“随着电改不断深入，市场化交易电量不断增多，但在煤价高企和部分区域发电企业让利继续加大的情况下，火电盈利空间再受挤压，企业经营压力明显加大。”广东某火力发电企业的内部人士在接受第一财经记者采访时说。
数据显示，2017年，五大发电集团火电业务亏损132亿元。对此，业内专家普遍认为，要扭转火电行业困境，关键是要理顺电力价格形成机制，既要“市场煤”，也要“市场电”。
高企的煤价和不断的让利
2016年以来，煤炭行业逐步落实国家“去产能”、“控产量”政策。2018年，全国煤矿数量减少5800处，完成1.5亿吨去产能任务。今年煤炭行业淘汰落后产能、释放优质产能的标准将越来越严格。受此影响，煤炭价格中枢持续上移。其中，动力煤2018年均价647元/吨，中枢价格连续第三年上移。
与此同时，部分区域发电让利逐年增多。以广东为例，按节能低碳电力调度原则和优先发电制，A类机组全额消纳，不参与市场化交易。然而，随着广东电改的进一步深入，B类火电机组独自承担了市场交易让利的重任。
2017年，广东电力市场总成交量1156.6亿千瓦时，让利76亿元；2018年，总成交量1572.1亿千瓦时，让利103亿元。2019年，广东电力市场交易规模约为2000亿千瓦时，B类火电机组让利幅度将进一步增大。
为响应国家清洁能源消纳专项行动，西电送入广东的电量逐年增加。南方电网公司西电东送已经形成了“八条交流、十条直流”共18条500千伏及以上西电东送大通道，最大送电能力超过4750万千瓦，年送电量超过2000亿千瓦时，占广东省年用电量的三分之一。2017年，广东吸纳西电近1782亿千瓦时，2018年达1927亿千瓦时，预计2019年超2000亿千瓦时。
“这挤占了广东省内统调机组发电份额。”上述火力发电企业内部人士对记者说。
广东省内按照优先安排清洁能源的消纳原则，核电发电量2017年为823亿千瓦时，2018年为876亿，预计2019年达910亿千瓦时，同时其它清洁能源机组相继投产。这就意味着，B类火电机组发电份额逐年受到挤压。
与此同时，广东位于北煤南运的末端，运距超过 2000 公里，且地处东南沿海，台风、暴雨等自然灾害多发，从2006年开始，广东关停了省内所有煤矿，自身无法提供煤炭保障。近年来，广东省内调运煤炭约为 1.8 亿吨，其中进口煤约占30%。
此外，煤炭的调入还受到铁路运力、港口及航运等环节的限制和制约，呈现“需求量大、调运困难、成本控制能力弱”等特点，在迎峰度夏、冬储煤及重大节日等关键节点，广东煤炭供需趋紧，保供应形势严峻。
电力价格机制需要理顺
但从目前的迹象来看，全国煤炭市场供需趋紧的态势短期内难以得到根本改变，且价格维持高位运行。截至2019年3月，环渤海动力煤价格指数(BSPI)平均报578.5元/吨，同比增长1.3%。
中国华电集团董事长温枢刚曾表示：“一方面，电力用户端认为价格高了、希望降价；另一方面，电力生产端则承受巨大的成本压力甚至巨大的亏损。”
根据中国电力企业联合会发布的2018年度《中国电力行业年度发展报告》(下称《报告》)，2017年，全国规模以上火电企业仅实现利润207亿元，比上年同期下降83.3%，受此影响，发电企业利润同比下降32.4%。中电联指出，燃料成本上升和市场电量增加形成的双向挤压，使煤电企业经营压力陡增，中国五大发电集团首当其冲。
根据《报告》，2017年，五大发电集团火电业务亏损132亿元，继2008年后再次出现火电业务整体亏损。受此影响，五大发电集团2017年电力业务利润总额为310亿元，较上年下降64.4%。
随着电改的不断深化，电力市场化交易已成为大趋势。《报告》统计，2017年全国市场化交易电量约占全社会用电量的25.9%。其中，包括三峡、中广核等在内的18家大型发电企业，2017年参与市场交易电量的比重为21.24%，而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。
“煤电(火电)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。”中电联相关负责人此前介绍，“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。煤电经营困难不但影响煤电自身环保、节能指标，也会对其他非化石能源的利用造成影响。”
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强向第一财经记者分析称，解决火电亏损需要从“市场煤计划电”和煤电矛盾的体制、机制性问题入手，统筹提出解决办法。
他建议，加快形成客观反映国内实际的到厂煤炭价格指数，完善和及时实施到位的煤炭价格、发电上网电价和销售电价同时联动的煤电联动政策；同时，加快推进流通领域体制改革，减少中间环节，取缔不合理的中间环节收费，并适当通过其他措施解决历史欠账。
