2015年底，为提高供给体系的质量和效率，我国推出了“三去一降一补”的供给侧结构性改革。在淘汰水泥、平板玻璃、钢铁、煤炭等落后产能的基础上，扩展到煤电、农业领域，并赋予供给侧改革新的内涵，上升为今后一个时期的工作主线。近年来，发电行业的供给侧改革，在煤电矛盾再度爆发、新电改竞价交易机制倒逼的背景下，围绕煤电过剩产能这个主要矛盾，国家有关部门牵头、企业投资主体跟进，采取了一系列措施，取得了初步成效。
事实上，国家发改委、能源局早从2015年下半年开始，通过专项发文、发展规划、会议部署，打出了调控煤电过快发展的“组合拳”。如建立煤电建设风险预警机制;推出限制煤电发展“三个一批”(取消、缓核、缓建);重点管控东北、山西煤电项目，直接叫停9省15个煤电项目1240万千瓦;加大调控对红色省份自用煤电项目的规划;严控煤电项目用地审查、专项监管等。
到2017年3月全国两会，为防范化解煤电产能过剩风险，为清洁能源发展腾空间，提高发电行业效率，政府工作报告正式把煤电纳入供给侧改革范畴，并明确当年“要淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上”。到7月份，国家发改委等16部委梳理前期文件、总结经验做法，印发了《关于推进供给侧结构性改革，防范化解煤电产能过剩风险的意见》，明确了“十三五”煤电发展的控制目标，并推出了一系列强力举措：从严淘汰煤电落后产能;清理整顿违规项目(未核先建、违规核准、批建不符、开工手续不全，一律停工停产);严控新增产能规模(红橙色预警省份不再新增;2020年底前已纳入规划基地外送项目减半);加快东、中、西部煤机升级改造;规范自备电厂管理;推进煤电重组整合等。进入 2018年，全国两会再提新要求，“继续淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组”。国资委也印发了《2018年度央企供给侧结构性改革工作实施方案》，重点要求在瘦身健体、降本增效、煤电整合、风险防范四个方面推进工作。
同时，国家对煤电环保政策层层加码、日益严苛。如设立煤炭消费总量、碳减排“天花板”，率先对火电实施排污许可，改征环保税，开展中央环保督察、生态文明建设年度评价，启动碳排放权交易，设置非水电可再生能源配额，开展绿证核发、认购等。
2015年3月，国家启动了新电改。年底，又大力推动降低企业融资、用能和物流成本，增强工商企业竞争力，振兴实体经济。进入“十三五”，随着新电改的积极推进以及全面竞价时代的到来，电力市场这只“无形之手”的威力快速放大。在电力过剩的大背景下，“降价潮”已席卷全国，倒逼市场主体“去产能”。
2016年下半年，由于煤炭去产能，煤炭市场紧平衡，煤价出现大幅度反弹;2017年煤价继续高位震荡，火电再现行业性亏损。发电企业面对煤电矛盾、燃料涨价的压力及经营业绩的恶化，不得不进行战略转型、结构调整。
受上述措施与因素的影响，发电行业多数投资主体，尤其是五大发电集团纷纷跟进，逐步改变过去电力短缺时期“干了再说”的做法，努力克服一些国企“急性、硬性、任性、惯性”的发展通病，主动压缩“十三五”发展规划，停建缓建常规煤电项目，供给侧改革初见成效。主要表现在：
一是釜底抽薪，电源投资连降两年。2015年，火电投资冲动强烈，完成1396亿元，增长22.0%;新增火电装机6400万千瓦，为2010年以来年度投产最多的一年。但2016-2017年，电源总投资、火电投资出现了“双降”。2016、2017年电源总投资3408亿元、2700亿元，分别下降13.4%、20.8%。其中:火电投资1119亿元、740亿元，分别下降3.8%、33.9%。2016、2017年新增煤电装机3997万千瓦、3855万千瓦，比2015年约减少40%。2017年，电源总投资比2015高峰年下降了31%，火电投资比2008高峰年狂降了56%。
二是积极“上大压小”，努力压减煤电产能。2007年以来，国家实施“上大压小”政策，累计关停小火电超过1亿千瓦。2017落实煤电去产能5000万千瓦以上，其中：淘汰落后机组500万千瓦，停建违规项目3800万千瓦，缓建700万千瓦以上。2018年将“继续淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组”。如华电集团较早就停建、缓建12 个煤电项目近1500 万千瓦，关停淘汰高耗能、高排放煤电机组147 万千瓦，占全国总下达任务的28%，今年还将关停14台186万千瓦小火电机组。
三是火电利用小时开始止跌，扭转了近年来“量价齐跌”的局面。2016年，用电量增长5.0%，发电利用小时3797，下降191小时;其中：火电4165小时，下降199小时。2017年，用电量增长6.6%，发电利用小时3786，下降11小时;其中：火电4209小时，增加23小时，改变了多年来跌跌不休的现象，开始增产增收。2017年业绩下滑好于年初预期。
四是“三弃”现象困扰多年，2017年好转明显。2017年风电、光电限电率分别为12%、6%，较2016年分别下降5.2%、4.3%。风电、光电利用小时分别为1948、1204小时，分别提高203、74小时。其中：西北区域风电、光电利用小时分别提高380、146小时。核电利用小时7108小时，同比提高48小时。我国风电发展进入新周期，呈现发展减速、弃风好转、重心南移、民营增加等特点。2017年新增风电装机1952万千瓦，下降3.6%，创四年新低;发电利用小时1948，创四年新高;中东部与南方新增804万千瓦，首超三北699万千瓦。2017年全国水力发电量为1.08万亿千瓦时，同比增长3.4%。其中：以前弃水严重的四川、云南分别增长7.6%、10.1%。
五是电源结构清洁化，空间布局优化转换。近年来，全世界新增非化石能源装机40%在中国。单机70万以上的水电机组，50%以上在中国。2017年，全国新增装机容量中非化石能源装机占67%(8988万千瓦)，创历年新高。而且，在区域布局上出现新趋向，新增风光电在东、中部地区分别占58.9%、82.4%。截至2017年底，我国发电装机17.8亿千瓦。其中：非化石能源装机6.9亿千瓦、占总容量的38.7%;非化石能源发电量1.95万亿千瓦时、占总发电量的30.4%。
六是供给侧改革，五大发电集团引领、示范。五大发电集团改变过去单纯扩张型战略，坚持市场导向、价值思维，占全国装机容量的比重连续7年下降，从2010年49.21%下降到2017年41.04%，降低了8.17个百分点。大唐集团过去以创造“大唐速度”为荣，近年来转变为低速增长、剥离煤化工、打造“效益大唐”，转型发展、提质增效成效显著。
尽管发电行业供给侧改革初见成效，但毕竟时间不长，还在路上，仍然存在一些需要注意解决的困难与问题，如全行业未完全形成共识、电力市场供需失衡、供给侧改革缺乏上下协调、降低用能成本策略不够、煤电“去产能”难度加大等问题。今后一个时期，迫切需要发电行业各市场主体，吸取经验教训，凝聚共识，深化供给侧改革，并咬住目标，突出重点，一致行动，久久为功，把“三去一降一补”任务落到实处，以降低系统性风险，实现高质量发展。
(作者系中国华电集团公司副总法律顾问) 作者:陈宗法
