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，多措并举，取得了初步成效，如电源投资连年下降、装机结构与布局优化、“量价齐跌”局面有所好转、业绩下滑好于预期。但毕竟推进时间不长，还在路上，仍然存在一些困难与问题，需要进一步深化供给侧改革。

『 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(及)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。

业内外对“十三五”全社会用电量增长的预测，就有三种判断：7.3%-8.4%的乐观派、3.6-4.8%的悲观派、6%左右的新生派。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，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%。截止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。四川、云南火电“离不开、活不了”，深陷生存危机。

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，导致利用小时连续下降。继前些年出现一波风电“疯长”后，2017年再次掀起光伏发电抢装的“狂潮”，新增装机5338万千瓦，陡升68.3%。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。

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，煤矿数量减少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。导致市场供不应求，煤价大幅度反弹，呈“厂”型走势。在贵州、东北等地煤炭供应“告急”，当地政府不得不限运出省。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，减少直接的行政干预，坚持用市场化法治化手段，实现煤、电产需对接，上下游协调发展，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，通过折价让利，降低全国工商业电价超过2000亿元，促进了下游工商用户用电量的增长以及利润水平的增长。2017年，全国工业企业利润增长21%，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，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。

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?电价涨落如何在发、输、配、售、用环节传导?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。

“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。截止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，淘汰火电落后产能0.2亿千瓦以上，难度都不小。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，也难度极大。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，必须要解放思想，创新思路，推出非常规的新举措。尤其要在压缩投资、盘活存量、上市融资、引入战投、企业重组、股东注资、财政补贴、债转股等方面大胆探索、勇于实践。

总之，面对目前复杂多变的营商环境以及业绩下滑、负债高企的困难局面，新时代发电企业要想走出低谷、共奔小康，各方主体必须凝聚共识，坚持问题导向，趋利避害，多措并举，深化供给侧改革，谋求高质量发展。