降低用能成本的策略問題。近年來，國家為振興實體經濟，應對國際競爭，高度重視清理規范涉企收費，降低企業融資、用能和物流成本。電力行業從國家增強實體企業競爭力大局和自身長遠利益出發，在“降電價”上主動作為，通過折價讓利，促進了下游工商用戶用電量的增長以及利潤水平的增長。據報道，2016~2017年，國家發改委會同有關部門和地方，累計減輕企業負擔超過5000億元。降低企業用能成本超過3200億元，其中，通過核定獨立輸配電價、擴大電力直接交易、完善基本電價等方式降低全國工商業電價，為企業減負2000億元以上。2017年全國工業企業利潤增長21%，出現了經濟增長與質量、結構、效益相得益彰的大好局面;全社會用電量也出現了6.6%的恢復性增長，今年1~4月更是高達9.3%的增長，一定程度上實現了“雙贏”。

但是，降低電價，發電行業利潤畢竟受到了直接的影響，再加煤價的沖擊，煤電聯動的落空，2017年發電業績再現困難時期的盈利格局，盈利水平“不理想”、“不正常”、“不合理”，出現了火電虧損、負債率高企、現金流短缺、可持續發展難以為繼的格局。2017年五大發電集團實現利潤420億元，比2016年636億元下降34%，比2015年1098億元狂降62%，與4.2萬億資產規模極不匹配，又進入一個經營困難時期。目前，發電行業上網電價政府、市場雙管齊下，一降再降，幾乎到了“降無可降”的起步，與新電改9號文提到的“交易公平、電價合理”的目標相去甚遠，政府明文規定的煤電聯動也變成了“鏡中花、水中月”，已嚴重危及發電企業的生存與保供。

目前，全國平均銷售電價每千瓦時0.65元，其中：居民電價0.55元，農業電價0.48元，大工業電價0.64元，一般工商業電價0.80元。根據國際能源署發布的資料，我國居民電價在31個國家中居于倒數第3位，僅高于墨西哥和馬來西亞;工業電價居于第16位，處于中間位置;電價總體處于國際中等偏下水平，與美國接近，但是工業電價高出美國35%~50%。我國工商業電價由上網電價、輸配電價、輸配電損耗和政府性基金四部分構成。一個國家電價的高低很大因素是由資源稟賦來決定的，且在發達國家，一般工商業電價均大幅低于居民電價。在我國，除了煤價上漲因素外，主要是交叉補貼直接推高了工商業電價，基金附加和稅金也加重了工商業電價負擔。容量電費和分時電價的執行偏差以及輸配電價、輸配電損耗也是影響因素。

因此，降低企業用能成本，我們有哪些方法、途徑可供選擇?如何建立合理的工商業電價形成機制?嚴重偏低的居民電價、農業電價是否永遠保持不變?降低用能成本、振興實體經濟與電力企業的承受能力、用能保障如何綜合平衡?電(煤)價格漲落如何在發、輸、配、售、用環節傳導?新電改下要求“一味降價”的一些邊遠、電力過剩的省區能否探索電力央企的下放?可見，一方面要充分考慮工商企業用電成本的現狀和主要訴求，另一方面更需要找準導致工商業電價高的原因對癥下藥，才能防止工商業電價階段性降低后再反彈，并以此為契機進一步理順電價形成機制，最終建立市場定價機制。

五大任務的難點問題。“三去一降一補”五大任務中，“去產能”是發電行業面臨的主要矛盾，是推進供給側改革的“牛鼻子”，應該成為業內外最為急迫的頭等大事。但是，煤電“去產能”面臨任務繁重、難度加大、主體差異等問題。

據中電聯統計，“十三五”初期全國納入規劃及核準在建的煤電項目總規模達3.5億千瓦，如任其發展，2020年煤機達到13億千瓦，煤機利用小時會跌至3500小時。截至2017年底，全國煤電裝機已達9.8億千瓦。為實現電力“十三五”規劃煤電“控制在11億千瓦以內”的目標，全國必須停建、緩建煤電1.5億千瓦。但簡單“一刀切”，勢必會影響投資、設計、承建、監理和制造等發電產業鏈上的各方利益，極有可能帶來安全隱患、隊伍穩定、經濟損失與法律風險。“十三五”要求淘汰火電落后產能0.2億千瓦以上，也難度不小。目前30萬千瓦以下小火電機組約1.1億千瓦，其中：7000萬千瓦為熱電聯產機組，且普遍存在職工人數多、歷史包袱重、地處邊遠區域、計提減值準備難等問題。此外，整肅規模超過1億千瓦的燃煤自備電廠，由于涉及民營資本和既得利益，挑戰巨大。目前，煤電企業普遍虧損的經營形勢，更使煤電“去產能”困難加劇、矛盾交織，急需國家出臺配套政策。

發電企業“去杠桿”、降負債，是另一個難題。多年來，發電行業負債率一直處于高位運行，大量財務費用侵蝕著為數不多的利潤，降低杠桿率尤為緊迫。如五大發電集團的資產負債率，2008年最高時達85%，2017年雖有下降，仍超過80%，而央企平均資產負債率為65%上下，國際電力集團基本都在70%~75%。一個發電集團每年光財務費用就達200多億元。在目前業績下滑的形勢下，要“降負債”絕非易事。

趨利避害，多措并舉，深化改革，共奔小康

進入“十三五”中期，面對復雜多變的營商環境以及業績下滑、負債高企的困難局面，新時代發電企業如何走出低谷、共奔小康、謀求高質量發展，其中很重要的一條舉措，就是業內上下，要凝聚共識，趨利避害，多措并舉，深化供給側改革，以實現發電行業的可持續發展。具體說：

各方主體，達成共識，一致行動。集資辦電、兩輪電改促使了發電側的放開，形成了分散、多元、眾多的投資主體，一方面激發了發展的活力，另一方面帶來了激烈的過度的競爭。一些投資主體出于提高市場份額、搶抓政策節點、提升自身利益，再加電力規劃缺失、政府監管不力、企業重組壓力的影響，盲目擴張、任性發展。2002年電改之后前6年，跑馬圈地、搶占資源、大上煤電形成風潮;2008~2015年新能源革命的興起，引發一波風電“瘋長”浪潮。2015年，即使告別全社會缺電、推出新電改、能源清潔轉型，仍上演了投產大量煤電的熱潮。2016、2017年出現了光伏發電搶裝的“狂潮”。于是，煤電頂牛、“三棄”疊加、電價降價、行業虧損、負債高企、難以為繼在電力行業發生了。正應了小平同志說過的一句話：“看起來發展起來的問題不比不發展的問題少”。

因此，無論傳統企業，還是新興主體;無論國營企業，還是社會資本，都要吸取經驗教訓，努力達成五大共識：

一是電力產能普遍過剩是發電行業的風險源，也是改善營商環境的重中之重;二是隨著經濟減速、結構優化以及技術進步、節能減排，未來能源(電力)消費增速減緩是必然的趨勢;三是隨著新電改的推進和發用電計劃的大幅放開，全面競價時代早晚就要到來;四是遵循市場規律，改變當下“硬性、急性、任性、慣性”的發展通病，防止陷入“囚徒困境”;五是以電力行業利益為重，繼續堅定不移深化供給側改革，實現可持續發展。

在此基礎上，各市場主體，一致行動，久久為功，把“三去一降一補”任務落到實處，減少發電行業的系統性風險。

咬住目標，突出重點，深化供給側改革。去年，國家發改委等16部委發文提出了化解煤電產能過剩風險的明確目標：“十三五”全國停緩建煤電1.5億千瓦，淘汰落后產能0.2億千瓦，超低排放改造4.2億千瓦、節能改造3.4億千瓦、靈活性改造2.2億千瓦。到2020年，煤電控制在11億千瓦，供電煤耗310克/千瓦時。今年，國資委也明確了央企供給側改革的主要目標：“資產負債率逐步下降(2020年70%以下)”;“利潤總額力爭同比增長8%、努力達到10%”。無論是“去產能”，還是“降負債”，都任務艱巨、難度極大。但是，下一步深化供給側改革必須咬住目標，突出這兩個重點。

煤電“去產能”，各類投資主體首先應認清電力發展新趨勢，煤電長遠將轉向容量儲備主體,為清潔能源讓路、為電力供應兜底;清潔可再生能源成為電量供應主體;分布式能源、微電網成為重要的新型供能方式。其次，要堅持價值思維，強化市場意識，堅決推進戰略轉型和結構調整，要嚴控煤電新增產能、清理整頓違規項目、從嚴淘汰落后產能、著力整治自備電廠。第三，要加強輸電通道建設，把握綠色發展節奏，促進網源荷協調發展，增強電力需求變化的適應性和靈活性，減少火電設備閑置，基本扭轉“三棄現象”，努力實現電力市場供需的再平衡。當然，國家要有針對性地出臺配套政策，如關停火電、置換產能、轉移電量、人員安置、財政支持、稅收減免等政策。

今后，發電行業如何完成國資委提出的“資產負債率逐步下降，2020年降到70%以下”目標，絕對是嚴峻考驗。因此，“降負債”必須要解放思想，創新思路，推出非常規的新舉措。結合目前行業的實際，希望通過盈利的大幅提升來降低負債率可能性不大，關鍵要嚴控投資規模、加大資本運作力度，在瘦身健體、控虧減虧、降本增效上下功夫。尤其要在盤活存量、上市融資、引入戰投、行業重組、股東注資、財政補貼、債轉股等方面大膽探索、勇于實踐。如去年國電與神化的重組，不僅形成了煤電產業鏈、收益風險對沖機制，而且大幅度降低了國電集團的資產負債率。

當然，“補短板”、“降成本”是兩項綜合性的基礎工作，是發電企業永恒的定律。“去庫存”關鍵是如何加快發展儲能技術。

趨利避害，綜合平衡，統籌應對，增強正效應。我國推進供給側改革，總體上有利于破除無效供給，發展壯大新動能，優化升級經濟結構，提高供給體系的質量和效率。但是，由于基本以國家行政手段為主導，又涉及煤炭、煤電、鋼鐵、建材等多個產業，而各產業市場化程度差異大、變化快，對發電行業的影響會呈現多重效應。例如，化解煤電過剩產能，盡管短期有壓力、有風險、有損失，但長遠看是好事，有利于為清潔發展讓渡空間，有利于減少過度競爭，有利于電力市場的再平衡，保持電量、電價的相對穩定。再如，降低用能成本則是“雙刃劍”，似乎合乎“薄利多銷”這個商業邏輯，但目前發電行業已經是瀕臨窘境，上網電價到了“降無可降”的地步，而且實體經濟的效益出現大幅增長，降低工商業電價必須另辟蹊徑、綜合施策。又如，化解煤炭過剩產能，確實讓煤炭行業起死為生，但與打好污染防治攻堅戰，“調整能源結構，減少煤炭消費，增加清潔能源使用”、“實施非化石能源可持續發展工程，建設清潔低碳的綠色產業體系”的政策導向不盡一致，同時也嚴重沖擊了發電行業，造成缺煤停機、燃料成本大漲。

因此，推進煤、電產業供給側改革，必須統籌規劃，綜合平衡，做好預案，防止連鎖反應，努力實現產需對接，上下游協調發展，同時，必須減少直接的行政干預，堅持用市場化法治化手段，嚴格執行環保、質量、安全等法規標準。從發電行業來講，要加強應對，趨利避害，增強正效應。

堅守底線保供電，努力脫困奔小康。發電行業深化供給側改革，要充分吸取煤炭行業的經驗教訓，增強預見性，減少盲目性，絕對不能通過“去產能”人為制造電力供應短缺，要挾政府漲價，或者市場聯盟，實行價格壟斷，必須堅守底線保供電，“把保障國家能源安全作為政治使命”。同時，堅持市場導向，客戶為王，堅持多元清潔供能，以戰略高度積極向“下”延伸，進入配售電領域、供冷供熱供氣領域，實現發(配)售一體、熱力源網一體、冷熱電水氣多聯供，為客戶提供多種綜合能源服務，并關注客戶需求與體驗，“把滿足人民美好生活用能需求作為根本追求”。

當然，目前，發電行業又處于一個新的低谷時期，各企業、各區域盈虧分化、效益下滑，煤電虧損嚴重，現金流緊張。今后如何脫困奔小康，必須兩條腿走路，一方面希望政府及時調整“多管齊下、全面約束、很不確定”的政策導向，建立宏觀調控有度的電力市場化機制，減少行業振蕩與企業損失，并在交通、工商業、居民生活領域廣泛推進電能替代，大幅提高電能占終端能源消費比重，擴大電力需求，改善外部營商環境;另一方面在電力行業內部，分散、多元、眾多的投資主體，能從行業利益出發，及時改變電力短缺時代單純擴張戰略，堅決停建緩建煤電項目，淘汰落后產能，控制新能源發展節奏，實現“電力市場再平衡”，并依靠管理創新、科技進步、資本運作、市場營銷、轉型發展、綜合服務，提升資產質量與效益,形成“電力行業新格局”。