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同期，绿色能源发展步伐明显加快，风、光、水、核、气、生物质并举，特别是风电“疯长”，光伏掀起抢装“狂潮”，清洁能源装机占比大幅度提升。到2018年底，我国非化石能源装机7.76亿千瓦，占总容量的40.8%；非化石能源发电量2.16万亿千瓦时，占总发电量的30.9%。而且，近年来新能源补贴退坡，推进平价上网，市场竞争力显著增强，煤电不得不为清洁能源优先消纳作出让步。 另外，随着2015年新电改的推进和发用电计划的大幅放开，全面竞价时代已经拉开大幕，煤电首当其冲，“降价潮”席卷全国。一些区域的煤电企业“离不开、活不了”，深陷生存危机。 三是由于煤炭去产能，煤价“厂”型走势，煤电企业燃料成本高企。2016年，宏观经济开始企稳，煤炭需求止跌回升，增长0.5%，因为政府限产、去产能，原煤产量仅为33.6亿吨，下降了9.4%，导致市场供不应求，煤价大幅反弹；贵州、东北等地电煤供应“告急”，当地政府不得不出台限运出省措施。2017、2018年尽管产量有所释放，但煤炭需求放大，煤价高位震荡，呈“厂”型走势。 到2018年底，煤炭去产能10亿吨的任务已基本完成，煤矿数量减少到5,800处，平均产能提高到92万吨/年，晋陕蒙新四省区产量占到全国的74.3%。反映燃料成本的CECI沿海电煤采购5500大卡综合价，2017、2018年分别在650-700元/吨、571-635元/吨震荡，均超过国家规定的绿色区间。 “十三五”，煤炭市场的紧平衡与煤价的再度高企，对发电行业的直接影响是抢煤发电、燃料成本大增，导致煤、电行业经营业绩冰火两重天。 四是降低用能成本，降低煤电电价，政府、市场“双管齐下”。为提升实体企业竞争力，稳定经济增长，2015年国家推出了供给侧结构性改革，降低用能成本。一方面政府不断下调煤电标杆电价，2013年以来，共4次下调、1次上调，每千瓦时净下调6.34分，并取消各地低于标杆电价的优惠电价、特殊电价；另一方面通过加速放开发用电计划、大幅提高市场交易电量、不断创新交易品种，降低煤电市场交易电价。以某发电集团为例， 综合交易电价2015-2018年每千瓦时分别降价9.3分、6.3分、4.7分、5.2分。 目前，煤电电价政府、市场双管齐下，一降再降，几乎到了“降无可降”的起步，与新电改9号文提到的“交易公平、电价合理”的目标相去甚远，政府明文规定的煤电联动也变成了“镜中花、水中月”，已严重危及煤电的生存与保供。 五是环保政策层层加码，环保边际效应下降，相关政策执行不到位。“十三五”期间，国家对存量煤电推出一系列严厉的环保举措，从严淘汰落后产能0.2亿千瓦；限期完成煤机超低排放改造、节能改造、灵活性改造，共计9.8亿千瓦，现役煤机煤耗低于310克/千瓦时；清理规范自备电厂，严格执行节能环保标准；率先对火电实施排污许可证，排污费改征环保税；碳排放强度每千瓦时单位供电控制到550克、煤机865克，启动碳排放权交易；全面开展中央环保督察、生态文明建设年度评价等。 同时，国家还打出“组合拳”严控煤电新增产能，停缓建煤电1.5亿千瓦，到2020年，煤电不超11亿千瓦，新机煤耗低于300克/千瓦时。由于我国煤机年轻、先进、升级改造不断，环保的边际效应逐年下降。 尽管国家激励节能减排，实施节能调度，出台环保电价合计3.5分/千瓦时，但煤机巨额的环保投入难以保障与补偿，特别是环保电价、奖励电量在煤电竞价交易中难以兑现。从长远看，煤电碳排放成本增加将是未来的新挑战。 我国煤电之所以造成上述困惑，主要有以下六个原因： 1.世界气候变暖，我国雾霾频现； 2.全球能源清洁转型，掀起新能源革命； 3.世界“去煤化”浪潮，我国频现环保风暴，清洁可再生能源快速发展； 4.市场系统性风险增加，煤炭市场供应紧张，电力市场产能过剩，煤电矛盾爆发，煤电联动不到位； 5.政策导向利好不多利空多，降低用能成本，煤炭去产能； 6.2002年电改导致煤电巨量扩张，2015年新电改导致市场化交易剧增。 总之，这是由气候环境变化、能源变革走势、市场风险增加、国家政策导向、电企经营发展战略、重大事件影响等多种因素叠加、长期综合作用的结果。 综合施策方能破解煤电困局
面对种种困惑、严峻形势，今后我国煤电企业如何解困破局、在生存中谋发展？越来越成为电力业内普遍思考、苦苦探索的一个重大而又急迫的问题。个人认为，只有综合施策，久久为功，才能赢得未来。
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