电力体制改革背景下发电集团面临的挑战和机遇

王凤蛟，李鹏（国电南京自动化股份有限公司，江苏南京210032）

电力体制改革背景下发电集团面临的挑战和机遇

王凤蛟，李鹏
（国电南京自动化股份有限公司，江苏南京210032）

随着我国电力体制改革的不断深入，发用电计划的有序放开，电力市场格局必将发生深刻变革，发电集团竞争环节将全面放开。本文通过对新电力体制改革的方案及主要特征进行分析，探讨新电力体制改革对新的经济常态下的发电企业运营模式、经营管理产生的新挑战和新机遇，探讨了发电集团如何转变经营生产观念，构建发电企业生态圈，发挥协同效应，通过深化国企改革，借力电改过程，完善上下游产业链，创新驱动等具体措施，提升集团运营管理能力,实现应对新电力体制改革的战略部署。

电力体制改革；发电集团；国企改革；电量交易

0 引言

根据《电力工业“十三五”规划》[1]，随着经济发展进入新常态，电力需求急剧放缓，发电企业发电机组利用小时总体呈持续下降态势，再加上煤价波动、管理、运营、服务难度上增加，影响企业收益增长的因素增加；同时电力市场改革使得计划电量比重下降、市场电量比重上升，市场份额的竞争加剧，发电企业面对的市场竞争态势更为复杂。发电集团应勇于面对新电力体制改革带来的调整和机遇，创新商业模式，发挥公司集发电、配电、用电一体的独有优势[2]，释放电力产能，实现发售一体，产销对接，延伸产业链，拓展经营发展空间，形成综合能源供应和服务企业，提升发电集团的经营效益[3]。

表1 2016年1-12月中国电网累计投资额

1 宏观经济下的电改现状

1.1 宏观经济现状

1.1.1 国内电力消费现状

目前，我国经济发展放缓，电力消费总体情况是电力产能过剩，社会需求降低。预计，中国经济的发展将逐渐放缓，经济增速将缓慢过渡为中高速增长，这也导致了社会对能源消费的放缓[4]。可以预见，全社会用电增速也将逐步放缓，煤电装机的增长空间有限。根据国网统计数据，2016年大宗工业用电同比下降10.4%，占全社会总用电的比例下降，整体工业行业面临去产能的境地。

而根据“十三五”规划，全国经济将面临发展方式转变、结构调整的改革，这一方向将会导致工业用电可能继续维持不断缓慢降低的状态，全社会用电量增速进一步放缓。[5]

全社会对电的需求量下滑直接影响发电端的利润，如何提高供电服务、抢占新兴市场、创新营销模式将会是发电集团在未来所要面临的问题。

1.1.2 国内电力工业投资现状

电网投资稳中有降。2016年电网投资总额为5426亿元，同比增长16.9%，但电网投资增速逐渐放缓，累计投资额同比增长率由4月份的44.2%逐渐回落至12月份的16.9%。[6]

电源投资逐渐下降。2016年1-12月，全国电源投资额达到3429亿元，同比下降12.9%。其中，水电投资额为612亿元，同比下降22.4%；火电投资额达到1174亿元，同比增加0.9%；核电投资额为506亿元，同比下降10.5%。

2016年1-12月，全国电力投资额达到8855亿元，其中电源投资占比达到38.7%，电网投资占比达到61.3%，电网投资增大。

根据“十三五”规划，清洁能源投资占比将大幅增加:常规水电由29700万k W提高至34000万k W；核电由2700万k W提高至5800万k W；风电由13100万k W提高至21000万k W；太阳能发电由4200万k W提高至11000万k W；气能发电由6600万k W提高至11000k W时。

1.2 电改现状

1.2.1 电改的进展

交易电量快速增长。2016年，广东直接交易电量为420亿k Wh时[7]；甘肃全部放开常规火电年度计划，交易电量超过总用电量的30%；江苏达到595亿k Wh时，计划安排2017年广东直接交易电量超过1000亿k Wh时，江苏超过1350亿k Wh时。

售电市场主体的增加，开放售电侧竞争，全国公示的售电公司有1797家，电力用户过万家。整个电力市场将会在输配电价核定后全面开放[8]。根据国家发改委公开资料显示，目前已经公布第一批、第二批共计16个省市输配电价，剩余3个省市预计2017年6月底完成核定，第三批试点省份输配电价已开展测算工作，完成后报发改委审核公布，届时将实现输配电价改革试点在省级电网全覆盖。

1.2.2 电改面临的问题

目前电改过于关注形式，尚未构建较为成熟的市场机制，目前的交易规则和交易方式需要较长的时间进行市场的检验。

市场链条不健全，仅开展年度、月度电能交易，市场价格难以反映电力的供需变化，预测市场价格的能力较弱，日前、实时运行中缺乏市场化的交易和调度机制。

交易品种不健全，目前仅开展电能交易，而相应的辅助服务、容量等尚未纳入市场。

采用计划的手段建立电力市场、计划市场双轨制，优先收电、优先用电等计划模式严重制约了市场的作用发挥，计划和市场机制未能有机融合，随着交易电量的增加，计划和市场的矛盾难以调和。

2 发电集团面临的挑战

2.1 经营形势异常严峻

发电企业经营效益受宏观经济的影响开始大幅下滑，主要是电量电价下降及煤价上涨等因素造成的，而根据“十三五”规划的经济发展方向，可以预见这一情况将会持续。

预计2017年社会用电量增速可能下滑到2%左右的较低水平，大大低于装机增速预期。设备利用小时将跌至历史新低，据中电联2016年电力工业统计快报统计，全国6000k W及以上电厂发电设备平均利用小时继续下降，2016年全国发电设备平均利用小时为3785h，同比降低203h，是1964年以来的最低水平[9]。

电改的持续深入将会使得售电公司的规模不断增加，目前省区已经陆续开展售电业务，随着计划电量的放开，配售电业务将会不断增加，参与电力市场交易的比重将会不断上升。而随着新能源补贴慢慢的降低，新建光电、风电上网电价的下调，新能源的盈利能力受到抑制，而由于市场的供需关系煤价的上涨并不能带动电价上涨，反而预计下降5-6分/k Wh，这对发电集团又是一大考验。

除电量下降、电价下跌、煤价上涨等因素外，发电集团弃风弃光情况日益严重。根据国家能源局的数据统计，2015年全国弃风电量为33.9T W-h[10]，弃光电量为4.66T W-h，其中西北弃风弃光情况非常严重，约占全国弃风弃光电量的50%[11]。

在目前供大于求的电力市场，发电集团竞争加剧，新能源补贴欠付、煤炭价格上升等因素[12]导致了发电企业经营形势异常严峻，如何在电力市场中争取更多的发电量是发电企业未来迫切需要解决的问题。

2.2 转型升级迫在眉睫

根据中央经济工作会议精神，继续深化供给侧结构性改革，深入推进“三去一降一补”，实施双重更替工程[13]:油气替代煤炭，减少煤炭消费的同时增加石油、天然气的比重；非化石能源替代化石能源，大力发展当前的新能源及可再生能源，含核能、风能、太阳能、水能等可再生能源[14]。根据我国规划，2020年非化石能源占一次能源消费总量比重为15%左右，2030年为20%左右[15]。

优化能源供给结构需要处理煤电过剩的问题，通过推动清洁低碳、安全高效能源结构，满足用户多样化的能源需求，从而实现能源结构转型，实现国家针对于能源、电力等方面的“十三五”规划要求。

发电集团需要针对于煤电进行节能减排改造，完成集团的转型升级，提高能源利用效率，从而响应国家对用能的要求。

2.3 深化改革亟需推进

根据国家发改委的要求，“1+N”国企改革系列方案将全面实施，完善法人治理结构，构建灵活高效的经营机制，实现有效的互相监督。而电力行业作为国家要求需要率先推动混改的行业，发电集团需要在混改的道路上取得实质性的进展[16]。

发电集团根据目前的电改情况及用能需求，需要完善市场经营理念，着重进行企业内部管理、商业模式、营销计划、推广方案、客户服务等方面的改革，通过售电侧业务开展、配电网项目建设、新能源项目推广，实现产业拓宽，从而使配售电业务成为集团利润的新的增长点，实现国家对发电集团的改革要求。

表2 2015年部分省份新能源弃风弃光情况

3 发电集团应对电改的措施

构建发电企业生态圈，发挥协同效应，发电集团在能源结构调整和构建商业生态圈的过程中应该以发展主营业态圈为主，保持传统竞争优势的同时发展辅营业态圈，发展多维度业务能力。主要包括以下三个方面:

3.1 深化国企改革

推进电力行业国企深化改革的主要方向是将资产整体上市，实现资产的证券化，同时电力企业的混合所有制改革也正是新电力体制改革的突破点，通过相应的改革降低资金的杠杆率，提高企业的管控能力和竞争能力目前也是发电集团迫切需要采取的措施之一。据相关公开的文献资料显示，我国的发电行业处于一个高负债运行，目前五大发电集团的华能、国电、华电、大唐和国电投的资产负债率普遍都在80%以上，具体数据见表3。通过企业兼并重组、完善企业自我约束、盘活存量资产等措施，降低杠杆率和防范资金风险是发电集团在新的电力体制改革中需要首先实现的目标之一。面对全面加速的电力企业混合所有制改革步伐，发电集团通过提高集团资产证券化率、优化债务结构、发展股权融资，将集团资产逐步注入上市公司平台，既能顺应电改，在“混改”中迈出实质性步伐，更能使发电企业充足国有资本、增强面对资金风险的能力，强化国有企业资源优势、提高国有企业管理和经营能力。

3.2 完善上下游产业链

图1 发电企业生态圈

表3 五大发电集团证券化率对比

新电力体制改革的核心内容是向社会资本开放配售电业务，对于发电集团来说主要涉及两个方面，即增量配电网的投资建设和组建售电主体，这是发电集团的一个重大机遇和新的利润增长点，发电集团应高度关注新电改，密切跟踪电改动向，参与各种类型的试点，积极开展发售一体、产销对接的研究，拓展经营发展市场和空间，形成综合能源供应和服务企业。在发电端，建立区域化发电生态，统一协调管控区域公司内部机组运行、电煤调配、发电设备检修等生产环节，提升设备可靠性，减少异常性停发，同时对发电机组进行时机和结构性优化，提高新能源发电出力，做到“度电必争、稳发满发”；在配电端，发电集团应参与新电改中放开的增量配电网业务，与电网企业、地方政府展开合作，参与增量配电网的投资和建设，积极做好已申报的105个增量配电网试点项目的落实，配置配网资产，构建配售电一体化专业化能源公司；在售电端推进区域配售电一体化模式建设，在区域综合能源供应的基础上，进一步实现区域能源互联网，从需求侧响应、调峰调频激励、电价逐时变化等方面着手，努力降低成本，增加用户粘性，同时加强与社会化售电公司合作，适时组建售电公司，拓宽销售渠道，巩固扩大市场份额。

3.3 提升集团运营管理能力

能源互联网的时代已经来临，网联网、大数据等新技术的成熟，将为发电集团配售电一体化专业化能源公司，进行综合能源服务提供了技术基础和模式创新。发电集团应加快实施创新驱动发展战略，运用新模式和新业态促进传统发电产业的转型升级，跟踪围绕能源产业发展中需要的新技术，包括风光电多能互补优化控制技术、智能发电技术、智能供热技术，重点推进需求响应，热电冷热储能等技术；以能源互联为核心，建立针对热/电/气等多种形式的能量管控系统，实现各类能源的综合高效调度和利用，内置综合评估和优化模型，可实现区域内综合能源转换效率的提升，进一步优化和改善能源利用结构，参与多能互补示范项目和能源互联网示范项目；积极探索大数据及人工智能等技术应用，深度挖掘能源互联网中的信息数据，在能源网络协调优化与调度、风能太阳能资源实时预测，能源网络及关键设备运行健康状态、用户能源消费习惯分析、分布式能源的容量规划与设计、电动汽车有序充电及其管理等方面进行深入应用。同时要开展金融体制改革和创新，培育绿色电力证书、发电权交易、电力期货和碳交易等金融性的衍生产品，建立集能源供应与交易、数据服务、金融服务于一体的能源互联网化运营体系，建立能源互联网新模式。

3 结语

作为发电产业首端的发电集团，当前宏观经济下煤价上涨、电量电价下降、深化改革等因素造成了严峻的内外部经营形势，这些因素给发电集团面对电力体制改革带来了挑战和机遇，发电集团面对电改应认清形势、顺势而为、应势而变，调整集团改革发展的总体思路，推进集团的改革创新、加快转型发展的“组合拳”。

[1]曾鸣.《电力发展“十三五”规划》解读[J].中国电力企业管理，2017（1）：14-16.

[2]臧宁宁.电力体制改革下售电公司如何搭建市场营销体系[J].中国能源，2016,38（4）：44-47.

[3]B A R T O N J P，I N F I E L D D G.E ner g y s tora g e an d it s u s e w it h intermittent rene w a b le ener g y[J].I EEE T ran s action s on E ner g y Con v ers ion，2004，19（2）:441-448.

[4]郝宇，郑少卿，彭辉.“供给侧改革”背景下中国能源经济形势展望[J].北京理工大学学报：社会科学版，2017，19（2）：28-34.

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Challenges and Opportunities for Power Generation Group in the Background of Electric Power System Reform

WANG Feng-jiao，LI Peng
（Guodian Nanjing Automation Co.，Ltd.，Nanjing 210032，China）

With the deepening of China's new power system reform, the power industry competition will be fully liberalized; the current power market structure will undergo profound changes. Based on the analysis of the new power system reform and the main features, this paper discusses the impact of the reform of the new power system on the power generation enterprises, and reformes the new challenges arising from the operation mode and operation and management of the electric power enterprises under the traditional economic system. Electricity market demand, change management concept of production, response to new power system reform response.

power system reform；power generation group；state-owned enterprise reform；power transaction

10.3969/J.ISSN.2095-3429.2017.03.014

F426，F272

A

2095-3429（2017）03-0051-05

2017-05-20

修回日期：2017-06-01

王凤蛟（1968-），男，黑龙江木兰人，工商管理硕士，高级工程师，董事长，研究方向：火力发电厂生产技术研究、电力企业管理；

李鹏（1977-），男，山东烟台人，硕士研究生，工程师，所长，研究方向：配电网技术、EMS、DMS、电力市场、新能源技术、多能互补。