長期以來火電處于我國電力系統(tǒng)中的絕對主導地位，截至目前全國火電裝機11億千瓦，其中煤電裝機10.4億千瓦。2015年火電審批權(quán)由國家發(fā)改委下放至地方，核準容量近1.5億千瓦，相當于平均每個省市自治區(qū)核準新增5個百萬千瓦大廠。歷史高峰帶來嚴重的裝機過剩風險。隨后受煤價快速上漲、煤電產(chǎn)能過剩、用電市場增長緩慢、市場競價加劇等因素疊加影響，火電企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營陷入嚴重困難，利潤降低甚至虧損。隨著國家能源政策和煤炭市場化改革的不斷深入及大氣污染物排放標準的提高，火電企業(yè)面臨著能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型、燃料成本約束、節(jié)能減排等一系列挑戰(zhàn)。未來一段時期內(nèi)，火電企業(yè)需要從各方面做好準備和計劃，迎來歷史發(fā)展的新時期。

來源：北極星電力網(wǎng) 作者：張晨雯 國家開發(fā)銀行 本文系投稿，本文內(nèi)容僅代表作者個人觀點

一、新五大發(fā)電集團牽頭煤電資產(chǎn)整合

為增加火電行業(yè)集中度，改善企業(yè)經(jīng)營狀況，2019年12月國資委發(fā)布《中央企業(yè)煤電資源區(qū)域整合試點方案》, 提出由國家電投、國家能源集團、大唐、華能、華電牽頭在甘肅、陜西、新疆、青海、寧夏5個煤電產(chǎn)能過剩、煤電企業(yè)連續(xù)虧損的地區(qū)開展第一批整合試點，進一步通過區(qū)域整合的方式優(yōu)化資源配置、淘汰落后產(chǎn)能、減少同質(zhì)化競爭、緩解企業(yè)經(jīng)營困難。試點于2019年啟動，力爭到2021年末，試點區(qū)域煤電產(chǎn)能壓降四分之一至三分之一，提高煤電運營效率。

2018年火電企業(yè)大面積虧損，新五大發(fā)電集團下屬煤廠474個，虧損占比54%，虧損金額達379億元。根據(jù)<<方案>>完成產(chǎn)權(quán)劃轉(zhuǎn)后，牽頭企業(yè)將淘汰關(guān)停落后產(chǎn)能，在不考慮其它電源擠占效應情況下，預計5省份的火電機組利用小時將有明顯增加。

新五大發(fā)電集團試點省份情況

注：我國火電資產(chǎn)分布在新五大發(fā)電集團、地方能源集團、企業(yè)自備電廠和民營企業(yè)。2019年五大集團合計火電裝機6.03 億千瓦，占全國火電總裝機一半以上。

二、燃料成本與火電企業(yè)的經(jīng)濟效益密切相關(guān)

我國火電裝機以煤電為主，由于煤炭是火電企業(yè)的主力燃料，煤炭成本占公司總成本比重較大，煤炭價格波動對火電企業(yè)盈利影響較大。2014-2015年煤炭出現(xiàn)嚴重過剩，2016年起政府出臺系列煤炭去產(chǎn)能政策文件,5月開始煤炭價格步入上行通道。經(jīng)過一輪煤炭供給側(cè)改革直到2019年煤炭優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能釋放，煤炭價格才有所下降。回顧歷年來火電企業(yè)凈資產(chǎn)收益率與煤炭價格之間的關(guān)系，可以看到火電ROE與煤炭價格下行周期呈現(xiàn)反向變動趨勢。

受 2020 年疫情影響，年初煤炭需求低迷，疊加二季度國外疫情爆發(fā)，進口煤價格走低導致國內(nèi)煤炭價格承壓，上半年煤炭價格較去年同比下降。受成本端壓力減小，下游需求端復工復產(chǎn)推進，火電企業(yè)盈利同比大幅增長。

三、可再生能源消納保障機制給火電企業(yè)造成壓力

為加快構(gòu)建清潔低碳、促進可再生能源開發(fā)利用，近年來國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《清潔能源消納行動計劃（2018-2020 年）》、《關(guān)于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》等相關(guān)政策，提出優(yōu)先發(fā)展分布式可再生能源、清潔能源優(yōu)先跨省與火電“打捆”交易、建設(shè)清潔能源外送通道及電網(wǎng)升級、探索清潔取暖、發(fā)展儲能等一系列改善清潔能源消納的措施，并對各省級行政區(qū)域設(shè)定可再生能源電力消納責任權(quán)重，建立健全可再生能源電力消納保障機制。與此同時，部分省份已出臺相關(guān)政策除跨省跨區(qū)協(xié)議送電、符合超低排放要求的機組，火電機組不再安排優(yōu)先發(fā)電量。我國光伏、風電產(chǎn)業(yè)經(jīng)過十余年的發(fā)展積累，單位裝機及度電成本不斷下降，下限值已接近或部分達到當?shù)鼗痣娒摿蛉济簶藯U電價，可再生能源市場消納競爭力不斷提升。政策一方面出清火電行業(yè)落后低效產(chǎn)能，另一方面為保障可再生能源消納讓路而犧牲的火電利用小時數(shù)使得火電企業(yè)利潤空間不斷被壓縮。

四、市場化交易增加煤企綜合電價的不確定性

2016年3月國家能源局下發(fā)《國家能源局綜合司關(guān)于征求做好電力市場建設(shè)有關(guān)工作的通知（征求意見稿）意見的函》，文件提出電力市場化目標,“2018年實現(xiàn)工業(yè)用電量100%放開，2020年實現(xiàn)商業(yè)用電量的全部放開”。2019年全國范圍電力市場交易量占全社會用電的39%，雖然市場化進度低于預期，但從近三年的實際交易情況來看，煤電企業(yè)綜合電價在逐年下降，對企業(yè)經(jīng)營狀況造成負面影響。

我國火電經(jīng)歷了大規(guī)模發(fā)展、上大壓小、節(jié)能減排的歷史階段，在可再生能源時代面臨的問題也更加突出，認識火電企業(yè)的現(xiàn)狀有利于進一步因地制宜因勢利導優(yōu)化火電未來新增資源的配置。據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，2019年末我國火電裝機11.9億千瓦在全國總發(fā)電裝機的占比下降至55%，火電發(fā)電量比重從2011年82%下降至68%，電源結(jié)構(gòu)已逐漸向可再生能源轉(zhuǎn)變。“十四五”將是我國能源轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵時期，電力平衡和對其他電源的調(diào)節(jié)補償決定了清潔高效的火電仍將發(fā)揮重要作用。但未來火電新增空間有多少，扮演何種角色，傳統(tǒng)火電企業(yè)如何發(fā)展，如何優(yōu)化布局，還有賴于政府、企業(yè)、金融機構(gòu)、規(guī)劃科研院所的進一步探討和合作。