這也就意味著，誰能對目前的電力市場做出快速的反應，就能在這場殘酷競爭中脫穎而出。

　　火電廠的未來

　　“目前，電力項目審批權的下放，各地穩增長的政治壓力，再加僅僅經歷了電煤市場、資源并購市場洗禮的發電企業，沒有真正體會過剩電力市場競爭的殘酷，預計近一段時間還會有一個容量增長的小高峰。”陳宗法對《能源》雜志記者表示。

　　而對于目前處于供需發生變化的火電企業而言，如何快速適應供需變化、市場化改革才是當務之急。

　　在電改9號文出臺之后，對于發電企業而言，機遇和挑戰并存。電量由競爭決定、價格由市場決定的情景將會實現。由于煤價下跌，剛剛過上好日子的發電企業即將面臨的是對于發電量更加激烈的競爭，將從跑政府、跑電網向跑市場、跑客戶轉變，從電力生產為主向生產和營銷并重轉變，從與電網直接交易向與用戶直接交易轉變。

　　在過去一段時間內，在各省展開的直購電試點中，發電企業已經開始嘗試用市場方式爭取更多電量。但其中無奈頗多，“對于協調直購電交易的地方政府主管部門，要考慮到五大發電在當地的裝機份額，市場電量還會受到宏觀控制。”上述電廠人士對《能源》記者表示。

　　另外，由于用電負荷降低，地方自備電廠和地方電廠在爭奪電量中的優勢開始顯現出現，由于他們成本相對較低，并且運營相對于大型電力企業更加靈活，往往能爭奪到更多的計劃外電量。

　　隨著電改的深入，發電企業進入售電側和用戶進行直接交易，無疑獲得較大的發展空間，也對這些靠計劃電、分配電存貨的電廠企業提出更高的要求。

　　“發電企業進入售電側和用戶直接交易，能夠獲得更大發展空間。電力市場競爭將更加激烈、公平、直接。目前，電力過剩只表現為電量減少，電價因政府定價基本不變。新電改推行市場化改革后，競價交易，由于電力過剩更加普遍、嚴重，將會導致‘量價齊跌’。”陳宗法說。

　　更為明顯的趨勢是，隨著清潔能源裝機不斷提高，未來煤電比例還會不斷下降，對于火電廠而言，不能滿負荷發電情況將成為常態，甚至將以清潔能源調峰電源形態出現。

　　但是這同樣牽扯到電改的核心環節，價格的確定。“讓火電調峰不是不可以，但是要支付給火電廠足夠的費用。國內沒有調峰電價，如果以統一的價格承擔調峰的作用，對于火電廠是不可能接受的。”姜克雋對《能源》雜志記者說。

　　對于未來參與市場化競爭的火電企業而言，讓他們提前應對市場的變化，最重要的是市場化電力價格的出臺。

　　“對于已建成的機組，競爭就是基于可變成本的，因此，水電、風電報出零價格，完全是競爭有效性的體現，是全社會最優化的體現。我國現在存在的問題我認為仍舊在另外一個極端上，電力需求大幅落后于電力供應，而電力價格卻高高在上紋絲不動，這是不正常的。東北這種電力嚴重富余的地區，工商業電價還高6-8毛，這是很難理解的。電力需要一次性的下調1-2毛，以提振電力需求與經濟。否則，這意味著經濟系統的嚴重損失。市場化改革的一大目標，就在于要保證價格能夠及時、足夠反映供求的變化。這種電力價格下調之所以無法實現，從政治經濟學角度，在于缺乏用電方的集體壓力，也就是我國的電力用戶，在電價問題上是缺乏發言權的。”張樹偉說。

　　這也就意味著發電企業要研究市場了，更需要基礎能力的積累與建設。這對于電力企業的市場競爭力提出了更高的要求。這也是提升整個行業競爭力的需要。“原來，電價是定死的，市場是統購統銷的，市場份額是省政府分的，基本大鍋飯的。電廠只有保證安全生產，基本上不用研究定價策略、市場份額競爭，市場蛋糕大小。如果說有任何挑戰的話，那就是‘優勝劣汰’成為常態，體制與機制設計需要讓效率低的企業面臨無電可發的局面。”

　　“我們希望控制電力發展節奏，提高發展質量與效益，既要符合國家發展總體戰略，更要符合市場規律，防止電力產能過剩惡化，建立一個基本平衡的電力市場，保持電力行業的可持續發展。因為大家都清楚，市場過剩的本質是一樣的，競爭加劇，庫存增加，價格下跌。當然，我們企業也有優勝劣汰、兼并重組、轉型升級的心理準備。”陳宗法總結道。

　　無論如何，火電在中國的地位走向下行已經不可避免。根據國家發改委能源研究所的最新計算，中國煤炭消費和燃煤發電的峰值都已經過去。“每年新增發電會以可再生能源為主，包括光伏、風電、水電、核電。這些加起來增速超過5%話，煤電的負增長就會在1%以上，甚至超過3%。”姜克雋說，“2020年，火電在中國發電總量中的占比會下降5個百分點。”

　　對于數量眾多的火電廠來說，盡管發電數據并不漂亮，但盈利現階段的還不是難題。真正的問題是未來。不同于煤炭、石油、天然氣，身為二次能源的電力產品完全是同質化的。電廠之間的技術水平也沒有明顯的差距，很難做到成本的大幅度下降。在行業日益向下的過程中，也許火電廠的寒冷冬季就在不遠的前方。