新时期水电企业生存发展的探索与思考

何晓东

【汉江水利水电（集团）有限责任公司，湖北 武汉 430048】

随着国家供给侧结构性改革深入推进，电源结构优化调整的趋势更为明显。新一轮电力体制改革拉开序幕，发电和售电侧引入市场竞争，主体多元、竞争有序的交易格局正逐步形成。电力销售电量市场化率不断提高，电力现货市场即将到来，发电企业的生产模式从“以产定销”转为“以销定产”，对于长期按计划调度发电、受外部客观影响较大的水电企业构成严峻挑战。随着电力、电价及产权制度改革的实施，水电企业需加大对电力交易市场的研究，积极制订竞争策略，应对日益加大的市场竞争压力。

1 水电企业当前面临的形势分析

1.1 新一轮的电力体制改革全面推进

2015年3月，中共中央、国务院印发《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，揭开了新一轮电力体制改革序幕。随着改革的深入，市场主体逐渐成熟，发电和售电侧引入市场竞争，形成主体多元、竞争有序的交易格局。新兴业态和商业模式创新不断涌现，市场在资源配置中的决定性作用开始发挥，市场化正在成为引领电力工业发展的新方向。销售电量市场化率不断提高，2017年市场化交易电量16 324 亿kW·h（来源于中电联数据），占全国电网销售电量比重（即销售电量市场化率）达到33.5%，占全社会用电量比重达到25.9%。

1.2 电力交易模式发生深刻变化

2016年12月，国家发改委、能源局印发了《电力中长期交易基本规则（暂行）》，详细描述了“计划调度+直接交易为主的中长期”交易模式操作方法及流程。受电力工业长期施行计划机制以及电力系统运行专业性较强等因素影响，市场主体普遍对现代电力市场以现货为核心的概念认识不够深入，当前主要开展“计划调度+电力直接交易”的交易模式，而在基本规则的推动下，电力市场终将发展到“现货+中长期”市场模式，发电企业将不可避免的进入市场，遵照新的市场规则求生存。

2017年9月，国家发改委办公厅和国家能源局综合司联合发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点，2018年底前启动电力现货市场试运行。电力现货市场的改革带来的变化是打破传统电力的计划销售体制，打破发电、电网企业一方独大的局面。发电企业生产模式从“以产定销”转为“以销定产”，通过市场需求决定发电计划，这对于长期按计划调度发电、受外部客观影响较大的水电企业来说，是严峻的挑战。

1.3 装机容量过剩

中电联历年电力行业相关数据显示，2008—2017年，全社会用电量从3.44万亿kW·h增长至6.31万亿kW·h，年均增长9.27%；全国装机容量由7.93亿kW 增长至17.77 亿kW，年均增长13.8%；发电利用小时由4 648h 降至3 786h。从数据来看，电力装机容量增速远高于全社会用电量增速，发电利用小时不断下降，电力过剩局面形成并清晰显现，电力买方市场已逐步形成。近年来，电源结构优化调整的趋势更为明显，呈现传统化能源发电装机比重明显下降、新能源装机比重明显上升的势头。

1.4 电力交易价格的变化

过去由于电力市场机制的缺失和政府定价，电力市场发育滞后，电力价格既不能体现市场供求关系，也不能实现价值的有效传导，从而导致发电企业经营起伏很大。电力直接交易试点就是要通过建立直接交易机制，逐步打破电网企业独家买卖电力的垄断格局，在发电环节和售电环节引入必要的竞争机制，通过市场发现价值，有利于发挥市场在优化资源配置中的决定性作用，有利于推动电价合理回归，有利于提高电网运行效率，最终建立价格由市场决定、反映供求关系和能源消耗合理补偿的定价机制，推动电力市场的开放搞活。

1.5 清洁能源市场化交易比例扩大

2018年5月，国家能源局发布《关于进一步促进发电权交易有关工作的通知》，要求发电企业应在保障自身发用电安全的基础上，按照《电力中长期交易基本规则（暂行）》等有关规定自主自愿参与发电权交易。在水电、风电、光伏发电、核电等清洁能源消纳空间有限的地区，鼓励清洁能源发电机组间相互替代发电，通过进一步促进跨省跨区发电权交易等方式，加大清洁能源消纳力度。

《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》明确，清洁能源配额制的主体责任在地方政府，组织责任在电网企业，消纳责任在电力用户。这意味着配额制的出台势在必行。可再生能源发展的三大难题（发电、上网、消纳）能否通过市场化交易机制解决却主要取决于发电上网的成本。为进一步促进消纳，可再生能源发电价格市场调节机制以及环境成本附加可能会随之而来。水电比重大或消纳受限地区，在电价交叉补贴核算公布后，市场化交易比例有望进一步扩大。

2 水电企业面临的生产经营压力

2.1 发电量减少

近50年来，受自然因素和人类活动的影响，我国水资源发生了深刻演变，尤其是21 世纪以来，全国水资源量减少明显。与1956年至2000年比较，2001年至2009年全国降水减少2.8%，地表水资源和水资源总量分别减少5.2%和3.6%，水资源总量减少。

对于一些承担防洪任务的大中型水电站，主汛期间流域降雨量偏丰，但受汛期运行水位限制，常常存在弃水风险；主汛期结束后具备蓄水条件，遇降雨量少，则难以蓄至正常蓄水位高程。

随着跨流域调水工程的实施，调水区内的发电企业由于调水的影响，发电量将大幅度减少。同时，调水后为满足上下游生态供水、环保需求，水库调度通常将发电用水放到了更加次要位置，相应的发电量也会减少，这些都给水电企业的经营带来困难。

2.2 人力资源结构性短缺

传统水电企业工种分得过细，人员过多，部分企业效益持续低迷，因此职工薪酬较其他产业无明显优势，加之一般的水电企业因地理位置偏远，使得企业专业技术和管理人才流失。

新进从业人员学历较高，理论知识较丰富，但实际动手操作能力较工作需要有较大差距，还需经过实践培训和老员工传帮带才能够适应岗位的需求。人员总体过剩与技术管理人才缺乏的结构性矛盾，也制约了老水电企业利用技术经验的优势在开展水电站代管、水电站机组检修、水工监测、人员培训等方面的业务开拓。

2.3 电力产能过剩

“十二五”期间开工建设的发电设备逐步投入运行，局部地区电力供过于求，设备利用小时数偏低，电力系统整体利用效率下降。电力供应将进入持续宽松的新阶段，局部地区电力供应能力过剩问题进一步加剧，水电同样面临严峻的消纳形势，特别是出现流域性降雨时，水电企业弃水严重。据行业数据统计，2017年弃水电量515亿kW·h，水能利用率96%左右。为解决弃水电量消纳，水电企业被迫降低销售电价，这将给企业经营带来困难。

2.4 电力交易市场化

2018年我国电力市场建设将进一步深化。随着市场竞争逐步放开，省间壁垒问题不断减少，全国电力市场作用将得到进一步发挥，能源资源的配置将更加充分、高效。同时，市场风险防控机制也亟待健全。一方面市场中存在价格波动、供需平衡、规范运营等多种风险，将对市场的可持续发展造成影响；另一方面，市场主体的风险防范机制缺失，市场信用体系亟待建立。水力发电具有极强的季节性，如何在市场化竞争中脱颖而出，是水电企业发展的重点。

2.5 未来电价降低的压力

2018年中央经济工作会议要求“大力降低实体经济成本，深化电力等行业改革，降低用能成本”。《2018年政府工作报告》中又进一步提出“降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%”。为贯彻落实降低企业用能成本和降低一般工商业电价的要求，国家发改委决定分两批实施降价措施，落实一般工商业电价平均下降10%的目标要求，进一步优化营商环境。《国家发展改革委关于降低一般工商业电价有关事项的通知》下发后，各省纷纷积极落实，湖北省物价局印发《关于进一步降低一般工商业电价有关事项的通知》，决定从2018年9月1日起，今年第三次降低湖北省一般工商业及其他用电目录电价、输配电价，对比2017年度全省一般工商业平均电价，降价幅度在10%以上。

近年来，为降低企业用能成本，部分水电装机较大的省份启动了水电电价调整工作。湖南省自2016年下调省内水电上网电价3 分/kW·h，四川在2017年开始降低丰水期（6—10月）水电上网电价0.8分/kW·h。与周边水电大省比较，湖北省水电上网均价最高（湖北0.389 元/kW·h、湖南0.362 元/kW·h、江西0.338 元/kW·h、重庆0.308 元/kW·h、四川0.254元/kW·h），湖北水电上网电价下调的可能性较大。

3 应对的措施建议

（1）精准预测水雨情

水电企业如何充分利用有限的水资源多发电显得至关重要，而充分利用水资源的前提是对流域的水雨情进行精准预测。在流域内建设一定数量的水文站（包括水情、雨量等观测站），建立水库流域的水文测报站网；加强与气象、水文部门的联系，开展流域长期预报及短中期气象、气候预测合作；加强流域内雨情与水情的研究，根据雨情精准预测水情，为水库的科学调度提供依据，力争能够做到预报预泄、预报预蓄。

（2）科学调度水库

在保证安全的前提下，根据设计的开发目标和兴利主次关系，结合库区迁安和下游河道安全泄量的实际情况，本着局部服从整体、兴利服从防洪的原则制定合理运用计划，充分发挥综合效益。认真开展水库汛期运行水位动态控制、汛前消落水位控制研究和运用，充分利用水资源。与相关单位开展流域水库群联合调度研究，在分析各水库及其区间不同频率洪水的组合，水库群联合防洪、兴利调度的关系，考虑避免连锁反应的措施等基础上编制水库联合调度运用计划，水库管理单位根据联合调度运用计划并按照水库群主管部门的指令，进行水库调度运用。

（3）优化人力资源配置

根据企业实际情况统筹推进人力资源改革，研究企业劳动工资分配制度；建立健全“以岗位价值为基础，以绩效贡献为依据”的薪酬、绩效管理机制；优化中层领导人员队伍建设，加强中层干部任职交流，形成工作机制，用好各个年龄段的干部；创新人才培养机制，加大正向激励力度，进一步激发员工干事创业热情；坚持安全防控、岗位技能、管理能力教育培训，不断提升员工素质，培养人才梯队；探索一专多能、运维一体的高效复合型人才管控模式。

（4）强化电力营销

加强电力体制改革政策的学习与研究，及时了解掌握电力体制、电价改革工作动态，及早采取应对措施。树立市场营销理念，把市场营销定位为企业经营的核心业务，通过管理创新、技术创新，改进服务质量，降低运营成本赢得市场。加强与政府部门、电网公司、电力用户的沟通，创造内外部和谐环境，统筹好各方利益，实现互利共赢。在电力市场由卖方市场向买方市场转变的过程中，充分了解电力市场的信息，掌握电力市场的现状，对电力市场的走势、机会进行深入分析。加强对发供电需求预测和发电成本测算，提高分析与预判能力，在此基础上，科学制订公司营销策略，设立售电公司积极参与电力市场竞争。

（5）提升资源利用效率

根据企业自身情况，通过变革组织架构，创新管理方式，优化业务流程，加强对流域所属电站的运行、检修业务实施整合，实现大运行、大检修或运行检修一体化管理体系，不断提升生产效率。在有条件的情况下，也可考虑流域所属电站大集控，实现资源共享、统一调度，提高水资源利用率，提高经济效益。在做好本企业的运行、检修工作前提下，积极对外开展水电站代管、机组检修、人员培训等业务，形成企业新的经济增长点。

（6）探索多样化经营管理

对于经营性亏损较严重且短期内难以盈利的水电企业，可考虑通过内部优化重组、增资扩股等方式改善股权结构。结合流域及企业实际，在科学论证的基础上，可与政府合作打造特色旅游项目，如千岛湖旅游开发；开展高经济价值特种鱼类养殖，如龙羊峡水库三文鱼养殖；可利用消落地开展湿地公园建设，开展环保项目开发，与旅游产业进行互补，如沙河水库湿地、石龙水库湿地公园。

4 结语

在新一轮电力体制改革中，水电企业面临的挑战和机遇并存。应当未雨绸缪、居安思危，不断学习相关政策，积极采取应对措施，在水库调度、资源配置、市场营销、经营管理等方面合理布局，助推企业走上高质量发展之路。