相比2018年，2019年煤价带来的成本压力有所缓解。在煤炭优质产能逐渐释放、进口煤政策调整等因素影响下，动力煤价格走势逐渐稳定下行。时近2019年末，中电联发布的中国电煤采购价格指数(CECI沿海指数)5500大卡综合价已降至550元/吨以下，电煤价格久违地接近并进入“绿色区间”。 能源结构调整与电改任重道远，除了煤价，煤电行业面临的掣肘仍有很多。2014年开始的“超低排放”改造已到收官阶段，通过改造、掺烧等手段降低煤耗成为当前煤电企业关注的重点。而随着环保政策趋严，一些尚未被纳入监测指标的污染物以及二氧化碳排放等，可能还会给煤电行业带来新的挑战。 ■■电改深化 “洗牌”加速 对本轮电改而言，2019年是改革措施深化落地的关键一年。电改推动过程中，煤电企业扮演了“让利”角色，但电力行业走向市场化发展的大方向不会变，适应改革环境已是煤电企业生存的必要前提。 内蒙古电力多边交易现货市场模拟试运行启动，此轮电改中第一批8个电力现货市场建设试点全部投入试运行，也标志着电力市场建设更进一步;国家发改委发布《省级电网输配电价定价办法(修订征求意见稿)》，省级电网输配电价改革持续推进;2020年全国能源工作会议指出，2019年市场化交易电量预计将达到2.3万亿千瓦时，同比提高6%。 同时，煤电行业开始打破“铁饭碗”。国家发改委公布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，明确从2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。煤电市场化电量不断增长，“计划”色彩浓重的标杆电价机制即将成为历史，作为电力供应侧“主力”，煤电行业探路市场化，将为整个电力行业直面市场提供宝贵经验。 ■■做优存量 找准“定位” 煤电陷入经营困难，产能过剩是原因之一。在国家能源局今年4月发布的《2022年煤电规划建设风险预警》中，煤电建设风险亮起红灯的省份仅剩8个，这意味着用电需求的增长逐渐“消化”了四五年前过度投资建设带来的产能过剩，而电网对于可调节电源的需求，也随着新能源电力的增长而同步增多。 即便如此，比起通过规模扩张追求发电收益回报的思路，煤电企业已经意识到，当下应深度挖掘现有资产的价值，根据自身情况找准定位、做优存量，并将其转化为经济效益。 另外，尽管山东、江苏、广东等火电大省仍存在高参数、大容量机组“停机”“压负荷”现象，但在目前的技术条件下，基荷电源仍是电网安全稳定运行的基础，高能效、高可靠性仍是大机组竞争力的核心要素。小机组在保证能耗与环保达标的同时，也将自身发展与地方发展需要相结合，积极探索供热、城市污泥处理、电网调峰调频等专项服务，创造必要性与稀缺性来谋求生机。
随着新能源装机和发电量激增、电力市场化建设提速，煤电行业将面临更复杂的市场环境，以及更多的机遇与挑战。减排、增效、稳定运行、灵活的调节，仍将是煤电企业保持竞争力的重要支撑。 |
