长期以来火电处于我国电力系统中的绝对主导地位，截至目前全国火电装机11亿千瓦，其中煤电装机10.4亿千瓦。2015年火电审批权由国家发改委下放至地方，核准容量近1.5亿千瓦，相当于平均每个省市自治区核准新增5个百万千瓦大厂。历史高峰带来严重的装机过剩风险。随后受煤价快速上涨、煤电产能过剩、用电市场增长缓慢、市场竞价加剧等因素叠加影响，火电企业生产经营陷入严重困难，利润降低甚至亏损。随着国家能源政策和煤炭市场化改革的不断深入及大气污染物排放标准的提高，火电企业面临着能源结构转型、燃料成本约束、节能减排等一系列挑战。未来一段时期内，火电企业需要从各方面做好准备和计划，迎来历史发展的新时期。
来源：北极星电力网 作者：张晨雯 国家开发银行 本文系投稿，本文内容仅代表作者个人观点
一、新五大发电集团牵头煤电资产整合
为增加火电行业集中度，改善企业经营状况，2019年12月国资委发布《中央企业煤电资源区域整合试点方案》, 提出由国家电投、国家能源集团、大唐、华能、华电牵头在甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏5个煤电产能过剩、煤电企业连续亏损的地区开展第一批整合试点，进一步通过区域整合的方式优化资源配置、淘汰落后产能、减少同质化竞争、缓解企业经营困难。试点于2019年启动，力争到2021年末，试点区域煤电产能压降四分之一至三分之一，提高煤电运营效率。
2018年火电企业大面积亏损，新五大发电集团下属煤厂474个，亏损占比54%，亏损金额达379亿元。根据<<方案>>完成产权划转后，牵头企业将淘汰关停落后产能，在不考虑其它电源挤占效应情况下，预计5省份的火电机组利用小时将有明显增加。
新五大发电集团试点省份情况
注：我国火电资产分布在新五大发电集团、地方能源集团、企业自备电厂和民营企业。2019年五大集团合计火电装机6.03 亿千瓦，占全国火电总装机一半以上。
二、燃料成本与火电企业的经济效益密切相关
我国火电装机以煤电为主，由于煤炭是火电企业的主力燃料，煤炭成本占公司总成本比重较大，煤炭价格波动对火电企业盈利影响较大。2014-2015年煤炭出现严重过剩，2016年起政府出台系列煤炭去产能政策文件,5月开始煤炭价格步入上行通道。经过一轮煤炭供给侧改革直到2019年煤炭优质产能释放，煤炭价格才有所下降。回顾历年来火电企业净资产收益率与煤炭价格之间的关系，可以看到火电ROE与煤炭价格下行周期呈现反向变动趋势。
受 2020 年疫情影响，年初煤炭需求低迷，叠加二季度国外疫情爆发，进口煤价格走低导致国内煤炭价格承压，上半年煤炭价格较去年同比下降。受成本端压力减小，下游需求端复工复产推进，火电企业盈利同比大幅增长。
三、可再生能源消纳保障机制给火电企业造成压力
为加快构建清洁低碳、促进可再生能源开发利用，近年来国家发改委、能源局发布《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》、《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》等相关政策，提出优先发展分布式可再生能源、清洁能源优先跨省与火电“打捆”交易、建设清洁能源外送通道及电网升级、探索清洁取暖、发展储能等一系列改善清洁能源消纳的措施，并对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重，建立健全可再生能源电力消纳保障机制。与此同时，部分省份已出台相关政策除跨省跨区协议送电、符合超低排放要求的机组，火电机组不再安排优先发电量。我国光伏、风电产业经过十余年的发展积累，单位装机及度电成本不断下降，下限值已接近或部分达到当地火电脱硫燃煤标杆电价，可再生能源市场消纳竞争力不断提升。政策一方面出清火电行业落后低效产能，另一方面为保障可再生能源消纳让路而牺牲的火电利用小时数使得火电企业利润空间不断被压缩。
四、市场化交易增加煤企综合电价的不确定性
2016年3月国家能源局下发《国家能源局综合司关于征求做好电力市场建设有关工作的通知（征求意见稿）意见的函》，文件提出电力市场化目标,“2018年实现工业用电量100%放开，2020年实现商业用电量的全部放开”。2019年全国范围电力市场交易量占全社会用电的39%，虽然市场化进度低于预期，但从近三年的实际交易情况来看，煤电企业综合电价在逐年下降，对企业经营状况造成负面影响。
我国火电经历了大规模发展、上大压小、节能减排的历史阶段，在可再生能源时代面临的问题也更加突出，认识火电企业的现状有利于进一步因地制宜因势利导优化火电未来新增资源的配置。据中电联统计，2019年末我国火电装机11.9亿千瓦在全国总发电装机的占比下降至55%，火电发电量比重从2011年82%下降至68%，电源结构已逐渐向可再生能源转变。“十四五”将是我国能源转型的关键时期，电力平衡和对其他电源的调节补偿决定了清洁高效的火电仍将发挥重要作用。但未来火电新增空间有多少，扮演何种角色，传统火电企业如何发展，如何优化布局，还有赖于政府、企业、金融机构、规划科研院所的进一步探讨和合作。
