我们不妨重点从发电侧来分析一下，新电改时机不利究竟还有哪些因素?
一是全国电力市场普遍过剩，且有加剧之势。2014年用电量增长3.8%，创出“新低”(最高2003年15.3%)。今年1-6月仅增长1%，更不理想。而新电改要求电价机制“及时并合理”反映“市场供求状况、资源稀缺程度”。在目前电力产能过剩、用电需求不足的情况下，缩减发用电计划，提高市场直接交易份额，无论是协商定价，还是市场竞价，容易引发过度竞争，加剧电价水平下降，对发电侧总体不利，前景堪忧。目前，云南、宁夏等一些电力严重过剩的省区，随着新电改的试水，出现了集中撮合交易、直接交易等多种模式，电力市场出现了“竞向压价、以价换量”的恶性竞争局面，反倒是“计划电量含金量更高”。今年4月，云南开展15.8亿千瓦时大用户直购电竞价，几家水电厂中标报价比批复电价低0.12-0.18元。全省1季度因竞价共减收让利5.4亿元。宁夏今年3月份，开展15亿千瓦时大用户直购电的竞价撮合交易，火电厂按零边际贡献报价才能中标。
二是煤价持续低迷，火电业绩大幅提升受制约。2011年末开始，环渤海5500大卡市场动力煤综合平均价格从最高时860元/吨一路下跌，2014年7月23日跌破“500元/吨”。今年7月1日，跌至418元，煤价指数下跌108元/吨，成为发电行业近年来盈利大幅度提升的“基石”。新电改将改变“以政府定价为主”、“难以及时并合理反映用电成本”等问题，形成由市场决定电价的机制。可以预见，今后电价不再以煤价波幅超过5%，以年度为周期进行调整，电价涨跌有可能是“分分秒秒”的事，价格信号与杠杆作用突现。因此，电力行业由于市场机制的作用，不太可能因政府定价的“迟缓”或“不到位”，象2008年那样使火电巨亏，又象2012年以后找回“旧帐”，火电着实“火一把”。目前，低迷的煤价预示着电价的回落。
三是经济稳增长的压力加大，地方政府、工商业用户希望借助电改分享蛋糕。长期以来，我国电力行业的电价交叉补贴严重。为保障民生和维护社会稳定，补贴居民、农业用电，工商业用电的电价明显偏高，导致工商业企业的成本增加，市场竞争力下降。经济新常态下，全国各地经济稳增长的压力加大，一些高耗能行业、实体企业出现经营困难。近年来，我国全面深化改革，中央政府大力简政放权，放权于市场，放权于地方政府，能源领域力度最大，除保留核电、大型水电外，其他电力建设项目的核准都交给了地方，即使新电改也先试点，再推广，地方政府拥有很大的主动权。由于各地经济下行、工商业用户特别是高耗能用户对电价下调有强烈的诉求，再加电企多属央企，云南、贵州等一些能源外输基地纷纷要求参与电改，抓住电力过剩的时机，借助市场交易降低电价。4月17日，国家发改委召开的全国电改工作会上曾发出“警告”，避免借电改名义发展高耗能产业，使直接交易等变成降低高耗能企业成本的特殊政策。
从电企角度分析，新电改不仅时机不利，而且对经营理念、安全管理、商业模式、客户服务等产生重大而又深刻的影响。随着电力装机刚性增长与电力需求迅速下降矛盾的日益尖锐，未来电力市场化竞争进一步加剧，提高市场直接交易份额，发电人将告别单纯发电时代，工作更富挑战，影响企业盈亏的因素更加复杂多变，发电行业未来有可能出现盈亏分化，优胜劣汰，兼并重组，从目前的“同甘共苦”到未来的“贫富分化”，从“一群肉猪”分化为“大象蚂蚁”。
有人也许会说，上述因素对电企的影响本来就客观存在。殊不知，在不太有利的时机，注入新电改的“市场”因素，催生并加剧了“发酵”，使电企的未来增加了诸多不确定性。如果在过去电力严重短缺时期，即使也是9号文的改革内容，将会是电价刚性上涨的局面。
可见，新电改之初，在300多万电企员工中，一些基层员工有担忧、有迷惘、有等待、有焦虑，完全可以理解。令人欣慰的是，越来越多的电企员工清醒地意识到，电力市场化改革是一只迟早要落的“靴子”，上一轮“竞价上网”已有过试点，担心彷徨、迟疑不决已没有必要，重要的是要以开放的心态，主动适应改革，做好应对改革的各项准备工作，如积极开展经济转型、股市剧震与电力需求关系的研究，密切跟踪新电改试点省区动向，直接参与电力市场交易，探索成立售电公司等。同时，借力新电改，积极推动自身的改革创新，进一步消除体制机制障碍，趋利避害，降本增效，挖潜新的商机，实现可持续发展。
【无所不能特约作者，陈宗法，中国能源研究会理事、中国华电企法部主任】
