近中期，煤电仍是保障我国能源电力安全稳定供应的主体电源，具有较大优化空间。继2008年后，2017年五大发电集团煤电业务再现整体亏损。中国电力企业联合会日前发布的《中国电力行业年度发展报告2018》指出，煤电长期经营困难甚至亏损，极大地削弱了煤电清洁发展的能力。

时临迎峰度夏用电旺季，经济运行延续稳中向好拉动电力需求保持较快增长，进一步叠加季节性因素，电煤价格仍有上涨动力；电力市场化交易规模继续扩大，电价仍有下行压力，多重挤压下，煤电行业脱困面临诸多不确定性。

煤电经营困难影响电力稳定供应

报告显示，2016年下半年以来，煤炭供需持续紧张，电煤价格上涨并长期高于国家设定的500元/吨至570元/吨的“绿色区间”。据调研测算，2017年五大发电集团到场标煤单价比上年上涨34%，导致电煤采购成本比上年提高920亿元左右；全国煤电行业因电煤价格上涨导致电煤采购成本提高2000亿元左右，导致煤电行业大面积亏损。

报告援引国家统计局数据称，2017年全国规模以上发电企业资产总额7.6万亿元，比上年增长4.2%；负债总额5.1万亿元，比上年增长3.8%；受电煤价格大幅上涨、市场化交易量增价降等因素影响，全国规模以上火电企业仅实现利润207亿元，比上年下降83.3%，直接造成发电企业利润同比下降32.4%。

据中电联调查，截至2017年年底，五大发电集团电力业务收入9559亿元，比上年增长9.1%；电力业务利润总额310亿元，比上年下降64.4%，其中火电业务亏损132亿元，继2008年后再次出现火电业务整体亏损。

受火电利润大幅下滑影响，2017年火电资产负债率升至68.4%，较2016年提高0.7个百分点。

中电联行业发展与环境资源部副主任薛静表示，煤电发电量占全国发电量的65%，长期以来在电力系统中承担着电力安全稳定供应、应急调峰、集中供热等重要的基础性作用，在未来二三十年内，煤电在清洁发展的基础上，仍将发挥基础性和灵活性电源作用，仍是为电力系统提供电力、电量的主体能源形式。煤电长期经营困难甚至亏损，不利于电力安全稳定供应，也极大削弱了煤电清洁发展的能力，煤电清洁发展的任务更加艰巨。

“在此情况下，煤电进一步支撑辅助服务、调峰服务、清洁改造、超低排放、脱硫脱硝运行的能力减弱，实际上保障煤电清洁发展的能力减弱了。”薛静说。

多重挤压下煤电脱困不利因素增多

薛静表示，2018年前五个月，从中电联摸底情况看，受益于全社会用电量快速增长、煤电出力增加等因素，煤电效益略好于去年，但全年情况仍不确定。

一方面煤价持续高位运行吞噬煤电盈利空间。随着煤炭行业去产能和供给侧结构性改革的不断推进，实体经济稳步向好，工业耗煤需求增加。国家统计局数据显示，5月PMI指数51.9%，创出2017年10月以来新高，1-5月份，规模以上工业增加值同比增长6.9%，增速比上年同期加快0.2个百分点。从前五个月煤炭供需基本面看，1-5月全国原煤累计产量139829万吨，同比增长4%，同期全国火电发电量19914亿千瓦时，同比增长8.1%；钢材产量完成43467.1万吨，同比增长6.2%，主要耗煤行业增速快于原煤产量。

工业需求旺盛叠加高温天气，原本用煤淡季的5月，煤炭日耗一度接近80万吨。进入6月份沿海六大电厂日耗有所回落，但总体水平仍高于去年同期。煤炭市场网数据显示，截至6月25日沿海六大电厂日耗68.69万吨，高于去年同期8.01万吨。

发改委预计，今年迎峰度夏期间，电煤需求大幅增加，局部地区、个别时段可能存在供需偏紧。

未来一段时间，产区环保及安全检查、电厂日耗大幅增长等将构成煤价上涨因素。中电联数据显示，4月份以来，5500大卡的中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数）步入上升通道，截至6月21日当周，5500大卡CECI沿海指数成交价为695元/吨，比4月19日当周上涨22%。“目前来看，我们仍然认为煤价高位运行可能给煤电企业带来很大困难。”薛静说。

另一方面在电力装机总体过剩的情况下，电力市场化交易规模扩大，发电企业让利增加。中电联数据显示，2017年市场化交易电量约1.6万亿千瓦时、同比增长超过60%，市场化交易电量占全社会用电量的25.9%，比重比上年提高7个百分点。其中五大发电集团的市场化电量比重则达到了35.1%，大大高于全国平均水平。

中电联资料显示，2017年包括华能、大唐、华电、国家能源在内的10家大型发电集团市场化交易（含跨区跨省市场化交易）平均电价为0.326元/千瓦时，比煤电上网电量平均电价低0.04元/千瓦时。2018年一季度大型发电集团煤电市场化交易电价0.33元/千瓦时，较平均上网电价下降0.34元/千瓦时。

在降价让利与燃料成本上升的双重挤压下，煤电行业经营形势受到严峻考验。

“市场煤”“计划电”矛盾依然待解

事实上煤电矛盾由来已久，随着煤炭价格上涨与下跌，煤企与电企的盈利如同跷跷板，而其根源在于“市场煤”与“计划电”的矛盾难以有效疏解。报告称，当前电力上游至电力各产业链乃至用户侧价格仍以计划调控为主导，缺乏合理的市场化疏导机制，导致发电企业尤其是煤电企业的合理利润空间被肆意挤压，输配电成本归集和电价交叉补贴没有科学的监审标准，电网和社会企业投资配电网积极性受挫，行业可持续发展能力减弱。

我国煤电与新能源发展相辅相成，随着新能源加快发展，煤电将逐步从电量提供主体向容量提供主体发展。电量上煤电为新能源“让路”将是大势所趋；同时随着新能源装机增加，系统对调峰容量的需求将不断提高，煤电仍是当前最经济可靠的调峰电源，为支撑新能源消纳，仍然需要一定的煤电机组提供调峰、调频、电压调节、黑启动等服务。

针对当前发电企业尤其是煤电企业持续亏损局面，短期内应增加煤炭有效供应，督促煤电签订和履行电煤中长期合同，确保电煤价格稳定在绿色区间运行。综合考虑煤炭先进产能的生产成本和发电企业的成本承受能力，公平合理确定电煤价格，推动煤电双方形成“利益共享，风险共担”的长效机制。

有业内人士认为，在“市场电”尚未真正确立之前，需要加快推进煤电行业战略性重组，增强煤电产业链的稳定性与抗风险能力。

“随着我国经济发展由高速增长阶段转向高质量发展阶段，不同电源之间的利益平衡成为制约电力转型的关键问题，近年来涉及煤电产业链的多项改革相继落地，煤电行业面临多重挑战。从短期来看，煤电在全行业亏损的背景下还面临产能过剩风险；从长期来看，煤电在绿色低碳发展背景下的转型之路仍扑朔迷离。”中国宏观经济研究院能源所姚明涛博士表示，要处理好煤电发展长期和短期的关系，推动煤电产业转型，不能仅聚焦煤炭价格，在当前应注重合理控制煤电规模，在总量合理的基础上推动区域布局、结构类型更加平衡；从长期来看则应在市场化改革中发挥好煤电更为贴近并了解用户、资源综合利用潜力大的优势，充分挖掘其在绿色低碳转型中的支撑和托底作用，确保煤电行业可以生存到合理的年代，逐步有序地退出。