目前，发电行业政策环境变化大，有喜有忧，环保等相关政策日趋严苛，但总体改善，有利于发电行业的可持续发展。

　　一是宏观政策。继续实施积极的财政政策和稳健的货币政策，有利于发电企业继续争取政府补贴和对外融资，降低资产负债率。

　　二是电价政策。在2011年国家三调电价的基础上，2013年推出一系列电价政策：1月起，国家发展改革委取消电煤重点合同，实施电煤价格并轨、完善煤电联动政策；7月，实行核电标杆电价，规范销售电价分类结构；9月，国家发展改革委再次调整电价结构，下调火电上网电价，相应提高可再生能源电价附加征收标准，提高环保电价，调整和完善光伏发电价格及补贴政策，疏导燃机上网电价。电价政策的结构性调整，对电价水平影响不大，但有利于促进节能减排和清洁能源发展。

　　三是电力大用户直购电试点。国务院取消国家能源局对大用户直购电试点的审批，支持各地开展规范的电力用户与发电企业直接交易，并要求纠正各种变相的让利优惠行为。目前试点范围正在扩大，将改变发电企业售电端不能选择的格局，增强扩销增收的潜力。今年国家还两次下放或取消能源项目审批权，减小了审批制约力度。

　　四是环保政策。控制能源消费总量，为建设生态文明、美丽中国以及减少雾霾天气的出现，国家相继出台了控制九省市煤炭消费总量、防治大气污染十项措施等一系列重要举措。国家对发电行业节能降耗减排的监管日趋严厉，将实行最严格的环境准入标准，强化污染物总量控制指标考核。水电环保、移民政策也越来越严格，成为目前影响水电发展最重要的两个因素。今后，环保政策的严苛与环保电价的配套是否匹配，还有待进一步观察。

　　五是气价政策。6月28日，国家发展改革委下发《关于调整天然气价格的通知》,按照市场化取向，建立动态调整机制，逐步理顺天然气与可替代能源比价关系，存量气中化肥用气提价幅度最高不超过0.25元/立方米；其他用户用气最高不超过0.40元/立方米。增量气一步调整到2012年下半年以来可替代能源价格85%的水平。气价的上调，致使目前在运的大量燃气电厂的效益普遍下降，江苏省尤为明显，对燃机的后续项目发展、区域的“气化”布局将产生重大影响。

　　六是推进铁路体制改革。成立铁路总公司，运价上涨，给火电企业经营带来压力。

　　众所周知，2008年以来发电行业由于煤电矛盾、金融危机的双重冲击，火电板块连年亏损，发电行业“生存难，发展难，不能实现良性循环”，可持续发展能力严重削弱。五大发电集团为了化解产业单一的经营风险，提高赢利能力，自觉不自觉地走上了转型发展之路，纷纷进军煤炭产业、金融保险、工程物资、科技环保、铁路港口、煤化工、多晶硅、铝业等非电产业，探寻建设综合能源集团。不容置疑，近年来，非电产业快速发展，收入、利润贡献度不断提高，煤炭产业一度成为发电集团最主要的利润来源，帮助发电集团渡过了2009~2011年难关。

　　但是，随着煤炭产业“黄金十年”的终结，铝业市场的急剧变化，再加上进入煤炭、煤化工、铝业、页岩气、多晶硅等领域大多代价高，专业人才短缺，板块协同难，2012年非电产业开始盈亏分化，今年1~11月分化进一步加剧，除金融、环保、科技等产业保持利润稳定增长外，煤炭板块赢利持续下降甚至亏损，铝业亏损不断扩大。实施“走出去”战略虽然取得突破，但在发电集团之间差异很大，个别项目出现了巨大风险。一些发电集团的非电板块均处于减利或亏损状态，要完成全年的利润预算目标相去甚远。相反，发电板块又回归利润中心的位置，出现了“以电补煤、以电补铝”的现象。

　　另外，五大集团资产负债率仍然偏高，均超过80%，财务费用负担很重；火电板块还有历史欠账没有消化完，目前仍有30%左右的亏损面，环保支出大幅增加，西南三省、黑龙江、新疆等区域火电困难不小；清洁能源发展政策虽然转暖，但受制因素多，风电弃风、水电造价增加、核电受阻依然存在，明年电力、煤炭市场还有一些不确定性。因此，发电集团转方式、调结构仍然面临一些挑战与困难。

　　下一步，面对复杂多变的市场环境，五大发电集团如何加强战略管控与顶层设计，结合多年来“转方式、调结构”实践的经验教训，重点围绕“转型升级存量产业，努力突破新兴产业”做文章，预调、微调发展方针，成为今后发电行业能否突破创新、实现可持续发展的重大课题。从长远看，一方面要始终坚持突出主业，电为核心，煤电一体，产融结合，走直接相关多元化和适度多元化的发展路子，突出专业化运营，避免进入产业过多过滥、亏损板块影响整体效益的现象；另一方面要进一步加强对全国发展区域政策导向、市场变化、发展潜力的动态研究，主动协调处理不同产业发展过程中出现的矛盾和问题，重点解决转型升级突出问题，打造存量产业升级版，同时，要积极推动节能环保、分布式能源、LNG、页岩气、油气管网、清洁发电等战略新兴产业的快速发展，构建产业发展新格局。（作者为中国华电集团公司政法部主任）

来源：中电新闻网