随着新电改的积极推进以及全面竞价时代的到来 电力市场这只“无形之手”的威力快速放大

十九大报告宣布“从现在到2020年，是全面建成小康社会决胜期”。但是，发电行业进入“十三五”，由于政策市场环境的复杂多变，整体业绩转折向下，2016年“腰斩”;2017年“掉地板”，其中：火电板块严重亏损，亏损面超过60%。2018~2020年，能否“坐起、前行、奔小康”还有较大的不确定性。这与目前全国宏观经济持续向好、实体企业效益大幅增长的局面形成很大反差。因此，如何深化供给侧结构性改革、降低系统性风险、助推发电企业脱困“奔小康”，迫切需要政府部门、发电企业、新兴主体总结成效，找准问题，寻求对策，久久为功，落到实处。

供给侧改革的系列举措

2015年底，我国推出了“三去一降一补”的供给侧改革。在淘汰水泥、平板玻璃等落后产能的基础上，扩展到钢铁、煤炭以及煤电、农业等重点领域，并赋予供给侧改革新的内涵，上升为今后一时期的工作主线。近年来，发电行业的供给侧改革，在煤电矛盾再度爆发、新电改竞价交易机制倒逼的背景下，围绕煤电过剩产能这个主要矛盾，国家有关部门牵头、企业投资主体跟进，采取了一系列举措。

事实上，国家发改委、能源局早在2015年下半年就已先于发电企业下手，通过专项发文、发展规划、会议部署，打出了调控煤电过快发展的“组合拳”。如建立煤电建设风险预警机制;推出限制煤电发展“三个一批”(取消、缓核、缓建);重点管控东北、山西煤电项目，直接叫停9省15个煤电项目1240万千瓦;加大调控对红色省份自用煤电项目的规划;严控煤电项目用地审查、专项监管等等。

到2017年3月全国两会，为防范化解煤电产能过剩风险，为清洁能源发展腾空间，提高发电行业效率，政府工作报告正式把煤电纳入供给侧改革范畴，并明确当年“要淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上”。到7月份，国家发改委等16部委梳理前期文件，集成印发了《关于推进供给侧结构性改革，防范化解煤电产能过剩风险的意见》(1404号)，明确了“十三五”煤电发展的控制目标，并推出了一系列强力举措：从严淘汰煤电落后产能;清理整顿违规项目(未核先建、违规核准、批建不符、开工手续不全，一律停工停产);严控新增产能规模(红橙色预警省份不再新增;2020年底前已纳入规划基地外送项目减半);加快东、中、西部煤机升级改造;规范自备电厂管理;推进煤电重组整合等等。进入 2018年，全国两会再提新要求，“继续淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组”。国资委也印发了《2018年度央企供给侧结构性改革工作实施方案》，重点要求在瘦身健体、降本增效、煤电整合、风险防范四个方面推进工作。

同时，国家对煤电环保政策层层加码、日益严苛。如设立煤炭消费总量、碳减排“天花板”，率先对火电实施排污许可，改征环保税，开展中央环保督察、生态文明建设年度评价，启动碳排放权交易，设置非水电可再生能源配额，开展绿证核发、认购等等。

2015年3月，国家还推出了市场化新电改。年底，又大力推动降低企业融资、用能和物流成本，增强工商企业竞争力，振兴实体经济。进入“十三五”，随着新电改的积极推进以及全面竞价时代的到来，电力市场这只“无形之手”的威力快速放大。在电力过剩的大背景下，“降价潮”已席卷全国，倒逼市场主体“去产能”。

2016年下半年，由于煤炭去产能，煤炭市场紧平衡，煤价出现大幅度反弹;2017年煤价继续高位震荡，火电再现行业性亏损。发电企业面对煤电矛盾、燃料涨价的压力及经营业绩的恶化，不得不进行战略转型、结构调整。

供给侧改革取得初步成效

受前述改革举措的影响，发电行业多数投资主体，尤其是五大发电集团纷纷跟进，逐步改变过去电力短缺时期“干了再说”的做法，主动压缩“十三五”发展规划，停建缓建常规煤电项目，供给侧改革初见成效。主要表现在：

一是釜底抽薪，电源投资连降两年。2015年，火电投资冲动强烈，完成1396亿元，增长22.0%;新增火电装机6400万千瓦，为2010年以来年度投产最多的一年。但2016-2017年，电源总投资、火电投资出现了“双降”。2016、2017年电源总投资3408亿元、2700亿元，分别下降13.4%、20.8%。其中:火电投资1119亿元、740亿元，分别下降3.8%、33.9%。2016、2017年新增煤电装机3997万千瓦、3855万千瓦，比2015年约减少40%。2017年，电源总投资比2015高峰年下降了31%，火电投资比2008高峰年狂降了56%。

二是积极“上大压小”，努力压减煤电产能。2007年以来，国家实施“上大压小”政策，累计关停小火电超过1亿千瓦。2017落实煤电去产能5000万千瓦以上，其中：淘汰落后机组500万千瓦，停建违规项目3800万千瓦，缓建700万千瓦以上。2018年将“继续淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组”。如华电集团较早就停建、缓建12 个煤电项目近1500 万千瓦，关停淘汰高耗能、高排放煤电机组147 万千瓦，占全国总下达任务的28%，今年还将关停14台186万千瓦小火电机组。

三是火电利用小时开始止跌，扭转了近年来“量价齐跌”的局面。2016年，用电量增长5.0%，发电利用小时3797，下降191小时;其中：火电4165小时，下降199小时。2017年，用电量增长6.6%，发电利用小时3786，下降11小时;其中：火电4209小时，增加23小时，改变了多年来“跌跌不休”的现象，开始增产增收。2017年业绩下滑好于年初预期。

四是“三弃”现象困扰多年，2017年好转明显。2017年风电、光电限电率分别为12%、6%，较2016年分别下降5.2%、4.3%。风电、光电利用小时分别为1948、1204小时，分别提高203、74小时。其中：西北区域风电、光电利用小时分别提高380、146小时。核电利用小时7108小时，同比提高48小时。我国风电发展进入新周期，呈现发展减速、弃风好转、重心南移、民营增加等特点。2017年新增风电装机1952万千瓦，下降3.6%，创四年新低;发电利用小时1948，创四年新高;中东部与南方新增804万千瓦，首超三北699万千瓦。2017年全国水力发电量为1.08万亿千瓦时，同比增长3.4%。其中：以前弃水严重的四川、云南分别增长7.6%、10.1%。

五是电源结构清洁化，空间布局优化转换。近年来，全世界新增非化石能源装机40%在中国。单机70万以上的水电机组，50%以上在中国。2017年，全国新增装机容量中非化石能源装机占67%(8988万千瓦)，创历年新高。而且，在区域布局上出现新趋向，新增风光电在东、中部地区分别占58.9%、82.4%。截止到2017年底，我国发电装机17.8亿千瓦。其中：非化石能源装机6.9亿千瓦、占总容量的38.7%;非化石能源发电量1.95万亿千瓦时、占总发电量的30.4%。

六是供给侧改革，五大集团引领、示范。五大发电集团改变过去单纯扩张型战略，坚持市场导向、价值思维，占全国装机容量的比重连续7年下降，从2010年49.21%下降到2017年41.04%，降低了8.17个百分点。大唐集团过去以创造“大唐速度”为荣，近年来转变为低速增长、剥离煤化工、打造“效益大唐”，转型发展、提质增效成效显著。

深化供给侧改革需要注意解决的难点与问题

尽管发电行业供给侧改革初见成效，但毕竟时间不长，还在路上，仍然存在一些需要注意解决的难点与问题。

社会共识问题。目前，社会上对电力市场过剩的性质、程度以及未来走势，存在不同观点、不同预判;对煤电的市场定位、合理的利用小时，以及与新能源的关系有不同的争论;对如何通过行政或市场手段防范化解煤炭、煤电产能过剩风险，减少对发电企业的影响与震荡有不同的议论;对如何深化供给侧改革、改善宏观调控协同机制、制定配套政策也有不同的意见、建议。特别对淘汰煤电落后产能、严控新增产能，以及如何实现煤电与清洁能源的协调运行，不同投资主体由于认识上的差异、自身利益的不同，采取的措施、力度也不同。这些问题由于没有完全达成共识，将会影响发电行业供给侧改革推进的力度与效果。

举例来说，业内外对“十三五”全社会用电量增长的预测，就有三种判断：乐观派。一些电力研究机构或协会用国内人均用电量与欧美的差距作比较，并沿用我国电力消费弹性系数作预测，预计全社会用电量年均增速7.3%-8.4%。悲观派。根据我国全社会用电量增长“十五”以来连下三个台阶(13%;11.1%;5.7%)以及2015年只增长0.5%的实际，结合新常态下经济增长L型走势，单位GDP能耗不断下降，判断“十三五”电力需求增速将低至3.6-4.8%，供需矛盾将成为最严峻的挑战。新生派。随着2016、2017年我国经济形势的好转以及全社会用电量的恢复性增长，认为经济增长、电能替代、新能源车普及这“三驾马车”将驱动用电量增长，6%左右是目前最新的判断。

我个人认为，我国未来用电量的增长将明显好于以前的预期，超过6%的可能性较大，但要恢复到“十五”、“十一五”13%、11.1%的高增长，这种概率也不大。而且，西南、“三北”区域仍然存在弃水、弃风、弃光现象，全国电力产能普遍过剩，局部地区绝对过剩仍将维持较长时期，全行业系统性风险增加，应该是不争的事实。

近年来，五大发电集团已关注到了电力过剩的危机与冲击，变规模思维为价值思维，纷纷压投资、减规模，遗憾的是让渡的发展空间被其他投资主体所挤占。一些社会资本、煤炭集团、地方能投公司、新兴市场主体不顾国家的风险预警以及电力行业的整体利益，仍在盲目扩张，占全国装机容量的比重从2010年51%上升到2017年59%。截至2016年底，全国燃煤自备电厂装机达1.15亿千瓦，年均增长15.7%，比统配煤机增速高10个百分点。特别在山东、新疆等一些地区，燃煤自备电厂发展失控，问题突出。时至今日，全国电力供需失衡的问题并没有根本解决。

电力供需平衡问题。衡量电力供需平衡的一个重要指标是发电平均利用小时。2008年，爆发国际金融危机，宏观经济急剧下滑，我国电力供需出现了总体平衡，发电平均利用小时“破五”，由2007年的5020小时降到2008年的4648小时。随着经济进入新常态，电力供需出现了严重的供大于求。2015年发电平均利用小时“破四”，仅为3988小时，为1974年以来最低水平。火电设备平均利用率已从5年前的60%下降到45%左右，大量机组停备;西南、西北、东北区域还普遍存在弃水、弃风、弃光现象。新疆电力严重过剩，2016年装机8109万千瓦，而最大负荷只有2805万千瓦，只占34.6%，导致弃风率、弃光率均创历史新高。为此，7省市不得不出手受电施救。近几年，四川、云南火电“离不开、活不了”，不断为水电、新能源让路，利用小时大幅下降，亏损连年增加，深陷生存危机。

截至2017年底，我国发电装机容量高达17.8亿千瓦，比2002年底净增14.3亿千瓦，年均增长11%，高过同期GDP、全社会用电量的增长。其中：2016、2017年新增发电装机容量1.34、1.21亿千瓦，分别增长8.2%、7.7%，分别高于同期用电量5%、6.6%的增长，导致2016年、2017年的发电利用小时分别下降191小时、11小时。继前些年出现一波风电“疯长”后，2017年又掀起光伏发电抢装的“狂潮”，新增装机5338万千瓦，陡升68.3%，累计装机13025万千瓦，提前三年超额完成光伏“十三五”规划目标。今年，国家突然颁布“531”新政——缩量、降价、减补，光伏行业被踩了“急刹车”，引起股市波动、社会热议、业内焦虑。此外，煤电装机总量过大(9.8亿千瓦)、电煤占煤炭消费比重偏低(50%，世界平均水平78%)、电能占终端能源消费比重不高(26%左右)等问题依然存在。

今后，如果不控制装机的任性发展，电力供应总体富余仍将持续。即使全社会用电量出现较快增长，今后能否从根本上解决清洁能源“三弃”问题，煤电守住“4200”小时、恢复到“4800”小时的合理水平还有待进一步观察。

供给侧改革协调问题。近年来，我国推出的供给侧改革，涉及淘汰水泥、平板玻璃、钢铁、煤炭、煤电、农业等多个领域，尽管取得明显成效，提高了供给质量与效率，但由于缺乏统筹协调，综合考虑，再加简单运用行政手段，市场瞬息万变，也出现了始料不及的问题。如化解煤炭过剩产能就存在过犹不及、救起煤炭、伤及电力的问题。

五年来，共退出煤炭产能8亿吨，煤矿减少3800处。其中：2016年目标压减2.5亿吨，实际完成2.9亿吨;2017年压减目标1.5亿吨以上，到10月就超额完成。同期，宏观经济开始企稳，煤炭需求止跌回升。2016年煤炭需求增长0.5%，因为限产、去产能，产量仅为33.6亿吨，下降了9.4%，导致市场供不应求，煤价大幅度反弹;2017年尽管产量有所释放，增加到35.2亿吨，但煤炭需求放大，煤价高位震荡，呈“厂”型走势。在贵州、东北等地发电煤炭供应“告急”，当地政府不得不出台限运出省措施。煤价的再度高企以及市场的紧平衡，对发电行业的直接影响是缺煤发电、燃料成本大增，导致煤、电行业经营业绩冰火两重天。2017年，全国煤炭企业实现利润总额2959亿元，同比增长291%;火电企业电煤采购成本比上年增加超过2000亿元，亏损面高达60%。2018年煤炭继续去产能1.5亿吨左右，能否打破供求“紧平衡”、煤价有所回落，火电企业边际利润能否全面转正，很难确定。因此，化解煤炭、煤电过剩产能，如何统筹规划、综合平衡，减少行政干预，避免副作用，需要不断总结经验教训。

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”。