能源君语：新一轮电改正在影响电力投融资、生产交易、消费各个环节，随着渐进式改革的推进，电力生态将逐步颠覆。原有基于计划管理的模式很快将被终结，每一个市场主体都将不得不面对市场冲击，调整经营策略和发展规划。

      本文作者为核电企业专业人士，其从核电自有特点入手分析核电企业面临的机遇和挑战，值得借鉴。欢迎行业人士投稿，发表观点和刊发。投稿邮箱：energyobserve@126.com
正文：
一、 本轮电改的主要内容
      2015 年是我国电力发展史上的一个转折时期。国务院于3月18日下发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)，这是继2002年《电力体制改革方案》(国发[2002]5号)时隔13年之后重新开启的新一轮电力体制改革。
      本轮电改在前期改革所形成的单一买方市场模式的基础上，按照“放开两头，管住中间”的改革思路提出了“三放开、一独立、三加强”的改革核心路径，目标是构建更广泛的竞争性市场体系，形成市场化电价机制，促进市场主体多元化。本轮改革的方向是批发竞争(或零售竞争)模式，与此对应的发输配售四环节以及电价体系等方面都将发生根本性变化。
      发电环节，随着电网职能转变，发电企业将通过电力交易中心直接向下游用户进行销售。本轮电改计划逐步建立以双边交易为主的中长期市场以及以交易中心交易或直接调度为主的现货市场和辅助服务市场，实现企业电能销售与市场的接轨，接受市场定价与竞争。
      输电环节，电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易为一体的状况将得到改变，转而主要从事电网投资运行、电力传输配送等;交易中心将从电网企业划分出来接受政府监管，保持相对独立，保证电网公平无歧视开放;辅助服务将从电网统一调配模式改为市场交易模式并按有偿原则进行定价。
      配售环节，本轮电改将逐步放开配售电业务，打破电网企业输配售一体的市场格局，培育配售电市场主体，形成真正意义上的批发竞争(或零售竞争)市场模式，并借此促进分布式能源发展。
      在价格体系方面，电改将在合理厘清交叉补贴的基础上逐步放开发电侧和售电侧电价，意味着目前实施的各类发电侧电价及售电侧电价体系将随着发电计划的逐步缩减而取消，参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定;输配环节电价将按“准许成本加合理收益”原则由政府核定，电网企业不再赚取“价差收入”，转而向用户收取“过网费”。
      总体来看，改革前后电力交易模式对比如下：

图1 电改前后电力市场模式对比

二、 本轮电改对核电企业的影响分析
      目前，核电机组通常作为基荷电源稳定运行，电网作为最终买方按计划收购核电所有上网电量，核电企业市场关联度不强。而随着电网职能的转变、发售电侧放开以及市场化程度的不断加深，本轮电改背景下核电企业的权责边界发生了根本性变化，并由此影响核电企业在售电管理、成本管控、报价策略、投资布局、风险控制等各方面。
      (一) 售电管理
      电改首先改变的是发电企业的售电业务，以往完全依靠计划部门分配发电指标及电网调度的销电方式需转变为更加复杂的主动型售电管理，而核电企业因其技术特殊性又有其独有的特点：首先，核电机组容量大、发电稳定性要求高，是中长期电力市场的主要参与方，以大用户为主体的双边交易模式是核电售电的主要手段。
      因此，核电企业应尽早取得市场交易主体资质，开展双边交易的探索，与区域内符合产业政策、经营效益较好的大用户建立战略合作伙伴关系，超前培育和发展用户群体，最大程度争取电力市场份额，用较高的负荷因子压低度电成本，形成对煤电的度电成本优势;
      其次，核电机组的特性决定了市场上难以找到与核电机组负荷特征完全匹配的用户群体，市场开发难度较大，单个核电企业应对市场的手段有限，因此需尽早成立售电公司，结合当地电力市场特点及规律优化企业间及集团内部发电、售电规划组合，统筹售电策略，优化核电企业参与现货市场、辅助服务市场的行为策略，提升电能总体消纳水平。
      (二) 投资布局
      以往核电企业投资决策大多局限于核电领域，而随着与电力市场的接轨，单一的核电电源结构因其难以应对市场变化致使竞争力下降，发电企业电源结构的市场匹配度将成为电力企业竞争力的重要支撑。
      因此，核电企业的投资布局需拓宽至其他电源类型，结合区域电力市场特点，制定多元化的投资布局战略，例如参股或控股抽水蓄能、气电等调峰机组，提升企业电能消纳整体水平，形成以核电为基础，多种电源为补充，布局合理，结构优化的多元化发电集团企业。
      (三) 成本管控与价格策略
      面对市场化的定价体系，核电企业成本管控也出现了新的内涵，一方面，核电企业必须不断提升成本管控水平，提升市场竞争力，维护客户群体及市场份额;同时，更为重要的，核电企业需精确核算机组满功率、低功率、调峰、停堆等不同工况下的成本结构，以制定本企业参与双边市场、发电权交易市场、现货市场、辅助服务市场、甚至参与用户需求侧管理(签订可中断负荷条款、参与用户储能项目建设)的价格策略。
      一言以蔽之，电改背景下，如何理解灵活的市场竞争机制，根据自身的发电结构、能力与成本，采取最为有利的市场博弈策略进行发电报价是各核电企业面临的重大课题。
      (四) 市场风险控制
      与其他电源相比，核电项目从选址、基建到商运时间跨度较大，难以对商运后的电力市场进行预判，且运营成本结构中固定不变成本占比较高，若核电电价完全取决市场，核电经济性将完全敞口于电力市场供需变化以及煤炭、石油等能源价格波动的风险中。
      核电企业一方面需尽可能利用电量长期市场锁定价格，条件成熟时利用电力衍生品市场规避风险，同时需要结合电改的推进，尽量争取核电电量消纳和电价保障的相关配套措施，提升核电应对市场风险的抵御能力。
      综上所述，电力体制改革对核电企业既是机遇也是挑战，其核心是企业市场竞争力的提升，表现为售电服务质量、电源结构实力、成本管控措施、报价策略水平及风险控制手段等各方面，核电企业需不断强化市场化经营与管理能力，才能在本轮电力改革中占得先机。