在綠色發展成為國家重要發展戰略的今天，“火老大”的霸主地位逐步削弱。隨著供給側結構性改革的深入推進，防范和化解煤電產能過剩風險工作在2017年全面啟動。刮骨療傷，雖痛卻必要；優勝劣汰，轉型求生存。2017年煤電有序發展成效初顯，一定程度上促進了火電利用小時數的回升。

2018年，“防范和化解煤電產能過剩風險”的要求已變為“大力化解煤電過剩產能”，顯示出新一年國家在煤電治理方面將施以重拳，將激發煤電行業更大范圍深層調整的多米諾骨牌。

火電利用小時終止下降態勢

中電聯數據顯示，2017年全國煤電投資下降39%，新增煤電裝機3855萬千瓦、同比減少142萬千瓦，國家防范和化解煤電過剩產能風險工作成效明顯。同時，2017年全國火電設備利用小時4209小時、同比提高23小時，終止了自2013年以來連年下降的態勢。

延續兩年來煤炭去產能的有利形勢，2017年防范和化解煤電產能過剩風險工作全面啟動。2017年的《政府工作報告》首次提出防范化解煤電產能過剩風險目標任務，要求2017年要淘汰、停建、緩建煤電產能5000萬千瓦以上。

2017年上半年，國家能源局相繼印發《關于進一步做好火電項目核準建設工作的通知》《關于發布2020年煤電規劃建設風險預警的通知》等文件，指導地方政府和發電企業合理安排煤電核準、開工、建設時序，實現煤電有序發展。

2017年7月31日，國家發展改革委、國家能源局通報《關于推進供給側結構性改革、防范化解煤電產能過剩風險的意見》明確，“十三五”期間，全國停建和緩建煤電產能1.5億千瓦，淘汰落后產能0.2億千瓦以上，實施煤電超低排放改造4.2億千瓦、節能改造3.4億千瓦，到2020年，全國煤電裝機規模控制在11億千瓦以內。

2017年國家能源局對防范化解煤電產能過剩風險工作統籌推進、綜合施策，既嚴控新增、清理違規，又要淘汰落后、轉型升級，在調整結構的同時更加注重轉型升級，有力有序有效防范化解煤電產能過剩風險。2018年1月25日，國家發展改革委召開新聞發布會通報，煤電行業去產能工作取得了新的進展和成效，《政府工作報告》確定的煤電行業5000萬千瓦的年度目標任務已超額完成。

防范化解煤電產能過剩風險工作提高了煤電行業效率，促進了煤電有序發展，從某種程度上促進了火電利用小時數的提升。綜合電力消費較快增長、水電發電量低速增長等因素影響，2017年煤電利用小時數和發電量同比增加，調控成效逐步顯現。2017年全國全口徑火電發電量同比增長5.2%，增速同比提高2.9個百分點，其中，煤電發電量同比增長4.8%，增速同比提高3.6個百分點。

2018年全國能源工作會議再次強調，要聚焦煤炭和煤電，深入推進供給側結構性改革，大力化解煤電過剩產能。值得注意的是，“防范和化解煤電產能過剩風險”的要求已變為“大力化解煤電過剩產能”，顯示出新一年國家在化解煤電過剩產能的力度將進一步加碼。

火電清潔高效向深度廣度推進

2017年火電領域的煤炭清潔高效利用再上新臺階。根據國家發展改革委、國家能源局通報要求，“十三五”期間，我國將實施煤電超低排放改造4.2億千瓦，節能改造3.4億千瓦，靈活性改造2.2億千瓦；具備條件的煤電機組完成超低排放改造，煤電平均供電煤耗降至310克/千瓦時。

有關統計數據顯示，2017年全國各地全面啟動并累計實施煤電機組超低排放改造6.4億千瓦、節能改造約5.3億千瓦，提前兩年多完成2020年改造目標，大氣污染物排放指標躍居世界先進水平，已形成世界最高效清潔的煤電系統。

其中，京津冀、河南等多個省市已提前1～2年完成全部具備條件機組的超低排放改造任務。

自2016年6月，我國正式啟動火電靈活性改造示范試點工作以來，全國各大發電集團積極投身于靈活性改造的研究和實踐。經過一年多時間的研究、試點，目前針對供熱機組的靈活性改造方案相對多樣化。從22家靈活性改造試點單位實施效果來看，大型蓄熱水罐，蓄熱式電鍋爐和電極式電鍋爐等均取得了較好的試驗運行效果。

在傳統煤電多路徑尋求清潔高效轉變的同時，2017年國家對天然氣發電也加大政策支持力度。2017年7月4日，國家發展改革委等13部門聯合印發《加快推進天然氣利用的意見》明確提出，到2020年，天然氣在我國一次能源消費結構中的占比力爭達到10%左右，到2030年，力爭將天然氣在一次能源消費中的占比提高到15%左右。這是目前我國唯一由13部門聯合發布的針對天然氣行業發展的文件。《意見》明確指出“將天然氣培育成我國現代清潔能源體系的主體能源之一”。

我國天然氣價格較高，成為天然氣發電推廣的最大阻礙之一。2017年8月30日，國家發展改革委發布《關于降低非居民用天然氣基準門站價格的通知》和《關于核定天然氣跨省管道運輸價格的通知》，將各省（區、市）非居民用氣基準門站價格每立方米降低0.1元。基準門站價格調整后，天然氣生產經營企業供應各地的門站價格原則上同步等額降低，充分釋放降價紅利，惠及下游天然氣發電等行業。此外，通過對中石油北京天然氣管道有限公司等13家跨省管道運輸企業進行定價成本監審，核定13家企業管道運輸平均價格比之前下降15%左右。

天然氣價格和管道運輸價格的下降為天然氣發電注入活力。公開數據顯示，2017年，全國天然氣產量1474.2億立方米，同比增長8.5%。2017年我國燃氣發電裝機容量8500萬千瓦，比2016年增長10%有余。

此外，生物質熱電聯產的發展已邁出實質性步伐。2017年7月和8月，國家能源局先后發布《關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》和《關于開展生物質熱電聯產縣域清潔供熱示范項目建設的通知》，推動生物質行業由單純發電向熱電聯產方向發展。2017年12月28日，《關于促進生物質能供熱發展的指導意見》發布，明確將生物質能供熱作為應對大氣污染的重要措施，要求到2020年，我國生物質熱電聯產裝機容量超過1200萬千瓦，生物質能供熱合計折合供暖面積約10億平方米，年直接替代燃煤約3000萬噸。

煤電行業依舊在虧損面上掙扎

伴隨著2016年下半年開始煤價連漲，煤電開始步入經營困難的時期，這種局面在2017年進一步發展。

由于煤炭價格高企，煤電企業經營困難，2017年6月，國家發展改革委下發文件，明確自2017年7月1日起，取消向發電企業征收工業企業結構調整專項資金，將重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準各降低25%，騰出的電價空間用于提高燃煤電廠標桿上網電價。隨后各省紛紛出臺新的火電標桿電價，全國火電標桿電價平均上漲近1分/千瓦時。這一措施雖然在一定程度上緩解了煤價高企對煤電企業的不利影響，但并未從根本上扭轉火電企業的經營困難。

有關報告顯示，2017年以來，受需求超預期、產能置換滯后、鐵路運力局部緊張等多重因素影響，煤炭供需持續緊平衡，市場煤價高企，全年綜合煤價絕大部分時間運行在600元/噸以上的紅色區域。CCI5500動力煤價格指數全年平均值為642元/噸，同比大幅上漲163元/噸，漲幅34%。高煤價導致五大發電集團煤電板塊虧損402億元，虧損面達60%。

中電聯發布《2017~2018年度全國電力供需形勢分析預測報告》指出，2017年，煤炭消耗需求增長超預期，產量受到抑制，煤炭市場供應量明顯小于消費量，導致電煤供應持續偏緊，部分地區個別時段出現缺煤停機。相關部門多措并舉增加供給、打擊囤煤等行為，供需形勢有所緩和，但迎峰度冬期間電煤消費需求仍然較快增長，華北、貴州、安徽、江蘇、湖南、江西等地電煤供需形勢仍較為緊張。2017年全國煤電企業電煤采購成本約比2016年提高2000億元左右。同時疊加市場化交易電量規模進一步擴大，環保投入不斷增加，環保補貼難以彌補巨額投入等因素，加劇了煤電企業生產經營困境。

隨著非化石能源比重的進一步提高，2018年煤電的市場份額將再度降低。據中電聯預測，今年煤電裝機容量將達到10.2億千瓦、占全國裝機比重53.6%，比2017年底降低1.5個百分點。在全社會用電量延續平穩較快增長水平的情況下，火電設備利用小時將與2017年基本持平。面對能源電力工作的新形勢新要求，火電企業要主動作為，通過實施靈活性改造、煤電聯營兼并重組等手段實現逆境突圍。