十九大報告宣布“從現在到2020年，是全面建成小康社會決勝期”。但是，發電行業進入“十三五”，由于政策市場環境的復雜多變，整體業績轉折向下，2016年“腰斬”;2017年“掉地板”，其中：火電板塊嚴重虧損，虧損面超過60%。2018~2020年，能否“坐起、前行、奔小康”還有較大的不確定性。這與目前全國宏觀經濟持續向好、實體企業效益大幅增長的局面形成很大反差。因此，如何深化供給側結構性改革、降低系統性風險、助推發電企業脫困“奔小康”，迫切需要政府部門、發電企業、新興主體總結成效，找準問題，尋求對策，久久為功，落到實處。
供給側改革的系列舉措
2015年底，我國推出了“三去一降一補”的供給側改革。在淘汰水泥、平板玻璃等落后產能的基礎上，擴展到鋼鐵、煤炭以及煤電、農業等重點領域，并賦予供給側改革新的內涵，上升為今后一時期的工作主線。近年來，發電行業的供給側改革，在煤電矛盾再度爆發、新電改競價交易機制倒逼的背景下，圍繞煤電過剩產能這個主要矛盾，國家有關部門牽頭、企業投資主體跟進，采取了一系列舉措。
事實上，國家發改委、能源局早在2015年下半年就已先于發電企業下手，通過專項發文、發展規劃、會議部署，打出了調控煤電過快發展的“組合拳”。如建立煤電建設風險預警機制;推出限制煤電發展“三個一批”(取消、緩核、緩建);重點管控東北、山西煤電項目，直接叫停9省15個煤電項目1240萬千瓦;加大調控對紅色省份自用煤電項目的規劃;嚴控煤電項目用地審查、專項監管等等。
到2017年3月全國兩會，為防范化解煤電產能過剩風險，為清潔能源發展騰空間，提高發電行業效率，政府工作報告正式把煤電納入供給側改革范疇，并明確當年“要淘汰、停建、緩建煤電產能5000萬千瓦以上”。到7月份，國家發改委等16部委梳理前期文件，集成印發了《關于推進供給側結構性改革，防范化解煤電產能過剩風險的意見》(1404號)，明確了“十三五”煤電發展的控制目標，并推出了一系列強力舉措：從嚴淘汰煤電落后產能;清理整頓違規項目(未核先建、違規核準、批建不符、開工手續不全，一律停工停產);嚴控新增產能規模(紅橙色預警省份不再新增;2020年底前已納入規劃基地外送項目減半);加快東、中、西部煤機升級改造;規范自備電廠管理;推進煤電重組整合等等。進入 2018年，全國兩會再提新要求，“繼續淘汰關停不達標的30萬千瓦以下煤電機組”。國資委也印發了《2018年度央企供給側結構性改革工作實施方案》，重點要求在瘦身健體、降本增效、煤電整合、風險防范四個方面推進工作。
同時，國家對煤電環保政策層層加碼、日益嚴苛。如設立煤炭消費總量、碳減排“天花板”，率先對火電實施排污許可，改征環保稅，開展中央環保督察、生態文明建設年度評價，啟動碳排放權交易，設置非水電可再生能源配額，開展綠證核發、認購等等。
2015年3月，國家還推出了市場化新電改。年底，又大力推動降低企業融資、用能和物流成本，增強工商企業競爭力，振興實體經濟。進入“十三五”，隨著新電改的積極推進以及全面競價時代的到來，電力市場這只“無形之手”的威力快速放大。在電力過剩的大背景下，“降價潮”已席卷全國，倒逼市場主體“去產能”。
2016年下半年，由于煤炭去產能，煤炭市場緊平衡，煤價出現大幅度反彈;2017年煤價繼續高位震蕩，火電再現行業性虧損。發電企業面對煤電矛盾、燃料漲價的壓力及經營業績的惡化，不得不進行戰略轉型、結構調整。
供給側改革取得初步成效
受前述改革舉措的影響，發電行業多數投資主體，尤其是五大發電集團紛紛跟進，逐步改變過去電力短缺時期“干了再說”的做法，主動壓縮“十三五”發展規劃，停建緩建常規煤電項目，供給側改革初見成效。主要表現在：
一是釜底抽薪，電源投資連降兩年。2015年，火電投資沖動強烈，完成1396億元，增長22.0%;新增火電裝機6400萬千瓦，為2010年以來年度投產最多的一年。但2016-2017年，電源總投資、火電投資出現了“雙降”。2016、2017年電源總投資3408億元、2700億元，分別下降13.4%、20.8%。其中:火電投資1119億元、740億元，分別下降3.8%、33.9%。2016、2017年新增煤電裝機3997萬千瓦、3855萬千瓦，比2015年約減少40%。2017年，電源總投資比2015高峰年下降了31%，火電投資比2008高峰年狂降了56%。
二是積極“上大壓小”，努力壓減煤電產能。2007年以來，國家實施“上大壓小”政策，累計關停小火電超過1億千瓦。2017落實煤電去產能5000萬千瓦以上，其中：淘汰落后機組500萬千瓦，停建違規項目3800萬千瓦，緩建700萬千瓦以上。2018年將“繼續淘汰關停不達標的30萬千瓦以下煤電機組”。如華電集團較早就停建、緩建12 個煤電項目近1500 萬千瓦，關停淘汰高耗能、高排放煤電機組147 萬千瓦，占全國總下達任務的28%，今年還將關停14臺186萬千瓦小火電機組。
三是火電利用小時開始止跌，扭轉了近年來“量價齊跌”的局面。2016年，用電量增長5.0%，發電利用小時3797，下降191小時;其中：火電4165小時，下降199小時。2017年，用電量增長6.6%，發電利用小時3786，下降11小時;其中：火電4209小時，增加23小時，改變了多年來“跌跌不休”的現象，開始增產增收。2017年業績下滑好于年初預期。
四是“三棄”現象困擾多年，2017年好轉明顯。2017年風電、光電限電率分別為12%、6%，較2016年分別下降5.2%、4.3%。風電、光電利用小時分別為1948、1204小時，分別提高203、74小時。其中：西北區域風電、光電利用小時分別提高380、146小時。核電利用小時7108小時，同比提高48小時。我國風電發展進入新周期，呈現發展減速、棄風好轉、重心南移、民營增加等特點。2017年新增風電裝機1952萬千瓦，下降3.6%，創四年新低;發電利用小時1948，創四年新高;中東部與南方新增804萬千瓦，首超三北699萬千瓦。2017年全國水力發電量為1.08萬億千瓦時，同比增長3.4%。其中：以前棄水嚴重的四川、云南分別增長7.6%、10.1%。
五是電源結構清潔化，空間布局優化轉換。近年來，全世界新增非化石能源裝機40%在中國。單機70萬以上的水電機組，50%以上在中國。2017年，全國新增裝機容量中非化石能源裝機占67%(8988萬千瓦)，創歷年新高。而且，在區域布局上出現新趨向，新增風光電在東、中部地區分別占58.9%、82.4%。截止到2017年底，我國發電裝機17.8億千瓦。其中：非化石能源裝機6.9億千瓦、占總容量的38.7%;非化石能源發電量1.95萬億千瓦時、占總發電量的30.4%。
六是供給側改革，五大集團引領、示范。五大發電集團改變過去單純擴張型戰略，堅持市場導向、價值思維，占全國裝機容量的比重連續7年下降，從2010年49.21%下降到2017年41.04%，降低了8.17個百分點。大唐集團過去以創造“大唐速度”為榮，近年來轉變為低速增長、剝離煤化工、打造“效益大唐”，轉型發展、提質增效成效顯著。
深化供給側改革需要注意解決的難點與問題
盡管發電行業供給側改革初見成效，但畢竟時間不長，還在路上，仍然存在一些需要注意解決的難點與問題。
社會共識問題。目前，社會上對電力市場過剩的性質、程度以及未來走勢，存在不同觀點、不同預判;對煤電的市場定位、合理的利用小時，以及與新能源的關系有不同的爭論;對如何通過行政或市場手段防范化解煤炭、煤電產能過剩風險，減少對發電企業的影響與震蕩有不同的議論;對如何深化供給側改革、改善宏觀調控協同機制、制定配套政策也有不同的意見、建議。特別對淘汰煤電落后產能、嚴控新增產能，以及如何實現煤電與清潔能源的協調運行，不同投資主體由于認識上的差異、自身利益的不同，采取的措施、力度也不同。這些問題由于沒有完全達成共識，將會影響發電行業供給側改革推進的力度與效果。
舉例來說，業內外對“十三五”全社會用電量增長的預測，就有三種判斷：樂觀派。一些電力研究機構或協會用國內人均用電量與歐美的差距作比較，并沿用我國電力消費彈性系數作預測，預計全社會用電量年均增速7.3%-8.4%。悲觀派。根據我國全社會用電量增長“十五”以來連下三個臺階(13%;11.1%;5.7%)以及2015年只增長0.5%的實際，結合新常態下經濟增長L型走勢，單位GDP能耗不斷下降，判斷“十三五”電力需求增速將低至3.6-4.8%，供需矛盾將成為最嚴峻的挑戰。新生派。隨著2016、2017年我國經濟形勢的好轉以及全社會用電量的恢復性增長，認為經濟增長、電能替代、新能源車普及這“三駕馬車”將驅動用電量增長，6%左右是目前最新的判斷。
我個人認為，我國未來用電量的增長將明顯好于以前的預期，超過6%的可能性較大，但要恢復到“十五”、“十一五”13%、11.1%的高增長，這種概率也不大。而且，西南、“三北”區域仍然存在棄水、棄風、棄光現象，全國電力產能普遍過剩，局部地區絕對過剩仍將維持較長時期，全行業系統性風險增加，應該是不爭的事實。
近年來，五大發電集團已關注到了電力過剩的危機與沖擊，變規模思維為價值思維，紛紛壓投資、減規模，遺憾的是讓渡的發展空間被其他投資主體所擠占。一些社會資本、煤炭集團、地方能投公司、新興市場主體不顧國家的風險預警以及電力行業的整體利益，仍在盲目擴張，占全國裝機容量的比重從2010年51%上升到2017年59%。截至2016年底，全國燃煤自備電廠裝機達1.15億千瓦，年均增長15.7%，比統配煤機增速高10個百分點。特別在山東、新疆等一些地區，燃煤自備電廠發展失控，問題突出。時至今日，全國電力供需失衡的問題并沒有根本解決。
電力供需平衡問題。衡量電力供需平衡的一個重要指標是發電平均利用小時。2008年，爆發國際金融危機，宏觀經濟急劇下滑，我國電力供需出現了總體平衡，發電平均利用小時“破五”，由2007年的5020小時降到2008年的4648小時。隨著經濟進入新常態，電力供需出現了嚴重的供大于求。2015年發電平均利用小時“破四”，僅為3988小時，為1974年以來最低水平。火電設備平均利用率已從5年前的60%下降到45%左右，大量機組停備;西南、西北、東北區域還普遍存在棄水、棄風、棄光現象。新疆電力嚴重過剩，2016年裝機8109萬千瓦，而最大負荷只有2805萬千瓦，只占34.6%，導致棄風率、棄光率均創歷史新高。為此，7省市不得不出手受電施救。近幾年，四川、云南火電“離不開、活不了”，不斷為水電、新能源讓路，利用小時大幅下降，虧損連年增加，深陷生存危機。
截至2017年底，我國發電裝機容量高達17.8億千瓦，比2002年底凈增14.3億千瓦，年均增長11%，高過同期GDP、全社會用電量的增長。其中：2016、2017年新增發電裝機容量1.34、1.21億千瓦，分別增長8.2%、7.7%，分別高于同期用電量5%、6.6%的增長，導致2016年、2017年的發電利用小時分別下降191小時、11小時。繼前些年出現一波風電“瘋長”后，2017年又掀起光伏發電搶裝的“狂潮”，新增裝機5338萬千瓦，陡升68.3%，累計裝機13025萬千瓦，提前三年超額完成光伏“十三五”規劃目標。今年，國家突然頒布“531”新政——縮量、降價、減補，光伏行業被踩了“急剎車”，引起股市波動、社會熱議、業內焦慮。此外，煤電裝機總量過大(9.8億千瓦)、電煤占煤炭消費比重偏低(50%，世界平均水平78%)、電能占終端能源消費比重不高(26%左右)等問題依然存在。
今后，如果不控制裝機的任性發展，電力供應總體富余仍將持續。即使全社會用電量出現較快增長，今后能否從根本上解決清潔能源“三棄”問題，煤電守住“4200”小時、恢復到“4800”小時的合理水平還有待進一步觀察。
供給側改革協調問題。近年來，我國推出的供給側改革，涉及淘汰水泥、平板玻璃、鋼鐵、煤炭、煤電、農業等多個領域，盡管取得明顯成效，提高了供給質量與效率，但由于缺乏統籌協調，綜合考慮，再加簡單運用行政手段，市場瞬息萬變，也出現了始料不及的問題。如化解煤炭過剩產能就存在過猶不及、救起煤炭、傷及電力的問題。
五年來，共退出煤炭產能8億噸，煤礦減少3800處。其中：2016年目標壓減2.5億噸，實際完成2.9億噸;2017年壓減目標1.5億噸以上，到10月就超額完成。同期，宏觀經濟開始企穩，煤炭需求止跌回升。2016年煤炭需求增長0.5%，因為限產、去產能，產量僅為33.6億噸，下降了9.4%，導致市場供不應求，煤價大幅度反彈;2017年盡管產量有所釋放，增加到35.2億噸，但煤炭需求放大，煤價高位震蕩，呈“廠”型走勢。在貴州、東北等地發電煤炭供應“告急”，當地政府不得不出臺限運出省措施。煤價的再度高企以及市場的緊平衡，對發電行業的直接影響是缺煤發電、燃料成本大增，導致煤、電行業經營業績冰火兩重天。2017年，全國煤炭企業實現利潤總額2959億元，同比增長291%;火電企業電煤采購成本比上年增加超過2000億元，虧損面高達60%。2018年煤炭繼續去產能1.5億噸左右，能否打破供求“緊平衡”、煤價有所回落，火電企業邊際利潤能否全面轉正，很難確定。因此，化解煤炭、煤電過剩產能，如何統籌規劃、綜合平衡，減少行政干預，避免副作用，需要不斷總結經驗教訓。
降低用能成本的策略問題。近年來，國家為振興實體經濟，應對國際競爭，高度重視清理規范涉企收費，降低企業融資、用能和物流成本。電力行業從國家增強實體企業競爭力大局和自身長遠利益出發，在“降電價”上主動作為，通過折價讓利，促進了下游工商用戶用電量的增長以及利潤水平的增長。據報道，2016~2017年，國家發改委會同有關部門和地方，累計減輕企業負擔超過5000億元。降低企業用能成本超過3200億元，其中，通過核定獨立輸配電價、擴大電力直接交易、完善基本電價等方式降低全國工商業電價，為企業減負2000億元以上。2017年全國工業企業利潤增長21%，出現了經濟增長與質量、結構、效益相得益彰的大好局面;全社會用電量也出現了6.6%的恢復性增長，今年1~4月更是高達9.3%的增長，一定程度上實現了“雙贏”。
但是，降低電價，發電行業利潤畢竟受到了直接的影響，再加煤價的沖擊，煤電聯動的落空，2017年發電業績再現困難時期的盈利格局，盈利水平“不理想”、“不正常”、“不合理”，出現了火電虧損、負債率高企、現金流短缺、可持續發展難以為繼的格局。2017年五大發電集團實現利潤420億元，比2016年636億元下降34%，比2015年1098億元狂降62%，與4.2萬億資產規模極不匹配，又進入一個經營困難時期。目前，發電行業上網電價政府、市場雙管齊下，一降再降，幾乎到了“降無可降”的起步，與新電改9號文提到的“交易公平、電價合理”的目標相去甚遠，政府明文規定的煤電聯動也變成了“鏡中花、水中月”，已嚴重危及發電企業的生存與保供。
目前，全國平均銷售電價每千瓦時0.65元，其中：居民電價0.55元，農業電價0.48元，大工業電價0.64元，一般工商業電價0.80元。根據國際能源署發布的資料，我國居民電價在31個國家中居于倒數第3位，僅高于墨西哥和馬來西亞;工業電價居于第16位，處于中間位置;電價總體處于國際中等偏下水平，與美國接近，但是工業電價高出美國35%~50%。我國工商業電價由上網電價、輸配電價、輸配電損耗和政府性基金四部分構成。一個國家電價的高低很大因素是由資源稟賦來決定的，且在發達國家，一般工商業電價均大幅低于居民電價。在我國，除了煤價上漲因素外，主要是交叉補貼直接推高了工商業電價，基金附加和稅金也加重了工商業電價負擔。容量電費和分時電價的執行偏差以及輸配電價、輸配電損耗也是影響因素。
因此，降低企業用能成本，我們有哪些方法、途徑可供選擇?如何建立合理的工商業電價形成機制?嚴重偏低的居民電價、農業電價是否永遠保持不變?降低用能成本、振興實體經濟與電力企業的承受能力、用能保障如何綜合平衡?電(煤)價格漲落如何在發、輸、配、售、用環節傳導?新電改下要求“一味降價”的一些邊遠、電力過剩的省區能否探索電力央企的下放?可見，一方面要充分考慮工商企業用電成本的現狀和主要訴求，另一方面更需要找準導致工商業電價高的原因對癥下藥，才能防止工商業電價階段性降低后再反彈，并以此為契機進一步理順電價形成機制，最終建立市場定價機制。
五大任務的難點問題。“三去一降一補”五大任務中，“去產能”是發電行業面臨的主要矛盾，是推進供給側改革的“牛鼻子”，應該成為業內外最為急迫的頭等大事。但是，煤電“去產能”面臨任務繁重、難度加大、主體差異等問題。
據中電聯統計，“十三五”初期全國納入規劃及核準在建的煤電項目總規模達3.5億千瓦，如任其發展，2020年煤機達到13億千瓦，煤機利用小時會跌至3500小時。截至2017年底，全國煤電裝機已達9.8億千瓦。為實現電力“十三五”規劃煤電“控制在11億千瓦以內”的目標，全國必須停建、緩建煤電1.5億千瓦。但簡單“一刀切”，勢必會影響投資、設計、承建、監理和制造等發電產業鏈上的各方利益，極有可能帶來安全隱患、隊伍穩定、經濟損失與法律風險。“十三五”要求淘汰火電落后產能0.2億千瓦以上，也難度不小。目前30萬千瓦以下小火電機組約1.1億千瓦，其中：7000萬千瓦為熱電聯產機組，且普遍存在職工人數多、歷史包袱重、地處邊遠區域、計提減值準備難等問題。此外，整肅規模超過1億千瓦的燃煤自備電廠，由于涉及民營資本和既得利益，挑戰巨大。目前，煤電企業普遍虧損的經營形勢，更使煤電“去產能”困難加劇、矛盾交織，急需國家出臺配套政策。
發電企業“去杠桿”、降負債，是另一個難題。多年來，發電行業負債率一直處于高位運行，大量財務費用侵蝕著為數不多的利潤，降低杠桿率尤為緊迫。如五大發電集團的資產負債率，2008年最高時達85%，2017年雖有下降，仍超過80%，而央企平均資產負債率為65%上下，國際電力集團基本都在70%~75%。一個發電集團每年光財務費用就達200多億元。在目前業績下滑的形勢下，要“降負債”絕非易事。
趨利避害，多措并舉，深化改革，共奔小康
進入“十三五”中期，面對復雜多變的營商環境以及業績下滑、負債高企的困難局面，新時代發電企業如何走出低谷、共奔小康、謀求高質量發展，其中很重要的一條舉措，就是業內上下，要凝聚共識，趨利避害，多措并舉，深化供給側改革，以實現發電行業的可持續發展。具體說：
各方主體，達成共識，一致行動。集資辦電、兩輪電改促使了發電側的放開，形成了分散、多元、眾多的投資主體，一方面激發了發展的活力，另一方面帶來了激烈的過度的競爭。一些投資主體出于提高市場份額、搶抓政策節點、提升自身利益，再加電力規劃缺失、政府監管不力、企業重組壓力的影響，盲目擴張、任性發展。2002年電改之后前6年，跑馬圈地、搶占資源、大上煤電形成風潮;2008~2015年新能源革命的興起，引發一波風電“瘋長”浪潮。2015年，即使告別全社會缺電、推出新電改、能源清潔轉型，仍上演了投產大量煤電的熱潮。2016、2017年出現了光伏發電搶裝的“狂潮”。于是，煤電頂牛、“三棄”疊加、電價降價、行業虧損、負債高企、難以為繼在電力行業發生了。正應了小平同志說過的一句話：“看起來發展起來的問題不比不發展的問題少”。
因此，無論傳統企業，還是新興主體;無論國營企業，還是社會資本，都要吸取經驗教訓，努力達成五大共識：
一是電力產能普遍過剩是發電行業的風險源，也是改善營商環境的重中之重;二是隨著經濟減速、結構優化以及技術進步、節能減排，未來能源(電力)消費增速減緩是必然的趨勢;三是隨著新電改的推進和發用電計劃的大幅放開，全面競價時代早晚就要到來;四是遵循市場規律，改變當下“硬性、急性、任性、慣性”的發展通病，防止陷入“囚徒困境”;五是以電力行業利益為重，繼續堅定不移深化供給側改革，實現可持續發展。
在此基礎上，各市場主體，一致行動，久久為功，把“三去一降一補”任務落到實處，減少發電行業的系統性風險。
咬住目標，突出重點，深化供給側改革。去年，國家發改委等16部委發文提出了化解煤電產能過剩風險的明確目標：“十三五”全國停緩建煤電1.5億千瓦，淘汰落后產能0.2億千瓦，超低排放改造4.2億千瓦、節能改造3.4億千瓦、靈活性改造2.2億千瓦。到2020年，煤電控制在11億千瓦，供電煤耗310克/千瓦時。今年，國資委也明確了央企供給側改革的主要目標：“資產負債率逐步下降(2020年70%以下)”;“利潤總額力爭同比增長8%、努力達到10%”。無論是“去產能”，還是“降負債”，都任務艱巨、難度極大。但是，下一步深化供給側改革必須咬住目標，突出這兩個重點。
煤電“去產能”，各類投資主體首先應認清電力發展新趨勢，煤電長遠將轉向容量儲備主體,為清潔能源讓路、為電力供應兜底;清潔可再生能源成為電量供應主體;分布式能源、微電網成為重要的新型供能方式。其次，要堅持價值思維，強化市場意識，堅決推進戰略轉型和結構調整，要嚴控煤電新增產能、清理整頓違規項目、從嚴淘汰落后產能、著力整治自備電廠。第三，要加強輸電通道建設，把握綠色發展節奏，促進網源荷協調發展，增強電力需求變化的適應性和靈活性，減少火電設備閑置，基本扭轉“三棄現象”，努力實現電力市場供需的再平衡。當然，國家要有針對性地出臺配套政策，如關停火電、置換產能、轉移電量、人員安置、財政支持、稅收減免等政策。
今后，發電行業如何完成國資委提出的“資產負債率逐步下降，2020年降到70%以下”目標，絕對是嚴峻考驗。因此，“降負債”必須要解放思想，創新思路，推出非常規的新舉措。結合目前行業的實際，希望通過盈利的大幅提升來降低負債率可能性不大，關鍵要嚴控投資規模、加大資本運作力度，在瘦身健體、控虧減虧、降本增效上下功夫。尤其要在盤活存量、上市融資、引入戰投、行業重組、股東注資、財政補貼、債轉股等方面大膽探索、勇于實踐。如去年國電與神化的重組，不僅形成了煤電產業鏈、收益風險對沖機制，而且大幅度降低了國電集團的資產負債率。
當然，“補短板”、“降成本”是兩項綜合性的基礎工作，是發電企業永恒的定律。“去庫存”關鍵是如何加快發展儲能技術。
趨利避害，綜合平衡，統籌應對，增強正效應。我國推進供給側改革，總體上有利于破除無效供給，發展壯大新動能，優化升級經濟結構，提高供給體系的質量和效率。但是，由于基本以國家行政手段為主導，又涉及煤炭、煤電、鋼鐵、建材等多個產業，而各產業市場化程度差異大、變化快，對發電行業的影響會呈現多重效應。例如，化解煤電過剩產能，盡管短期有壓力、有風險、有損失，但長遠看是好事，有利于為清潔發展讓渡空間，有利于減少過度競爭，有利于電力市場的再平衡，保持電量、電價的相對穩定。再如，降低用能成本則是“雙刃劍”，似乎合乎“薄利多銷”這個商業邏輯，但目前發電行業已經是瀕臨窘境，上網電價到了“降無可降”的地步，而且實體經濟的效益出現大幅增長，降低工商業電價必須另辟蹊徑、綜合施策。又如，化解煤炭過剩產能，確實讓煤炭行業起死為生，但與打好污染防治攻堅戰，“調整能源結構，減少煤炭消費，增加清潔能源使用”、“實施非化石能源可持續發展工程，建設清潔低碳的綠色產業體系”的政策導向不盡一致，同時也嚴重沖擊了發電行業，造成缺煤停機、燃料成本大漲。
因此，推進煤、電產業供給側改革，必須統籌規劃，綜合平衡，做好預案，防止連鎖反應，努力實現產需對接，上下游協調發展，同時，必須減少直接的行政干預，堅持用市場化法治化手段，嚴格執行環保、質量、安全等法規標準。從發電行業來講，要加強應對，趨利避害，增強正效應。
堅守底線保供電，努力脫困奔小康。發電行業深化供給側改革，要充分吸取煤炭行業的經驗教訓，增強預見性，減少盲目性，絕對不能通過“去產能”人為制造電力供應短缺，要挾政府漲價，或者市場聯盟，實行價格壟斷，必須堅守底線保供電，“把保障國家能源安全作為政治使命”。同時，堅持市場導向，客戶為王，堅持多元清潔供能，以戰略高度積極向“下”延伸，進入配售電領域、供冷供熱供氣領域，實現發(配)售一體、熱力源網一體、冷熱電水氣多聯供，為客戶提供多種綜合能源服務，并關注客戶需求與體驗，“把滿足人民美好生活用能需求作為根本追求”。
當然，目前，發電行業又處于一個新的低谷時期，各企業、各區域盈虧分化、效益下滑，煤電虧損嚴重，現金流緊張。今后如何脫困奔小康，必須兩條腿走路，一方面希望政府及時調整“多管齊下、全面約束、很不確定”的政策導向，建立宏觀調控有度的電力市場化機制，減少行業振蕩與企業損失，并在交通、工商業、居民生活領域廣泛推進電能替代，大幅提高電能占終端能源消費比重，擴大電力需求，改善外部營商環境;另一方面在電力行業內部，分散、多元、眾多的投資主體，能從行業利益出發，及時改變電力短缺時代單純擴張戰略，堅決停建緩建煤電項目，淘汰落后產能，控制新能源發展節奏，實現“電力市場再平衡”，并依靠管理創新、科技進步、資本運作、市場營銷、轉型發展、綜合服務，提升資產質量與效益,形成“電力行業新格局”。
