团为代表的我国发电行业，以煤价暴涨、金融危机冲击、新能源革命的2008年为分水岭，已经历两个发展阶段。
第一阶段，2003～2008年大干快上、规模扩张阶段。主要突出一个“快”字，表现为跑马圈地、抢占资源、规模扩张，迅速壮大发电集团。主要解决了全社会缺电问题，也伴生了结构单一、煤电矛盾、火电亏损、负债率高企等问题，可持续发展难以为继。
第二阶段，2009～2014年结构调整、战略转型阶段。突出“求新求变”，注重价值思维、管理创新、技术进步、资本运作、降本增效，着力调整产业结构、电源结构、区域布局，注重黑色发展、绿色发展与境外发展，由单一发电向煤电一体、传统能源向新能源转变，由国内区域加大向境外拓展力度，努力建设综合能源集团。
发电行业经历前6年的“规模扩张”，特别是后6年的“转型发展”，其发展结果究竟如何呢？
近期发电行业总体评价，可以用两句话来概括：一是进入2002年电改以来形势最好时期。2012年以来，发电行业主要技术经济指标屡创历史新高，火电重回利润中心，盈利能力连续两年超过央企平均水平，资本运作再趋活跃，资产负债率出现连续下降。同时，清洁可再生能源和大型高效机组“两个比重”不断增加，煤炭自给率提高，科技、环保、工程、金融、物流等非电产业快速发展，境外业务发展方兴未艾，综合能源集团格局初步形成，提升了可持续发展能力。2015年上半年，五大发电集团合并利润、净利润、归属母公司净利润等经营效益指标再创历史新高，分别为557亿元、369亿元、126亿元，占去年实际完成数907亿元、583亿元、144亿元的61%、63%、88%。二是目前处在一个新的更高的历史起点。水电、风电、电力总装机世界第一，供电煤耗、厂用电率处于世界先进水平，五大发电集团均列入了世界企业500强，名次不断提升；2012～2014连续3年全部获得国资委业绩考核“A级”，综合实力显著增强；实现了“行业复兴”。
我国经济发展进入“新常态”，对电力行业的影响是深远的、系统性的，从近期看有利有弊。目前，发电行业呈现以下6个阶段性特征：全国电力市场普遍过剩，发电量竞争加剧；煤价持续低迷，发电业绩大幅提升，“电盈煤亏”格局更趋明显；非电产业盈亏分化，煤炭、煤化工、铝业等盈利普遍下降甚至亏损，资产负债率仍偏高，转方式、调结构面临新挑战；资源环境承载能力减弱，节能减排压力剧增，电源结构清洁发展、区域空间布局转换提速；发电侧过去政府定电价、批项目、核计划电量——“半计划、半市场”运行的局面正在改变；能源领域“四个革命、一个合作”，国资国企改革，新一轮电改风起云涌，机遇与挑战并存，创新体制机制正当时。
面对未来的新常态、新电改、新任务，2015～2020年（新6年），发电行业要通过深化改革、科技创新、管理提升、转型发展，实现新超越、新突破，进一步打造发电行业“升级版”——洁净高效，绿色低碳；价值提升，风险可控；科技支撑，法治保障；市场化运作，资源配置优化；主营业务突出，产业链价值链完善；国际化经营水平高，可持续发展能力强。
可见，目前发电行业正处在一个新的更高的历史起点，也处在2002年电改以来形势最好时期，但全行业整体并非发展“到了极点”，而是在积极打造“升级版”，创建国际一流企业。“穷则变，变则通，通则久”是改革的一般规律。显然，按照上述逻辑，尽管发电企业经受过电煤市场洗礼，对新电改有较强的心理预期和承受能力，但谁乐意在“最好时期”去接受“非自主性”的外部变革、迎接一个“不确定”的未来呢？因为9号文与目前发电行业阶段性特征一经结合，如全国电力市场普遍过剩，煤炭市场持续低迷，再加上各地经济稳增长的压力加大，工商业用户对电价下调有强烈诉求，中央政府简政放权，地方政府希望借力电改分享改革红利，新电改的时机对发电企业整体并不利，对未来发电企业的影响更不确定、更具挑战。
新电改对发电侧的影响
新电改对发电侧影响的基本判断
总影响：突出市场化改革和能源“民主革命”，让电力行业从半封闭走向更开放，从集中单一走向分散多元，让电力消费者拥有选择权、参与权，看似利好，实质是双刃剑。做好是机遇，挑战是常态，比拼的是市场竞争力（主要技术经济指标），将重塑发电企业，对经营理念、安全管理、发展空间、商业模式、客户服务等产生重大而又深刻的影响。
机遇：今后发电企业进入售电侧、新增配电领域、跨省跨区域输电项目，与用户直接交易，全产业链经营，发展空间会更大；分布式能源、新能源、微电网发展更有配套措施保障；一些技术经济指标处于先进水平或区域电力市场短缺的发电企业会抢得商机。
挑战：目前，电力市场普遍过剩，地方政府主动参与电改，今后电力市场竞争将更加充分、直接、激烈；电价机制仍双轨运行，但更趋向市场化定价，电价信号变得敏感；电价结构更趋合理，但电价水平将明显下降；影响发电企业盈亏的因素更加复杂多变，不确定性大幅增加；面对市场竞争与广大用户，发电人将告别单纯发电时代，工作更富挑战性。
未来影响：从长远看，随着电力装机刚性增长与电力需求迅速下降矛盾的日益尖锐，电力市场化竞争将进一步加剧，发电行业未来有可能出现盈亏分化、优胜劣汰、兼并重组，发电企业将从目前的“同甘共苦”到未来的“贫富分化”，从“一群肉猪”分化为“大象蚂蚁”。
分项改革对发电企业的具体影响
电价改革的内容及影响。
改革内容包括：输配电价——按“准许成本+合理收益”分电压等级单独核定；用户购电价格——市场交易价格+输配电价（含线损）+政府性基金；政府定价——只针对居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电、部分没有参与市场交易的发电量；电价交叉补贴——结合电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴；发电价格——分步实现公益性以外的发电价格由市场形成，大部分市场交易电量通过协商、市场竞价确定；对没有参与交易和竞价的小部分上网电量，仍由政府定价。即在发电侧尽可能缩减政府定价范围，鼓励直接交易，提高市场定价比重。
新电改把电价改革放在特别重要的位置，位列七大重点任务之首。针对目前电价管理存在的问题，“以政府定价为主”、“市场化定价机制尚未完全形成”，“难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出”等，确定电价改革目标是“交易公平，价格合理”。因此，电价改革不是一味要求降低电价，而是尽可能“形成与市场要求相适应的电价机制”，构建“多买多卖”的电力市场体系，充分发挥电价信号与杠杆作用。这看似简单、平常，实质对发电企业、电网企业、电力用户、社会资本将带来全新而又深刻的影响。
例如，单独核定输配电价改革的影响。在深圳、蒙西试点的基础上，2015年新增了安徽、湖北、宁夏、云南、贵州等省（区）试点，要求做好输配电价摸底测算工作，加强对电网资产以及输配电收入、成本、价格的直接监管。这项改革，从制度设计上改变了电网企业盈利模式，由赚“价差”改收“过网费”，既可以保障电网企业稳定的收益和投融资能力，又可以维护发电企业的正当权益。根据原国家电监会例行的价格检查发现，过去电网企业利用其垄断地位、市场过剩、多电源上网等优势与时机，通过不公平调度或变相降低上网电价、延迟电费结算、违反跨地区电能交易规定等行为，侵占发电企业权益。今后，将从根本上防止此类现象的再度发生。当然，国家对电网企业成本监管力度、输配电价核定高低，以及对核减下来的输配电价的分配倾向，也直接关系到发电侧、电网侧、需求侧的利润空间。深圳核定未来3年输配电价每千瓦时0.1435元、0.1433元和0.1428元，2015年比2014年每千瓦时0.1558元下降1.23分。这核减的“一分钱”，需要电网企业通过内部挖潜来弥补，但并没有让渡给发电侧，得益的是下游的电力用户。
再如，改革电价交叉补贴的影响。长期以来，我国电价交叉补贴严重。为保障民生和维护社会稳定，补贴居民、农业用电，工商业用电的电价明显偏高，居民电价过低，导致工商业企业的成本增加，市场竞争力下降。如工业电价（元/千瓦时），韩国为0.41，美国0.43，我国平时段为0.725。这与国外居民与工业用户的比价形成很大的反差，英国为2.2:1，美国为1.78:1，法国为2.02:1，日本为1.36:1，巴西为1.38:1。逐步配套解决交叉补贴，有利于优化电价结构，减轻工商业用户负担。但能否影响发电企业利益，主要取决于财政补贴介入力度，以及居民电价政策未来的取向。但值得肯定的是，只要降低工商业用户的电价，最终受损的主要还是发电企业，因为电网企业的收益以“过网费”或“输配电价”的形式进了“保险箱”。
根据电改方案中的价改内容，近期电力行业面临的政策市场环境，以及影响电价的基本要素，个人分析，未来三五年内，既有电价上涨的动因，如清洁能源占比不断上升，火电“超低排放”改造，水电造价上升、电价偏低要求“补涨”，降负债、补亏损、稳业绩、可持续发展等电力行业内在要求；更有下跌的机率，如电力市场普遍过剩，持续低迷的煤价与煤电联动政策，单核输配电价产生的“油水”挤出效应等，除了区域性、结构性、时段性的电价波动外，对冲互抵后，我国总体电价水平将会“明显下降”，电力用户尤其是工商业用户将会分享改革红利，但对电力行业特别是发电企业将带来经营压力。
开展直接交易、有序缩减发用电计划、建设电力市场的内容及影响。改革内容包括：规范市场主体准入标准，按电压等级、能耗排放水平等分期分批开放；引导市场主体开展多方直接交易，赋予发电企业、售电主体和用户自主选择权，短期和即时交易通过调度、交易机构实现；鼓励用户与发电企业签订长期稳定的合同，建立合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制；建立辅助服务分担共享新机制；完善跨省跨区电力交易机制。同时，有序缩减发用电计划；鼓励新增工业用户和新核准发电机组直接参与市场交易；政府保留必要的公益性和调节性发用电计划；进一步提升供需平衡保障水平。
如前所述，电力市场化改革的具体举措，从根本上改变了发电企业的经营理念、发展空间、商业模式，其经营状况取决于当时的电力供求关系和发电企业自身实力。目前，发电企业面临的经营环境尽管有好有坏，但由于电力市场普遍过剩，工商业用户期望电价下降，新电改的总体时机并不利。因此，提高市场直接交易份额，注入新的“市场机制”，催生并加剧了“发酵”，无论是协商定价，还是市场竞价，发电企业并不占优势，给未来增加了诸多不确定性，在一些试点省区和西南电力严重过剩区域表现得更加明显。结合市场化电改内容，分析其具体影响：
一是全国电力市场普遍过剩带来的影响。2014年全国用电量增长3.8%，创出“新低”（最高2003年15.3%）。2015年1～6月仅增长1.3%，更不理想。而新电改要求电价机制“及时并合理”反映“市场供求状况、资源稀缺程度”。国家将大幅缩减计划电量比例，其中试点地区市场电量比例将达到50％，非试点地区30％，2016年将达到40％。3年左右时间，将增加到70％。新投产发电机组将直接进入市场竞争。今后上新项目，要以落实市场电量为先决条件。在目前电力产能普遍过剩、用电需求明显不足的情况下，缩减发用电计划，提高市场直接交易份额，容易引发发电企业之间的过度竞争，加剧电价水平下降，对发电侧总体不利，前景堪忧。
例如，云南省2014年装机容量达到7257万千瓦，水电占到7成以上，产生弃水电量约160亿千瓦时。受用电量大幅下滑、大型水电大量投产等因素影响，2015年弃水将超过300亿千瓦时。而且，云南作为国家电改的试点省份和水电外送基地，推进步伐之快，全国罕见。目前，云南电力市场出现了“竞相压价、以价换量”的恶性竞争局面，反倒是“计划电量含金量更高”。早在2015年1月，电改工作方案和实施细则便正式实施，全网拿出1/3电量进行市场化交易，采用集中撮合交易、发电权交易、挂牌交易、直接交易4种模式，确定交易规模300亿千瓦时，上半年已完成181.94亿千瓦时，占年度计划的60.65%。云南某集团水电公司所属的3个水电厂均不同程度参与市场交易，上半年累计竞价电量27.40亿千瓦时，达到该公司上半年累计发电量67.25亿千瓦时的40.74%，比目录电价每千瓦时降0.05~0.15元不等，造成“量价齐跌”，效益下降。近年新投的某大型水电站，2013年利润7.09亿元；2014年利润4.47亿元；2015年可能亏损1~2亿元。据省工信委统计，全省1季度市场交易电量达到49.51亿千瓦时，电价因竞价平均每千瓦时下降0.11元，电厂减收让利、相应减少工业企业电费5.44亿元，预计上半年超过10亿元。再如，2015年3月宁夏开展15亿千瓦时大用户直购电的竞价撮合交易，火电厂按零边际贡献报价才能中标。随着电改的不断深入和市场化竞价的推广，现有的水电还本付息电价、火电标杆电价模式和计划电量体系将会发生根本性改变，受电力供需过剩及通道受阻加重影响，发电企业的生产经营形势日益严峻。
各地与大用户直接交易的情况也与云南类似。尽管开展大用户直供，有利于发电企业争取更多电量，降低固定成本，增加综合收入，但由于地方干预、用户压价、供大于求的影响，直购电变成“优惠电”。据某发电集团调查，已开展直购电区域，直接交易电量价格均比标杆电价降低0.6～5.5分/千瓦时不等，平均降低约3分/千瓦时左右。例如，贵州省2014年省经信委组织计划定向直供，第一批合约20亿千瓦时，每千瓦时让利2分；第二轮签约电量60亿千瓦时，占市场份额4%，每千瓦时让利3分。2015年将完成250亿千瓦时，占市场份额18%，每千瓦时让利从3分到0.12元。
二是煤价市场持续低迷带来的影响。2011年末开始，环渤海5500大卡市场动力煤综合平均价格从最高时860元/吨一路下跌，2014年7月23日跌破“500元/吨”。2015年8月中旬，跌至411元，煤价指数下跌115元/吨，成为发电行业近年来盈利大幅度提升的“基石”。但是，新电改将解决“以政府定价为主”、“难以及时并合理反映用电成本”等问题，形成由市场决定电价的机制。可以预见，今后电价不再以煤价波幅超过5%，以年度为周期进行调整，电价涨跌有可能是“分分秒秒”的事，价格信号与杠杆作用凸显。因此，电力行业由于市场机制的作用，不太可能因政府定价的“迟缓”或“不到位”，像2008年那样使火电巨亏，或像2012年以后煤电联动“滞后”找回“旧账”，火电着实“火一把”。目前，低迷的煤价预示着电价的回落，火电业绩大幅提升从此将受制约。
三是新常态下经济稳增长压力带来的影响。经济新常态下，全国各地经济稳增长的压力加大，一些高耗能行业、实体企业出现经营困难。近年来，我国全面深化改革，中央政府大力简政放权，放权于市场、企业，放权于地方政府。能源领域力度最大，除保留核电、大型水电外，其他电力建设项目的核准都交给了地方。即使新电改也先试点、再推广，地方政府拥有很大的主动权。由于各地经济下行、工商业用户特别是高耗能用户对电价下调有强烈的诉求。而且电企多属央企，贵州、云南、内蒙古等一些能源外输基地纷纷要求参与电改，抓住电力过剩的时机，借助市场交易降低电价，分享“蛋糕”。4月17日，国家发改委召开的全国电改工作会上曾发出“警告”，避免借电改名义发展高耗能产业，使直接交易等变成降低高耗能企业成本的特殊政策。
四是完善跨省跨区电力交易机制、建立辅助服务分担共享新机制的影响。新电改配套文件《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》，明确跨省跨区送电，由送受电双方在自愿平等基础上，按“风险共担、利益共享”原则协商或通过市场化交易方式，建立长期、稳定的电量交易和价格调整机制，有利于让送电、受电双方形成更加紧密的利益共同体。同时，下调跨省跨区水电输送的落地电价，有利于受电省份继续保持、甚至扩大消纳量。但是，各地电力市场情势发生了变更。过去送受端电力均短缺，或者送端富余、受端缺电，有利于资源优化配置，实现双赢。但是，目前送受端电力均富余，将会导致“几家欢乐几家愁”的局面。这在全国用电总量上新增边际效果不会太明显，但东南沿海的受端电厂会受到一定冲击。如浙江省外购电的比例达1/3左右，让区域电力过剩的现象更加严重。同时，9号文提出要适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，承担必要的辅助服务费用，或按照贡献获得相应的经济补偿，对发电企业影响中性。
售电侧改革的内容及影响。改革内容包括：鼓励社会资本投资配电业务，多途径培育市场主体。允许高新产业园区或经济技术开发区、社会资本、公共服务行业、节能服务公司、符合条件的发电企业投资组建售电公司。允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易。赋予市场主体相应的权责，鼓励售电主体创新服务，向用户提供合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值服务。建立市场主体准入和退出机制，电网企业履行保底供应商义务。
9号文一公布，立即引起了业内外的广泛关注，一致认为“稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务”，是本次电改的最大亮点。作为电力行业巨头的五大发电集团，除了华能集团下属内蒙华电、华能国际设立内蒙古电力热力销售公司、华能江苏能源销售公司和华能广东能源销售公司，国家电投集团下属宁夏能源铝业成立宁夏电能配售电公司外，时至今日其他发电集团公开布局售电市场的实质性动作并不多。根据个人的观察与分析，“内热外冷、稳扎稳打”，应是真实写照。
五大发电集团到目前之所以还“稳得住”，除了不愿意充当“出头鸟”外，主要是因为国家法律还有障碍，售电侧改革的配套政策还不明朗，电力业内外仍有一些改革争议。五大发电集团自身虽有“底气”，但缺乏资源、人才、经验、平台，也是重要影响因素。
第十二届全国人大第14次会议20年来首次修改《电力法》，仍保留了“一个地区只设立一个供电营业机构”条款，这与新电改9号文件放开售电侧的精神相悖。售电侧改革的配套文件至今还没有下发，许多问题还不是十分明朗，如售电公司如何购电？如何获取客户资源？电力输送依靠既有电网设施还是自建设施？输配电成本如何核算？售电电价如何核定？电网公司参与竞争性售电业务，但长远是否只保留“兜底”售电业务……可见，目前组建售电公司还缺少政策依据和行动指南。五大发电集团除了近年来取得一些大用户直供电、热力销售的经验外，总体上缺乏为用户提供综合能源解决方案、促进新能源消纳发展、服务节能减排等实际经验，也缺少相应的配售电资产、管理平台，以及营销、计量、结算等专业人才队伍。
当然，五大发电集团没有像民营资本一样，早早成立售电公司，与其“比较优势”也不无关系：一是政策支持。9号文尽管鼓励社会资本投资配售电业务，“多途径培育市场主体”，但也强调“允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场，从事售电业务”。二是进出门槛。“根据开放售电侧市场的要求和各地实际情况，科学界定符合技术、安全、环保、节能和社会责任要求的售电主体条件。明确售电主体的市场准入、退出规则”。近期社会资本组建的售电公司，并未取得政府相关部门的许可，实际不能真正开展售电业务。三是国际经验。据专家分析，国外售电公司多种形式并存，如发售一体、配售一体、发输配售一体、独立售电公司等，但发售一体是普遍形式，并占据市场主导地位。
发电侧普遍意识到，允许发电企业投资售电公司是重大机遇，有可能成为一个新的利润增长点。因为发电企业进入售电领域，有利于发售一体，产销对接，延伸产业链，拓展经营发展空间，形成综合能源供应和服务集团；有利于优化资源配置，让大型火电或低成本水电机组多发电，提高综合效益；有利于掌握第一手市场信息和客户资料，利用大数据优化发电企业的战略布局；也有利于增加用户选择权，改善供电服务，提高用户满意度。
当然，在目前全国电力市场普遍过剩、加剧竞争的形势下，组建众多售电公司有可能出现争夺用户、竞相压价的现象；用户违约欠费、用户服务投诉、售电成本增加等市场风险也必须承担。
建立相对独立的电力交易机构、开放电网公平接入、加强电力统筹规划和科学监管等配套改革的内容及影响。改革内容包括：将原由电网承担的交易业务与其他业务分开，交易机构相对独立运行，为电力市场交易提供服务，政府部门实施有效监管；积极发展分布式电源（自发自用、余量上网、电网调节）、微电网和智能电网技术，完善并网运行服务，解决好无歧视、无障碍上网问题；加强和规范自备电厂监督管理，全面放开用户侧分布式电源市场；加强电力行业特别是电网的统筹规划；加强电力行业及相关领域科学监督；减少和规范电力行业的行政审批；建立健全市场主体信用体系；抓紧修订电力法律法规。据悉，国家能源局及其派出机构将主导电力交易中心的建设和运行管理，但在调度没有独立的情况下，如何确立调度和交易的职能分工，以及交易机构与电网公司的关系，进而发挥交易中心在市场交易中的主导作用，将成为试点的焦点。不过，建立相对独立的电力交易机构，将有利于形成公平规范的市场交易平台，对发电企业影响正面。开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制，属于政策利好，有利于落实新能源保障性收购，将减少弃风、弃光、弃水现象，促进新能源、分布式能源、智能微电网的快速发展。今后，政府部门一方面简政放权，放权于地方、企业、市场，另一方面加强规划、监管，推进《电力法》的修订及其他能源法规建设，有利于营造公平公正、规范运行的政策市场环境，促进电力行业的可持续发展。
对策措施
积极研究新电改，密切跟踪配套文件出台、试点区域电改动向，提出应对举措。近一个时期，发电侧要通过集中学习、专题培训、座谈讨论、实地调研、课题研究等多种方式，积极开展新电改方案及其影响的研究，深入分析对经营理念、安全生产、运营管理、发展空间、盈利模式、投资决策、业绩考核、人才队伍等带来的影响，提出应对举措。同时，密切跟踪区域试点电改动向，如深圳、蒙西，安徽、湖北、宁夏、云南、贵州等输配电价改革试点，北京、苏州、佛山、唐山、上海等城市的电力需求侧响应试点，努力做到胸中有数。五大发电集团作为发电行业的代表，列席电改部际联席会议，参与三个工作小组，应抓住机会，积极反映发电侧的合理诉求。近期重点就推进输配电价改革、促进电力市场建设、组建并规范运行交易机构、放开发用电计划、推进售电侧改革、加强燃煤自备电厂监管等配套文件发表意见、提出建议，与其他各方进行讨论、协商、交锋，争取相对有利的政策环境。
提高对过剩市场竞争残酷性的认识，控制电力发展节奏，建立一个基本平衡的电力市场。我国经济转型似乎让电力需求过剩时代提前到来。专家估计，我国发电机组的富余度已经达到35%，相当一部分机组处于停备状态。即使现有的核准电源项目都不开工，满足“十三五”期间的电力需求也没问题。东北电网装机突破1.16亿千瓦，但全网最大负荷仅5600万千瓦，电源负荷比达到两倍。但这并没有放缓电力大规模建设的步伐。2015年上半年，全国新增装机4338万千瓦，大大超过2014年同期数3670万千瓦，且火电占一半以上。近两年被视为火电最后一轮的发展机遇期。随着电力项目审批权的下放和火电效益三年多来的好转，以及各地稳增长政治压力的加大，预计还会有一个容量增长的“小高峰”。2015年上半年，全国火电新投产2343万千瓦，核准加在建规模1.9亿千瓦，创近年来新高。殊不知，这一举一动将决定着发电企业在未来市场竞争中的“生”与“死”。目前，市场过剩单纯表现为电量减少，电价因政府定价基本不变。新电改推行市场化改革后，电量由市场分配，电价由竞争决定，在供求规律的作用下，将会导致“量价齐跌”。仅仅经历了电煤市场洗礼的发电企业，还没有像煤炭、钢铁企业一样真正体会过剩市场竞争的残酷。因此，各发电企业要从规模思维转向价值思维，既要符合国家能源发展总体战略，更要符合市场规律，控制电力发展节奏，加强造价控制和对标管理，着力提高发展质量与效益，着力清洁发展、节能减排、转型升级，防止继续盲目扩张、陷入“囚徒困境”，防止“十三五”规划编制过大，防止电力产能过剩的继续恶化，从而建立一个基本平衡的电力市场，保证投资项目的合理回报，保持电力行业的可持续发展。当然，发电企业也要加强同类企业的对标管理，建立平均建设造价、平均运营成本的概念，做好优胜劣汰、兼并重组的心理准备。
摸清发电企业的资产家底，抓紧建立营销体系，努力做到稳发满发。面对即将到来的售电侧放开，各发电企业要作谋划和打算，摸清全部发电机组家底，加大设备投入，杜绝设备“漏检”、“欠修”，努力减少非停，提升设备可靠性，真正做到“度电必争、稳发满发”。同时，加强电力市场营销工作，开发竞争报价信息系统，特别在新电改试点省区，要抓紧抽调专业人员设立营销机构和充实营销队伍，建立“以市场为导向，以客户需求为中心”的“区域一体化”营销体系和协调机制，明确区域公司市场竞争的主体责任，统一分配区域内发电企业的竞价电量，统筹优化各种电源资源，发挥区域整体优势，提高巿场相对竞争力。另外，根据政策导向，努力增加优先发电量的比重：依次为风光电、生物质能、核电、余热余压发电、以热定电电量、跨省跨区指令性送受电量、调频调峰电量。
主动开拓、储备优质电力用户，探索参与电能直接交易，筹建售电公司，布局售电市场。各发电企业要转变工作重心，由过去“跑政府”转为“跑市场、跑政府相结合”，主动加强与电力用户、政府部门、竞争对手、调度交易机构的沟通协调，探索参与电能直接交易，构建市场联盟，防止恶性竞争或操纵市场，实现多方共赢。在抓紧开展售电公司业务范围、运营模式、交易策略等内容研究的基础上，要深入周边区域，努力挖掘优质大用户，提前上门沟通交流，建立用户档案，储备用户资源，建立长期稳定的合作关系，为筹建售电公司做好前期准备。在方法上，拟先在直供电量大、大用户集中的区域或新电改试点省区组建售电公司、布局售电市场，并参与新增配电网、跨区域输电通道的投资建设，呼吁建立电力容量市场，做到产销衔接，全产业链经营。
运作好售电公司平台，促进电力需求侧响应，让社会用户拥有更多的选择权。根据国际经验，售电公司重点围绕电力购销、配电网开发运营、综合能源解决方案、其他增值服务开展工作，建立一个绿色低碳、节能减排和更加安全可靠、实现综合资源优化配置的新型电力运营体系。具体讲，要通过自有电量调配、外部电量采购等组织电量资源；通过大用户优选、客户分级管理、特色供电套餐设计等开拓销售渠道。对距离适中、客户优质的大用户，可以因地制宜开发自营配电网项目，扩展业务范围。通过配置分布式能源、下游终端用电设备建设，以及供应燃气、热力、冷能等多种能源形式，为用户提供一站式多种能源供应方案，增强综合竞争力。另外，通过为用户提供包括代理售电、用能信息、电量回购、综合节能咨询服务，以及综合低碳能源解决方案、合同能源管理等增值服务，实现售电公司运营模式的创新。（本文刊载于《中国电力企业管理》（综合）2015年10期，作者系中国能源研究会理事、中国华电集团公司企法部主任）
新电改的文件、内容及其特点
系列文件。截至8月中旬，国家推出新电改的系列文件共6个。其中，最核心的文件是3月15日，中共中央、国务院以中发[2015]9号文件发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》。
3月22日～8月20日，国家发改委联合国家能源局、财政部等出台了5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》、《关于完善电力应急机制，做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》、《关于贯彻中发[2015]9号文件精神，加快推进输配电价改革的通知》、《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》、《输配电定价成本监审办法（试行）》。
7月2日、6日、30日，国家发改委三次召开座谈会，专门对6个新的配套文件征求意见，内容涉及推进输配电价改革、促进电力市场建设、组建并规范运行交易机构、放开发用电计划、推进售电侧改革、加强燃煤自备电厂监管，预计将在近期发布。此外，还在继续组织制订向社会资本放开配电业务、促进分布式电源发展、加强电力统筹规划和科学监管等配套文件。
新电改是一个复杂的系统工程。预计除了9号核心文件外，还有十三四个配套文件。当然，也应该包括安徽、湖北、宁夏、云南、贵州，深圳，蒙西等试点省、市、区域出台的电改工作方案及其配套细则。如7月27日，贵州省出炉首个落实中发9号文的省级文件《进一步深化电力体制改革工作方案》。
基本内容。新电改9号文件，其内容可用一句话概括，就是针对“五个存在问题”，确立“一个指导思想”，坚持“五项改革原则”，通过“3113改革路径”、完成“七大重点任务”，构建“一个体制架构”，实现“一个总体目标”。
五个存在问题：交易机制缺失，资源利用效率不高；
价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成；政府职能转变不到位，各类规划协调机制不完善；发展机制不健全，新能源和可再生能源开发利用面临困难；立法修法工作相对滞后，制约电力市场化健康发展。
一个指导思想：坚持市场经济改革方向，从我国国情出发，坚持清洁、高效、安全、可持续发展，全面实施国家能源战略，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制，转变政府对能源的监管方式，建立健全能源法制体系，为建立现代能源体系、保障国家能源安全营造良好的制度环境，充分考虑各方面诉求和电力工业发展规律，兼顾改到位和保稳定。
五项改革原则：安全可靠；市场化改革；保障民生；节能减排；科学监管。
3113改革路径：“三放开”，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；“一独立”，推进交易机构相对独立；“一深化”，继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究；“三强化”，进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。
七大重点任务：有序推进电价改革，理顺电价形成机制；推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制；建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台；推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用；稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配售电业务；开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制；加强电力统筹规划和科学监管，提高电力安全可靠水平。
一个体制架构：“管住中间”——对自然垄断的输配电环节实行政府定价与监管，确保电网公平开放、市场公平交易，实现电网科学规划，充分发挥电网规模效益、提高管理效率；“放开两头”——在发电侧、售电侧实行市场开放准入，引入竞争，放开用户选择权，形成多买多卖的市场格局，价格由市场形成，发挥市场配置资源的决定性作用。
一个总体目标：建立健全电力行业“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体制，努力降低电力成本、理顺价格形成机制，逐步打破垄断、有序放开竞争性业务，实现供应多元化，调整产业结构，提升技术水平、控制能源消费总量，提高能源利用效率、提高安全可靠性，促进公平竞争、促进节能环保。
主要特点如下：
新电改问题导向，目标多重。以往的电改，目标单一，如上世纪80年代中期推出的集资办电，主要解决“缺钱办电”问题；90年代末成立国家电力公司，主要解决政企不分、建立现代企业制度问题；2002年国务院“5号文件”，实行厂网分开、竞价上网，主要解决公平竞争问题。本次新电改不同于以往的电改，主要针对市场“交易机制缺失”等五个问题，实现综合目标，既要建立市场化运行机制、完善政府监管体制、优化行业组织形式，又要强化发展规划、推进能源法规建设，还要兼顾绿色发展与节能减排等多重目标。
以市场化改革为主线，突出市场运行机制建设。尽管新电改目标众多，但主线比较突出、清晰，始终围绕如何正确处理政府、企业、市场三者关系，坚持市场化改革原则，还原电能商品属性，加快构建有效竞争的电力市场结构和市场体系，形成主要由市场决定价格的运行机制，进行顶层设计。
吸取以往电改的经验教训，严格遵循改革的四个逻辑步骤。新电改先“准确界定电力行业各环节性质”，再“实现符合电力行业特点的网运分开”，并“完成自然垄断环节、公用公益事业的政府定价”后，“搭建电力市场、放开竞争性环节”。四个逻辑步骤环环相扣，层层递进，吸取了上一轮电改盲目照搬英国模式，基础工作未完成，一步跨越到“竞争性电力市场”的冒进教训。
既柔性切入，又预留空间，体现了改革的综合平衡和务实精神。新电改如何推进，业内外一直分歧很多，聚焦在输配电体制是否分开，是否核定独立的输配电价，区域电力市场建设如何推进调度，交易机构是否独立等方面。由于共识难，新电改没有“强行拆分”两大电网，也没有实施“输配分开、调度独立”，而选择以“网售分开”作为突破口——“有序向社会资本开放配售电业务”、“推进交易机构相对独立”，体现了柔性切入、容留分歧的特点。同时，“充分考虑各方面诉求和电力工业发展规律”、“兼顾改到位和保稳定”，突显了综合平衡、渐进式改革特点。当然，9号文也提到要继续对区域电网和输配电体制开展研究，为今后深化改革预留了空间。
最高规格，指向性强，但操作性不够，需要在试点中推进。新电改纳入我国全面深化改革的重点范畴，作为能源革命的核心内容、实现市场运行机制的有效途径，经历发改委主导起草、国务院常务会议讨论、中央政治局会议通过，以中共中央文件联合国务院发布，为最高规格。9号文件基本上属于框架性、原则性内容，指向性强，但操作性弱，需要制定一系列配套文件进行细化、落实，并通过试点逐步推广。组织推动。10月底前在全国开展输配电价测算，2016年出台《省级电网输配电价核定办法》；2015、2016两年在全国范围内选择2～3个省份进行综合试点。新电改主要由政府强力推动，以政府部际联席会议方式予以研究、组织、落实。具体由国家发改委、能源局联合牵头，财政部、国资委、环保部、工信部等其他部委构成，两大电网、五大发电集团、两个电建集团参与。部际联席会议下设三个专项工作小组：电力交易平台及电力市场建设工作组、输配电价及交叉补贴工作组、独立售电主体工作组。令人欣慰的是，新电改体现了中央政府强力主导、有关各方参与的特征，不像2002年电改，5号文件一出，政府部门就撒手，任由发电企业、电网企业掣肘、拉锯，从而使上一轮电改打了较多的折扣。
新电改的现实基础与时机
2002年电力体制改革13年来，以五大发电集团为代表的我国发电行业，以煤价暴涨、金融危机冲击、新能源革命的2008年为分水岭，已经历两个发展阶段。
第一阶段，2003～2008年大干快上、规模扩张阶段。主要突出一个“快”字，表现为跑马圈地、抢占资源、规模扩张，迅速壮大发电集团。主要解决了全社会缺电问题，也伴生了结构单一、煤电矛盾、火电亏损、负债率高企等问题，可持续发展难以为继。
第二阶段，2009～2014年结构调整、战略转型阶段。突出“求新求变”，注重价值思维、管理创新、技术进步、资本运作、降本增效，着力调整产业结构、电源结构、区域布局，注重黑色发展、绿色发展与境外发展，由单一发电向煤电一体、传统能源向新能源转变，由国内区域加大向境外拓展力度，努力建设综合能源集团。
发电行业经历前6年的“规模扩张”，特别是后6年的“转型发展”，其发展结果究竟如何呢？
近期发电行业总体评价，可以用两句话来概括：一是进入2002年电改以来形势最好时期。2012年以来，发电行业主要技术经济指标屡创历史新高，火电重回利润中心，盈利能力连续两年超过央企平均水平，资本运作再趋活跃，资产负债率出现连续下降。同时，清洁可再生能源和大型高效机组“两个比重”不断增加，煤炭自给率提高，科技、环保、工程、金融、物流等非电产业快速发展，境外业务发展方兴未艾，综合能源集团格局初步形成，提升了可持续发展能力。2015年上半年，五大发电集团合并利润、净利润、归属母公司净利润等经营效益指标再创历史新高，分别为557亿元、369亿元、126亿元，占去年实际完成数907亿元、583亿元、144亿元的61%、63%、88%。二是目前处在一个新的更高的历史起点。水电、风电、电力总装机世界第一，供电煤耗、厂用电率处于世界先进水平，五大发电集团均列入了世界企业500强，名次不断提升；2012～2014连续3年全部获得国资委业绩考核“A级”，综合实力显著增强；实现了“行业复兴”。
我国经济发展进入“新常态”，对电力行业的影响是深远的、系统性的，从近期看有利有弊。目前，发电行业呈现以下6个阶段性特征：全国电力市场普遍过剩，发电量竞争加剧；煤价持续低迷，发电业绩大幅提升，“电盈煤亏”格局更趋明显；非电产业盈亏分化，煤炭、煤化工、铝业等盈利普遍下降甚至亏损，资产负债率仍偏高，转方式、调结构面临新挑战；资源环境承载能力减弱，节能减排压力剧增，电源结构清洁发展、区域空间布局转换提速；发电侧过去政府定电价、批项目、核计划电量——“半计划、半市场”运行的局面正在改变；能源领域“四个革命、一个合作”，国资国企改革，新一轮电改风起云涌，机遇与挑战并存，创新体制机制正当时。
面对未来的新常态、新电改、新任务，2015～2020年（新6年），发电行业要通过深化改革、科技创新、管理提升、转型发展，实现新超越、新突破，进一步打造发电行业“升级版”——洁净高效，绿色低碳；价值提升，风险可控；科技支撑，法治保障；市场化运作，资源配置优化；主营业务突出，产业链价值链完善；国际化经营水平高，可持续发展能力强。
可见，目前发电行业正处在一个新的更高的历史起点，也处在2002年电改以来形势最好时期，但全行业整体并非发展“到了极点”，而是在积极打造“升级版”，创建国际一流企业。“穷则变，变则通，通则久”是改革的一般规律。显然，按照上述逻辑，尽管发电企业经受过电煤市场洗礼，对新电改有较强的心理预期和承受能力，但谁乐意在“最好时期”去接受“非自主性”的外部变革、迎接一个“不确定”的未来呢？因为9号文与目前发电行业阶段性特征一经结合，如全国电力市场普遍过剩，煤炭市场持续低迷，再加上各地经济稳增长的压力加大，工商业用户对电价下调有强烈诉求，中央政府简政放权，地方政府希望借力电改分享改革红利，新电改的时机对发电企业整体并不利，对未来发电企业的影响更不确定、更具挑战。
新电改对发电侧的影响
新电改对发电侧影响的基本判断
总影响：突出市场化改革和能源“民主革命”，让电力行业从半封闭走向更开放，从集中单一走向分散多元，让电力消费者拥有选择权、参与权，看似利好，实质是双刃剑。做好是机遇，挑战是常态，比拼的是市场竞争力（主要技术经济指标），将重塑发电企业，对经营理念、安全管理、发展空间、商业模式、客户服务等产生重大而又深刻的影响。
机遇：今后发电企业进入售电侧、新增配电领域、跨省跨区域输电项目，与用户直接交易，全产业链经营，发展空间会更大；分布式能源、新能源、微电网发展更有配套措施保障；一些技术经济指标处于先进水平或区域电力市场短缺的发电企业会抢得商机。
挑战：目前，电力市场普遍过剩，地方政府主动参与电改，今后电力市场竞争将更加充分、直接、激烈；电价机制仍双轨运行，但更趋向市场化定价，电价信号变得敏感；电价结构更趋合理，但电价水平将明显下降；影响发电企业盈亏的因素更加复杂多变，不确定性大幅增加；面对市场竞争与广大用户，发电人将告别单纯发电时代，工作更富挑战性。
未来影响：从长远看，随着电力装机刚性增长与电力需求迅速下降矛盾的日益尖锐，电力市场化竞争将进一步加剧，发电行业未来有可能出现盈亏分化、优胜劣汰、兼并重组，发电企业将从目前的“同甘共苦”到未来的“贫富分化”，从“一群肉猪”分化为“大象蚂蚁”。
分项改革对发电企业的具体影响
电价改革的内容及影响。
改革内容包括：输配电价——按“准许成本+合理收益”分电压等级单独核定；用户购电价格——市场交易价格+输配电价（含线损）+政府性基金；政府定价——只针对居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电、部分没有参与市场交易的发电量；电价交叉补贴——结合电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴；发电价格——分步实现公益性以外的发电价格由市场形成，大部分市场交易电量通过协商、市场竞价确定；对没有参与交易和竞价的小部分上网电量，仍由政府定价。即在发电侧尽可能缩减政府定价范围，鼓励直接交易，提高市场定价比重。
新电改把电价改革放在特别重要的位置，位列七大重点任务之首。针对目前电价管理存在的问题，“以政府定价为主”、“市场化定价机制尚未完全形成”，“难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出”等，确定电价改革目标是“交易公平，价格合理”。因此，电价改革不是一味要求降低电价，而是尽可能“形成与市场要求相适应的电价机制”，构建“多买多卖”的电力市场体系，充分发挥电价信号与杠杆作用。这看似简单、平常，实质对发电企业、电网企业、电力用户、社会资本将带来全新而又深刻的影响。
例如，单独核定输配电价改革的影响。在深圳、蒙西试点的基础上，2015年新增了安徽、湖北、宁夏、云南、贵州等省（区）试点，要求做好输配电价摸底测算工作，加强对电网资产以及输配电收入、成本、价格的直接监管。这项改革，从制度设计上改变了电网企业盈利模式，由赚“价差”改收“过网费”，既可以保障电网企业稳定的收益和投融资能力，又可以维护发电企业的正当权益。根据原国家电监会例行的价格检查发现，过去电网企业利用其垄断地位、市场过剩、多电源上网等优势与时机，通过不公平调度或变相降低上网电价、延迟电费结算、违反跨地区电能交易规定等行为，侵占发电企业权益。今后，将从根本上防止此类现象的再度发生。当然，国家对电网企业成本监管力度、输配电价核定高低，以及对核减下来的输配电价的分配倾向，也直接关系到发电侧、电网侧、需求侧的利润空间。深圳核定未来3年输配电价每千瓦时0.1435元、0.1433元和0.1428元，2015年比2014年每千瓦时0.1558元下降1.23分。这核减的“一分钱”，需要电网企业通过内部挖潜来弥补，但并没有让渡给发电侧，得益的是下游的电力用户。
再如，改革电价交叉补贴的影响。长期以来，我国电价交叉补贴严重。为保障民生和维护社会稳定，补贴居民、农业用电，工商业用电的电价明显偏高，居民电价过低，导致工商业企业的成本增加，市场竞争力下降。如工业电价（元/千瓦时），韩国为0.41，美国0.43，我国平时段为0.725。这与国外居民与工业用户的比价形成很大的反差，英国为2.2:1，美国为1.78:1，法国为2.02:1，日本为1.36:1，巴西为1.38:1。逐步配套解决交叉补贴，有利于优化电价结构，减轻工商业用户负担。但能否影响发电企业利益，主要取决于财政补贴介入力度，以及居民电价政策未来的取向。但值得肯定的是，只要降低工商业用户的电价，最终受损的主要还是发电企业，因为电网企业的收益以“过网费”或“输配电价”的形式进了“保险箱”。
根据电改方案中的价改内容，近期电力行业面临的政策市场环境，以及影响电价的基本要素，个人分析，未来三五年内，既有电价上涨的动因，如清洁能源占比不断上升，火电“超低排放”改造，水电造价上升、电价偏低要求“补涨”，降负债、补亏损、稳业绩、可持续发展等电力行业内在要求；更有下跌的机率，如电力市场普遍过剩，持续低迷的煤价与煤电联动政策，单核输配电价产生的“油水”挤出效应等，除了区域性、结构性、时段性的电价波动外，对冲互抵后，我国总体电价水平将会“明显下降”，电力用户尤其是工商业用户将会分享改革红利，但对电力行业特别是发电企业将带来经营压力。
开展直接交易、有序缩减发用电计划、建设电力市场的内容及影响。改革内容包括：规范市场主体准入标准，按电压等级、能耗排放水平等分期分批开放；引导市场主体开展多方直接交易，赋予发电企业、售电主体和用户自主选择权，短期和即时交易通过调度、交易机构实现；鼓励用户与发电企业签订长期稳定的合同，建立合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制；建立辅助服务分担共享新机制；完善跨省跨区电力交易机制。同时，有序缩减发用电计划；鼓励新增工业用户和新核准发电机组直接参与市场交易；政府保留必要的公益性和调节性发用电计划；进一步提升供需平衡保障水平。
如前所述，电力市场化改革的具体举措，从根本上改变了发电企业的经营理念、发展空间、商业模式，其经营状况取决于当时的电力供求关系和发电企业自身实力。目前，发电企业面临的经营环境尽管有好有坏，但由于电力市场普遍过剩，工商业用户期望电价下降，新电改的总体时机并不利。因此，提高市场直接交易份额，注入新的“市场机制”，催生并加剧了“发酵”，无论是协商定价，还是市场竞价，发电企业并不占优势，给未来增加了诸多不确定性，在一些试点省区和西南电力严重过剩区域表现得更加明显。结合市场化电改内容，分析其具体影响：
一是全国电力市场普遍过剩带来的影响。2014年全国用电量增长3.8%，创出“新低”（最高2003年15.3%）。2015年1～6月仅增长1.3%，更不理想。而新电改要求电价机制“及时并合理”反映“市场供求状况、资源稀缺程度”。国家将大幅缩减计划电量比例，其中试点地区市场电量比例将达到50％，非试点地区30％，2016年将达到40％。3年左右时间，将增加到70％。新投产发电机组将直接进入市场竞争。今后上新项目，要以落实市场电量为先决条件。在目前电力产能普遍过剩、用电需求明显不足的情况下，缩减发用电计划，提高市场直接交易份额，容易引发发电企业之间的过度竞争，加剧电价水平下降，对发电侧总体不利，前景堪忧。
例如，云南省2014年装机容量达到7257万千瓦，水电占到7成以上，产生弃水电量约160亿千瓦时。受用电量大幅下滑、大型水电大量投产等因素影响，2015年弃水将超过300亿千瓦时。而且，云南作为国家电改的试点省份和水电外送基地，推进步伐之快，全国罕见。目前，云南电力市场出现了“竞相压价、以价换量”的恶性竞争局面，反倒是“计划电量含金量更高”。早在2015年1月，电改工作方案和实施细则便正式实施，全网拿出1/3电量进行市场化交易，采用集中撮合交易、发电权交易、挂牌交易、直接交易4种模式，确定交易规模300亿千瓦时，上半年已完成181.94亿千瓦时，占年度计划的60.65%。云南某集团水电公司所属的3个水电厂均不同程度参与市场交易，上半年累计竞价电量27.40亿千瓦时，达到该公司上半年累计发电量67.25亿千瓦时的40.74%，比目录电价每千瓦时降0.05~0.15元不等，造成“量价齐跌”，效益下降。近年新投的某大型水电站，2013年利润7.09亿元；2014年利润4.47亿元；2015年可能亏损1~2亿元。据省工信委统计，全省1季度市场交易电量达到49.51亿千瓦时，电价因竞价平均每千瓦时下降0.11元，电厂减收让利、相应减少工业企业电费5.44亿元，预计上半年超过10亿元。再如，2015年3月宁夏开展15亿千瓦时大用户直购电的竞价撮合交易，火电厂按零边际贡献报价才能中标。随着电改的不断深入和市场化竞价的推广，现有的水电还本付息电价、火电标杆电价模式和计划电量体系将会发生根本性改变，受电力供需过剩及通道受阻加重影响，发电企业的生产经营形势日益严峻。
各地与大用户直接交易的情况也与云南类似。尽管开展大用户直供，有利于发电企业争取更多电量，降低固定成本，增加综合收入，但由于地方干预、用户压价、供大于求的影响，直购电变成“优惠电”。据某发电集团调查，已开展直购电区域，直接交易电量价格均比标杆电价降低0.6～5.5分/千瓦时不等，平均降低约3分/千瓦时左右。例如，贵州省2014年省经信委组织计划定向直供，第一批合约20亿千瓦时，每千瓦时让利2分；第二轮签约电量60亿千瓦时，占市场份额4%，每千瓦时让利3分。2015年将完成250亿千瓦时，占市场份额18%，每千瓦时让利从3分到0.12元。
二是煤价市场持续低迷带来的影响。2011年末开始，环渤海5500大卡市场动力煤综合平均价格从最高时860元/吨一路下跌，2014年7月23日跌破“500元/吨”。2015年8月中旬，跌至411元，煤价指数下跌115元/吨，成为发电行业近年来盈利大幅度提升的“基石”。但是，新电改将解决“以政府定价为主”、“难以及时并合理反映用电成本”等问题，形成由市场决定电价的机制。可以预见，今后电价不再以煤价波幅超过5%，以年度为周期进行调整，电价涨跌有可能是“分分秒秒”的事，价格信号与杠杆作用凸显。因此，电力行业由于市场机制的作用，不太可能因政府定价的“迟缓”或“不到位”，像2008年那样使火电巨亏，或像2012年以后煤电联动“滞后”找回“旧账”，火电着实“火一把”。目前，低迷的煤价预示着电价的回落，火电业绩大幅提升从此将受制约。
三是新常态下经济稳增长压力带来的影响。经济新常态下，全国各地经济稳增长的压力加大，一些高耗能行业、实体企业出现经营困难。近年来，我国全面深化改革，中央政府大力简政放权，放权于市场、企业，放权于地方政府。能源领域力度最大，除保留核电、大型水电外，其他电力建设项目的核准都交给了地方。即使新电改也先试点、再推广，地方政府拥有很大的主动权。由于各地经济下行、工商业用户特别是高耗能用户对电价下调有强烈的诉求。而且电企多属央企，贵州、云南、内蒙古等一些能源外输基地纷纷要求参与电改，抓住电力过剩的时机，借助市场交易降低电价，分享“蛋糕”。4月17日，国家发改委召开的全国电改工作会上曾发出“警告”，避免借电改名义发展高耗能产业，使直接交易等变成降低高耗能企业成本的特殊政策。
四是完善跨省跨区电力交易机制、建立辅助服务分担共享新机制的影响。新电改配套文件《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》，明确跨省跨区送电，由送受电双方在自愿平等基础上，按“风险共担、利益共享”原则协商或通过市场化交易方式，建立长期、稳定的电量交易和价格调整机制，有利于让送电、受电双方形成更加紧密的利益共同体。同时，下调跨省跨区水电输送的落地电价，有利于受电省份继续保持、甚至扩大消纳量。但是，各地电力市场情势发生了变更。过去送受端电力均短缺，或者送端富余、受端缺电，有利于资源优化配置，实现双赢。但是，目前送受端电力均富余，将会导致“几家欢乐几家愁”的局面。这在全国用电总量上新增边际效果不会太明显，但东南沿海的受端电厂会受到一定冲击。如浙江省外购电的比例达1/3左右，让区域电力过剩的现象更加严重。同时，9号文提出要适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，承担必要的辅助服务费用，或按照贡献获得相应的经济补偿，对发电企业影响中性。
售电侧改革的内容及影响。改革内容包括：鼓励社会资本投资配电业务，多途径培育市场主体。允许高新产业园区或经济技术开发区、社会资本、公共服务行业、节能服务公司、符合条件的发电企业投资组建售电公司。允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易。赋予市场主体相应的权责，鼓励售电主体创新服务，向用户提供合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值服务。建立市场主体准入和退出机制，电网企业履行保底供应商义务。
9号文一公布，立即引起了业内外的广泛关注，一致认为“稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务”，是本次电改的最大亮点。作为电力行业巨头的五大发电集团，除了华能集团下属内蒙华电、华能国际设立内蒙古电力热力销售公司、华能江苏能源销售公司和华能广东能源销售公司，国家电投集团下属宁夏能源铝业成立宁夏电能配售电公司外，时至今日其他发电集团公开布局售电市场的实质性动作并不多。根据个人的观察与分析，“内热外冷、稳扎稳打”，应是真实写照。
五大发电集团到目前之所以还“稳得住”，除了不愿意充当“出头鸟”外，主要是因为国家法律还有障碍，售电侧改革的配套政策还不明朗，电力业内外仍有一些改革争议。五大发电集团自身虽有“底气”，但缺乏资源、人才、经验、平台，也是重要影响因素。
第十二届全国人大第14次会议20年来首次修改《电力法》，仍保留了“一个地区只设立一个供电营业机构”条款，这与新电改9号文件放开售电侧的精神相悖。售电侧改革的配套文件至今还没有下发，许多问题还不是十分明朗，如售电公司如何购电？如何获取客户资源？电力输送依靠既有电网设施还是自建设施？输配电成本如何核算？售电电价如何核定？电网公司参与竞争性售电业务，但长远是否只保留“兜底”售电业务……可见，目前组建售电公司还缺少政策依据和行动指南。五大发电集团除了近年来取得一些大用户直供电、热力销售的经验外，总体上缺乏为用户提供综合能源解决方案、促进新能源消纳发展、服务节能减排等实际经验，也缺少相应的配售电资产、管理平台，以及营销、计量、结算等专业人才队伍。
当然，五大发电集团没有像民营资本一样，早早成立售电公司，与其“比较优势”也不无关系：一是政策支持。9号文尽管鼓励社会资本投资配售电业务，“多途径培育市场主体”，但也强调“允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场，从事售电业务”。二是进出门槛。“根据开放售电侧市场的要求和各地实际情况，科学界定符合技术、安全、环保、节能和社会责任要求的售电主体条件。明确售电主体的市场准入、退出规则”。近期社会资本组建的售电公司，并未取得政府相关部门的许可，实际不能真正开展售电业务。三是国际经验。据专家分析，国外售电公司多种形式并存，如发售一体、配售一体、发输配售一体、独立售电公司等，但发售一体是普遍形式，并占据市场主导地位。
发电侧普遍意识到，允许发电企业投资售电公司是重大机遇，有可能成为一个新的利润增长点。因为发电企业进入售电领域，有利于发售一体，产销对接，延伸产业链，拓展经营发展空间，形成综合能源供应和服务集团；有利于优化资源配置，让大型火电或低成本水电机组多发电，提高综合效益；有利于掌握第一手市场信息和客户资料，利用大数据优化发电企业的战略布局；也有利于增加用户选择权，改善供电服务，提高用户满意度。
当然，在目前全国电力市场普遍过剩、加剧竞争的形势下，组建众多售电公司有可能出现争夺用户、竞相压价的现象；用户违约欠费、用户服务投诉、售电成本增加等市场风险也必须承担。
建立相对独立的电力交易机构、开放电网公平接入、加强电力统筹规划和科学监管等配套改革的内容及影响。改革内容包括：将原由电网承担的交易业务与其他业务分开，交易机构相对独立运行，为电力市场交易提供服务，政府部门实施有效监管；积极发展分布式电源（自发自用、余量上网、电网调节）、微电网和智能电网技术，完善并网运行服务，解决好无歧视、无障碍上网问题；加强和规范自备电厂监督管理，全面放开用户侧分布式电源市场；加强电力行业特别是电网的统筹规划；加强电力行业及相关领域科学监督；减少和规范电力行业的行政审批；建立健全市场主体信用体系；抓紧修订电力法律法规。据悉，国家能源局及其派出机构将主导电力交易中心的建设和运行管理，但在调度没有独立的情况下，如何确立调度和交易的职能分工，以及交易机构与电网公司的关系，进而发挥交易中心在市场交易中的主导作用，将成为试点的焦点。不过，建立相对独立的电力交易机构，将有利于形成公平规范的市场交易平台，对发电企业影响正面。开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制，属于政策利好，有利于落实新能源保障性收购，将减少弃风、弃光、弃水现象，促进新能源、分布式能源、智能微电网的快速发展。今后，政府部门一方面简政放权，放权于地方、企业、市场，另一方面加强规划、监管，推进《电力法》的修订及其他能源法规建设，有利于营造公平公正、规范运行的政策市场环境，促进电力行业的可持续发展。
对策措施
积极研究新电改，密切跟踪配套文件出台、试点区域电改动向，提出应对举措。近一个时期，发电侧要通过集中学习、专题培训、座谈讨论、实地调研、课题研究等多种方式，积极开展新电改方案及其影响的研究，深入分析对经营理念、安全生产、运营管理、发展空间、盈利模式、投资决策、业绩考核、人才队伍等带来的影响，提出应对举措。同时，密切跟踪区域试点电改动向，如深圳、蒙西，安徽、湖北、宁夏、云南、贵州等输配电价改革试点，北京、苏州、佛山、唐山、上海等城市的电力需求侧响应试点，努力做到胸中有数。五大发电集团作为发电行业的代表，列席电改部际联席会议，参与三个工作小组，应抓住机会，积极反映发电侧的合理诉求。近期重点就推进输配电价改革、促进电力市场建设、组建并规范运行交易机构、放开发用电计划、推进售电侧改革、加强燃煤自备电厂监管等配套文件发表意见、提出建议，与其他各方进行讨论、协商、交锋，争取相对有利的政策环境。
提高对过剩市场竞争残酷性的认识，控制电力发展节奏，建立一个基本平衡的电力市场。我国经济转型似乎让电力需求过剩时代提前到来。专家估计，我国发电机组的富余度已经达到35%，相当一部分机组处于停备状态。即使现有的核准电源项目都不开工，满足“十三五”期间的电力需求也没问题。东北电网装机突破1.16亿千瓦，但全网最大负荷仅5600万千瓦，电源负荷比达到两倍。但这并没有放缓电力大规模建设的步伐。2015年上半年，全国新增装机4338万千瓦，大大超过2014年同期数3670万千瓦，且火电占一半以上。近两年被视为火电最后一轮的发展机遇期。随着电力项目审批权的下放和火电效益三年多来的好转，以及各地稳增长政治压力的加大，预计还会有一个容量增长的“小高峰”。2015年上半年，全国火电新投产2343万千瓦，核准加在建规模1.9亿千瓦，创近年来新高。殊不知，这一举一动将决定着发电企业在未来市场竞争中的“生”与“死”。目前，市场过剩单纯表现为电量减少，电价因政府定价基本不变。新电改推行市场化改革后，电量由市场分配，电价由竞争决定，在供求规律的作用下，将会导致“量价齐跌”。仅仅经历了电煤市场洗礼的发电企业，还没有像煤炭、钢铁企业一样真正体会过剩市场竞争的残酷。因此，各发电企业要从规模思维转向价值思维，既要符合国家能源发展总体战略，更要符合市场规律，控制电力发展节奏，加强造价控制和对标管理，着力提高发展质量与效益，着力清洁发展、节能减排、转型升级，防止继续盲目扩张、陷入“囚徒困境”，防止“十三五”规划编制过大，防止电力产能过剩的继续恶化，从而建立一个基本平衡的电力市场，保证投资项目的合理回报，保持电力行业的可持续发展。当然，发电企业也要加强同类企业的对标管理，建立平均建设造价、平均运营成本的概念，做好优胜劣汰、兼并重组的心理准备。
摸清发电企业的资产家底，抓紧建立营销体系，努力做到稳发满发。面对即将到来的售电侧放开，各发电企业要作谋划和打算，摸清全部发电机组家底，加大设备投入，杜绝设备“漏检”、“欠修”，努力减少非停，提升设备可靠性，真正做到“度电必争、稳发满发”。同时，加强电力市场营销工作，开发竞争报价信息系统，特别在新电改试点省区，要抓紧抽调专业人员设立营销机构和充实营销队伍，建立“以市场为导向，以客户需求为中心”的“区域一体化”营销体系和协调机制，明确区域公司市场竞争的主体责任，统一分配区域内发电企业的竞价电量，统筹优化各种电源资源，发挥区域整体优势，提高巿场相对竞争力。另外，根据政策导向，努力增加优先发电量的比重：依次为风光电、生物质能、核电、余热余压发电、以热定电电量、跨省跨区指令性送受电量、调频调峰电量。
主动开拓、储备优质电力用户，探索参与电能直接交易，筹建售电公司，布局售电市场。各发电企业要转变工作重心，由过去“跑政府”转为“跑市场、跑政府相结合”，主动加强与电力用户、政府部门、竞争对手、调度交易机构的沟通协调，探索参与电能直接交易，构建市场联盟，防止恶性竞争或操纵市场，实现多方共赢。在抓紧开展售电公司业务范围、运营模式、交易策略等内容研究的基础上，要深入周边区域，努力挖掘优质大用户，提前上门沟通交流，建立用户档案，储备用户资源，建立长期稳定的合作关系，为筹建售电公司做好前期准备。在方法上，拟先在直供电量大、大用户集中的区域或新电改试点省区组建售电公司、布局售电市场，并参与新增配电网、跨区域输电通道的投资建设，呼吁建立电力容量市场，做到产销衔接，全产业链经营。
运作好售电公司平台，促进电力需求侧响应，让社会用户拥有更多的选择权。根据国际经验，售电公司重点围绕电力购销、配电网开发运营、综合能源解决方案、其他增值服务开展工作，建立一个绿色低碳、节能减排和更加安全可靠、实现综合资源优化配置的新型电力运营体系。具体讲，要通过自有电量调配、外部电量采购等组织电量资源；通过大用户优选、客户分级管理、特色供电套餐设计等开拓销售渠道。对距离适中、客户优质的大用户，可以因地制宜开发自营配电网项目，扩展业务范围。通过配置分布式能源、下游终端用电设备建设，以及供应燃气、热力、冷能等多种能源形式，为用户提供一站式多种能源供应方案，增强综合竞争力。另外，通过为用户提供包括代理售电、用能信息、电量回购、综合节能咨询服务，以及综合低碳能源解决方案、合同能源管理等增值服务，实现售电公司运营模式的创新。（本文刊载于《中国电力企业管理》（综合）2015年10期，作者系中国能源研究会理事、中国华电集团公司企法部主任）