一、政策与大事
1.政策持续推进防范化解煤电产能过剩风险工作
延续2016年的政策导向，2017年以来国家持续发力防范和化解煤电产能过剩风险。2017年初，国家能源局相继印发《关于进一步做好火电项目核准建设工作的通知》《关于发布2020年煤电规划建设风险预警的通知》等文件，发挥政府调控和市场引导作用，指导各省、发电企业合理安排煤电核准、开工、建设时序，切实维护核准建设秩序，实现煤电有序发展。3月，《政府工作报告》提出“要淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上”的目标。
7月底，国家发展改革委、国家能源局等16部委联合印发《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》，明确“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上。随后不久，国家发展改革委、国家能源局召开防范化解煤电产能过剩风险视频会议，向相关部委、电力企业、行业协会及各省相关单位宣传贯彻党中央、国务院相关决策部署，进一步统一思想认识，落实工作责任。
截至目前，推进供给侧结构性改革，防范化解煤电产能过剩风险已取得阶段性成效。前三季度，全国已淘汰关停落后煤电机组约240万千瓦，停缓建煤电产能已经提前完成《政府工作报告》提出的“淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上”的目标任务。
2.煤电节能减排升级改造进展显著
国家发展改革委、国家能源局等16部委印发的《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》指出，“十三五”期间，实施煤电超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦、灵活性改造2.2亿千瓦。到2020年，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内，具备条件的煤电机组完成超低排放改造，煤电平均供电煤耗降至310克/千瓦时。截至2017年9月底，已累计完成煤电超低排放改造约5.8亿千瓦，提前两年多完成2020年改造目标;已完成煤电节能改造5.3亿千瓦，占到2020年改造目标的85%。其中京津冀、河南等多个省市已提前1～2年完成全部具备条件机组的超低排放改造任务。
3.国家能源集团成立，煤电一体化强势推进
2017年11月28日，由中国国电集团公司与神华集团有限责任公司合并重组的国家能源集团有限责任公司正式成立。重组后的国家能源集团资产规模超过1.8万亿元，拥有33万名员工、8家科研院所、6家科技企业，形成煤炭、常规能源发电、新能源、交通运输、煤化工、产业科技、节能环保、产业金融等8大业务板块，拥有四个世界之最，分别是世界最大的煤炭生产公司、世界最大的火力发电生产公司、世界最大的可再生能源发电生产公司和世界最大煤制油、煤化工公司。国家能源集团将以推进供给侧结构性改革为主线，聚焦煤炭、发电主业，大力实施“三去一降一补”，化解产能过剩，优化布局结构，推进绿色发展，大力实施创新驱动战略，全面深化内部改革，加快完善现代企业制度，积极发展混合所有制经济，加大“走出去”力度，积极参与“一带一路”建设，全力打造具有全球竞争力的世界一流综合能源集团，坚定不移地做强做优做大国有企业。
4.火电投资降速
近年来，电力消费增速放缓，全国煤电设备年利用小时数持续降至历史低位，引发煤电过剩之虑。2017年以来，国家能源局等部门进一步完善政策措施、加大工作力度推进防范化解煤电产能过剩风险工作，煤电新投产装机同比减少，利用小时数和发电量同比增加，调控成效逐步显现。
根据中电联数据，2017年1～11月，全国主要发电企业电源工程完成投资2329亿元，同比下降13.4%。其中，水电492亿元，同比增长2.1%;火电674亿元，同比下降27.4%;核电336亿元，同比下降12.9%;风电576亿元，同比下降16.0%。
5.煤电企业经营业绩大幅亏损
煤炭成本约占火电行业经营成本的七成。2016年下半年，煤价开始大幅上扬，秦皇岛5500大卡动力煤价在2016年11月超过600元/吨，并在此后基本维持在高位，使得火电行业经营成本持续攀升。自2016年10月开始，五大发电集团煤电板块开始出现整体亏损，并且亏损额持续扩大。数据显示，截至2017年三季度，五大发电集团的利润总额仅258亿元。
虽然国家发展改革委发出通知，自2017年7月1日起，通过调整电价结构，缓解燃煤发电企业经营困难，但煤电企业仍面临较大的经营压力。目前煤电行业约有三分之二陷入亏损，其中山西的亏损面已达88%。
6.进一步规范燃煤自备电厂
根据国家发展改革委的统计，截至2016年底，全国企业自备电厂装机容量超过1.42亿千瓦，较2015年同比增长16%，占全国电力总装机的8.6%。从自备电厂的类型来看，自备煤电机组装机容量1.15亿千瓦，占全部自备机组装机总容量的81%;从自备电厂的区域分布来看，新疆与山东两省自备电厂规模名列前茅，规模约为6000万千瓦，主要集中在电解铝、石化、钢铁等行业。
据国家发展改革委体改司有关负责人介绍，自备电厂部分机组能效环保水平偏低，与高效环保的公用大容量机组差距明显;在承担社会责任方面，自备电厂普遍未按规定缴纳政府性基金及附加，以及应承担的政策性交叉补贴;部分自备电厂还存在参与调峰积极性不高、执行调度纪律不严、运行管理有待改进等问题。
为进一步规范燃煤自备电厂管理，2017年5月，国家能源局会同国家发展改革委、工信部、环保部、财政部等单位开展燃煤自备电厂规范建设及运行专项督查，赴新疆、山东、内蒙古、江苏、广西、甘肃等地，重点对燃煤自备电厂的规划建设、运行管理和社会责任承担情况等进行督查。
二、问题与趋势
1.防范和化解煤电产能过剩风险将是长期工作
尽管防范化解煤电产能过剩风险工作已取得阶段性成效，但受经济增速放缓、电力供需形势变化等因素影响，煤电发展形势不容乐观。根据国家能源局2017年初发布的《关于发布2020年煤电规划建设风险预警的通知》，全国大部分省份的风险预警等级为红色、橙色。国家能源局还预计“十三五”末全国电力供应总体宽松，防范和化解煤电产能过剩风险将是“十三五”时期长期性工作。
2.正确认识煤电利用小时数的变化
长期以来，煤电行业以5500利用小时数作为盈亏平衡点测算，低于这一数值意味着行业机组利用效率偏低、产生亏损。但这一数值是在电力短缺时代计算出来的，随着多种因素的影响，要正确认识煤电利用小时数的变化，重新评估煤电行业盈亏平衡点处的利用小时数。
一方面，随着“十三五”期间经济结构和电力生产结构的深入调整，未来水电、风电、光伏等非化石能源装机规模和发电量将不断增加，煤电利用小时数将进一步缩减。随着可再生能源装机比重的提升，为实现风光消纳，煤电机组将逐步由提供电力、电量的主体性电源，向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源转变，煤电机组逐步分化，发挥“让路”和“托底”作用。
另一方面，火电未来的盈利方向从电量转向“电量+容量”并重，通过为电力市场提供高效低成本的调频、调峰服务来获取额外收益，机组利用小时低并不代表整体盈利水平低，发电企业需重新审视利用小时在生产经营中的作用，运用包含利用小时、深度调峰能力、启停和备用等综合效益分析指标，更加科学地评价与分析煤电的容量效益。
3.煤电联营将成未来发展趋势
2017年11月，国家发展改革委副主任连维良在煤炭交易会上表示，推进煤电联营兼并重组是全面提高供给体系质量的有效途径。煤电联营总的原则是，增量的都要煤电联营，存量的要有序推进改革。
据了解，有关部门将进一步研究制定相关鼓励政策，支持将煤电联营项目优先纳入能源发展规划，支持煤电联营煤矿优先释放优质产能和核增生产能力。支持发展煤电联营的混合所有制企业，实现煤电交叉制度，加快煤电联营步伐。
继神华与国电合并重组为国家能源集团，后续或还会有能源央企合并重组。
4.全国碳市场暂不对火电行业形成较大成本压力
《全国碳排放权交易市场建设方案》提出按“基础建设期”“模拟运行期”“深化完善期”三阶段稳步推进碳市场建设工作，前两个阶段分别提出用“一年左右的时间”来完成。即在一年左右的基础建设期后，用一年左右的时间开展发电行业配额模拟交易，然后开展现货交易。因此，2018年全国碳市场主要是进行系统建设、试运行、开户、模拟交易等一系列工作，进而完善相关的机制体系，正式的交易可能要到2020年，所以说短期内对火电行业影响不大。
但是碳市场将是强制性的，作为首先纳入的交易主体，火电企业必须认真梳理碳市场的每个环节，弄清碳市场与各种政策工具对企业可能造成的影响。为此，电力企业应加快在人力、物力、财力上的投入和准备，在基础建设和模拟运行的二年左右时间内积极、深入参与到碳市场建设中。争取利用碳市场机制，充分补偿减排成本，使减排成本降到最低。
