隨著電價機制改革的深化和獨立電力市場交易中心的完善，加上政府引導和市場監管的跟進，再經過8～10年的努力，規范、完善的電力市場有望基本建立。

7月20日，國家發改委、能源局聯合下發《關于有序放開發用電計劃工作的通知(征求意見稿)》(以下簡稱《征求意見稿》)。文件下發后，受到社會各界的高度關注，并被媒體解讀為電力市場化改革加速的重要信號。為此，本刊記者就《征求意見稿》的相關內容專訪了資深電力專家、中國電機工程學會能源專委會委員陳宗法。

陳宗法認為，《征求意見稿》從總體上來說有調整、有變化，是對電改9號文和電改6個配套文件的細化。《征求意見稿》進一步明確了電改的時間表和路線圖，使得電改更具操作性。在以下四方面有了新的突破：一是明確了2017年3月15日之后投產的煤電機組不再安排計劃電量;二是不受電壓等級限制，鼓勵引導電力用戶參與市場交易;三是加快非煤電機組參與市場交易，鼓勵納入優先發電機組(包括大型水電、核電)積極參與市場，開展直接交易;四是適時取消目錄電價，推進電價機制改革，加強市場監管。

而從發電行業業內人士的角度看，《征求意見稿》并沒有太超出我們的預期，文件也沒有明確執行范圍。由于本身處在征求各方意見的階段，其正式文件如何出臺還存在不確定性。盡管新電改推進情況復雜、困難重重，但我對市場化電改前景是充滿信心和樂觀的。正如前幾年進行的大用戶直購電改革，起步階段同樣是舉步維艱，試點幾年后才得到了行業和社會的認可。作為行業內人士，我最主要的建議是，不要把電力企業僅僅當作被改革對象對待，應該是積極參與新電改的一個重要主體，應充分調動電力企業的積極性，充分發揮電力企業的主體意識。

電力市場化改革提速早有預期，多重因素疊加導致煤電發展過快

記者：為什么國家發改委、國家能源局在這個時候發布《關于有序放開發用電計劃工作的通知(征求意見稿)》?

陳宗法：我認為《征求意見稿》的出臺主要是以下四個方面的考慮。

一是黨的十八屆三中全會提出了全面深化改革的總體目標，但在深化改革的過程中，一些專家學者認為改革出現了空轉、打滑、阻滯。而電力體制改革又是國家全面深化改革的重要組成部分，中央專門派出了督查組，要求加快電力市場化改革的步伐。

二是2015年3月15日中央下發電改9號文后，電改在各地試行，電改紅利得到釋放。據國家發改委在例行新聞發布會上發布的消息，近兩年全國電價下降向全社會整體讓利1500億元，尤其是工商用戶實實在在地享受到了電改的紅利。但廣大電力用戶對改革成果仍有更大更高的訴求。

三是2015年11月26日，國家發改委出臺了電改6個配套文件。但是，配套文件仍不太具體，進入可操作階段更有必要進一步細化，進一步明確電改的路徑和時間表，使電改各項政策能夠真正落地。

四是我國電力供應普遍過剩，有的區域出現了絕對過剩;尤其是當前煤電過剩矛盾更加突出。希望通過加快市場化改革步伐，化解煤電過剩產能。

基于上述四方面的原因，國家發改委和國家能源局出臺這樣一個《征求意見稿》，目的是要增加直接交易、市場電量份額，加速電力市場化改革落地。這是深化電改關鍵性的一步。

記者：如何看待這樣一個文件?

陳宗法：《征求意見稿》發布后，媒體傳遞出的信息是電力市場化改革大大加速了，這是主流觀點。但是，作為電力業內，尤其是發電企業，心里早有準備，并沒有太超出我們的預期。在發電企業來看，電力市場化改革是大勢所趨，這只靴子遲早是要落地的。《征求意見稿》的出臺，有突破、有調整、有變化，但總的來說基本符合預期。根據現有的電改文件精神，2016年直接交易電量占工業用電量30%、2018年工業用電全部放開，2020年商業用電全部放開。由此我們估算，2016年市場電量占比為30%左右，2018年市場電量占比為65%左右，到2020年市場電量將占到80%左右。市場電量逐年提升是必然趨勢，也在廣大發電企業的預想之中。

記者：當前,一邊是煤電發電利用小時持續下降,一邊是煤電裝機并未明顯減速,其原因是什么?

陳宗法：近幾年來,煤電裝機出現了反彈，我認為主要有以下五方面的因素。

一是2011年以來，電煤價格持續下滑，煤電邊際效益上升，煤電成為發電企業的盈利中心，客觀上刺激了煤電的加速發展。

二是煤電項目審批權下放地方政府后，同時加上國民經濟增速普遍下降，地方政府為了穩經濟、保就業和增稅收，寄希望于多上能源電力項目，以此來拉動地方經濟增長。

三是發展多多少少有慣性作用。發電企業雖然經歷了電煤市場的洗禮，但是并沒有經歷過電力市場競爭的殘酷性，電廠發電和賣電不需要考慮市場。近兩年來，電力供需普遍平衡，局部地區出現絕對過剩。五大發電集團關注到了電力過剩的危機，控制了發展速度，占全國的裝機比重從2010年開始連續5年出現了下降。但是，其他發電主體，尤其是地方能投公司、社會民營資本仍然處在快速擴張期，而政府部門對這類發電主體的調控影響力又較弱。

四是煤電清潔發展轉型成為大勢所趨，政策調控的力度層層加碼，煤電發展空間越來越小。正因為如此，發電企業希望抓住煤電發展的最后機遇期，借此搭上煤電發展的末班車，同時實施煤電超低排放、超低能耗。

五是國家沒有出臺統一的電力規劃，政府對五大發電集團以外的投資主體的影響力不大。近幾年來，地方及社會民營投資主體的新裝機速度并沒有減下來。

綜上所述，多重因素疊加導致了近年來煤電發展速度過快。下一步，隨著電力市場化的推進，有的區域已經開始了電源項目招投標制的試點，煤電發展將逐步走上理性軌道。

電力市場化改革有新突破科學應對煤電機組投產小高峰

記者：《征求意見稿》有哪些新的突破?

陳宗法：《征求意見稿》我認為主要有以下四點突破。

第一個突破是《征求意見稿》的第六條，不再安排新投產機組發電計劃。對2017年3月15日后投產的煤電機組，各地除優先購電對應電量安排計劃外，不再安排其他發電計劃，通過市場交易獲得的發電量不再執行上網標桿電價。而9號文只是提出，鼓勵新核準的發電機組積極參與電力市場交易，其電量盡快實現以市場交易為主。沒有規定時間節點，也比較籠統。由此看出，《征求意見稿》對新投產煤電機組實行市場電量和市場電價的時間節點規定明確，這樣對新增發電機組的影響很大。從長遠看，實行市場電量和市場電價對控制煤電發展速度、抑制煤電發展規模具有積極意義。但是，從短期來看，反而會刺激煤電發展的速度和規模。煤電企業為了享受最后的計劃電量和上網標桿電價，正在建設的煤電項目有可能縮短工期，搶在2017年3月15日前投產，這樣就可以搭上計劃電量的末班車。近年風電項目的發展就是典型的例子。當然，也不是所有機組都能做到，合理建設工期有自身的客觀規律。這一點，必須引起各級政府的高度重視，進行科學引導和嚴格監管;各發電企業也要吸取過去煤炭、鋼鐵產能嚴重過剩的教訓，以行業利益為重，力求做到電力供需的基本平衡。

第二個突破是不受電壓等級限制，鼓勵引導電力用戶參與市場交易。特別是引導中小用戶參與市場交易，大力發展電能服務商。之前政策規定參與市場交易的用戶電壓等級必須在110千伏以上。而允許更多的用戶進入市場交易，擴大范圍，有利于培育用電市場。如果再像近年來的做法一樣，走單邊路線，只一味放開電量市場，缺乏配套的用電市場，這樣的市場是不完整的。

第三個突破是提出加快縮減煤電機組非市場化電量，對于簽訂發電購電協議(合同)不足基準小時數的，按照基準小時數減去直接交易小時數，乘以一定系數折算，以后逐年遞減。其目的也是為增加市場化電量。《征求意見稿》對這點是非常明確的。電量和電價同時放開，將對發電生態產生根本性的影響。過去幾乎100%是計劃電量，今后是市場電量占主導，電量多少完全取決于電價水平和競爭能力。據我觀察，當前市場電價是大幅下降的，2015年市場電價比上網標桿電價低了9分多，2016年大約低6分多。計劃電量的標桿電價是固定的，過去發電企業的主要工作是管好設備，并根據調度指令發好電。而在市場電量和市場電價的情況下，發電企業不但要發好電，還得賣好電。

第四個突破是適時取消目錄電價，推進電價機制改革，加強市場監管。

記者：《征求意見稿》中需要進一步明確和完善的內容有哪些?

陳宗法：其一，電力市場化改革探索進行了多年，通過大用戶直購找到了突破口。但是，當前離建設統一規范的電力市場還有相當大的距離，尤其是市場交易規則還沒有很好地建立起來。地方政府熱衷于以拉郎配的方式積極推進大用戶直購，實質成了發電企業單邊降價讓利的交易，不利于建設真正意義上的電力市場。

其二，售電市場也沒有很好地培育起來。2016年以來，各地雖然成立了許多售電公司，但是真正進入交易市場售電的公司并不多。即使組建了北京、廣州兩個國家級電力交易中心，開展跨區域電力交易，但隨著電力供應過剩特征突顯，跨區送電的客觀需求下降，已開展的跨區電量交易也大多是出于政府的號召和電網的需要或調度。大家對培育銷售電市場的必要性重視不夠，政府在這方面的指導也不夠。新生的售電公司，尤其是其他社會資本投資的售電公司，要與電網企業在同一條起跑線上競爭還需要一個過程，需要相關配套政策的支持。當前推進電力市場化的關鍵是在充分調動地方政府參與電改的同時，更重要的是科學引導和嚴格監管地方政府的電改沖動和電改行為，避免如大用戶直購一樣被淪落到發電企業單邊降價讓利的境地。

其三，市場規則如何制定很重要。地方政府和下游工商用戶希望電價越低越好，有人質疑有的地方電改方案出現了偏差，特別是大用戶直購電中發電企業利益受損面過大。國家發改委應該加強對地方政府的引導和監管，積極推進電力市場建設，規范地方政府的改革行為。由政府主導的電力改革，電力企業不能只是當作被改革對象看待，應當是電力改革的重要參與者。8月25日，由送電省、受電省、發電企業、電網企業、交易機構、第三方機構等類別組成的廣州電力交易中心市場管委會正式成立，大家齊抓共管，對維護市場公平、公正、公開和保障市場主體合法權益具有非常積極的意義。

其四，對于發電企業來說，要以整體利益和行業利益為重。不論是央企、地方企業還是民營發電企業，不論是什么類型的發電企業，都要統一到維護行業可持續發展的共同利益上來。

總的來說，我對于電力市場化改革前景是樂觀的。隨著電價機制改革的深化和獨立電力市場交易中心的完善，加上政府引導和市場監管的跟進，再經過8~10年的努力，規范、完善的電力市場有望基本建立。

發電企業要基于“一個面向三個轉型”，積極應對電力市場化改革

記者：從計劃電量到市場電量，對發電企業產生哪些影響?

陳宗法：從計劃電量到市場電量，意味著發電企業必須在電力市場中跟用戶簽訂購售電協議(合同)，通過競價獲取電量，其影響是非常深刻的，也是全方位的。

其一，電力項目的投資決策難度加大。過去的電源項目只要通過政府核準后，根據計劃電量和上網標桿電價，項目的經濟性很好估算。而在市場電量和市場電價下，發電項目能夠賣出多少電，能夠賣多高的電價，只能通過競價，取決于當地的區域電力市場，具有很大的不確定性。

其二，發電企業經濟運行分析難度加大。電量和電價隨著市場供求關系的變化而變化，市場的波動性導致電源企業經濟運行分析更加復雜。

其三，發電企業業績考核難度加大。由于電量、電價以及項目經濟運行分析的不確定性，使得項目的業績考核更加復雜。

從市場獲取電量和電價，使發電企業直接面對市場競爭，對發電企業的影響是根本性的，具有深刻而積極的意義。面向市場，激勵企業科學理性發展，既要考慮項目布局的科學合理性，又必須不斷提高企業的核心競爭力。只有把項目布局在電力供應相對偏緊的區域，機組運行穩定，其經濟技術水平高于行業平均水平，這樣的項目才有生存發展能力。

2002年的電改進行的廠網分開，發電領域打破壟斷走向競爭，其實是多家投資主體辦電，本質上只是電源項目建設的市場化，并沒有真正實現電力市場化。如今實行市場電量和市場電價，真正實現了電力市場化，對發電企業的發展理念、經營模式、銷售模式以及安全性提出了更高的要求。以前的安全性主要體現在滿足調度指令和電網安全，現在還加入了用戶需求。

記者：新形勢下，發電企業下一步如何發展?

陳宗法：面對當前的宏觀形勢和政策環境，發電企業首先要做好“一個面向，三個轉型”。

一是突出“一個面向”(面向市場)。“十三五”期間，發電企業最大的挑戰在于電力市場化。發電企業長期受計劃體制影響，項目、電量和電價都找政府和有關部門，還未經過電力市場競爭的洗禮，沒有感受過市場競爭的殘酷性。在全面競價時代，加之電力過剩，即使是享受優先發電的風光電也不得不進入市場。下一步，用電大戶也將實行招投標制，誰具有價格優勢誰就獲得用電市場份額。這樣，發電企業必須樹立價值思維，強化市場意識，從過去單一運用成長型戰略，改變為成長型、穩定型、收縮型戰略組合運用，繼續發展風光電等新能源項目，同時剝離那些效益不好、負債過高的僵尸型項目和特困企業。

目前，我們要防止編制的“十三五”電力規劃產能擴張過大。對企業來說，不能只顧自己加速擴張而損害行業利益，也要防止企業間的惡性競爭，要實現多贏。發電企業要吸取煤炭、鋼鐵產能嚴重過剩的經驗教訓，建立基本平衡的電力市場。

二是實現“三個轉型”(清潔低碳轉型、國際化轉型、綜合能源供應商)。發電行業的前兩個轉型正在進行中。下一步要利用既有的技術、區域優勢，積極融入國家“一帶一路”、“互聯互通”戰略，加快海外能源項目的投資開發和工程承包、技術服務，提高境外資產比重。在這個過程中，盡管有國家政策鼓勵，是發展趨勢，作為投資主體、市場主體，還是要適當控制一下投資節奏，防范走出去的風險。例如，即使是國家鼓勵的清潔能源項目，尤其是在國家風險預警的紅色、橙色區域中就不要盲目新增風電項目，企業的發展要更加理智。第三個轉型是由生產型發電企業向綜合能源供應商轉型，進入配售電領域，實現全產業鏈發展，由坐商變為行商。這是發電企業最為急迫、最為根本性轉型，是一個長期的任務。要建立以市場為導向、以客戶為需求為中心的電力市場營銷理念，面向市場，面向客戶，走進用戶則，為用戶提供各項增值服務，這恰恰是我們目前發電企業的“短板”，重視不夠。因此，發電企業要大力加強電力市場營銷機構和人才隊伍建設，為用戶創造更多的價值，惠及客戶。

總之，“十三五”期間，系統性風險的大幅度增加，發電企業要“面向未來”，發展要有新理念、新突破。在市場化的背景下，發電企業身后沒有了“短缺、政府”兩座靠山，完全在市場競爭中實現優勝劣汰。發電企業要以生存為本，先讓企業活下來。在發展上，則要理性發展和差異化發展，降低建設運營成本，加強對區域電源的優化配置，聚集發配售產業鏈，不斷增強企業核心競爭力。還要兼顧政府要求與社會責任，努力促進清潔能源的高效利用，加強需求側管理，幫助用戶節能減排、實現“兩個替代”，回報社會。