随着新电改的积极推进以及全面竞价时代的到来

降低用能成本的策略问题。近年来，国家为振兴实体经济，应对国际竞争，高度重视清理规范涉企收费，降低企业融资、用能和物流成本。电力行业从国家增强实体企业竞争力大局和自身长远利益出发，在“降电价”上主动作为，通过折价让利，促进了下游工商用户用电量的增长以及利润水平的增长。据报道，2016~2017年，国家发改委会同有关部门和地方，累计减轻企业负担超过5000亿元。降低企业用能成本超过3200亿元，其中，通过核定独立输配电价、扩大电力直接交易、完善基本电价等方式降低全国工商业电价，为企业减负2000亿元以上。2017年全国工业企业利润增长21%，出现了经济增长与质量、结构、效益相得益彰的大好局面;全社会用电量也出现了6.6%的恢复性增长，今年1~4月更是高达9.3%的增长，一定程度上实现了“双赢”。

但是，降低电价，发电行业利润毕竟受到了直接的影响，再加煤价的冲击，煤电联动的落空，2017年发电业绩再现困难时期的盈利格局，盈利水平“不理想”、“不正常”、“不合理”，出现了火电亏损、负债率高企、现金流短缺、可持续发展难以为继的格局。2017年五大发电集团实现利润420亿元，比2016年636亿元下降34%，比2015年1098亿元狂降62%，与4.2万亿资产规模极不匹配，又进入一个经营困难时期。目前，发电行业上网电价政府、市场双管齐下，一降再降，几乎到了“降无可降”的起步，与新电改9号文提到的“交易公平、电价合理”的目标相去甚远，政府明文规定的煤电联动也变成了“镜中花、水中月”，已严重危及发电企业的生存与保供。

目前，全国平均销售电价每千瓦时0.65元，其中：居民电价0.55元，农业电价0.48元，大工业电价0.64元，一般工商业电价0.80元。根据国际能源署发布的资料，我国居民电价在31个国家中居于倒数第3位，仅高于墨西哥和马来西亚;工业电价居于第16位，处于中间位置;电价总体处于国际中等偏下水平，与美国接近，但是工业电价高出美国35%~50%。我国工商业电价由上网电价、输配电价、输配电损耗和政府性基金四部分构成。一个国家电价的高低很大因素是由资源禀赋来决定的，且在发达国家，一般工商业电价均大幅低于居民电价。在我国，除了煤价上涨因素外，主要是交叉补贴直接推高了工商业电价，基金附加和税金也加重了工商业电价负担。容量电费和分时电价的执行偏差以及输配电价、输配电损耗也是影响因素。

因此，降低企业用能成本，我们有哪些方法、途径可供选择?如何建立合理的工商业电价形成机制?严重偏低的居民电价、农业电价是否永远保持不变?降低用能成本、振兴实体经济与电力企业的承受能力、用能保障如何综合平衡?电(煤)价格涨落如何在发、输、配、售、用环节传导?新电改下要求“一味降价”的一些边远、电力过剩的省区能否探索电力央企的下放?可见，一方面要充分考虑工商企业用电成本的现状和主要诉求，另一方面更需要找准导致工商业电价高的原因对症下药，才能防止工商业电价阶段性降低后再反弹，并以此为契机进一步理顺电价形成机制，最终建立市场定价机制。

五大任务的难点问题。“三去一降一补”五大任务中，“去产能”是发电行业面临的主要矛盾，是推进供给侧改革的“牛鼻子”，应该成为业内外最为急迫的头等大事。但是，煤电“去产能”面临任务繁重、难度加大、主体差异等问题。

据中电联统计，“十三五”初期全国纳入规划及核准在建的煤电项目总规模达3.5亿千瓦，如任其发展，2020年煤机达到13亿千瓦，煤机利用小时会跌至3500小时。截至2017年底，全国煤电装机已达9.8亿千瓦。为实现电力“十三五”规划煤电“控制在11亿千瓦以内”的目标，全国必须停建、缓建煤电1.5亿千瓦。但简单“一刀切”，势必会影响投资、设计、承建、监理和制造等发电产业链上的各方利益，极有可能带来安全隐患、队伍稳定、经济损失与法律风险。“十三五”要求淘汰火电落后产能0.2亿千瓦以上，也难度不小。目前30万千瓦以下小火电机组约1.1亿千瓦，其中：7000万千瓦为热电联产机组，且普遍存在职工人数多、历史包袱重、地处边远区域、计提减值准备难等问题。此外，整肃规模超过1亿千瓦的燃煤自备电厂，由于涉及民营资本和既得利益，挑战巨大。目前，煤电企业普遍亏损的经营形势，更使煤电“去产能”困难加剧、矛盾交织，急需国家出台配套政策。

发电企业“去杠杆”、降负债，是另一个难题。多年来，发电行业负债率一直处于高位运行，大量财务费用侵蚀着为数不多的利润，降低杠杆率尤为紧迫。如五大发电集团的资产负债率，2008年最高时达85%，2017年虽有下降，仍超过80%，而央企平均资产负债率为65%上下，国际电力集团基本都在70%~75%。一个发电集团每年光财务费用就达200多亿元。在目前业绩下滑的形势下，要“降负债”绝非易事。

趋利避害，多措并举，深化改革，共奔小康

进入“十三五”中期，面对复杂多变的营商环境以及业绩下滑、负债高企的困难局面，新时代发电企业如何走出低谷、共奔小康、谋求高质量发展，其中很重要的一条举措，就是业内上下，要凝聚共识，趋利避害，多措并举，深化供给侧改革，以实现发电行业的可持续发展。具体说：

各方主体，达成共识，一致行动。集资办电、两轮电改促使了发电侧的放开，形成了分散、多元、众多的投资主体，一方面激发了发展的活力，另一方面带来了激烈的过度的竞争。一些投资主体出于提高市场份额、抢抓政策节点、提升自身利益，再加电力规划缺失、政府监管不力、企业重组压力的影响，盲目扩张、任性发展。2002年电改之后前6年，跑马圈地、抢占资源、大上煤电形成风潮;2008~2015年新能源革命的兴起，引发一波风电“疯长”浪潮。2015年，即使告别全社会缺电、推出新电改、能源清洁转型，仍上演了投产大量煤电的热潮。2016、2017年出现了光伏发电抢装的“狂潮”。于是，煤电顶牛、“三弃”叠加、电价降价、行业亏损、负债高企、难以为继在电力行业发生了。正应了小平同志说过的一句话：“看起来发展起来的问题不比不发展的问题少”。

因此，无论传统企业，还是新兴主体;无论国营企业，还是社会资本，都要吸取经验教训，努力达成五大共识：

一是电力产能普遍过剩是发电行业的风险源，也是改善营商环境的重中之重;二是随着经济减速、结构优化以及技术进步、节能减排，未来能源(电力)消费增速减缓是必然的趋势;三是随着新电改的推进和发用电计划的大幅放开，全面竞价时代早晚就要到来;四是遵循市场规律，改变当下“硬性、急性、任性、惯性”的发展通病，防止陷入“囚徒困境”;五是以电力行业利益为重，继续坚定不移深化供给侧改革，实现可持续发展。

在此基础上，各市场主体，一致行动，久久为功，把“三去一降一补”任务落到实处，减少发电行业的系统性风险。

咬住目标，突出重点，深化供给侧改革。去年，国家发改委等16部委发文提出了化解煤电产能过剩风险的明确目标：“十三五”全国停缓建煤电1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦，超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦、灵活性改造2.2亿千瓦。到2020年，煤电控制在11亿千瓦，供电煤耗310克/千瓦时。今年，国资委也明确了央企供给侧改革的主要目标：“资产负债率逐步下降(2020年70%以下)”;“利润总额力争同比增长8%、努力达到10%”。无论是“去产能”，还是“降负债”，都任务艰巨、难度极大。但是，下一步深化供给侧改革必须咬住目标，突出这两个重点。

煤电“去产能”，各类投资主体首先应认清电力发展新趋势，煤电长远将转向容量储备主体,为清洁能源让路、为电力供应兜底;清洁可再生能源成为电量供应主体;分布式能源、微电网成为重要的新型供能方式。其次，要坚持价值思维，强化市场意识，坚决推进战略转型和结构调整，要严控煤电新增产能、清理整顿违规项目、从严淘汰落后产能、着力整治自备电厂。第三，要加强输电通道建设，把握绿色发展节奏，促进网源荷协调发展，增强电力需求变化的适应性和灵活性，减少火电设备闲置，基本扭转“三弃现象”，努力实现电力市场供需的再平衡。当然，国家要有针对性地出台配套政策，如关停火电、置换产能、转移电量、人员安置、财政支持、税收减免等政策。

今后，发电行业如何完成国资委提出的“资产负债率逐步下降，2020年降到70%以下”目标，绝对是严峻考验。因此，“降负债”必须要解放思想，创新思路，推出非常规的新举措。结合目前行业的实际，希望通过盈利的大幅提升来降低负债率可能性不大，关键要严控投资规模、加大资本运作力度，在瘦身健体、控亏减亏、降本增效上下功夫。尤其要在盘活存量、上市融资、引入战投、行业重组、股东注资、财政补贴、债转股等方面大胆探索、勇于实践。如去年国电与神化的重组，不仅形成了煤电产业链、收益风险对冲机制，而且大幅度降低了国电集团的资产负债率。

当然，“补短板”、“降成本”是两项综合性的基础工作，是发电企业永恒的定律。“去库存”关键是如何加快发展储能技术。

趋利避害，综合平衡，统筹应对，增强正效应。我国推进供给侧改革，总体上有利于破除无效供给，发展壮大新动能，优化升级经济结构，提高供给体系的质量和效率。但是，由于基本以国家行政手段为主导，又涉及煤炭、煤电、钢铁、建材等多个产业，而各产业市场化程度差异大、变化快，对发电行业的影响会呈现多重效应。例如，化解煤电过剩产能，尽管短期有压力、有风险、有损失，但长远看是好事，有利于为清洁发展让渡空间，有利于减少过度竞争，有利于电力市场的再平衡，保持电量、电价的相对稳定。再如，降低用能成本则是“双刃剑”，似乎合乎“薄利多销”这个商业逻辑，但目前发电行业已经是濒临窘境，上网电价到了“降无可降”的地步，而且实体经济的效益出现大幅增长，降低工商业电价必须另辟蹊径、综合施策。又如，化解煤炭过剩产能，确实让煤炭行业起死为生，但与打好污染防治攻坚战，“调整能源结构，减少煤炭消费，增加清洁能源使用”、“实施非化石能源可持续发展工程，建设清洁低碳的绿色产业体系”的政策导向不尽一致，同时也严重冲击了发电行业，造成缺煤停机、燃料成本大涨。

因此，推进煤、电产业供给侧改革，必须统筹规划，综合平衡，做好预案，防止连锁反应，努力实现产需对接，上下游协调发展，同时，必须减少直接的行政干预，坚持用市场化法治化手段，严格执行环保、质量、安全等法规标准。从发电行业来讲，要加强应对，趋利避害，增强正效应。

坚守底线保供电，努力脱困奔小康。发电行业深化供给侧改革，要充分吸取煤炭行业的经验教训，增强预见性，减少盲目性，绝对不能通过“去产能”人为制造电力供应短缺，要挟政府涨价，或者市场联盟，实行价格垄断，必须坚守底线保供电，“把保障国家能源安全作为政治使命”。同时，坚持市场导向，客户为王，坚持多元清洁供能，以战略高度积极向“下”延伸，进入配售电领域、供冷供热供气领域，实现发(配)售一体、热力源网一体、冷热电水气多联供，为客户提供多种综合能源服务，并关注客户需求与体验，“把满足人民美好生活用能需求作为根本追求”。

当然，目前，发电行业又处于一个新的低谷时期，各企业、各区域盈亏分化、效益下滑，煤电亏损严重，现金流紧张。今后如何脱困奔小康，必须两条腿走路，一方面希望政府及时调整“多管齐下、全面约束、很不确定”的政策导向，建立宏观调控有度的电力市场化机制，减少行业振荡与企业损失，并在交通、工商业、居民生活领域广泛推进电能替代，大幅提高电能占终端能源消费比重，扩大电力需求，改善外部营商环境;另一方面在电力行业内部，分散、多元、众多的投资主体，能从行业利益出发，及时改变电力短缺时代单纯扩张战略，坚决停建缓建煤电项目，淘汰落后产能，控制新能源发展节奏，实现“电力市场再平衡”，并依靠管理创新、科技进步、资本运作、市场营销、转型发展、综合服务，提升资产质量与效益,形成“电力行业新格局”。