近年来的发电行业供给侧改革，在煤电矛盾再次爆发、新电改竞价交易机制倒逼的背景下，聚焦煤电产能过剩这一主要矛盾，国家相关部门牵头，企业投资主体跟进，多措并举，取得了初步成效， 如电力投资连年减少，装机结构和布局优化，“量价齐升”局面改善，业绩下滑好于预期。 不过毕竟推广时间不长，还在路上。还存在一些困难和问题，需要进一步深化供给侧改革。
社会共识问题
目前，社会上对剩余电力市场的性质、程度和未来趋势有不同的看法和预测。关于煤电的市场定位、合理利用小时数、与新能源的关系等都有不同的说法。如何通过行政或市场手段防范和化解煤炭、煤电产能过剩风险，减少对发电企业的冲击和震动，众说纷纭。对于如何深化供给侧改革，完善宏观调控协调机制，制定配套政策，也有不同的意见和建议。特别是对于淘汰落后煤电产能，严控新增产能，以及如何实现煤电和清洁能源的协同运行，不同的投资者由于认识的差异和自身利益的不同，采取的措施和努力也不同。因为这些问题还没有达成完全的共识，会影响发电行业供给侧改革的力度和效果。
对“十三五”全社会用电量增长的预测，有三种判断:乐观者7.3%-8.4%，悲观者3.6%-4.8%，新生6%左右。个人认为未来中国用电量的增长会明显好于之前的预期，大概率超过6%。但回到十五和十一五13%和11.1%的高增长可能性不大。而且弃水弃风弃光的现象在西南和“三北”地区依然存在。全国电力产能普遍过剩，部分地区绝对过剩将长期保持，全行业系统性风险加大。应该是不争的事实。
近年来，一些社会资本、煤炭集团、地方能源投资公司和新兴市场主体仍在不顾国家风险预警和电力行业整体利益，盲目扩张，占全国装机容量的比重从2010年的51%上升到2017年的59%。截至2016年底，全国燃煤自备电厂装机容量达到1.15亿千瓦，年均增长15.7%，高于配煤机增速10个百分点。特别是山东、新疆等一些地区，自有燃煤电厂发展失控，问题突出。到目前为止，中国电力供需不平衡的问题还没有得到根本解决。
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数。2008年，国际金融危机爆发，宏观经济大幅下滑，我国电力供需出现总体平衡。发电平均利用小时“破五”，从2007年的5020小时增加到2008年的4648小时。随着经济进入新常态，电力供需已经严重超过需求。
2015年发电平均利用小时“破四”，仅为3988小时，为1974年以来的最低水平。火电设备平均利用率从5年前的60%下降到45%左右，大量机组停运备用。西南、西北、东北地区仍存在弃水、弃风、弃光现象。川滇火电厂“分不开，活不下去”，深陷生存危机。
2017年末，全国发电装机容量高达17.8亿千瓦，比2002年末净增14.3亿千瓦，年均增长11%，高于同期GDP和全社会用电量的增长，导致利用小时持续下降。继前几年一波风电“疯狂增长”之后，2017年再次掀起光伏发电热潮的“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、减补贴，光伏行业被踩“急刹车”，引发股市波动、社会热议、行业焦虑。
如果装机容量的肆意发展得不到控制，电力供应的总体过剩将持续下去。即使全社会用电量快速增长，未来能否从根本上解决清洁能源“三弃”问题，煤电能否维持“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
近年来，我国供给侧改革涉及水泥、平板玻璃、钢铁、煤炭、煤电、农业等领域的淘汰。虽然取得了明显的成效，提高了供给质量和效率，但由于缺乏统筹协调、综合考虑和简单使用行政手段，市场瞬息万变，出现了意想不到的问题。比如化解煤炭过剩产能，就存在走得太远、省煤伤电等问题。
五年来，煤炭产能退出8亿吨，煤矿减少3800座。其中:2016年目标减少2.5亿吨，实际完成2.9亿吨；2017年减少目标1.5亿吨以上，到10月份将超额完成。导致市场供不应求，煤价大幅反弹，呈现“工厂化”趋势。在贵州、东北等地，煤炭供应“告急”，当地政府要运出省外。煤炭价格的再次高涨和市场的紧张平衡对发电行业产生了直接影响，即发电用煤的短缺和燃料成本的急剧增加，导致煤电行业的经营业绩非常激烈。2017年，全国煤炭企业实现利润总额2959亿元，同比增长291%；企业动力煤采购成本比上年增加2000多亿元，亏损高达60%。2018年煤炭产能将继续达到1.5亿吨左右。供需“紧平衡”能否打破，煤价下降，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，减少直接行政干预，坚持市场化法律手段，实现煤电产需对接，协调上下游发展，避免副作用，需要不断总结经验教训。
降低能耗成本的策略
近年来，为振兴实体经济，应对国际竞争，国家高度重视清理规范涉企收费，降低企业融资、能耗、物流成本。电力行业从加强实体企业竞争力和自身长远利益的大局出发，通过贴息方式降低全国工商业电价2000多亿元，促进了下游工商业用户用电量和利润水平的增长。2017年，全国工业企业利润增长21%，全社会用电量也呈现6.6%的恢复性增长。今年1-4月份涨幅高达9.3%，一定程度上实现了“双赢”。
但毕竟发电行业的利润受到了电价下调的直接影响，再加上煤价的影响。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”，导致火电亏损、负债率高、现金流短缺、可持续发展不可持续。2017年，五大发电集团实现利润420亿元，比2016年的636亿元下降34%，比2015年的1098亿元下降62%，与4.2万亿的资产极不匹配，进入经营困难期。目前发电行业上网电价是政府和市场共同降低的，几乎到了“不降”的开始，与新电改9号文提到的“交易公平、电价合理”的目标相差甚远。政府规定的煤电联动也变成了“镜中花，水中月”，已经严重危及发电企业的生存和供应。
所以，要降低企业的能源成本，我们有哪些方法和途径可以选择呢？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和农业电价是否会永远不变？如何降低能源成本，盘活实体经济和电力企业的承受能力，如何保证电价波动的综合平衡？发电、输电、配电、售电、用电等环节如何传导电价波动，可见一斑。一方面要充分考虑工商企业用电成本的现状和主要诉求，另一方面要找出导致工商企业电价偏高的原因，并借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
“三去一降一补”五项任务中，“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”。应该成为行业内外最迫切的头等大事。但煤电“去产能”面临任务重、难度加大、主体差异等诸多问题。
“十三五”之初，全国规划核准建设的煤电项目总规模达到3.5亿千瓦。如果任其发展，2020年煤机将达到13亿千瓦，煤机利用小时将降至3500小时。截至2017年底，全国煤电装机容量已达9.8亿千瓦。为了实现电力十三五“煤电控制在11亿千瓦以内”的目标，全国必须停建或缓建1.5亿千瓦煤电，淘汰火电落后产能2000万千瓦以上。这并不难。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，存在职工人数多、历史包袱重、地处偏远、减值准备计提难等诸多问题。此外，规模在1亿千瓦以上的燃煤自备电厂的清理，因为涉及民间资本和既得利益，是一个巨大的挑战。目前煤电企业经营状况普遍亏损，煤电企业“去产能”难度加大，矛盾交织。迫切需要国家出台配套政策。
企业发电“去杠杆”、减债也极其困难。多年来，发电行业负债率一直在高位运行，大量的财务费用侵蚀了少部分利润，降低杠杆率显得尤为迫切。比如五大发电集团2008年最高时资产负债率达到85%，但2017年仍超过80%，而央企平均资产负债率在65%左右，国际电力集团基本在70-75%。仅发电集团每年的财务费用就达200多亿元。在目前业绩下滑的情况下，“减债”并不容易。我们必须解放思想，创新思维，推出非常规的新举措。特别是要在减少投资、盘活存量、上市融资、引入战投、企业改制、股东注资、财政补贴、债转股等方面大胆探索和实践。
总之，面对复杂多变的经营环境、不断下滑的业绩和高负债，新时代发电企业要走出低谷，共同奔小康，各方必须凝聚共识，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。
