这也就意味着，谁能对目前的电力市场做出快速的反应，就能在这场残酷竞争中脱颖而出。

　　火电厂的未来

　　“目前，电力项目审批权的下放，各地稳增长的政治压力，再加仅仅经历了电煤市场、资源并购市场洗礼的发电企业，没有真正体会过剩电力市场竞争的残酷，预计近一段时间还会有一个容量增长的小高峰。”陈宗法对《能源》杂志记者表示。

　　而对于目前处于供需发生变化的火电企业而言，如何快速适应供需变化、市场化改革才是当务之急。

　　在电改9号文出台之后，对于发电企业而言，机遇和挑战并存。电量由竞争决定、价格由市场决定的情景将会实现。由于煤价下跌，刚刚过上好日子的发电企业即将面临的是对于发电量更加激烈的竞争，将从跑政府、跑电网向跑市场、跑客户转变，从电力生产为主向生产和营销并重转变，从与电网直接交易向与用户直接交易转变。

　　在过去一段时间内，在各省展开的直购电试点中，发电企业已经开始尝试用市场方式争取更多电量。但其中无奈颇多，“对于协调直购电交易的地方政府主管部门，要考虑到五大发电在当地的装机份额，市场电量还会受到宏观控制。”上述电厂人士对《能源》记者表示。

　　另外，由于用电负荷降低，地方自备电厂和地方电厂在争夺电量中的优势开始显现出现，由于他们成本相对较低，并且运营相对于大型电力企业更加灵活，往往能争夺到更多的计划外电量。

　　随着电改的深入，发电企业进入售电侧和用户进行直接交易，无疑获得较大的发展空间，也对这些靠计划电、分配电存货的电厂企业提出更高的要求。

　　“发电企业进入售电侧和用户直接交易，能够获得更大发展空间。电力市场竞争将更加激烈、公平、直接。目前，电力过剩只表现为电量减少，电价因政府定价基本不变。新电改推行市场化改革后，竞价交易，由于电力过剩更加普遍、严重，将会导致‘量价齐跌’。”陈宗法说。

　　更为明显的趋势是，随着清洁能源装机不断提高，未来煤电比例还会不断下降，对于火电厂而言，不能满负荷发电情况将成为常态，甚至将以清洁能源调峰电源形态出现。

　　但是这同样牵扯到电改的核心环节，价格的确定。“让火电调峰不是不可以，但是要支付给火电厂足够的费用。国内没有调峰电价，如果以统一的价格承担调峰的作用，对于火电厂是不可能接受的。”姜克隽对《能源》杂志记者说。

　　对于未来参与市场化竞争的火电企业而言，让他们提前应对市场的变化，最重要的是市场化电力价格的出台。

　　“对于已建成的机组，竞争就是基于可变成本的，因此，水电、风电报出零价格，完全是竞争有效性的体现，是全社会最优化的体现。我国现在存在的问题我认为仍旧在另外一个极端上，电力需求大幅落后于电力供应，而电力价格却高高在上纹丝不动，这是不正常的。东北这种电力严重富余的地区，工商业电价还高6-8毛，这是很难理解的。电力需要一次性的下调1-2毛，以提振电力需求与经济。否则，这意味着经济系统的严重损失。市场化改革的一大目标，就在于要保证价格能够及时、足够反映供求的变化。这种电力价格下调之所以无法实现，从政治经济学角度，在于缺乏用电方的集体压力，也就是我国的电力用户，在电价问题上是缺乏发言权的。”张树伟说。

　　这也就意味着发电企业要研究市场了，更需要基础能力的积累与建设。这对于电力企业的市场竞争力提出了更高的要求。这也是提升整个行业竞争力的需要。“原来，电价是定死的，市场是统购统销的，市场份额是省政府分的，基本大锅饭的。电厂只有保证安全生产，基本上不用研究定价策略、市场份额竞争，市场蛋糕大小。如果说有任何挑战的话，那就是‘优胜劣汰’成为常态，体制与机制设计需要让效率低的企业面临无电可发的局面。”

　　“我们希望控制电力发展节奏，提高发展质量与效益，既要符合国家发展总体战略，更要符合市场规律，防止电力产能过剩恶化，建立一个基本平衡的电力市场，保持电力行业的可持续发展。因为大家都清楚，市场过剩的本质是一样的，竞争加剧，库存增加，价格下跌。当然，我们企业也有优胜劣汰、兼并重组、转型升级的心理准备。”陈宗法总结道。

　　无论如何，火电在中国的地位走向下行已经不可避免。根据国家发改委能源研究所的最新计算，中国煤炭消费和燃煤发电的峰值都已经过去。“每年新增发电会以可再生能源为主，包括光伏、风电、水电、核电。这些加起来增速超过5%话，煤电的负增长就会在1%以上，甚至超过3%。”姜克隽说，“2020年，火电在中国发电总量中的占比会下降5个百分点。”

　　对于数量众多的火电厂来说，尽管发电数据并不漂亮，但盈利现阶段的还不是难题。真正的问题是未来。不同于煤炭、石油、天然气，身为二次能源的电力产品完全是同质化的。电厂之间的技术水平也没有明显的差距，很难做到成本的大幅度下降。在行业日益向下的过程中，也许火电厂的寒冷冬季就在不远的前方。