发电侧的危与机

 

回顾这13年电力体制改革历程，在设定的建立有序规范的电力市场体系的总目标下，基本完成了“政企分开、厂网分开、主辅分离”阶段性任务，其中“厂网分开”的目标被执行得最为彻底，2002年末成立的五大发电公司在根本上确立了“厂网分开”的基本格局；五年之后，为电力改革留存用于补贴电网企业主辅分离和支持电网建设的发电项目，即史称“647项目”和“920项目”，在2007年底也通过公开招标方式完成了变现出售；同时，依靠当年集资办电政策成立的各地方能源企业也在这一轮电力体制改革中理顺了投资体系、明晰了产权关系，这些改革举措的落实到位，在电力市场的发电侧第一次催生了新中国电力史上具有独立法人资格和市场地位的发电公司。此后10余年间，一方面得益于电力体制改革红利，即在明确产权关系下的跑马圈地，另一方面更得益于我国GDP的高速增长，上述主要独立发电企业无论在装机容量、资产规模等规模类指标方面，都有了飞速增长，在电力市场中形成了极为重要的一端，其重要性与改革之初相比较，从安全供电的保障能力、资产总量、利税贡献、就业人数等多维度衡量，都已是今非昔比。

 

电力体制改革的下半场已经悄然而至，从顶层设计而言，无论是作为纲领性的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，还是作为配套性的《关于推进电力市场建设的实施意见》等六个配套性文件，既为发电企业提供了更为充分竞争的角斗场，同时也提供了进一步拓展的空间。所以，从发电企业的角度出发，既要充分评估这次渐进式市场化改革过程中对行业所带来的风险和危机，又要全面把握其中蕴藏的收益和机会，趋利避害，走出一条更为健康和理性的发展之路。 

 

一、发电侧之风险谈

 

下半场改革的核心要义是推进资源配置市场化，首先解决“交易机制缺失，资源利用效率不高”的问题，在《若干意见》中描述目前存在的主要问题是“售电侧有效竞争机制尚未建立，发电企业和用户之间市场交易有限，市场配置资源的决定性作用难以发挥”。针对此问题，在《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于有序放开用电计划的实施意见》等配套文件都对症下药地开出了改革良方，主要包括按照“管住中间、放开两头”的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。

 

此轮改革之前，对于发电企业而言，一直处于准入端的市场化和销售端高度计划调节之间。在发电准入端，无论是国有资本、民营资本还是外资，从理论上都能无差别地进入该市场，在实际操作中各类资本也是逐利而动，只是国有资本规模更巨、范围更广，更能进入具有投资回收期长、资本投入巨大等资本特性的项目；在发电销售端，则始终处于高度计划调节的状态，其中既包括发电生产计划需完全按照电网的发电指令进行，也包括销售电价的高度计划性，各类电价由国家进行严格管控，虽然销售电价在名义上应该进行煤电联动，但在实际执行中受宏观调控等因素的综合影响，往往很难实施到位。这种不经市场竞争形成的电价和发电量，其最大弊端是形成了扭曲的价格信号，其中既包括总量上的扭曲，也包括结构上的扭曲。前者是指电价不能在总量上反映整体市场需求状况的变化，即使将煤电联动政策实施到位，也不能达成用社会用电总需求制约用电总供应的目标；后者是指不同的电力产品，例如火电、水电、核电等具有不同的调峰特性，但其价格均由政府统一制定，其间的价格差是否符合市场需求则不得而知了。

 

在电力价格扭曲的同时，我国的电力投资体制中还混杂国有企业资本属性等因素，简言之就是资本的代理关系不强，这两个因素的叠加造成了发电资产投资的无序性，各大发电企业强烈的投资冲动很难通过正确的价格信号予以抑制。随着GDP增速的逐步回落，局部地区的装机容量冗余已经是不争的事实，区域性的发电利用小时始终处于下降通道之中，面对电价和发电计划的有序放开，这对发电侧而言将是一个系统性的风险。如何应对和防范，这已经是所有发电企业都必须思考的问题。 

 

二、发电侧之对策谈

 

市场化进程已然开启，面对现状，我们既要看到风险而审慎决策，也要有慧眼识机遇的战略眼光，谋定而后动方能化危为机。面对改革，最重要的事情是要进行战略适应，构建未来适合于充分竞争市场、能源互联网趋势、宏观经济结构转型等要素的战略地图，而非在战术层面被动应战，譬如为了提高竞争能力而进一步做好发电企业的成本控制，试图在这个层面与其他企业展开竞争、与业态繁杂的大客户进行合作等，都将是没有出路的，充其量是延缓其被淘汰的进程。从战略层面审视，下述战略选择将是适应改革的必备举措：

 

第一是建立通畅的价格传导机制。对于一家发电企业而言，将来面对的不是一个恒定的电价和发电量，而是一个经过竞争而形成的不断动态调整的发电量和电价，如何将这个价格及时、准确、有效地向前端传导，这是发电企业必须建立的信息传导机制。这里所谓的前端，不仅是指发电生产过程，也包括发电机组投资建设的决策过程。价格这根指挥棒不仅要指导发电企业学会控制生产成本，将企业的变动成本变得更有竞争力；也要指引发电企业理性决策，以未来充分竞争形成的电价为核心，通过对现金流的合理估算，审慎决策发电资产的建设或者购买行为。最终通过价格的正确传导，在企业这个商业单体理性经营的基础上，最优化地配置社会资源。

 

第二是建立全方位的供电服务能力。这一轮改革鼓励市场主体间开展直接交易，自行协商签订合同，同时对于可中断负荷和调压等服务也可以协议形式确定，这些市场化的改革都将改变以前发电企业只有一个客户、一种产品的销售模式，未来的销售侧将是各种不同的客户、各种不同的需求，对于习惯单一模式的发电企业而言，这种改变将是革命性和颠覆性的，在适应不同需求的前提下提供不同的产品和服务，这就要求企业一方面改变自己的生产组织方式，另一方面更要以“互联网+”的思路理解客户的真实需求，通过在需求侧实施负荷控制系统、用电信息采集系统的数据统一管理，进一步实现用电用能在线监测，并进行需求侧评价管理，在大数据下建立用户需求的数据模型，最终将用户需求和自身最优的生产组织方式进行对接。

 

第三是建立多层次的金融服务体系。计划体制下的供电模式极为简单，发电企业从燃煤采购、电力生产、电力销售直至货款回收，其实物流、资金流、信息流高度统一，所有发电企业都采用同样的生产销售服务。但未来形成具有竞争性市场后，这将不是唯一的选择。一方面，电力服务和金融服务可以多角度混搭，类似于汽车销售和汽车金融服务一样，多方位地为客户提供产品和服务；另一方面，电力市场形成的发电权本身就是一个金融衍生品，熟练地将电力产品转化为金融衍生品也将考量发电企业未来的生存和发展能力。

 

第四是建立多层次的发电资产种类。配套文件《关于有序放开发用电计划的实施意见》明确提出未来要建立优先购电和优先发电制度，对于优先发电制度我们似乎并不陌生，类似的节能调度等政策已经在实践中广泛采用，但本次改革第一是将这种政策予以了法规化，第二是明晰了两类优先保障的内容和次序。优先发电制度的建立将对发电企业在一定区域内电力资产的组合提出挑战，企业应该根据地方对优先发电制度的执行细则，计算发电资产结构的最优组合，并进行动态的跟踪和调整。同时，对照最优的发电资产结构，企业应兼顾优先发电类别和资产本身的盈利能力两个关键制约因素，逐步调整目前的发电资产布局，最终实现获利能力最大化。

 

概言之，市场化改革带来的风险是前所未有的，而市场化带来的机遇更是多方位和多层次的，防范风险、拥抱机遇将是今后发电侧企业的必修课。