参考中国报告网发布《2017-2022年中国电力行业市场发展现状及十三五商业模式创新分析报告》
全社会用电量大幅放缓，主要用电大户面临“三去一降一补”和转型升级，用电结构正在发生变化，用电增长动力正在转换，“十三五”时期发电市场面临着结构性过剩的风险，这些都是发电企业必须认清的形势，也是发电企业制定和实施“十三五”规划的重要依据。国内市场的增长空间十分有限，发电企业应该严格控制投资规模，特别是煤电投资，工作重点放到存量资产的提质增效上来，努力提升优质资产的竞争力，坚决果断处置低效无效资产。
当前，国内国际经济社会及能源发展形势正在发生深刻变化。我国经济发展进入新常态，创新、协调、绿色、开放和共享的发展理念正在全社会逐步形成共识，供给侧结构性改革和国有企业改革正在稳步推进，“能源革命”要求下的新一轮电力改革正在全面实施，多重因素交织，我国电力行业及发电企业面临着前所未有的挑战。
发电企业面临的挑战
从宏观层面看，有以下挑战：
经济发展进入新常态。今年5月，《人民日报》刊登权威人士专访，为我国经济形势把脉，形成两大主要判断：一是我国经济运行中的供给侧、结构性、体制性问题，目前还处在起步期，新动力还挑不起大梁。我国经济运行不可能是U型，更不可能是V型，而是L型的走势，而且这个L型需要一个阶段，不是一两年能过去的。二是国际金融危机后，世界经济分化加快，新常态下国内的经济分化也进一步加剧，在可预见的未来，我国将不断出现更有活力的地区、更具国际竞争力的行业和企业，但有些地区、行业和企业日子会越来越难熬。
改革开放以来，我国电力行业为经济社会的快速发展起到了保驾护航的作用，特别是在经济增长的爬坡阶段，提倡“电力须先行”。与经济结构类似，用电结构中70%以上的电量供给了第二产业，其中重工业占比高达60%。但是，随着我国经济发展进入新常态，传统的重工业普遍面临去产能和转型升级，工业用电下滑，全社会用电增长放缓。市场需求不旺、电力价格下行、环保成本上涨、企业效益下滑，在严峻的外部环境下发电行业也会加速分化，一些市场竞争力较弱的发电企业可能会面临生死考验。
绿色低碳成为新理念。发展背景发生了变化，发展理念也必须进行调整以适应这种变化。党的十八届五中全会正式提出，要实现“十三五”时期发展目标，必须牢固树立并切实贯彻创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，这是关系我国发展全局的一场深刻变革，解决的是我国“十三五”以及未来一个时期的发展问题。当前，“五大发展理念”正在全社会逐步形成共识。
推进生态文明建设，是世界大势所趋，也是“五大发展理念”的重要体现。今年4月《巴黎协定》正式签署，展示了人类应对气候变化的决心。我国政府承诺2020年碳强度比2005年下降40%～45%，2030年左右二氧化碳排放达到峰值并争取尽早达峰，碳强度比2005年下降60%～65%。党的十八大以来，从顶层设计到全面部署，从最严格的制度到更严厉的法治，生态文明建设扎实有序推进，越来越多的人深刻认识到环保的重要性，大气、水和土壤污染防治行动计划等政策陆续出台。这些都对能源电力行业特别是传统的煤电企业的运营和发展提出了更高的要求，新能源的开发与传统能源的改造都面临艰巨的任务。
深化改革进入攻坚期。党的十八届三中全会通过了《关于全面深化改革若干重大问题的决定》，总目标是完善和发展中国特色社会主义制度，推进国家治理体系和治理能力现代化。但是，经济新常态下面临的改革，无论是深度还是广度，都是过去任何时期、任何阶段所无法比拟的。
三年以来，中央全面深化改革领导小组会议已经密集召开了25次，深化改革的内容涵盖了经济社会的方方面面。经济体制改革是全面深化改革的重点，要使市场在资源配置中起决定性作用，必须建立公平、开放、透明的市场规则和统一开放、竞争有序的市场体系，而这也正是新一轮电力体制改革的动因和主要目标。同时，国有企业是我国推进全面深化改革的重要领域。在53家中央直属国有企业中，涉及电力业务的多达12家，电力企业的改革会是深化国有企业改革的一个重要选项。另外，包括钢铁、煤炭、电力在内的我国传能产业，普遍面临着产能过剩、结构矛盾突出、市场不够完善、企业效率效益有待提升等突出问题，根本解决之道在于结构性改革。可以说，供给侧结构性改革、国有企业改革、电力体制改革在逻辑上具有内在一致性，相互交织、互为支撑。随着改革的全面实施，电力行业及发电企业的运行机制将会发生重大变化。
从行业层面看，存在下述挑战：
电力供应过剩风险加剧。
一是装机增速持续高于用电增速，电力供应过剩问题凸显。从需求看，2015年全社会用电量增速已经降至改革开放以来的最低点—0.5%。但是从供应看，2015年全国新增发电装机接近1.4亿千瓦，创年度投资规模历史新高；全国发电装机容量超过15亿千瓦，同比增长10.4%，连续四年显著高于用电增速，火电利用小时4318小时，均为改革开放以来的最低值，除了海南等个别地区以外，全国各地电力供需普遍呈现宽松甚至过剩。今年上半年，全社会用电量同比增长2.6%，电力装机增长11.3%，显著高于用电增速的趋势依然未改，火电的利用小时再降194小时。根据当前的形势综合判断，“十三五”期间发电设备利用小时可能仍会下滑，火电利用小时会降至4000小时以下。
二是煤电装机逆势狂飙，加剧电力供应过剩风险。在全国用电增速大幅放缓的形势下，2015年全国煤电新增5186万千瓦，同比增长6.2%，今年上半年火电新增2711万千瓦。但是，煤电发电量已经连续两年负增长，今年这一态势仍然在延续。据分析，“十三五”我国年均用电增速仅为4%左右，目前已规划的水电、核电、风电、太阳能发电、气电，加上现役的煤电机组已经可以满足“十三五”期间我国用电增长需求。然而，全国在建煤电超过8000万千瓦，核准未开工煤电近1亿千瓦，路条煤电项目近1亿千瓦。尽管国家能源局连续发文，提示煤电过剩风险，但煤电快速增长态势仍未得到有效遏制。如果这些机组全部建成投产，将会达到甚至突破环保约束下煤电规模的“天花板”，在2030年碳排放峰值到来之前都无需再增煤电。
三是清洁能源快速增长，部分地区呈现结构性过剩。近年来，我国新能源新增装机屡创新高，风电和光伏发电装机已经高居世界第一。但是，在用电增速放缓、装机增速过快的形势下，尽管我国火电利用小时不断下降，风电、太阳能发电等清洁能源的利用水平并未相应提升。2015年我国风电利用小时同比下降170小时，平均弃风率15%，新疆、吉林、甘肃等地弃风率超过30%；太阳能发电利用小时同比下降50小时，甘肃、新疆弃光率超过30%。由于大型水电的陆续开发，四川、云南两省的弃水电量也达到400亿千瓦时。预计2016年全国清洁能源消纳形势会更加严峻，而且短期内难以缓解。清洁能源的发展也存在结构性过剩矛盾，在一些地区特别突出。
节能环保改造投入巨大。
一是煤电节能减排改造成本高。按照国务院的部署，2020年前全面实施煤电超低排放和节能改造，污染物排放要达到气电标准，现役电厂平均煤耗要低于310克/千瓦时，新建电厂平均煤耗要低于300克/千瓦时，东、中部地区还要提前至2017年和2018年达标。为此，煤电企业要投入超过2000亿元的改造资金。另外，2017年全国统一的碳市场建立并运行之后，传统的火电企业还要参与碳排放权交易，环保成本会进一步提高。
二是新能源开发的投入资金大。尽管近年来我国在应对气候变化方面的绩效显著，也受到了国际社会的积极肯定，但是要实现2020年、2030年的承诺目标仍然面临着重大挑战，能源与电力结构需要进一步优化，非化石能源比重需要进一步提升，发电企业要承担艰巨的非水可再生能源的配额任务。仅“十三五”期间，风电、光伏发电的总投资可能就要超过2万亿元。
新一轮电力改革影响显著。2015年3月，中共中央国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，正式启动了新一轮的电力改革。随后国家发改委、能源局出台了一系列核心配套文件，目前改革进展明显。北京和广州两大跨区电力交易中心成立并运行，地方政府也陆续制定并开始实施电力改革试点方案，半数以上的省区已经成立电力交易中心，广东、重庆等地已经开展了有售电公司参与的电力交易。输配电价改革的试点地区达到18个，预计2017年会全部覆盖，为2018年实现除保障性电量以外放开全部煤电发电计划奠定基础。市场化交易规模迅速提高，预计今年大用户直购电电量可能会达到1万亿千瓦时，接近全社会用电量的1/5。
总体看，新一轮电力改革将深入推动发电侧和售电侧有效竞争，推动电网电源协调健康发展，使电力市场更有活力、更有效率、更加公平、更加便利；但另一方面也会极大地改变原有电力系统运行和电力企业经营发展的模式，对电力行业尤其是发电企业的影响巨大。
一是市场化改革将对电力系统的安全经济可靠运行提出更高的要求。2002年电力体制改革实现了“厂网分开”，在电源投资领域形成了竞争市场，但一直以来计划电量都是电力交易的绝对主体。计划模式的目标是在保障电力系统安全可靠运行前提下满足电力需求。而电力市场化改革全面实施后，特别是当现货电力市场、甚至期货市场推出之后，电力商品附加了金融的属性，电力市场的复杂性远非单一计划模式可比。市场模式的目标变成了满足市场交易的前提下保障电力系统安全可靠运行。这一理念上的颠倒，对电力系统甚至政府管理都提出了全新的要求，巨大的挑战将会随着电力改革的深入推进逐步显现。
二是市场化改革将对发电企业的经营效益产生较大影响。计划模式下，电力价格主要是参照成本而制定，发电企业的投资回报具有保障性，而市场模式下，电力价格主要是由供需决定，发电企业的盈亏由自身市场竞争力和市场形势来决定。煤电是受新一轮电力改革影响最大的电源，随着发电计划的逐步放开，市场化交易将成为大多数煤电企业的主要交易模式，而煤电也是我国大型发电集团的主力电源和主要收入利润来源。一些地区的电力交易，煤电企业无序竞争、恶性压价，电价降幅非常大。同时，在一些地区，煤电以外的其他电源也会有一部分电量被要求参与电力市场竞争。总体上看，电力价格会呈整体下行趋势。可以说，新一轮电力改革的全面实施，将会大大压缩发电企业的盈利空间。
三是市场化改革将对发电企业的发展模式产生深远影响。由于市场模式下，电力价格不取决于成本，再加上当前及未来一段时期内我国电力市场都将保持宽松甚至过剩的供需形势，发电企业可能面临“涨装机不涨电量”、“涨电量不涨收入”的局面。从这个意义上讲，国内大型发电集团之间再去单纯地比拼规模、抢装机已经变得毫无意义，发电企业必须寻求新的发展道路。同时，国内电源投资项目的燃料成本、利用小时、上网电价等边界条件都转变成为市场化的不确定因素，给投资决策带来难度，发电企业原有的投资决策体系也需要适时改进。
发电企业的应对策略
一是适应新常态。
2015年习近平总书记在贵州调研时指出，适应新常态、把握新常态、引领新常态，是当前和今后一个时期我国经济发展的大逻辑。全社会用电量大幅放缓，主要用电大户面临“三去一降一补”和转型升级，用电结构正在发生变化，用电增长动力正在转换，“十三五”时期发电市场面临着结构性过剩的风险。这些都是发电企业必须认清的形势，也是发电企业制定和实施“十三五”规划的重要依据。国内市场的增长空间十分有限，发电企业应该严格控制投资规模，特别是煤电投资，工作重点放到存量资产的提质增效上来，努力提升优质资产的竞争力，坚决果断处置低效无效资产。
二是转变发展观念。
生态文明建设是大局，绿色低碳发展已成为全社会的共同呼声。大力发展新能源与可再生能源，是电力工业转型升级与可持续发展的重要途径，也是发电企业要坚持的发展方向。尽管风电、光伏发电的补贴在逐步下调，只要决策得当，投资回报依然可期，发电企业有限的投资应该更多地向清洁能源倾斜，实现企业效益与社会效益的共赢。同时，传统的煤电企业应积极践行社会责任，实施煤电节能减排改造，按照国家部署保质保量尽早完成任务，有效降低煤耗和污染物排放水平。另外，必须以改革和创新为动力，培育新的发展动力和利润增长点。
三是顺应改革形势。
新一轮电力改革，改变了电力系统的管理和运行模式，也必然会对原有的利益格局进行重新调整，传统的煤电企业既是改革的主体，也是改革成本的主要承担者。发电企业应该顺应电力改革的形势，尽快调整并建立适应市场化交易的企业管理、经营和发展模式。尽管市场化改革带来了诸多的不利因素和挑战，但也为发电企业提供了一些机遇。比如，优先发电制度和保障性收购制度为新能源经营和发展提供了保障。售电和增量配电业务的放开，也为发电企业提供了新机会，从目前各地开展的售电改革和实践来看，发电企业具有一定的优势，如果做得好，售电可能会成为发电企业重要的业务板块。另外，发电企业应积极面对国有企业改革，提前做一些准备、开展一些试点，为改革提供好的建议，保障行业和企业的健康可持续发展。
全社会用电量大幅放缓，主要用电大户面临“三去一降一补”和转型升级，用电结构正在发生变化，用电增长动力正在转换，“十三五”时期发电市场面临着结构性过剩的风险，这些都是发电企业必须认清的形势，也是发电企业制定和实施“十三五”规划的重要依据。国内市场的增长空间十分有限，发电企业应该严格控制投资规模，特别是煤电投资，工作重点放到存量资产的提质增效上来，努力提升优质资产的竞争力，坚决果断处置低效无效资产。
当前，国内国际经济社会及能源发展形势正在发生深刻变化。我国经济发展进入新常态，创新、协调、绿色、开放和共享的发展理念正在全社会逐步形成共识，供给侧结构性改革和国有企业改革正在稳步推进，“能源革命”要求下的新一轮电力改革正在全面实施，多重因素交织，我国电力行业及发电企业面临着前所未有的挑战。
发电企业面临的挑战
从宏观层面看，有以下挑战：
经济发展进入新常态。今年5月，《人民日报》刊登权威人士专访，为我国经济形势把脉，形成两大主要判断：一是我国经济运行中的供给侧、结构性、体制性问题，目前还处在起步期，新动力还挑不起大梁。我国经济运行不可能是U型，更不可能是V型，而是L型的走势，而且这个L型需要一个阶段，不是一两年能过去的。二是国际金融危机后，世界经济分化加快，新常态下国内的经济分化也进一步加剧，在可预见的未来，我国将不断出现更有活力的地区、更具国际竞争力的行业和企业，但有些地区、行业和企业日子会越来越难熬。
改革开放以来，我国电力行业为经济社会的快速发展起到了保驾护航的作用，特别是在经济增长的爬坡阶段，提倡“电力须先行”。与经济结构类似，用电结构中70%以上的电量供给了第二产业，其中重工业占比高达60%。但是，随着我国经济发展进入新常态，传统的重工业普遍面临去产能和转型升级，工业用电下滑，全社会用电增长放缓。市场需求不旺、电力价格下行、环保成本上涨、企业效益下滑，在严峻的外部环境下发电行业也会加速分化，一些市场竞争力较弱的发电企业可能会面临生死考验。
绿色低碳成为新理念。发展背景发生了变化，发展理念也必须进行调整以适应这种变化。党的十八届五中全会正式提出，要实现“十三五”时期发展目标，必须牢固树立并切实贯彻创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，这是关系我国发展全局的一场深刻变革，解决的是我国“十三五”以及未来一个时期的发展问题。当前，“五大发展理念”正在全社会逐步形成共识。
推进生态文明建设，是世界大势所趋，也是“五大发展理念”的重要体现。今年4月《巴黎协定》正式签署，展示了人类应对气候变化的决心。我国政府承诺2020年碳强度比2005年下降40%～45%，2030年左右二氧化碳排放达到峰值并争取尽早达峰，碳强度比2005年下降60%～65%。党的十八大以来，从顶层设计到全面部署，从最严格的制度到更严厉的法治，生态文明建设扎实有序推进，越来越多的人深刻认识到环保的重要性，大气、水和土壤污染防治行动计划等政策陆续出台。这些都对能源电力行业特别是传统的煤电企业的运营和发展提出了更高的要求，新能源的开发与传统能源的改造都面临艰巨的任务。
深化改革进入攻坚期。党的十八届三中全会通过了《关于全面深化改革若干重大问题的决定》，总目标是完善和发展中国特色社会主义制度，推进国家治理体系和治理能力现代化。但是，经济新常态下面临的改革，无论是深度还是广度，都是过去任何时期、任何阶段所无法比拟的。
三年以来，中央全面深化改革领导小组会议已经密集召开了25次，深化改革的内容涵盖了经济社会的方方面面。经济体制改革是全面深化改革的重点，要使市场在资源配置中起决定性作用，必须建立公平、开放、透明的市场规则和统一开放、竞争有序的市场体系，而这也正是新一轮电力体制改革的动因和主要目标。同时，国有企业是我国推进全面深化改革的重要领域。在53家中央直属国有企业中，涉及电力业务的多达12家，电力企业的改革会是深化国有企业改革的一个重要选项。另外，包括钢铁、煤炭、电力在内的我国传能产业，普遍面临着产能过剩、结构矛盾突出、市场不够完善、企业效率效益有待提升等突出问题，根本解决之道在于结构性改革。可以说，供给侧结构性改革、国有企业改革、电力体制改革在逻辑上具有内在一致性，相互交织、互为支撑。随着改革的全面实施，电力行业及发电企业的运行机制将会发生重大变化。
从行业层面看，存在下述挑战：
电力供应过剩风险加剧。
一是装机增速持续高于用电增速，电力供应过剩问题凸显。从需求看，2015年全社会用电量增速已经降至改革开放以来的最低点—0.5%。但是从供应看，2015年全国新增发电装机接近1.4亿千瓦，创年度投资规模历史新高；全国发电装机容量超过15亿千瓦，同比增长10.4%，连续四年显著高于用电增速，火电利用小时4318小时，均为改革开放以来的最低值，除了海南等个别地区以外，全国各地电力供需普遍呈现宽松甚至过剩。今年上半年，全社会用电量同比增长2.6%，电力装机增长11.3%，显著高于用电增速的趋势依然未改，火电的利用小时再降194小时。根据当前的形势综合判断，“十三五”期间发电设备利用小时可能仍会下滑，火电利用小时会降至4000小时以下。
二是煤电装机逆势狂飙，加剧电力供应过剩风险。在全国用电增速大幅放缓的形势下，2015年全国煤电新增5186万千瓦，同比增长6.2%，今年上半年火电新增2711万千瓦。但是，煤电发电量已经连续两年负增长，今年这一态势仍然在延续。据分析，“十三五”我国年均用电增速仅为4%左右，目前已规划的水电、核电、风电、太阳能发电、气电，加上现役的煤电机组已经可以满足“十三五”期间我国用电增长需求。然而，全国在建煤电超过8000万千瓦，核准未开工煤电近1亿千瓦，路条煤电项目近1亿千瓦。尽管国家能源局连续发文，提示煤电过剩风险，但煤电快速增长态势仍未得到有效遏制。如果这些机组全部建成投产，将会达到甚至突破环保约束下煤电规模的“天花板”，在2030年碳排放峰值到来之前都无需再增煤电。
三是清洁能源快速增长，部分地区呈现结构性过剩。近年来，我国新能源新增装机屡创新高，风电和光伏发电装机已经高居世界第一。但是，在用电增速放缓、装机增速过快的形势下，尽管我国火电利用小时不断下降，风电、太阳能发电等清洁能源的利用水平并未相应提升。2015年我国风电利用小时同比下降170小时，平均弃风率15%，新疆、吉林、甘肃等地弃风率超过30%；太阳能发电利用小时同比下降50小时，甘肃、新疆弃光率超过30%。由于大型水电的陆续开发，四川、云南两省的弃水电量也达到400亿千瓦时。预计2016年全国清洁能源消纳形势会更加严峻，而且短期内难以缓解。清洁能源的发展也存在结构性过剩矛盾，在一些地区特别突出。
节能环保改造投入巨大。
一是煤电节能减排改造成本高。按照国务院的部署，2020年前全面实施煤电超低排放和节能改造，污染物排放要达到气电标准，现役电厂平均煤耗要低于310克/千瓦时，新建电厂平均煤耗要低于300克/千瓦时，东、中部地区还要提前至2017年和2018年达标。为此，煤电企业要投入超过2000亿元的改造资金。另外，2017年全国统一的碳市场建立并运行之后，传统的火电企业还要参与碳排放权交易，环保成本会进一步提高。
二是新能源开发的投入资金大。尽管近年来我国在应对气候变化方面的绩效显著，也受到了国际社会的积极肯定，但是要实现2020年、2030年的承诺目标仍然面临着重大挑战，能源与电力结构需要进一步优化，非化石能源比重需要进一步提升，发电企业要承担艰巨的非水可再生能源的配额任务。仅“十三五”期间，风电、光伏发电的总投资可能就要超过2万亿元。
新一轮电力改革影响显著。2015年3月，中共中央国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，正式启动了新一轮的电力改革。随后国家发改委、能源局出台了一系列核心配套文件，目前改革进展明显。北京和广州两大跨区电力交易中心成立并运行，地方政府也陆续制定并开始实施电力改革试点方案，半数以上的省区已经成立电力交易中心，广东、重庆等地已经开展了有售电公司参与的电力交易。输配电价改革的试点地区达到18个，预计2017年会全部覆盖，为2018年实现除保障性电量以外放开全部煤电发电计划奠定基础。市场化交易规模迅速提高，预计今年大用户直购电电量可能会达到1万亿千瓦时，接近全社会用电量的1/5。
总体看，新一轮电力改革将深入推动发电侧和售电侧有效竞争，推动电网电源协调健康发展，使电力市场更有活力、更有效率、更加公平、更加便利；但另一方面也会极大地改变原有电力系统运行和电力企业经营发展的模式，对电力行业尤其是发电企业的影响巨大。
一是市场化改革将对电力系统的安全经济可靠运行提出更高的要求。2002年电力体制改革实现了“厂网分开”，在电源投资领域形成了竞争市场，但一直以来计划电量都是电力交易的绝对主体。计划模式的目标是在保障电力系统安全可靠运行前提下满足电力需求。而电力市场化改革全面实施后，特别是当现货电力市场、甚至期货市场推出之后，电力商品附加了金融的属性，电力市场的复杂性远非单一计划模式可比。市场模式的目标变成了满足市场交易的前提下保障电力系统安全可靠运行。这一理念上的颠倒，对电力系统甚至政府管理都提出了全新的要求，巨大的挑战将会随着电力改革的深入推进逐步显现。
二是市场化改革将对发电企业的经营效益产生较大影响。计划模式下，电力价格主要是参照成本而制定，发电企业的投资回报具有保障性，而市场模式下，电力价格主要是由供需决定，发电企业的盈亏由自身市场竞争力和市场形势来决定。煤电是受新一轮电力改革影响最大的电源，随着发电计划的逐步放开，市场化交易将成为大多数煤电企业的主要交易模式，而煤电也是我国大型发电集团的主力电源和主要收入利润来源。一些地区的电力交易，煤电企业无序竞争、恶性压价，电价降幅非常大。同时，在一些地区，煤电以外的其他电源也会有一部分电量被要求参与电力市场竞争。总体上看，电力价格会呈整体下行趋势。可以说，新一轮电力改革的全面实施，将会大大压缩发电企业的盈利空间。
三是市场化改革将对发电企业的发展模式产生深远影响。由于市场模式下，电力价格不取决于成本，再加上当前及未来一段时期内我国电力市场都将保持宽松甚至过剩的供需形势，发电企业可能面临“涨装机不涨电量”、“涨电量不涨收入”的局面。从这个意义上讲，国内大型发电集团之间再去单纯地比拼规模、抢装机已经变得毫无意义，发电企业必须寻求新的发展道路。同时，国内电源投资项目的燃料成本、利用小时、上网电价等边界条件都转变成为市场化的不确定因素，给投资决策带来难度，发电企业原有的投资决策体系也需要适时改进。
发电企业的应对策略
一是适应新常态。
2015年习近平总书记在贵州调研时指出，适应新常态、把握新常态、引领新常态，是当前和今后一个时期我国经济发展的大逻辑。全社会用电量大幅放缓，主要用电大户面临“三去一降一补”和转型升级，用电结构正在发生变化，用电增长动力正在转换，“十三五”时期发电市场面临着结构性过剩的风险。这些都是发电企业必须认清的形势，也是发电企业制定和实施“十三五”规划的重要依据。国内市场的增长空间十分有限，发电企业应该严格控制投资规模，特别是煤电投资，工作重点放到存量资产的提质增效上来，努力提升优质资产的竞争力，坚决果断处置低效无效资产。
二是转变发展观念。
生态文明建设是大局，绿色低碳发展已成为全社会的共同呼声。大力发展新能源与可再生能源，是电力工业转型升级与可持续发展的重要途径，也是发电企业要坚持的发展方向。尽管风电、光伏发电的补贴在逐步下调，只要决策得当，投资回报依然可期，发电企业有限的投资应该更多地向清洁能源倾斜，实现企业效益与社会效益的共赢。同时，传统的煤电企业应积极践行社会责任，实施煤电节能减排改造，按照国家部署保质保量尽早完成任务，有效降低煤耗和污染物排放水平。另外，必须以改革和创新为动力，培育新的发展动力和利润增长点。
三是顺应改革形势。
新一轮电力改革，改变了电力系统的管理和运行模式，也必然会对原有的利益格局进行重新调整，传统的煤电企业既是改革的主体，也是改革成本的主要承担者。发电企业应该顺应电力改革的形势，尽快调整并建立适应市场化交易的企业管理、经营和发展模式。尽管市场化改革带来了诸多的不利因素和挑战，但也为发电企业提供了一些机遇。比如，优先发电制度和保障性收购制度为新能源经营和发展提供了保障。售电和增量配电业务的放开，也为发电企业提供了新机会，从目前各地开展的售电改革和实践来看，发电企业具有一定的优势，如果做得好，售电可能会成为发电企业重要的业务板块。另外，发电企业应积极面对国有企业改革，提前做一些准备、开展一些试点，为改革提供好的建议，保障行业和企业的健康可持续发展。
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