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文 | eo记者 姜黎
编辑 | 文华维
“过剩”、“失衡”、“换挡”、“严控”、“低迷”、“风险”。新一轮电力体制改革启动后，加之经济大环境，五大发电集团主要负责人高频提到这些并不欢快的词。
在多领域改革叠加，推进力度不断加大的环境下，传统发电业务在不少省份已经遭遇“量价血拼战”。然而，不少业内人士对此透出几分无奈，受到投资惯性的影响，近年内新增装机容量增速仍将大幅超过用电增速。
新一轮电力体制改革已满两年，发电集团如何判断未来电力市场形势，又将如何规划转型之路？ eo记者汇总多方的官方材料，总结如下：
对于电力市场形势，五家均判断为电力产能过剩，随着市场化程度不断加深，竞争加剧，而只有国电一家主动提出“滚动调整3年发展计划，压降投资规模”。
在发电这个主业上，华能、华电、国家电投三家均强调发展分布式能源，争取多能互补项目试点。
市场营销方面，华能、大唐、国电三家似乎已经感到市场压力迫近，再不改革营销管理体系和激励考核机制，很可能被“甩”在后面。
哪家能够顺势而为，化挑战为机会？
判断：
发电企业正处于改革攻坚期与转型加速期叠加的重要关口。电力体制改革加快推进，市场交易机制尚不健全，个别地区政策调整过快，面临政策不确定风险；售电侧改革，提高了市场交易的活跃度和复杂性。
对于当前的电力市场，产能过剩、供需失衡是最显著的特征。根据过往数据，我国电力装机增速已经连续五年高于电量增速。2017年，全社会用电量继续保持中低速增长，新增装机1.3亿千瓦以上，发电设备利用小时同比下降200小时左右。
另一方面，电改提速、竞争加剧是当前发电企业面临的严峻课题。各地放开发用电计划的力度加大，交易电量规模显著增加，市场竞争不断加剧。2017年，预计全国交易电量比重将提高至35%左右。
不过，华能集团认为，发电企业间合作会不断加强，市场竞争会逐步回归理性。
对策：
配售电方面，华能把“研究新形势下发电企业营销管理体系和激励考核机制”摆在了首位，推动能源销售公司实体化运行，以及争取成为有发展潜力的增量配电项目投资主体或控股方是2017年的两大任务。
市场营销方面，要统筹计划与市场、电量和电价的关系，优化市场营销策略。其中提到：“抓住一切边际贡献为正的机会，确保基数电量和交易电量份额均不低于容量份额，确保利用小时对标领先，实现营销效益最大化”。同时，加强合作，千方百计协调解决“云电”外送问题。科学制订市场交易策略，确保交易电价结算水平不低于区域平均值。
电源结构方面，加大非水可再生能源开发力度，积极发展分布式能源。
判断：
对于大唐来说，2017年将面临三大考验：项目发展的考验；电力市场的考验以及煤炭市场的考验。
项目发展方面，2016年国家已经建立煤电风险预警机制，严控总量规模，加大淘汰落后产能，煤电后续项目推进艰难。同时，国家有关部门发布可再生能源开发利用目标引导等制度，风电和光伏发电项目面临电价等一系列政策调整，竞争更加激烈。
电力市场方面，用电量低速增长，发电产能持续增加导致设备利用小时数继续下滑，发电市场份额争夺将更为激烈。同时，随着新一轮电力体制改革深入推进，发电企业逐步走向完全竞争，大用户直购电规模快速扩大，市场竞争日趋激烈。
煤炭市场方面，众所周知，从2016年下半年开始，煤炭价格大幅上涨。随着煤炭去产能政策实施，市场供需维持偏紧状态，煤炭价格将在相对较高价位运行，火电企业经营压力巨大。
对策：
大唐集团认为，要突出加强市场营销。面对电力市场过剩和市场化改革的新趋势，提升适应市场的快速反应能力。
“把握电力市场化改革过程中过度期市场的特征和规律，坚持电量、电价一起抓，坚持计划、市场一起抓，坚持全场紧盯、全年紧盯，保持起跑线上不输、跑动中超越。紧抓利用小时，提高开机率和负荷率，降低非停考核损失电量和弃水弃风弃光损失电量。紧抓发电量计划、大用户直供、竞价交易等各个环节，一单一单的盯，一天一天的抓，确保完成今年发电量计划。”
另外，加强软科学研究。研究供给侧结构性改革对集团经营发展影响，加快形成集团公司三级研究工作体系，调动各方面积极性，加强智库建设，为集团发展提供智慧支持。
判断：
电力供应总体过剩、清洁能源消纳压力、电力市场化加深，供需形态正在发生深刻变化，是华电对形势的基本判断。
“新模式、新业态快速发展，“因地制宜、就地取材”的分布式供能系统将越来越多地满足新增用能需求，生物质能在新城镇、新农村能源供应体系中的作用将更加凸显。”
对策：
在长三角、珠三角、京津冀、长江经济带城市群、“三北”地区和农业大省，发展分布式就近综合能源大有可为。华电提出大力发展分布式能源，积极发展水电、天然气发电和多能互补项目，有序发展风光电，严控常规煤电。
判断：
国电集团公司董事长乔保平要求要准确把握市场变化带来的新挑战。
“发电行业必须吸取煤炭、钢铁行业的教训，严控投资规模，抱团取暖，尽快遏制住装机过快增长的势头。”
此外，清洁可再生能源限电形势不容乐观。据统计，2016年前三季度全国平均弃风率19%，西南弃水日趋严重，“十三五”还有较大的水电在建规模，弃水问题短期内很难得到根本缓解。
另一方面，发电价格下行趋势明显，与此同时，上游煤炭价格大幅上涨。不过，国电判断，产能大于需求的基本面没有改变，煤价持续上涨的基础并不牢固，预计2017年煤价将高位企稳，略有下降。但煤电市场的重大变化，持续挤压发电企业盈利空间，经营将更加艰难。
对策：
针对电力体制改革，乔保平认为，要主动适应。推进二级公司营销体制改革，建立完善市场化营销的激励考核机制。加快组建省级售电公司，摸索售电公司经营模式、盈利方式，做好风险防范，探索建立区域协调机构，确保跨省跨区电量交易取得成效。
发电主业方面，国电提出，滚动调整2017-2019三年发展规划，坚决制止未批先签、未批先建的投资行为。同时，加强项目风险分析和投资价值判断，严把效益关、风险关和评估关，大幅压降投资规模。
判断：
气氛似乎没有其他几大公司那么凝重。
董事长、党组书记王炳华同样提到国内能源电力供需总体宽松，能源供给侧结构性改革正在深化，电力市场化改革正在加快，国家电投要做就是顺应形势，深化结构布局调整，加快向现代综合能源集团战略转型。
对策：
改革环境下，国家电投提出聚焦战略主攻方向。核电是唯一能够大规模替代火电的基础能源，必须着眼长远，切实担负起国家使命，把核电打造成为集团最突出的竞争力。新能源方面， 要继续保持领先优势，坚持低成本、高效率发展。
加快从“三北地区”向中东部和南方地区转移，从集中式开发向分布式、分散式开发转变。同时，争取政策、把握节奏，开发好大型清洁能源基地。
而国家电投的煤电、煤炭、电解铝等传统优势产业是当前供给侧结构性改革的重点领域。对此，火电增量部分要因地制宜发展燃气电站、多能互补项目，控制煤电；存量部分要着力推进节能、超低排放和灵活性改造，淘汰落后产能。煤炭要做优蒙东煤炭基地，提高大东北地区电煤保障能力，释放协同效应。铝业要提高产业集中度，大力发展综合智慧能源和配售电。
值得一提的是，国家电投已有5个项目进入国家多能互补集成优化示范工程，取得4个增量配电改革试点项目开发权，其中，重庆港桥工业园项目正式开展配售电业务，上海前滩项目具备供能条件，共组建了26家售电公司。对于这些新业务，国家电投指出，要探索新型商业模式，发挥集团电站服务业优势，在项目前期、设计、建设、运营上形成标准体系，树立企业品牌。要完善配售电组织体系和激励机制，打造专业化队伍，扩大市场份额。
