国家加快推动能源消费供给技术和体制革命为电力工业发展指明了方向，作为能源革命的重要内容，新一轮电力体制改革已经箭在弦上，电力市场化改革意义深远，深刻认识和理解电力市场的新特点，采取措施积极应对，将为集团公司未来健康发展打下坚实基础。
党的十八届三中全会提出，要发挥市场在资源配置中的决定作用，完善主要由市场决定价格的机制，推进水、石油、天然气、电力、交通、电信等领域改革。今年6月13 日，中央财经领导小组召开第六次会议，专题研究我国能源安全战略，习总书记在会上强调“要坚定不移推进改革”，推动能源消费、供给、技术、体制四个革命，要求国家发改委等有关部门“抓紧制定电力体制改革的总体方案”，并要求在今年底前拿出新电改方案。新一轮电改已剑在弦上，迫在眉睫。
一、对电力市场化改革的总体判断
按照第六次中央财经领导小组会议精神，新一轮电改大方向是：还原电力商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定价格的机制。具体措施可能包括：放开上网侧和售电侧，核定独立的输配电价，逐步取消发电量计划，建立独立的电力交易平台，培育并成立若干个独立的售电商，发电企业的电量、电价逐步由市场供需双方协商或竞争形成。新一轮电改最显著特征是市场化，具体到发电侧，就是今后计划电量急剧减少，交易电量大幅增加，最终实现全电量市场交易。
根据改革形势判断，2015 年，电力行业将正式进入改革过渡期，其标志是计划与市场双轨运行。发电企业将面临全新的市场环境和市场模式，这将对企业生产经营带来巨大挑战。为此，我们必须认真研究未来交易市场特点及规律，早做准备，为最终参与市场、把握市场争取主动。
二、电力交易市场的主要特点
电力市场交易是今后发电企业主要售电形式。根据以前东北竞价市场和华东模拟竞价市场实践经验，结合国家有关推进大用户直接交易相关规定，以及目前电力改革确定的原则，我们认为，未来的电力交易市场将呈现以下特点：
一是以大用户交易为主，其它用户交易为辅，根据我国目前用电市场现状，工业用户用电具有量大、持续时间长、负荷较稳定等特点，最符合市场交易条件，今后很长时间均会是市场交易的主力，是发电企业最大的市场“买家”。预期未来国家会根据改革需要，逐步降低工业大用户参与市场交易的准入门槛，电压等级由目前的35 千伏放开到10 千伏用户(用电量约占全社会用电量30%)，一些高新工业园、产业园也会整体纳入直供范围，大用户直接交易电量将急剧增加。另外，在售电侧改革到位、独立的售电商成立后，居民、商业用户用电也可以成片打捆方式通过售电商参与市场交易。
二是以双边协商交易为主，多边竞争价交易为辅，市场交易首先遵循的是协商自愿原则。在这一原则下，今后的电力市场将鼓励发用双方优先进行一对一的协商交易，特别是发电企业与大用户之间的交易更多的会采取双方协商方式进行，量、价均由双方协商确定，只要协商交易结果通过安全较核，履行了交易规则设定的普遍义务，交易即视为有效交易。对协商不成的大用户及其它众多零散用户则采取多边竟价交易形式。
三是以虚拟交易为主，物理交易为辅。发电企业与用户的市场交易并非该电厂电量的点对点直接交易，在绝大数情况下，只是一种“纸面”交易，当交易达成后，电厂将发电量输送到电网的电力池，由电网进行再分配。因此，这种交易一般情况下不会改变电网原有输电格局和潮流走向，在同一用电网内，理论上不受交易双方距离限制。今后，随着交易体系逐步完善，特别是电力辅助服务交易市场建立以后，不排除个别电厂与用户在购买辅助服务且不影响电网安全前提下，开展点对点的物理交易。
四是以年度季度交易为主，月度及临时交易为辅。因电力即发即用、不能贮藏特点，为平衡电力需求，维护电网安全，国家将鼓励发电企业与用户协商建立长期稳定供售电关系，签订长期合约，一般应会以年度或季度为交易时间单位，在交易市场成熟后，甚至会出现电力期货交易。对计划外用户新增电力需求则一般采取月度或日前临时交易形式。
五是以省内交易为主，跨省跨区交易为辅。目前，我国电网是以省级电网构架为主体，已形成了省为实体电力经营格局，每个省级电网均是一个独立的价区和经营管理单元，因此，今后的电力市场交易更多是同一省内发电方与用电方的交易。在联系紧密的大的区域电网，如东北、京津唐电网，则有可能实现跨省大用户直接交易。
六是以平台交易为主，平台下撮合交易为辅。为规范市场交易行为，保证交易的公平、公开、公正，改革后很可能会成立省级独立的交易平台，原则上所有市场交易均应通过交易平台进行。但在过渡阶段，有些地方的市场交易有可能在政府主导下，在平台下撮合进行，甚至不排除个别地方由政府进行指定交易。
七是以火电交易为主，水电交易为辅。由于各种电能属性差异及电源结构特点，加上水电、风电等可再生能源有全额收购的法律保障(可能实行配额制)，参与市场交易的发电方只能以火电为主。但在云南、四川等水电富裕地区，为减少弃水，水电也具备参与市场交易的客观条件。
在当前电力供大于求、供需严重失衡形势下，开展市场交易必然导致上网价格普遍下降，这是市场决定价格的具体体现，只有通过市场调节，电力供需形成新的基本平衡后，上网电价才会回到合理水平。但一些上网电价较低的老水电如参与大用户直接交易、火电上网电价较低的电源输出省(如宁夏、内蒙)等地电厂参与跨区市场交易则可能出现涨价情况。
三、电力市场交易模式与计划模式区别
在市场模式下，电力将还原能源一般商品属性，与计划模式下特殊商品相比，有本质区别：
一是准入门槛不同。计划模式下，电厂能否发电更多取决于当地政府意志，一些未核准机组、一些地方环保不达标电厂，只要地方政府许可即可发电。但在市场模式下，市场准入标准是统一公开的，不可能出现例外情况，这意味着部分现在能正常发电的电厂今后有可能不能进入交易市场，目前，一些省就规定未核准机组、能耗不达标电厂不能参与大用户直接交易。
二是量价形成机制不同。计划模式下，电量由政府参照“三公”原则进行分配，火电上网电价执行国家批复的同一标杆价。但在市场模式下，电量、电价均由双方协商或市场竞争形成，量价合一且是一个“变数”，电厂能发多少电，能以什么价格销售取决于每次交易结果。
三是电费结算方式不同。在计划模式下，电厂所发电由电网统购统销，电费由电厂与电网进行单一结算。在市场模式下，电费将由电厂与用户进行直接结算，电网另与用户结算输电费用与政府基金附加等。
四是赢利方式不同。在计划模式下，电价、绝大部分电量都是锁定的，其赢利方式主要是通过控制燃料成本及其它成本提高度电边际利润。而在市场模式下，电量、电价都是变数，电厂要想实现预期赢利，只能“薄利多销”，否则，将不能获取交易电量，也就没有售电收入，更谈不上赢利了。
五是与其它发电企业关系不同。在计划模式下，由于电量电价均由政府决定，电价是一致的，利用小时也相差无几，电厂与电厂之间没有直接竞争关系或是有限的竞争关系。但在市场模式下，电厂与电厂之间是直接的竞争对手，是一种你多我少、你有我无的关系。同一区域不同集团电厂之间要想再进行有效合作可能性很小。
六是与电网关系不同。目前，由于没有核定独立的输配电价，且电力调度及交易均由电网控制，客观上使电厂与电网形成了利益争夺关系，而电网处于绝对优势地位。但市场化改革后，电网定位为提供单一输电服务并按国家核定标准收取固定输电费的独立第三方，与发电企业没有直接利益冲突，但电网公司在市场交易中的地位依然重要，交易的安全校核、电量实时平衡等仍由电网负责。
四、电力市场化改革对发电企业的影响
电力市场化改革是对现有电力行业体制机制的一场革命，将完全颠覆现有的电力市场格局，对发电企业经营工作更将带来全方位的深层次影响。
一是经营方式将彻底改变。以往那种依靠有保障的电量电价靠政策吃饭的局面将不复存在，企业要想多发电多挣钱，必须主动到市场上“找米下锅”，工作重心要由过去的单纯打固定靶(计划电量)转移到打难度更大的移动靶(市场交易电量)上来。
二是经营难度会大大增加。可以预料，在市场化条件下的电力市场竞争将空前激烈，要想在激烈的竞争市场中以合适的价格竞得尽可能多的交易电量，实现发电效益最大化，电厂经营者必须有较高的经营决策水平、成本控制水平、对外协调水平，同时，对企业内部生产经营各环节协同配合水平也提出了更高要求。
三是经营风险将急剧加大。在市场准入方面，不符合准入条件机组将不能参与交易，面临关停风险;在交易决策方面，如交易报价决策不当极有可能出现无电可发风险;在电费回收方面，由于直接与用户结算，一些用户出现拖欠电费现象风险极大;在履约方面，发电企业如因设备或其它原因导致不能按时足额向用户提供交易电量，将承担违约及处罚责任。
四是经营效益会明显降低。在竞争性市场条件下，电厂售电价格高低取决于电力供需状态。目前电力市场普遍供大于求，市场竞争必将导致上网电价出现较大程度降低，交易价格将会通过市场调节自动与燃料市场价格联动，度电效益较现在明显降低。
五是经营状况会出现分化。由于不同发电企业其发电成本不同，管理水平也不尽相同，其市场竞争力也不同。在取消量价政策保护后，不同省之间、同省不同类型企业之间、同省同类企业之间，其经营差距会明显拉大，发电企业面临重新洗牌可能。
五、应对电力市场化改革的建议
一是转变观念理念，切实增强市场意识遥要充分认识到，今后“市场”将是左右企业生存发展的决定因素。要尽快将生产经营理念从“计划频道”切换到“市场频道”，将市场导向作用延伸到企业生产经营的每一个环节，真正实现“两个转变”。
二是理顺体制机制，尽快适应市场需要。要进一步强化市场营销的企业生命线地位和龙头作用，按照市场规则和要求调整原有的管理体制机制，重点是理顺生产经营各环节关系，确保各环节无缝衔接、高效运转。
三是健全组织体系，强化市场交易职能。建立健全与电力市场化相适应的集团、分子公司、电厂三级交易组织体系。强化分子公司市场交易职能，成立分子公司交易平台(机构)，统一组组指挥所属电厂参与市场交易，以避免内部所属电厂相互竞争。同时，充实各级市场营销力量，打造一支高素质的交易人才队伍。
四是深入推进“双提升”，提升市场竞争力。市场竞争归根到底是企业内在实力的比拼。要想在市场中取得竞争优势，最根本的是练好内功。要按照“双提升”要求，扬长补短，强化管理，力争取得成本优势;要立足长远，结合每个电厂实际，着力培育企业核心竞争力;要整合集团在各区域的发电资源，加强协同，形成竞争合力，取得区域竞争优势。
五是发展战略用户，抢占市场资源。大用户今后很长时间都将是主要的交易对象，是电量的主要来源，也是市场竞相抢夺的稀缺资源。要站在战略高度重视大用户市场开发，树立用户至上理念，主动与大用户进行沟通联系，建立稳定的供需关系，尽早锁定部分交易市场份额，抢占交易市场制高点。
六是开发市场交易信息系统，为交易决策提供技术支持。要尽快建立交易信息库，结合各地交易规则开发出市场交易辅助决策系统等。同时，加强交易信息管理，既要确保交易公共信息及时流转，又要严控涉及企业核心秘密的成本信息、报价方案等泄露。
来源:国电集团
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