回顧這13年電力體制改革歷程，在設定的建立有序規范的電力市場體系的總目標下，基本完成了“政企分開、廠網分開、主輔分離”階段性任務，其中“廠網分開”的目標被執行得最為徹底，2002年末成立的五大發電公司在根本上確立了“廠網分開”的基本格局；五年之后，為電力改革留存用于補貼電網企業主輔分離和支持電網建設的發電項目，即史稱“647項目”和“920項目”，在2007年底也通過公開招標方式完成了變現出售；同時，依靠當年集資辦電政策成立的各地方能源企業也在這一輪電力體制改革中理順了投資體系、明晰了產權關系，這些改革舉措的落實到位，在電力市場的發電側第一次催生了新中國電力史上具有獨立法人資格和市場地位的發電公司。此后10余年間，一方面得益于電力體制改革紅利，即在明確產權關系下的跑馬圈地，另一方面更得益于我國GDP的高速增長，上述主要獨立發電企業無論在裝機容量、資產規模等規模類指標方面，都有了飛速增長，在電力市場中形成了極為重要的一端，其重要性與改革之初相比較，從安全供電的保障能力、資產總量、利稅貢獻、就業人數等多維度衡量，都已是今非昔比。

 

電力體制改革的下半場已經悄然而至，從頂層設計而言，無論是作為綱領性的《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》，還是作為配套性的《關于推進電力市場建設的實施意見》等六個配套性文件，既為發電企業提供了更為充分競爭的角斗場，同時也提供了進一步拓展的空間。所以，從發電企業的角度出發，既要充分評估這次漸進式市場化改革過程中對行業所帶來的風險和危機，又要全面把握其中蘊藏的收益和機會，趨利避害，走出一條更為健康和理性的發展之路。 

 

一、發電側之風險談

 

下半場改革的核心要義是推進資源配置市場化，首先解決“交易機制缺失，資源利用效率不高”的問題，在《若干意見》中描述目前存在的主要問題是“售電側有效競爭機制尚未建立，發電企業和用戶之間市場交易有限，市場配置資源的決定性作用難以發揮”。針對此問題，在《關于推進電力市場建設的實施意見》、《關于有序放開用電計劃的實施意見》等配套文件都對癥下藥地開出了改革良方，主要包括按照“管住中間、放開兩頭”的體制架構，有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本開放配售電業務，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃。

 

此輪改革之前，對于發電企業而言，一直處于準入端的市場化和銷售端高度計劃調節之間。在發電準入端，無論是國有資本、民營資本還是外資，從理論上都能無差別地進入該市場，在實際操作中各類資本也是逐利而動，只是國有資本規模更巨、范圍更廣，更能進入具有投資回收期長、資本投入巨大等資本特性的項目；在發電銷售端，則始終處于高度計劃調節的狀態，其中既包括發電生產計劃需完全按照電網的發電指令進行，也包括銷售電價的高度計劃性，各類電價由國家進行嚴格管控，雖然銷售電價在名義上應該進行煤電聯動，但在實際執行中受宏觀調控等因素的綜合影響，往往很難實施到位。這種不經市場競爭形成的電價和發電量，其最大弊端是形成了扭曲的價格信號，其中既包括總量上的扭曲，也包括結構上的扭曲。前者是指電價不能在總量上反映整體市場需求狀況的變化，即使將煤電聯動政策實施到位，也不能達成用社會用電總需求制約用電總供應的目標；后者是指不同的電力產品，例如火電、水電、核電等具有不同的調峰特性，但其價格均由政府統一制定，其間的價格差是否符合市場需求則不得而知了。

 

在電力價格扭曲的同時，我國的電力投資體制中還混雜國有企業資本屬性等因素，簡言之就是資本的代理關系不強，這兩個因素的疊加造成了發電資產投資的無序性，各大發電企業強烈的投資沖動很難通過正確的價格信號予以抑制。隨著GDP增速的逐步回落，局部地區的裝機容量冗余已經是不爭的事實，區域性的發電利用小時始終處于下降通道之中，面對電價和發電計劃的有序放開，這對發電側而言將是一個系統性的風險。如何應對和防范，這已經是所有發電企業都必須思考的問題。 

 

二、發電側之對策談

 

市場化進程已然開啟，面對現狀，我們既要看到風險而審慎決策，也要有慧眼識機遇的戰略眼光，謀定而后動方能化危為機。面對改革，最重要的事情是要進行戰略適應，構建未來適合于充分競爭市場、能源互聯網趨勢、宏觀經濟結構轉型等要素的戰略地圖，而非在戰術層面被動應戰，譬如為了提高競爭能力而進一步做好發電企業的成本控制，試圖在這個層面與其他企業展開競爭、與業態繁雜的大客戶進行合作等，都將是沒有出路的，充其量是延緩其被淘汰的進程。從戰略層面審視，下述戰略選擇將是適應改革的必備舉措：

 

第一是建立通暢的價格傳導機制。對于一家發電企業而言，將來面對的不是一個恒定的電價和發電量，而是一個經過競爭而形成的不斷動態調整的發電量和電價，如何將這個價格及時、準確、有效地向前端傳導，這是發電企業必須建立的信息傳導機制。這里所謂的前端，不僅是指發電生產過程，也包括發電機組投資建設的決策過程。價格這根指揮棒不僅要指導發電企業學會控制生產成本，將企業的變動成本變得更有競爭力；也要指引發電企業理性決策，以未來充分競爭形成的電價為核心，通過對現金流的合理估算，審慎決策發電資產的建設或者購買行為。最終通過價格的正確傳導，在企業這個商業單體理性經營的基礎上，最優化地配置社會資源。

 

第二是建立全方位的供電服務能力。這一輪改革鼓勵市場主體間開展直接交易，自行協商簽訂合同，同時對于可中斷負荷和調壓等服務也可以協議形式確定，這些市場化的改革都將改變以前發電企業只有一個客戶、一種產品的銷售模式，未來的銷售側將是各種不同的客戶、各種不同的需求，對于習慣單一模式的發電企業而言，這種改變將是革命性和顛覆性的，在適應不同需求的前提下提供不同的產品和服務，這就要求企業一方面改變自己的生產組織方式，另一方面更要以“互聯網+”的思路理解客戶的真實需求，通過在需求側實施負荷控制系統、用電信息采集系統的數據統一管理，進一步實現用電用能在線監測，并進行需求側評價管理，在大數據下建立用戶需求的數據模型，最終將用戶需求和自身最優的生產組織方式進行對接。

 

第三是建立多層次的金融服務體系。計劃體制下的供電模式極為簡單，發電企業從燃煤采購、電力生產、電力銷售直至貨款回收，其實物流、資金流、信息流高度統一，所有發電企業都采用同樣的生產銷售服務。但未來形成具有競爭性市場后，這將不是唯一的選擇。一方面，電力服務和金融服務可以多角度混搭，類似于汽車銷售和汽車金融服務一樣，多方位地為客戶提供產品和服務；另一方面，電力市場形成的發電權本身就是一個金融衍生品，熟練地將電力產品轉化為金融衍生品也將考量發電企業未來的生存和發展能力。

 

第四是建立多層次的發電資產種類。配套文件《關于有序放開發用電計劃的實施意見》明確提出未來要建立優先購電和優先發電制度，對于優先發電制度我們似乎并不陌生，類似的節能調度等政策已經在實踐中廣泛采用，但本次改革第一是將這種政策予以了法規化，第二是明晰了兩類優先保障的內容和次序。優先發電制度的建立將對發電企業在一定區域內電力資產的組合提出挑戰，企業應該根據地方對優先發電制度的執行細則，計算發電資產結構的最優組合，并進行動態的跟蹤和調整。同時，對照最優的發電資產結構，企業應兼顧優先發電類別和資產本身的盈利能力兩個關鍵制約因素，逐步調整目前的發電資產布局，最終實現獲利能力最大化。

 

概言之，市場化改革帶來的風險是前所未有的，而市場化帶來的機遇更是多方位和多層次的，防范風險、擁抱機遇將是今后發電側企業的必修課。