2015年3月15日，中共中央、国务院发布了《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号) 。其内容概况为“三放开、一独立、三加强”，即放开新增配售电市场，放开输配以外的经营性电价，放开公益性调节性以外的发电计划，交易机构相对独立，加强政府监管，强化电力统筹规划，强化和提升电力安全高效运行和可靠性供应水平。主要解决五个方面的问题：一是要还原电力商品属性,形成由市场决定电价的机制,以价格信号引导资源有效开发和合理利用。二是要构建电力市场体系,促进电力资源在更大范围内优化配置。三是要支持清洁能源发展,促进能源结构优化。四是要逐步打破垄断,有序放开竞争性业务,调动社会投资特别是民间资本积极性,促进市场主体多元化。五是要转变政府职能,进一步简政放权,加强电力统筹规划。此政策的出台，为电力体制改革指明了方向和目标。在此政策的指导下，全国电力体制改革已如火如荼地开展并取得成效。

一、电力体制改革相关政策文件依据

1、《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044号）的出台，对新建陆上风电和光伏发电上网标杆电价进行调整：陆上风电一并确定2016年和2018年标杆电价（2016年投产项目上网电价为0.60元/度，2018年投产项目上网电价为0.58元/度）；光伏发电先确定2016年标杆电价（2016年投产光伏上网电价为0.88元/度），2017年以后的价格另行制定。

2、《国家发展改革委 国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源〔2016〕1150号），文件明确了可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量和市场交易电量两部分，鼓励超出保障性收购电量范围的可再生能源发电量参与各种形式的电力市场交易，通过市场竞争的方式实现优先发电，促进可再生能源电力多发满发。

3、2016年1月14日，云南省工信委下发了《2016年云南电力市场化交易实施方案》（云工信电力[2016]23号），文件明确：将风电、光伏电厂确定为非竞争性售电主体，并划归为第二类优先电厂，其上网电量的结算电价在国家发改委批复上网电价基础上按参与市场竞争的优先电厂上网电价平均降幅比例扣减，上网电价与结算电价间的价差收益按偏差平衡机制处理。

4、2016年2月23日，云南省能源局下发《云南省能源局关于加强风电开发利用管理的指导意见》（云能源水电[2016]14号）。文件明确对投产一年的，且年等效利用小时数超过2100小时的风电场设立专项生态修复资金，创建特色生物研发和种苗基地。专项生态修复资金采用分累进计费方法计算，年等效利用小时数在2100-2300（含2300）小时之间的上网电量销售收益计提40%；年等效利用小时数在2300-2500（含2500）小时之间的上网电量销售收益计提50%；年等效利用小时数在2500-2700（含2700）小时之间的上网电量销售收益计提60%；年等效利用小时数在2700小时以上的上网电量销售收益计提70%。

5、2016年2月23日，云南省能源局下发《云南省能源局关于推进太阳能光伏开发利用的指导意见》（云能源水电[2016]15号）。文件明确：光伏项目建成后，鼓励项目业主前两年拿出不低于总收益（电站收益及养殖收益）的5%，两年后不低于总收益的10%用于扶持当地贫困群众的脱贫致富和发展农（林、牧、渔）业产业。

6、2016年7月29日，云南省人民政府办公厅出台《云南省城乡居民生活用能实施电能替代用电价格方案》（云政协办发[2016]73号）。此文件明确：云南电网按照《中华人民共和国可再生能源法》和《国家发展改革委关于印发可再生能源发电全额保障性收购管理办法的通知》（发改能源[2016]625号）文件要求，对风电、光伏发电实行保障性收购,并按照电力交易中心当月市场化交易的平均撮合成交价与发电企业进行结算。同时，鼓励风电和光伏发电企业参与市场化交易。

7、2015年11月11日，云南省工信委下发《云南省工业和信息化委关于调整2015年清洁能源交易结算方式的关事项的通知》（电力[2015]310号）。文件明确：结合《2015年云南电力市场化交易结算细则》第二十九、三十、三十一条规定，将结算方式调为：清洁能源交易结算中，水电企业按实际置换电量，以权益方（即火电企业）国守批复上网电价为计费标准，开具增值税专用发票与云南电网进行电费结算，火电企业按各类交易中确定的结算价格向成交对中水电企业开具普通增值税发票作为水电企业计帐依据。同时，云南电网按照电力交易中心出具的清洁能源交易结算单中所列交易主体各自应得收益金额，分别与水、火电企业进行电费结算工作。

8、2016年10月19日，昆明电力交易中心下发了关于征求《2017年云南电力市场化交易实施方案》和《云南电力市场运营规则》意见的函。此政策已将风电场、光伏电厂划归为市场化电厂，称为竞争性售电主体，须在电力交易中心注册后参与市场化交易。风电厂、光伏电厂的发电量分为优先发电量和市场化发电量两部分。优先发电量为保居民政策补贴电量，根据保居民政策补贴金额的需要分月确定，月间滚动，年度平衡，其结算价格为竞争性售电主体月度撮合交易平均价，其他电量按市场化方式进行交易和结算。

除上述具体政策外，国家能源局还印发了《电力规划管理办法》（国能电力[2016]139号）等相关配套文件。

二、公司在此轮电力体制改革中所受到的冲击

此轮改革，导致公司营业收入大幅下降、经营活动净现金减少、盈利能力下滑、经营风险加大。

（一）2016年度，电力体制改革对公司产生的巨大影响

1、按《2016年云南电力市场实施方案》及《云南省人民政府办公厅关于印发云南省城乡居民生活用能实施电能替代用电价格方案的通知》（云政协办发[2016]73号）文件进行电量交易，2016年共计减少营业收入5600万元，减少应收电费款6550万元。

2、按照云南省工信委下发《云南省工业和信息化委关于调整2015年清洁能源交易结算方式的关事项的通知》（电力[2015]310号）文要求，2015年11-12月份实施的风火电置换，共计减少营业收入745.65万元（含西电东送调减售电收入，减少应收电费款872.41万元。

（二）对公司2016年度以后产生的巨大影响

1、随着改革的进一步深化，新能源发电业务市场营销工作压力进一步加大，交易价格会进一步下降，电量能否交易成功的不确定性增加。这样，将导致公司营业收入进一步下降，盈利能力进一步下滑，现金流进一步减少。

2、若上述云能源水电[2016]14号、15号政策付诸实施，按现有发电装机及平均利用小时数测算，公司将每年还须上缴生态修复资金及扶贫资金3200万元，即每年度将增加成本、减少利润及现金流3200万元。

 （三）电力体制改革中公司面临的主要风险

随着电力体制改革的进一步深入，新能源发电业务面临前所未的巨大挑战。一是电力营销工作难度加大；二是销售收入及利润大幅下滑，经营活动净现金流下降，“提质增效”压力凸显；三是由于新能源发电业务受国家行业政策的影响，可再生能源项目补贴申报严重滞后，且电网公司对已纳入补贴目录内的发电项目的可再生能源补助资金支付滞后，造成公司应收帐款挂账金额持续增加，“两金”压降任务难以实现，两金管控面临巨大压力；四是税务风险增加，根据会计准则中收入的确认原则，公司对电价附加补助资金部分的收入确认，是在销售实现时按权责发生制原则进行确认，同时确认应交税费，而电网公司则要求发电企业在支付补贴资金时开具增值税专用发票，存在收入确认与开票信息不对称问题，也导致公司纳税义务发生时间提前，垫付资金量随电网对补贴款支付时间的延长而相应增加。

三、应对策略

电力体制改革是大势所趋。对于聚能公司而言，既有机遇又有挑战，在电力市场供大于求的形势下，面临的困难和挑战可能还会多一些。因此，要做好准备，积极应对。

1、密切跟踪电力体制改革信息，推进聚能公司在改革大潮中稳步前进。

目前云南省已出台一系列电力体制改革文件，相信未来还会出台更为详细的配套实施细则，公司将密切关注改革动向，跟踪分析电力市场改革形势，积极和政府主管部门、电网公司和电力监管机构沟通联系，依靠股东单位和集团公司优势，紧跟区域电力体制改革进程，超期准备，努力争取有利于发电侧的相关政策，推进聚能公司在改革大潮中稳步前进。

2、加强企业信用体系建设，努力营造诚实、守信的发电企业信用环境。随着电力体制改革的深入，新能源发电企业电力销售全部纳入市场竞争体系，电网公司垄断电力销售的年代或一去不复返。在市场化交易中，需要发电企业具有良好的信用，如发电计划的完成率等。如果企业不能按承诺的计划销售量完成销售任务，将会给买卖双方带来经济损失，久而久之，企业信用将随之消失，最后必将被市场淘汰。因此，必须通过加强企业信用体系建设，营造诚实守信的企业文化，以防范信用风险。

3、科学谋划，审慎稳妥推进新项目建设。

针对于风电、光伏发电上网电价存在下调预期，公司后续储备项目将按照“有所为、有所不为”的原则，结合设备市场价格、项目资源水平、投资回报率、市场消纳、税收政策等内、外部条件进行充分评估，同时严格执行集团内部投资项目决策程序，细化管理流程，做好项目风险管理，确保投资项目实现投资预期效益。

4、加强电厂管理，提高市场竞争能力。

未来的电力市场竞争，是发电成本、机组利用效率、市场营销等方面的竞争。谁的发电成本低、机组利用效率高、设备可靠性好、电力销售好，谁就在电力市场竞争中占有先机。为此，我们一定要在电厂管理、市场营销工作上下功夫。一是通过电厂信息化及安全生产、运维标准化的全面实施，降低电厂管理成本；二是加强对电厂设备的检修、保修、定检管理，确保设备完好率与利用率，最大限度发挥设备生产能力；三是加强力营销工作，探索适合企业自身发展的营销工作思路，确保电力销售渠道畅通，逐步建立“以市场为导向，以客户需求为中心”的电力市场营销体系，定期对电力市场进行评估，及时调整电力营销策略，为参与市场竞争夯实基础。

5、加强与电网公司、昆明电力交易中心等的协调、沟通，建立良好企业关系。公司领导、相关部门负责人及相关岗位人员，各自负担起在电力销售工作中的管理职责，及时与电网公司、交易中心核对销售电量、办理电费结算、及时回收电费款。做到职责明确，责任到位，工作有序开展，不留死角。