随着我国电力体制市场化改革的深入开展，发电侧改革已经取得了一定的成果，电网和售电侧市场仍处在垄断体制中，整个电力市场不能形成反映市场供求关系的真实价格，不能通过价格信号调整电力供求关系，从而实现发电与售电价格的有效联动。
2015年初，中共中央国务院发布了进一步深化电改的意见，本文从贯彻中央深化电改精神出发，回顾了我国电改的历程，分析了发电企业面临的变化和电改对发电企业的影响，结合地区情况，对浙江省未来电改的方向进行了思考，为在浙经营发展提出了建议。
一、我国电改基本情况
(一)我国电改历史
我们国家的电力体制改革，其实也是电力工业快速发展和市场化变革的过程，始于1978年，具体分为以下几个阶段。
1978年～1988年间的集资办电改革阶段。这一阶段，为了解决电力短缺问题，国家打破了中央政府独家办电的格局，以调动各方面的积极性，形成多家办电的局面，极大地促进了国内电力供应的增长。
1989年～2001年间的政企分开改革阶段。这一阶段的电力改革主要以“政企分开、省为实体、联合电网”为主要内容，改革的效果是培育和强化了电力企业的市场主体地位。
2002年之后以市场化取向为目标的改革阶段。2002年4月国务院下发《电力体制改革方案》(国发〔2002〕5号)，实施了“厂网分开、竞价上网”，发电侧组建了五大发电集团，为实施发电侧竞价上网创造了竞争主体，但真正的市场报价竞争、市场份额竞争这些最具市场本质特征的竞争形式尚没有建立起来。这期间主辅分开走了一步，输配分开完全没有动。电网和售电侧市场仍处在垄断体制中，整个电力市场不能形成反映市场供求关系的真实价格，不能通过价格信号调整电力供求关系，从而实现发电与售电价格的有效联动。在本阶段2004年开始的大用户直供电试点是最具有市场化特征的变革。
(二)新电改情况
2015年3月15日，中共中央、国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)，核心内容是“三放开、一独立”。“三放开”是指按照管住中间、放开两头、多买多卖的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。“一独立”是指推进交易机构相对独立，规范运行。同时需要注意的是这次文件是“中发”，而不是2002年的“国发”，说明此次电改是关于能源改革的总体思路的具体实施的体现，也说明国家对本次电改的重视程度是远高于上一次的。
在新电改文件发布后，国家有关部委随后发布了关于保护新能源清洁能源发电、维护电力稳定平稳供应、完善价格机制等相关政策，输配电价改革、电力市场建设、交易机构组建、放开用电计划、售电侧改革、自备电厂监管等配套政策正在制定中。
二、新电改对发电企业的影响
(一)电力工业从计划向市场转变
新电改政策的全面落实，将会给我国的电力工业带来颠覆性的变化，推动电力生产供应由传统的计划模式向新电改方案落实后的市场模式的变革。在传统计划电力生产供应模式下，发电企业只需要根据政府和电网的指令、计划完成发电任务，电网企业负责全额收购，所有电力用户都只能向电网企业购买电力。
在新电改方案落实后的市场化电力生产供应模式中，电网企业将主要从事输配电业务，电力销售由电网企业、售电公司和发电企业共同承担，售电市场和发电市场竞争将更加激烈，对于用户来说，拥有了更多的选择权。
(二)发电企业在计划、市场模式下面临的新的情况
1、电力市场准入门槛提高。计划模式下，发电企业电量计划源于地方政府的分配，符合地方利益的、未完全达到国家有关标准的机组都可能取得超额发电计划。市场模式下，市场准入标准统一、公开、透明，准入门槛提高，保护了合法发电企业的利益，尤其是大型国有发电企业。
2、电量来源、电价不同。计划模式下，电量由政府按照“三公”原则分配，电价执行政府批复的标杆电价。市场模式下，电量、电价由供需双方协商或者市场竞争形成，量价互相影响，电量、电价的多少均取决于市场竞争的结果。
3、电费结算不同。计划模式下，电网企业对发电企业的电量进行包销，发电企业仅与电网企业进行结算。市场模式下，电费将由发电企业与大型用户或者售电公司进行结算，同时依据协议约定向电网企业支付输配电费，向政府交纳必要的政策性基金等。
4、盈利预期改变。计划模式下，电价固定，绝大部分的电量是锁定的，发电企业想要更多利润，主要依靠降低燃料等变动成本来实现，此外适当削减固定成本支出、争取少量的计划外电量也是辅助途径。市场模式下，电量、电价都是不确定因素，在市场供应能力正常的情况下，价高则量少，价低则量多，如何把握决定了发电企业的利润空间。
5、与其它发电企业关系不同。计划模式下，电量、电价由政府核定，按照“三公”原则，大家相差无几，相互之间没有竞争关系或者竞争极少，发电企业间合作以最大限度获得利益的情况时有发生。市场模式下，发电企业间的竞争将会变得尖锐和激烈，是直接的竞争对手，在电量上是你多我少，甚至你有我无的白热化竞争，同一区域内不同集团间发电企业有效合作的可能性极小。
6、与电网企业关系不同。计划模式下，电网企业依靠购售电差价获取利润，且电力调度及交易均由电网企业控制，相较于发电企业，电网企业处于绝对优势地位，客观上存在与发电企业争利的现象。市场化改革后，电网企业将作为独立输配电企业参与电力市场，与发电企业直接利益冲突减少，但电网企业依然要负责电力交易的安全校核、电量实时平衡等工作。
7、政府的作用情况不明。计划模式下，政府依据国民经济发展和电力市场发供用各方的实际情况制定年度计划，从上一次电改开始逐年完善市场规则，效果逐渐显现，发挥的作用也越来越大。新电改后，政府扮演的是什么样的角色，尚未明了。
(三)新电改对发电企业的影响
从目前已发布的相关文件看，国家对于新能源和清洁能源电力的态度依然是要加强保护，要求对于可再生能源全额保障收购，水电、核电、气电等也做了具体要求，未来真正要进行市场化竞争的是传统燃煤火电，在水电资源丰富且装机占比较大的区域，存在辅助性参与市场竞争的可能性。
分析新电改对燃煤发电企业的影响，一是经营方式将彻底改变;二是经营难度会大幅度增加，三是经营不确定性急剧加大;四是经营效益预计会明显降低;五是各发电企业经营状况会出现明显分化。
三、浙江省电力改革情况
(一)浙江电改基本情况
在始于2002年的电力市场化改革中，浙江省跟随国家的统一部署，实现了厂网分家，成立了浙江省能源集团和浙江省电力公司，逐步开始了电力的企业化运作。
自2004年开始，国家为了进一步推动电力市场化，开始了大用户直供电试点，浙江开展了相关研究工作，但并未实施，主要有两个方面的因素，一个是前期浙江用电紧缺，不具备试点条件;另一个是浙江省内装机以浙能集团为主，试点势必影响浙能集团利益，改革试点的动力不足。直至2014年底，浙江才启动了试点工作。
从浙江大用户直供电试点方案看，与广东、山西等省份相比，依然有较大差距，一是总的交易电量规模小，仅占当年全社会用电量的1%，不会对市场格局产生影响;二是参与大用户直供电交易的电量是从当年统调计划电量中拿出的，本质上依然是计划电，只是在定价机制上进行了改变;三是参与门槛高，限制条件较多，将绝大多数工业企业排除在外。
(二)浙江电改方向猜想
2015年新电改方案出台后，浙江省有关部门也在积极研究，尚没有具体方案出台，预计浙江电改还会在尽可能保护浙能集团利益的基础上进行。
截止2014年底，浙江总装机6926万千瓦，其中华东统调938万千瓦全部为水电和核电装机;非统调装机861万千瓦，其中新能源装机294万千瓦，自备煤机567万千瓦;省统调装机5128万千瓦，其中水电172万千瓦，核电32万千瓦，燃机1043万千瓦，煤机3881万千瓦。结合国家电改政策和浙江省相关能源规划，新能源将被全额消纳，核电将被优先消化，燃气机组机等清洁能源由于成本原因不能进入竞争性发电市场，未来真正的市场化竞争将在统调燃煤机组间展开。
在2014年底的3881万千瓦统调燃煤机组中，浙能集团全资及控股装机容量超过1800万千瓦，占比接近一半，未来电力改革中如何减少对浙能集团的影响将决定浙江电改的方向。
一是发放售电牌照，浙能、华润、国华以及五大集团可能率先取得售电资格，一些新建工业或商业园区也可能获准成立售电公司;二是尽快核定输配电价，输配电价对未来发电企业的影响较大，发电企业要在输配电价核定中，要发出自己的声音，维护自身利益;三是以当前大用户直供电试点为基础，放宽准入条件，加大试点规模，将直接交易电量调出年度统调计划电量;四是有序减少计划电数量，进一步推动以售电公司或者大型用户与发电企业的直接交易;五是进一步加大外购电，特别是跨省外购电采购力度，目前浙江正积极建设“五横一纵”特高压网络，除溪洛渡外，起点电源点全部由浙能集团控股，加大外购也是对浙能集团的一种保护;六是明确进入市场竞争的发电企业基础条件，譬如环保、能耗水平等的要求，为发电企业提供明确导向;七是未来浙江向大型用户和售电公司供电的价格形成机制，可能是以双边协商为主，以便达成长期协议。
五、在浙企业应对电改的建议
在浙发电企业在未来的浙江电力市场竞争中，没有优势，只有紧密依靠市场、吃透市场、用好市场，才能在市场化竞争中走在前列。
1、要转变观念，适应市场，理顺机制。要紧跟形势发展，尽快将生产经营理念从计划思维转换到市场思维来，要充分认识到今后市场将是决定企业生存发展的关键因素，建立全员的市场化意识，将市场导向延伸渗透至生产经营的每一个环节，要不断提高市场营销工作在企业的地位，逐步实现从生产主导型企业向市场主导型企业的转变。
2、要建立市场化运作机构，加强人才队伍建设。尽快成立电量营销工作的筹备机构，负责研究新电改的实施细节，研究企业应采取的策略，积极参与并影响省内电改具体规则的制定，积极与其他在浙发电企业的联系和沟通，以期保护自身的利益，负责调研省内用户的主要情况等等。
3、要尽快取得售电牌照。要紧密关注浙江电改进程，尽早取得售电牌照，打通对大型用户的直接售电通道，要研究在新的工业区和商业园区与地方资本合作成立售电公司的可能性，打通向普通工商业者售电的通道。
4、要大力拓展大型用户。在用户拓展上，要以现有大用户直供电为基础，在保持与现有用户合作的基础上，发展新的用户，用户发展上要着重发展稳定的战略用户。要主动联系区域内大型电力用户，了解他们的需求，介绍相关正政策，建立良好的关系，不断发展潜在用户资源，为将来双边协商模式下的合作奠定基础。同时可以利用我们作为电力人的优势，为客户提供辅助服务，提高用户忠诚度。
5、要建立客户信用评价和电费回收机制。在现有经营模式下，电网企业作为单一交易对手，电费回收比较有保障，将来面对多重用户后，电费回收风险大幅度增加。我们要建立一套完整的客户信用评价体系，在电费回收政策中加以利用，客户信用越好、忠诚度越高，其电费结算方式也就更灵活、更简便，提供提前付费折让等活动，确保电费回收。
6、要建立实时成本核算体系，加强信息流转管理。发电企业在传统经营模式下，由于其销售电价在一个时期内保持不变，对实时成本的过渡关注没有意义。未来市场模式下，发电企业除长期协议外，还需要参与短期电量的市场竞价交易，需要获得较小时间区间的成本信息，从而为报价决策提供依据。对发电企业来说，成本包含固定成本和变动成本，固定成本可以实现简单分摊，但作为变动成本主要成分的燃料，市场价格实时波动，如何构建变动成本实时测算系统是未来成本测算的关键。要建立起一套适合短期电量竞价交易的信息系统，为竞价竞量提供支持，也有利于理顺发电企业内部传导流程。
7、要降低成本，提高竞争力。不管是未来的长期协议售电抑或是短期电量的市场竞价交易，较低的成本都是市场竞争中获胜的决定性因素。作为常规燃煤发电机组，影响变动成本最大的是燃料成本，要加强市场研究，依据市场价格及发电计划，合理采购、储运，最大限度降低燃料成本，同时要加强机组运行管理，提升机组效率，减少不必要的固定成本支出，最大限度降低发电成本，提高市场竞争力。
8、要改变检修策略，保证机组安全可靠。在未来市场模式下,要实现从计划检修向状态检修的转变，降低检修成本，提高发电设备的可靠性和经济型。传统的计划检修常常会导致机组发电机组利用率下降,为了提高发电机组的有效发电时间,而且为了保障与用户之间的合同履行,发电企业较传统模式下承担了更大的安全风险。以前发生非计划停运,通常都是由电网企业调节其它发电企业的发电量来做补充,但在市场模式下将会由发电企业来补充(即发电企业通过向电网或其他发电企业高价买电，低价卖给大用户，确保合同履行)。
9、要优化发展策略。就浙江电改方向看，未来区域内竞争最激烈的将是燃煤发电企业，新能源发电将被全额消纳，清洁能源发电也将受到一定的保护。在浙江区域，未来发展上要以大容量、高参数、低能耗的燃煤机组为主，该类型机组在参与电力市场竞争时，有成本优势，盈利水平有望保持较好水平;以新能源项目为辅，特别是在条件较好地区布局风电和光伏项目;同时有针对性布局部分小型供热项目，以供热为主，必要时辅以发电。
浙江大唐乌沙山发电有限责任公司 李健辉
