煤电一直是我国电源结构中的主体，煤电发展的好坏直接关系我国能源供应和经济发展水平。为加快推动能源生产和消费革命，进一步提升煤电高效清洁发展水平，2014年9月国家发改委、环保部和国家能源局联合印发了关于《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》。该计划对煤电发展中的各项指标提出了更高的要求，然而就目前我国燃煤电厂现状而看，机组现状、应用技术、运行环境等均存在差距，如何按计划实现达标,煤电发展正面临着挑战!
我国以煤为主的资源特点和能源技术优势，决定了以煤为主的能源格局和以煤电为主的电源结构短期难以改变。大力推进煤炭的清洁高效利用和着力发展非煤能源，是未来我国能源工业并行不悖的两条主线，也是保障国家能源安全供应的基石。实现煤炭的清洁高效利用，最主要的途径就是减少分散直接燃烧，更多地用于发电，煤炭消耗中用于电煤的比例将进一步提高。按照能源生产和消费革命的要求，我们应更加重视煤电在能源供应中的基础地位，重视煤电行业的健康、持续、科学发展。
一、煤电行业经营发展面临巨大压力
——面临经济增速趋缓及电源结构调整的双重压力
2014年预计全年火电利用小时数仅4700小时左右，同比降低200小时。火电利用小时降低有经济增速回落的原因，也有被水电等其他电源挤占市场空间的因素。一些水电大省的火电利用小时数甚至低于水电。此外，随着跨省、跨区输送电量的快速增长，位于位于受端的长三角、珠三角地区的火电机组，发电空间被大量挤占。
当前，我国经济正处于增长速度换挡期、结构调整阵痛期和前期刺激政策消化期的“三期叠加”阶段，经济增速的趋缓以及用电增长的稳步回落是大趋势。未来几年，火电利用小时降低并保持在5000小时以下可能成为常态。在新能源和清洁能源比例较高以及位于超、特高压受电地区的省份，火电利用小时的降低将更为明显，火电机组可能成为其他电源类型或外来电的备用。
由于大部分省份的煤电机组上网电价是当年以机组的年利用小时5000-5500小时核定，随着利用小时数的持续走低，亏损企业数量和亏损额将进一步增长。
——面临环保成本攀升和环保电价偏低的双重压力
严峻的雾霾问题使煤电节能减排日益加压。2014年9月下发的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》(以下简称《计划》)，对煤电企业的能耗水平、排放标准提出更为严苛的要求。由于在机组能耗和排放到达一个较低水平后，效果与投入开始具有边际效益递减特点，这意味着新的能耗、排放标准将大幅提高煤电机组环保成本。目前，脱除三项污染物的综合环保电价为2.7分/kWh，这一标准对许多火电企业偏低，无法覆盖其脱除成本。
按照《计划》，2020年前全国力争完成1.5亿千瓦以上的燃煤机组排放基本达到燃气轮机组排放限值的改造，粗略测算，需要投入300亿元以上。对于经营情况刚刚改善的煤电行业，无疑将形成巨大的经营压力和挑战。而“近零排放”则需要在原来环保成本的基础上再增加1-2分/kWh，环保电价与成本的缺口将更大。此外，环保设施运行后将会对机组的煤耗、厂用电率等指标产生不利影响，变相增加运行成本。
——面临电价下调和煤价反弹双重压力
以秦皇岛5500大卡动力煤为例，2003年至2011年平均价格涨了3倍多，到厂价格高达1000元/吨，2013年年中煤价出现理性回归。为阻止煤炭行业效益下滑，限产提价、控制煤炭进口、减轻企业税费负担等举措陆续出台，其中不少以要求发电企业让利作为出发点。在各项刺激性措施拉动下，近日市场煤价出现回升苗头。我们认为，当前的煤价低位运行不会成为常态，经济结构调整到位后，作为稀缺性资源的煤炭，价格很可能再次上扬。此外，在一些受运输条件制约的省份，即便在全国煤炭总体供大于求的背景下，当地煤炭价格也并未出现大幅下滑，燃料成本占发电企业生产成本的比重仍然较高。
但是，在此轮煤价回落仅不足两年时间里，燃煤机组的上网电价已调整两次，大幅降低发电企业的盈利能力。作为影响煤电企业利润的两个最敏感因素，电价连续降低且很难回调，煤价却存在上涨动因。长期看，煤电企业的经营压力只增不减。一些边际利润较低的煤电企业，很可能再次由盈转亏，而整个行业的亏损企业个数和亏损面也可能出现回升。
——面临低热价补贴社会和承担社会成本双重压力
多年煤价的持续攀升和热价严重倒挂是热电企业亏损的重要原因。北方供暖省份的热价大多数是多年前测算制定的，相对目前的经济社会发展水平，价格明显偏低，即便在近两年煤价出现一定回落的情况下，大批热电企业仍然是供热价格低于成本倒挂运营，亏损情况难以扭转。此外，部分地区供热价格执行不到位、一些热电企业超能力承担社会责任等情况，进一步加剧了热电企业的亏损。大面积亏损问题若无法妥善解决，长此以往，将制约热电行业良性发展，对人民群众的切身利益产生影响。
此外，煤电企业往往都肩负着当地电源供应、保障经济增长、供热等社会责任，有的老厂还有提供人员就业和社会稳定等责任。当社会责任超出承受能力时，将给企业带来沉重负担，并演化为成本，形成经营压力。同时，前几年煤价大幅攀升时，煤电大范围持续亏损，电价矛盾又没有及时疏导，形成长期历史欠账，尽管这两年经营情况有所改善，但还是总体处于亏损状态。
二、煤电行业经营和财务十分困难
在国家总体能源战略部署下，煤电行业不断优化发展，生产管理水平显著提升，能耗排放指标持续走低，行业整体经营效益趋好。2014年前三季度，以煤电为主的火电行业在整体盈利改善的背景下，仍有大量火电企业特别是煤电企业处于亏损，行业亏损面为26%,近几个月有重新扩大趋势，亏损额也在快速攀升，部分火电厂负债率超过100%。
在亏损电厂中，有相当比例的热电联产企业，根据中电联的调研报告，华北、东北、西北地区的热电联产企业供热连年大面积亏损已成常态。2013年五大发电集团的热电联产企业亏损面达到70%，2014年亏损面和亏损额呈扩大趋势。
在一些新能源和清洁能源比例较高的省份，例如湖南、云南等，2014年可能超过半数火电企业亏损，呈现火电行业性亏损趋势，相当多发电企业资产负债率高企，甚至资不抵债，有的处于长期亏损状态，财务和经营十分困难。
此外，当前在火电行业中，不仅有1/4的企业亏损，还有不少企业处于微利，在盈利基础不稳的情况下，市场稍有“风吹草动”便可能重回亏损。近几个月用电需求不旺、利用小时数持续走低，火电行业的亏损企业个数和亏损面扩大，便佐证了这一事实。
三、加强政策促进煤电科学发展的力度
为更好发挥煤电的重要作用，保障国家能源供应安全，满足国民经济和人民生产生活对能源消费的需求，对于目前存在的影响煤电健康、持续发展的行业性问题必须足够重视，并通过政策支持和引导，促进煤电健康、持续、科学发展，推动能源生产和消费革命。
——完善价格及补贴政策
实现煤电清洁发展，不仅对保证能源供应具有重要意义，还有利于促进煤炭资源的清洁利用，提高全社会节能减排质量。支持煤电清洁发展，必须进一步完善有关价格机制，提高环保补贴标准。建议合理提高现有煤电电价(不含环保电价)标准，至少维持现有水平不再降低;在大气污染防控重点地区进一步提高脱硫、脱硝和除尘电价，以覆盖全部环保成本;通过加强监管等方式，敦促相关环保电价政策落实到位，缓解节能环保改造给煤电企业经营带来的压力;鼓励企业结合生产实践开展煤电清洁技术的研发，对相关示范工程(如IGCC)给与资金、电量、电价、金融和税收等政策支持。
——建立利益协调机制
在新能源和清洁能源比重较高的省份，火电机组提供备用将成为常态;处于特高压受端的省份，火电利用小时的降低也将十分明显。在利用小时数大幅低于标杆电价的核定标准时，火电机组盈利十分困难，必须建立相应的利益协调机制，解决其生存问题。建议在这些省份尽快建立容量备用市场，形成合理的备用价格;同时建立水火之间、风火之间、核火之间、以及电力送端省份与受端省份之间的利益协调机制，通过利益均衡，保证上述地区火电企业的生存发展，保障当地电力供应安全。
——理顺热价机制
热电联产是未来东部地区煤电发展的重要方式。此外，按照大气污染防控的要求，大批集中供热范围内的分散燃煤小锅炉将被高效燃煤热电机组实施替代。《计划》要求，到2020年，燃煤热电机组装机容量占煤电总装机容量的比重力争达到28%。为真正鼓励发展热电联产，必须解决目前的热电行业大面积亏损问题。首先要尽快理顺热价形成机制，为供热企业核定科学、合理的供热价格。可以出台类似标杆电价的标杆热价政策，分区域核定热价，并在热价中考虑燃煤脱硫、脱硝、除尘等环保成本。同时，对目前热价倒挂严重地区的供热企业落实财税补贴政策，保证企业正常生产经营。此外，鼓励热电企业参与供热管网建设和经营，并予以财税政策支持，以减少供热中间环节，实现用户用热成本降低和热电企业经营改善的双赢。
