曾经“发一度电、赔一毛钱”的发电企业，业绩正逐步回暖。
纵观近几年发电企业的业绩表现，一条先下降后上涨的曲线跃然纸上，本轮周期的走势，完全被居高不下的煤价“牵着鼻子走”。2016年下半年开始，我国电煤供应形势从宽松转为偏紧，五大发电集团亏损金额从百亿增至千亿规模，亏损面超50%。去年开始，电煤供应形势有所松动，2023年业绩表现良好的电力板块，2024年依旧势头迅猛，就目前披露的半年报情况来看，五大发电均实现不同程度增长，仅上半年净利润总和就超过了2023年全年的水平。行情看涨，不少业内人士断言，发电行业进入了“新春天”。
但是，“小阳春”里仍不时有寒流来袭。新困境、新挑战接踵而至，发电企业身上既有“沉疴”也有“新疾”。面对百年未有之大变局，需要做到于变局中开新局。
暗礁丛生
发电行业新矛盾逐渐浮出水面
前几年卷土重来的“煤电顶牛”，一如白纸上的醒目黑点，发电企业的主要矛盾集中于此，次要矛盾往往被忽视。然而，随着发展形势的变化，发电企业曾经的“小问题”变成了“大暗礁”。
记者注意到，由于地方财政吃紧，不少地方政府通过压低煤电电价的方式降低企业生产经营成本。业内人士用“砍一刀”来调侃这种行政干预电价的行为，“砍一刀”是某电商平台的推销机制，通过红包、拼团等方式，实现商品“砍价免费拿”活动。每逢利益博弈加剧，煤电就被拉出来“砍一刀”，时至今日，演变成了所谓的“优惠电”。
前段时间，一篇题为《过度干预下的湖北电力市场，火电企业何去何从？》的文章引发行业热议，文章直指湖北省电力现货市场“通过强力干预市场来降低电价”的行为。据知情人士透露，为了平抑中长期与现货价差，政府按照现货价格与中长期价格加权对中长期合同价格进行调整，最终拉低整体电价。
类似“砍一刀”发电的行为，去年底在湖南也“上演”过（群言|从湖南限价事件看“有效市场”和“有为政府”的边界）。2023年12月24日，湖南省一份名为《关于贯彻落实煤电容量电价机制有关事项的通知》（湘发改价调〔2023〕878号）引起热议。文件表示，在煤价1200元/吨时中长期交易参考价为0.45元/千瓦时，煤价变动50元/吨，电价对应变动1.5分/千瓦时，本应由市场决定的电价，变为直接由成本核价。
其实，发电企业“背的锅”远不止这些。据知情人士透露，电力市场从建设到运营环节众多，但由于目前针对市场干预的规则条款尚不够完善，部分市场干预行为由于没有明文规定及约束，逐步形成了电力市场运行的盲区。比如，在某省电力现货市场运行过程中，日前与实时出清时常出现量价不匹配情况，比如机组报价远低于现货节点电价而不中标；机组报价远高于现货节点电价却强制中标；机组申报顶价被强制开机，但出清价格却远低于报价等情形。
“各试点省区先试先行，在规则制定的各个层面都充斥着较多地方特色，或为部分地方政府的‘宏观调控’，或为‘安全考虑’，或为‘舆论压力’，原因千差万别，但最终均导向了一个共同的结果，即市场在资源配置中的决定性作用未得到充分发挥，发电企业报价逐渐趋同，因此也有不少声音批评发电‘合谋’。如何认识及应对此类情况，是市场建设进程中所不可忽视的难点之一。”上述知情人士坦言。
长沙理工大学教授叶泽表示，其实，发电企业的根本困境一直没有变，相比于电网企业，政府一直没有给发电企业一个明确的、稳定的和可预期的收益机制。从2014年煤电标杆电价开始，煤电企业的收益机制就没有明确建立。既然有标杆电价，那就有标杆的定价参数，如标杆单位装机投资，标杆供电煤耗，标杆标煤单价，标杆利用小时，标杆运维费用等，可是国家没有明确，各省也没有明确。新能源参照各省煤电标杆电价确定，其收益机制也不明确，广东燃煤机组标杆电价高出西部地区煤电标杆电价近0.20元/千瓦时，两个地区的新能源价格也相差这么大的依据是什么？
叶泽表示，如果管制情况下的收益不明确，电力市场中应该允许发电企业获得合理收益，实际上却以基准价+上浮20%的比例限制，而不管燃煤价格等其它因素，结果导致发电企业只能寄希望于燃煤价格上涨不要超过对应的基准价的燃煤价格太多。因此，今年上半年发电集团利润较好，只代表今年上半年电力需求相对旺盛和燃煤价格没有大幅度上涨，不代表发电集团的盈利状况有系统性、趋势性变化。
上海电力大学智能电网技术研究协同创新中心主任谢敬东总结，在新形势下，我国发电企业面临着三大匹配性问题。“一是发电装机规模与经济转型发展之间的匹配性问题，给发电企业带来发展稳定性问题；二是不同类型机组在新型电力系统中的定位与价格匹配性问题，给发电企业带来经营稳定性问题；三是发电上游与下游定价机制的匹配性问题，给发电企业带来利益空间稳定性问题。”
新瓶旧酒
市场化改革不到位导致动作变形
其实，这些“新矛盾”都是新瓶装旧酒的“老问题”，一边解绑、一边禁速的“双轨制”模式导致市场化改革不到位，继而致使发电企业动作变形。
一大变形动作即上文提到的优惠电，谢敬东直言，当前我国存在以不同名义、不同方式的优惠电现象，目的是降低企业用能成本，提高产品竞争力，出发点是好的，但对能源发展是不利的。“一是电能定价机制失据，优惠电打破了原有的定价机制，导致定价机制失去依据；二是电能价格管理失效，按照我国价格管理体系，电能价格由国家发改革统一制订，优惠电将打破这一管理体系，导致管理失效。”另一方面，谢敬东指出：“其实，对于绝大多数行业来讲，行政方式降低电价并不能提高企业竞争力，而需要通过降低电价来提高竞争力的往往是高能耗企业，不应该用行政方式激励发展。”
另一变形动作是发电集团交易价格趋同。叶泽认为，当前双轨制的形式，本质只有计划体制。许多省电力中长期交易依然沿用计划模式，不分交易品种，基本上都在基准价+上浮20%的价格上限或地方政府“指导”价格报价和成交。有声音批评发电企业合谋，但发电企业确有苦衷，因为“合谋”并没有获得不合理的超额收益。
现货市场由于交易电量有限，在一定程度上反映了时间信号。但由于设置了1.5元/千瓦时的现货市场价格上限，与各省分时电价政策中的尖峰电价基本相当，因此，现货市场反映用电短缺时的价格信号相对有限。
业内人士认为，发电企业参与市场好比玩游戏，今后发电企业肯定会尽可能按价格上限报价，包括现货市场。发电企业会更加关注政策，而不是优化经营行为，如降低成本。因为降低成本后政府将要求降价，最后降低成本的收益企业根本拿不到，与其这样，还不如不降成本。电力市场改革支付了成本，却仍然按计划执行，没有获得市场改革的效益。
再有就是发电集团内部出现了不同电源和不同环节之间的“交叉补贴”，如煤电亏损，但新能源和水电、核电大赚；发电环节亏损，但产煤环节大赚，在发电集团内部相当于新能源补贴煤电，产煤环节补贴发电环节。众所周知，市场化是为了理顺交叉补贴，而煤电为了解决眼前的利益稳定性问题出此对策。补贴的最大问题在于补贴依据的科学性问题，为何要补贴、补贴标准如何确定，不科学的补贴政策将导致市场不公、补贴依赖等问题。
对于上述“变形”现象，国网浙江省电力有限公司电力科学研究院工作人员张宝认为，发电领域市场化改革应该更加深入，目前主要有以下几个方面问题，市场煤、电价格传导链路不通畅，交易规则不统一，全国统一的电力现货市场未建立。这种不到位造成了发电成本与价格不对应，发电企业建煤电有点像押宝，利润易突变。
深化改革
解决问题出路还是在于坚持市场化改革
发电企业的困境是制度性原因所致，解铃的密钥也在体制机制上，深化改革是唯一的出路。
在市场建设过程中，通过“非市场手段的干预”或“不合理的规则限制”，可能会临时性解决部分市场运行问题，但同时也会掩盖市场设计的缺陷，导致市场难以进一步优化与完善。谢敬东认为，重点建立完善以下三个机制：一是要建立有效的市场竞争机制和市场风险防范机制。通过优化市场结构、创新交易模式、优化市场服务，建立起有效市场机制；通过市场运营风险监测、识别、防控技术的研究与应用，建立起市场风险屏障。二是要疏通建立上下游之间价格传导及反馈机制。电能生产是能量转换的中间环节，不可能脱离于上下游单独定价。通过价格传导和反馈，利用好市场的调节作用，维持电能价格的稳定。三是要建立市场价格锚定及宏观调控机制。市场也有失灵的时候，需要依靠政府“有形的手”来解决。需要建立市场价格锚定及宏观调控机制，以回答好什么是合理的价格、如何采取有效手段保障市场运营在合理价格空间内。
叶泽表示，市场建设过程中，政府要对各类电源供电成本进行调查或监审，并发布测算结果，发布市场竞争有效性评估报告，这样才会既搞得活又管得住。参照电网企业对发电企业分电源类型进行成本调查或监审，参照国外经验，给出电力市场条件下发电企业成本回收和获得合理收益的机制，比如允许发电企业按经济规律自主报价但年度交易均价不超过成本补偿和合理收益的水平，实现电力市场改革与发电企业合理收益机制的兼容。
据了解，在国外，危机卡特尔豁免是反垄断法中的一项特殊豁免规定。在经济不景气、行业面临严重危机的特定情况下，一些企业为了应对危机、缓解销售量严重下降或者生产明显过剩等问题而达成的卡特尔协议，可能会获得反垄断法的豁免。
知情人士建议，应加快现货市场建设以及普及进程，真正将政府核价转变为供需定价，并取消地方政府对电价的不当干预。“政府对电价干预方面，在市场建设及规则设计层面，应尽可能释放各类非市场限制及枷锁，还原市场竞争机制，让市场回归自主调节，并在实际运行中持续优化市场机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。”同时，“应当具体明确对有关危机卡特尔的立法，建立灵活的豁免制度来容纳地方相关产业要求，从而实现计划与市场的有效协调，并依据市场建设的发展阶段及时作出调整。”
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