2003年7月，国务院下发了《电价改革方案》。与以往历次的电价改革不同，本次改革将是定价机制的彻底变革。通过改革，突出价格信号对电力投资的引导作用，提高效率，促进增长，保护环境，使电价成为资源配置的杠杆，电力供需的风向标。电价改革将是本次电力体制改革中发电企业集团面临的最大风险。适者生存，优胜劣汰，电价改革的不断深入必将改变电力工业旧体制，形成新格局。

电价改革所带来的机制转变

在建立区域电力市场的基础上，我国将形成一套包括两部制电价、竞价上网、丰枯电价、峰谷电价、需求侧管理在内的新型定价机制．通过电价改革，主要会有以下几个方面的转变。一是原来的综合成本电价将划分为上风电价、输电价格、配电价格和终端销售电价。发电、售电价格将由市场竞争形成，输配电价将实行监管下的政府定价。二是在电价改革的过渡期，上网电价将根据各区域电力市场的实际情况，采用多种定价方式，主要是两部制电价，即容量电价与电量电价。三是在水电比重大的地区，为了调节和平衡丰枯季节电力供求，将实行上网环节的丰枯电价。四是在具备条件的地区，实行集中竞价的同时，在合理指定输配电价的基础上，将允许较高电压等级或较大用电量用户、独立核算的配电公司与发电企业进行双边交易，双边交易的电量和电价由买卖双方协商确定。五是电价改革将加强需求侧管理的力度。六是《电价改革方案》中明确提出，风电、地热等新能源和可再生能源暂不参与市场竞争，电力市场成熟时可以由政府规定供电企业售电量中新能源和可再生能源的比例，建立专门的竞争性新能源和再生能源市场。

电价改革对发电集团的影响

缺电无法阻止电价改革的推进，对电价改革麻木不仁的企业必将最早遭到淘汰。2006年以后，随着电力供需逐渐平衡，乃至越来越多的地区出现电力供大于求，电价风险将越来越明显，主要体现在以下几个方面。

首先，由于容量电价按发电企业所在区域的平均投资成本的一定比例制定，电量电价通过发电厂共同竞价决定，只有有效控制成本的企业才有生存空间。而且，电力越富裕，这种竞争越激烈，企业的风险越大。从中期来看，不同地区的竞争风险有所差异：在长三角、珠三角、环渤海经济圈和一些东部沿海省份，由于缺乏煤炭资源和水资源，发电成本较高。同时，随着这些地区重工业对电力需求的不断增加，电价会在合理的范围内上涨，东北地区在振兴老工业基地的政策扶持下，电力需求会有较大增长，但是由于该地区备用容量较多，近期又有一些新的技改项目上马，暂时不会出现电力短缺，相应的价格也会保持稳定；西部地区具有水电资源丰富、发电成本低的优势，目前平均电价较低的省份都位于西部。但是，水电站受到来水限制较大，必须建设一定的火电站作为枯水期备用，而这些火电站的燃料供应将是很大的问题，对电价稳定也会造成一定的影响；华中地区随着三峡电站的陆续投产，电力供应能力将大大增强。目前三峡的上网电价是0.25元/千瓦时，在电力紧缺的环境下，这一电价还有一定的竞争力。但是在发电能力超过用电需求后，其上网电价势必下降，对这一地区的电价会有很大影响。

其次，我国电力供应一直以火电为主，1990年至2002年的13年间，火电发电量占全国当年发电量的比例超过80%。随着新机组的不断投产，电煤占煤炭总量的比例平均每年增加2%。2000年以来，全国平均煤炭价格涨幅超过20%，合同电煤价格在国家统一控制下从每吨166元涨到171元，涨幅只有3%，但是电煤的市场价格实际已经超过200元。而同期全国范围内电价却经历了一次普遍下调，发电企业受到电价下调和电煤涨价的双重压力。2003年12月国家发展和改革委员会发出了《关于调整电价的通知》，对全国省级以上电网调度的烧煤机组上网电价一律提高每千瓦时0.7分钱(含税)，试图弥补煤炭价格上涨对发电成本增支的影响。但据测算，这一幅度的调整尚不足完全补偿发电企业增加的成本。由于煤炭供应涉及矿、路、港、航多个环节，专家预计未采5年煤炭供应仍将持续偏紧，电煤价格仍有波动上涨趋势。如果上网电价保持不变，国内的发电集团将面临与美国加州电力危机中电力公司相同的险境。

第三，在环保方面对发电企业提出了更高的要求，火电企业的环保支出将大幅提高。根据测算，某集团公司电厂的总排污费用到2006年将达到8亿元左右。之后随着煤电机组容量的增加和环保标准的提高，每年可能继续增加数千万元；2010年前，对已投产的约1000万千瓦燃煤装机加装脱硫设施，预计需新增投资50亿元左右；新建燃煤电厂增加脱硫设施，预计年平均增加投资支出10亿元，单位千瓦装机造价平均增加15%。我国在《电价改革方案》中也计划通过法律、法规和政府规定，强制再生能源占有一定的市场，可能采用的执行方式包括：再生能源配额制(RPS)、上网法(Feed in Law)和竞争性招标制度(NFFO)。届时，如果因为“绿色电力”比例不足，使火电发电量受阻，则会带来巨大损失。未来5年我国煤炭年总需求将增加4.3亿吨左右，煤炭生产能力可增加5亿吨左右，煤炭供需形势总体平衡，但部分煤种供应可能持续偏紧，煤炭供应链脆弱，容易引发供应紧张和市场价格波动。

发电企业该如何应对

发电企业的收入主要取决于电价和电量两方面的因素。在竞价上网条件下，上网电量的多少将受到企业发电成本和上网电价的制约。发电集团进行以下方面的工作是非常必要的。一是将电价改革作为专题进行跟踪研究。随着电价改革的不断深入，其效果将在3～5年内展现出来。由于电价改革的重要性，而且目前无法明确预测今后几年电价改革的进程和力度，故发电集团应成立专门的电价研究机构，对电价改革的趋势动向进行追踪，并随时报告进程，提出应对措施。二是积极推动发、用电响应机制的建立。随着市场机制的逐步建立，电煤价格的波动在所难免。同时在发电、用电侧引入竞争机制，推行丰枯、蜂谷电价和用电侧管理，可以减少对煤炭的依赖，降低高峰负荷。发电集团应积极推动响应机制的建立，并开发具有较强调节能力的电站，如水电，享受在高峰时段发电的优势。三是重视项目筛选，保证投资回报。由于电力供应紧张造成的电站建设已有过热趋势，今后3年将是投产高峰期。发电集团为了保住市场份额和控制风险，既要保证一定的装机容量、发电量增长，又不能盲目投资．在项目建设动工前进行充分论证，控制成本，保证合理的投资效益。四是重视“绿色电力”供给能力建设。环保要求的提高导致燃煤电厂环保费用的增加，欧洲通过政府补贴和优惠的电价措施，“绿色电价”已经降到了比燃煤电价更低的水平。环保电价的实施要求发电企业重视水电、风电等可再生能源的建设，保证“绿色电力”达到一定的比例。如果因为达不到政府规定的最低限额导致火电的发电能力无法发挥，将造成更大的损失。