近中期，煤電仍是保障我國能源電力安全穩定供應的主體電源，具有較大優化空間。繼2008年后，2017年五大發電集團煤電業務再現整體虧損。中國電力企業聯合會日前發布的《中國電力行業年度發展報告2018》指出，煤電長期經營困難甚至虧損，極大地削弱了煤電清潔發展的能力。

時臨迎峰度夏用電旺季，經濟運行延續穩中向好拉動電力需求保持較快增長，進一步疊加季節性因素，電煤價格仍有上漲動力﹔電力市場化交易規模繼續擴大，電價仍有下行壓力，多重擠壓下，煤電行業脫困面臨諸多不確定性。

煤電經營困難影響電力穩定供應

報告顯示，2016年下半年以來，煤炭供需持續緊張，電煤價格上漲並長期高於國家設定的500元/噸至570元/噸的“綠色區間”。據調研測算，2017年五大發電集團到場標煤單價比上年上漲34%，導致電煤採購成本比上年提高920億元左右﹔全國煤電行業因電煤價格上漲導致電煤採購成本提高2000億元左右，導致煤電行業大面積虧損。

報告援引國家統計局數據稱，2017年全國規模以上發電企業資產總額7.6萬億元，比上年增長4.2%﹔負債總額5.1萬億元，比上年增長3.8%﹔受電煤價格大幅上漲、市場化交易量增價降等因素影響，全國規模以上火電企業僅實現利潤207億元，比上年下降83.3%，直接造成發電企業利潤同比下降32.4%。

據中電聯調查，截至2017年年底，五大發電集團電力業務收入9559億元，比上年增長9.1%﹔電力業務利潤總額310億元，比上年下降64.4%，其中火電業務虧損132億元，繼2008年后再次出現火電業務整體虧損。

受火電利潤大幅下滑影響，2017年火電資產負債率升至68.4%，較2016年提高0.7個百分點。

中電聯行業發展與環境資源部副主任薛靜表示，煤電發電量佔全國發電量的65%，長期以來在電力系統中承擔著電力安全穩定供應、應急調峰、集中供熱等重要的基礎性作用，在未來二三十年內，煤電在清潔發展的基礎上，仍將發揮基礎性和靈活性電源作用，仍是為電力系統提供電力、電量的主體能源形式。煤電長期經營困難甚至虧損，不利於電力安全穩定供應，也極大削弱了煤電清潔發展的能力，煤電清潔發展的任務更加艱巨。

“在此情況下，煤電進一步支撐輔助服務、調峰服務、清潔改造、超低排放、脫硫脫硝運行的能力減弱，實際上保障煤電清潔發展的能力減弱了。”薛靜說。

多重擠壓下煤電脫困不利因素增多

薛靜表示，2018年前五個月，從中電聯摸底情況看，受益於全社會用電量快速增長、煤電出力增加等因素，煤電效益略好於去年，但全年情況仍不確定。

一方面煤價持續高位運行吞噬煤電盈利空間。隨著煤炭行業去產能和供給側結構性改革的不斷推進，實體經濟穩步向好，工業耗煤需求增加。國家統計局數據顯示，5月PMI指數51.9%，創出2017年10月以來新高，1-5月份，規模以上工業增加值同比增長6.9%，增速比上年同期加快0.2個百分點。從前五個月煤炭供需基本面看，1-5月全國原煤累計產量139829萬噸，同比增長4%，同期全國火電發電量19914億千瓦時，同比增長8.1%﹔鋼材產量完成43467.1萬噸，同比增長6.2%，主要耗煤行業增速快於原煤產量。

工業需求旺盛疊加高溫天氣，原本用煤淡季的5月，煤炭日耗一度接近80萬噸。進入6月份沿海六大電廠日耗有所回落，但總體水平仍高於去年同期。煤炭市場網數據顯示，截至6月25日沿海六大電廠日耗68.69萬噸，高於去年同期8.01萬噸。

發改委預計，今年迎峰度夏期間，電煤需求大幅增加，局部地區、個別時段可能存在供需偏緊。

未來一段時間，產區環保及安全檢查、電廠日耗大幅增長等將構成煤價上漲因素。中電聯數據顯示，4月份以來，5500大卡的中國沿海電煤採購價格指數（CECI沿海指數）步入上升通道，截至6月21日當周，5500大卡CECI沿海指數成交價為695元/噸，比4月19日當周上漲22%。“目前來看，我們仍然認為煤價高位運行可能給煤電企業帶來很大困難。”薛靜說。

另一方面在電力裝機總體過剩的情況下，電力市場化交易規模擴大，發電企業讓利增加。中電聯數據顯示，2017年市場化交易電量約1.6萬億千瓦時、同比增長超過60%，市場化交易電量佔全社會用電量的25.9%，比重比上年提高7個百分點。其中五大發電集團的市場化電量比重則達到了35.1%，大大高於全國平均水平。

中電聯資料顯示，2017年包括華能、大唐、華電、國家能源在內的10家大型發電集團市場化交易（含跨區跨省市場化交易）平均電價為0.326元/千瓦時，比煤電上網電量平均電價低0.04元/千瓦時。2018年一季度大型發電集團煤電市場化交易電價0.33元/千瓦時，較平均上網電價下降0.34元/千瓦時。

在降價讓利與燃料成本上升的雙重擠壓下，煤電行業經營形勢受到嚴峻考驗。

“市場煤”“計劃電”矛盾依然待解

事實上煤電矛盾由來已久，隨著煤炭價格上漲與下跌，煤企與電企的盈利如同蹺蹺板，而其根源在於“市場煤”與“計劃電”的矛盾難以有效疏解。報告稱，當前電力上游至電力各產業鏈乃至用戶側價格仍以計劃調控為主導，缺乏合理的市場化疏導機制，導致發電企業尤其是煤電企業的合理利潤空間被肆意擠壓，輸配電成本歸集和電價交叉補貼沒有科學的監審標准，電網和社會企業投資配電網積極性受挫，行業可持續發展能力減弱。

我國煤電與新能源發展相輔相成，隨著新能源加快發展，煤電將逐步從電量提供主體向容量提供主體發展。電量上煤電為新能源“讓路”將是大勢所趨﹔同時隨著新能源裝機增加，系統對調峰容量的需求將不斷提高，煤電仍是當前最經濟可靠的調峰電源，為支撐新能源消納，仍然需要一定的煤電機組提供調峰、調頻、電壓調節、黑啟動等服務。

針對當前發電企業尤其是煤電企業持續虧損局面，短期內應增加煤炭有效供應，督促煤電簽訂和履行電煤中長期合同，確保電煤價格穩定在綠色區間運行。綜合考慮煤炭先進產能的生產成本和發電企業的成本承受能力，公平合理確定電煤價格，推動煤電雙方形成“利益共享，風險共擔”的長效機制。

有業內人士認為，在“市場電”尚未真正確立之前，需要加快推進煤電行業戰略性重組，增強煤電產業鏈的穩定性與抗風險能力。

“隨著我國經濟發展由高速增長階段轉向高質量發展階段，不同電源之間的利益平衡成為制約電力轉型的關鍵問題，近年來涉及煤電產業鏈的多項改革相繼落地，煤電行業面臨多重挑戰。從短期來看，煤電在全行業虧損的背景下還面臨產能過剩風險﹔從長期來看，煤電在綠色低碳發展背景下的轉型之路仍扑朔迷離。”中國宏觀經濟研究院能源所姚明濤博士表示，要處理好煤電發展長期和短期的關系，推動煤電產業轉型，不能僅聚焦煤炭價格，在當前應注重合理控制煤電規模，在總量合理的基礎上推動區域布局、結構類型更加平衡﹔從長期來看則應在市場化改革中發揮好煤電更為貼近並了解用戶、資源綜合利用潛力大的優勢，充分挖掘其在綠色低碳轉型中的支撐和托底作用，確保煤電行業可以生存到合理的年代，逐步有序地退出。

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