华电集团公司政法部主任陈宗法在近日召开的2015中国电力发展论坛上做了题为“新常态下新电改对发电侧的影响与对策”的报告，从电力企业角度特别是从发电企业角度分析新电力体制改革给发电侧带来了的影响。他指出，我国经济发展进入“新常态”，对电力行业的影响是深远的、系统性的，从近期看有利有弊，总体是利大于弊，机遇大于挑战。但新电改、国资国企改革的推出，将增加经营发展的不确定性。

　　12年前的电改促使我国电力行业历经了规模扩张和结构调整。陈宗法指出，目前我国发电行业技术经济指标连续三年创出历史新高，进入了2002年电改以来形势最好的时期。主要由于多项指标均创历史新高，火电重回利润中心，盈利能力连续两年超过央企平均水平；资本运作再趋活跃，资产负债率出现连续下降；是清洁能源比重及60万以上大机组比重不断提升；煤炭自给率提高；科技、环保、科技产业、金融产业、物流等非电产业快速发展；境外业务发展方兴未艾等，综合能源集团格局初步形成，提升了可持续发展能力。

　　此外，目前我国发电侧处在一个新的更高的历史起点，但推动转型升级任重道远，新常态、新电改、国资国企改革将带来新机遇与新挑战。截至目前，发电侧创下多项世界第一，供电煤耗、厂用电率均处于世界先进水平；五大发电集团均加入了世界五百强企业，名次不断提升，综合实力得到显著增强，因此，已经处在新的更高的历史起点。

　　基于目前我国发电侧情况，陈宗法指出我国经济发展进入“新常态”，对电力行业的影响是深远的、系统性的，从近期看有利有弊，总体是利大于弊，机遇大于挑战。但新电改、国资国企改革的推出，将增加经营发展的不确定性。他认为，目前发电行业呈现以下6个阶段性特征：经济增速换档，用电量增长减缓，发电量竞争加剧；煤价持续低迷，发电产业业绩大幅度提升，“电盈煤亏”格局更趋明显;非电产业盈亏分化，转方式、调结构面临新挑战;资源环境承载能力减弱，节能减排压力剧增，电源结构清洁发展、区域空间布局转换提速;发电侧政府定电价、批项目、核电量计划，“半计划、半市场”运行；改革风起云涌，机遇与挑战并存，创新体制机制、挖掘新商机正当其时。

　　对此，陈宗法做出新电改影响的总体判断：将对发电企业的经营理念、发展空间、商业模式等产生重大影响，表面是利好，实质是双刃剑，做好是机遇，挑战是常态，比拼的是市场竞争力(主要技术经济指标)。他指出，今后进入售电侧，与用户直接交易，经营发展的空间更大；电力市场竞争更加公平、充分、直接、激烈；电价机制仍双轨运行，但更趋市场化定价；电价结构更趋合理，但电价水平将稳中有降；分布式能源与新能源发展更有配套措施保障；影响发电企业盈亏的因素更加复杂多变，不确定性大幅度增加；面对市场竞争与广大用户，发电人将告别“电机一响，黄金万俩”的时代，工作更富挑战与激情。目前我国经济下滑、电力市场相对过剩、煤炭市场持续低迷，陈宗法表示，当前改革时机对发电企业并不利，但随着市场化竞争加剧，发电行业长远有可能出现盈亏分化，优胜劣汰，兼并重组。

　　政府单独核定输配电价从制度上改变了电网的盈利模式，防止通过调度、价差谋取利益，有利于维护发电企业正当权益，陈宗法表示，目前国家对输配电价核定高低，直接关系到发电侧、需求侧的利润空间；由于目前市场过剩，参与市场交易的上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价确定将引发过度竞争，加剧电价下降，总体影响不利；没有参与交易和竞价的上网电量，执行政府定价对发电企业影响不大，收益稳定。对于 “新电改框架下定价是涨还是跌？”陈宗法表示，未来三、五年内，既有电价上涨的动因，更有下跌的机率，除了区域性、结构性、时段性的电价波动外，对冲互抵后，我国总体电价水平将会稳中有降，电力用户将分享改革红利。

　　开放与大用户直接交易，对一些发电企业有利于争取更多电量，降低固定成本，增加综合收入，但由于以前地方政府主导、用户诉求，直购电变成“优惠电”。电改后电网只收过网费、与大用户协商定价，有可能趋于规范，减少效益流失。据调查，目前已开展直购电区域，直接交易电量价格均比标杆电价降低0.6-5.5分/千瓦时不等，平均降低约3分/千瓦时左右。

　　售电侧改革中，允许发电企业投资售电公司是最大亮点，但影响双重，有可能成为一个新的利润增长点。有利方面在于延伸产业链，自产自销，发售一体;优化资源配置，让大火电或低成本水电机组多发电;掌握第一手市场信息，有利于优化战略布局。不利方面在于争夺用户，竞相压价;承担市场风险(用户违约、电费欠费等)；增加售电成本。

　　建立相对独立的电力交易机构，能源局或派出机构将主导交易中心的建设和运行管理，但在调度没有独立的情况下，如何确立调度和交易的职能分工，进而发挥交易中心的在市场交易中主导作用，将成为试点的焦点。将有利于形成公平规范的市场交易平台，对发电企业影响正面。

　　推进发用电计划改革影响非常大，意味着将大幅度增加市场交易电量，在电力严重过剩区域（如云南），将会引起电价明显低于标杆电价的现象，影响现有收益。今后上新项目，要以落实市场电量为先决条件。目前利用区域“三同”小时、标杆电价等测算项目投资收益的方法已不能适应需要。

　　开放电网公平接入、建立分布式电源发展新机制将有利于落实新能源保障性收购，将减少弃风、弃光现象，促进新能源和分布式能源的快速发展。

　　针对这些影响，陈宗法提出相关对策。积极开展新电改方案的研究，追踪配套细则，密切关注深圳、蒙西、安徽、湖北、宁夏四个省的输配电价改革和输配电改革试点地区的动向;摸清发电机组家底，做好应对改革的各项准备工作，积极参与电能直接交易;转变工作重心，由过去“跑政府”转为“跑市场”，主动加强与大用户、政府部门、竞争对手、调度交易机构等的沟通协调，既要防止恶性竞争，又要防止操纵市场，实现多方共赢；发电企业，要防止恶性竞争，实现共赢;建立市场为导向、以客户为需求为中心的电力市场营销体制，加强电力市场营销机构和人才队伍建设；控制电源发展节奏，降低建设运营成本，加强对区域电源的优化配置，提升设备可靠性，增强竞争力;责任央企，兼顾政府要求与社会责任，努力促进清洁能源的高效利用，加强需求侧管理，帮助用户节能减排、实现两个替代。