上网电价下调、煤炭价格上涨、利用小时数下降、计划电量减少、新增装机受限、超低排放改造提前……2016年已近尾声，燃煤发电行业却没能等到什么“好消息”。
国家政策导向十分明确：煤电不能再扩张了！《电力发展“十三五”规划》发布一月有余，风能、太阳能、水力发电行业均迎来了自己的“规划”，明确了未来五年的建设目标，煤电发展规划则迟迟未出台。时代变了，煤电角色变了，而当G20峰会召开、夏季空调负荷创新高、冬季集中供暖范围扩大，国计民生重担在肩时，煤电仍在坚守。
2016是“十三五”开局之年。“十二五”期间的耕耘开始在2016年开花结果，“十二五”期间的隐患亦在2016年浮出水面。当变革开始、辉煌不再，煤电不得不走出“舒适圈”，迎接竞争激烈却富有生机的未来！
过剩
审批建设“急刹车”
依托“三个一批”措施和煤电规划建设风险预警机制，“十三五”期间将煤电总量控制在11亿千瓦以下。
“十二五”过后，我国整体上处于电力富裕状态，“拉闸限电”逐渐成为历史。煤电机组运转不受自然条件影响，稳定的出力为经济社会的持续发展与平稳运行提供着保障。但随着经济增速放缓，社会用电量增长开始减速，加上可再生能源的迅速崛起，煤电机组开始越来越频繁地接到电力公司低负荷运行甚至停机的安排，机组设备闲置率普遍提高。
2014年，火电项目审批权下放，2015年火电项目环评审批权下放，地方政府对于煤电项目的投资热情迅速提高，新上煤电项目数量大幅增长。彼时仍在不断降低的煤炭价格，成为企业大量上马煤电项目的一大动力，发电企业、煤炭企业，甚至非能源类企业也来分羹。投资热度上升加剧了发电量增速与装机容量增速的不匹配，煤电市场迅速走向饱和。
国家能源局局长努尔?白克力曾指出，如果按照这样的发展态势，未来几年，我国煤电行业将会变成现在的钢铁和煤炭行业。为此，今年上半年，国家发改委、能源局接连下发《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能的通知》、《关于促进我国煤电有序发展的通知》、《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知》三份重要文件，提出要“取消一批，缓核一批，缓减一批”，除江西、安徽、海南、湖北外，28个省级电网区域被列为煤电规划建设红色预警地区。
中电联发布的电力工业运行简况指出，今年前11个月，全国火电设备平均利用小时数为3756小时，较去年同期降低了204小时，为2005年以来同期最低水平。经济下行带来的影响仍未消退，只有山东、江苏、河北三个省份的火电利用小时数超过4500小时。
煤电过剩问题在今年盖棺定论，“急刹车”来得及时。截至今年11月，全国6000千瓦及以上电厂装机容量15．7亿千瓦，火电10．4亿千瓦，其中燃煤机组约占9亿千瓦左右。《电力发展“十三五”规划》提出，“十三五”期间要力争将煤电装机控制在11亿千瓦以内，取消和推迟煤电建设项目1．5亿千瓦以上。前有总量控制目标，后有“三个一批”措施和煤电规划建设风险预警机制，煤电企业依靠扩大装机规模寻求发展的时代已宣告结束。
减排
超低排放全面提速
改造时间节点提前，鼓励措施日趋完善，超低排放改造推进顺利。
电力项目建设周期长，“十三五”期间仍将有近2亿千瓦煤电项目建成投产。煤电“过剩”也许在未来几年内还要为人诟病，但“污染”的帽子，煤电摘得坚决。
2014年被称作“超低排放”元年，明确了“超低排放”的概念，开始了最初的尝试。2015年则是各种技术路线在各种容量等级机组上的探索与推广，国务院常务会议明确提出，要全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造。根据统计，2015年全国煤电超低排放改造助力电力行业减排成效显著，烟尘、二氧化硫、氮氧化物与此前排放峰值相比，分别下降了93．3％、85．2％、82．0％。
2016年，“超低排放”改造结束了蹒跚学步，开始奔跑。超低排放改造时限提前，东、中、西部地区满足改造条件的燃煤电厂要分别于2017、2018、2020年前完成相应改造工作。国家能源局、环保部于6月28日发布《关于印发2016年各省（区、市）煤电超低排放和节能改造目标任务的通知》，将改造任务分解细化。地方政府则通过出台相关配套政策，提高没电企业改造积极性：《山东省燃煤机组（锅炉）超低排放绩效审核和奖励办法（试行）》按照机组改造减排量与逐年“退坡”的奖励标准，给予当地企业总额超过2．8亿元的奖励资金；《山西省燃煤发电机组超低排放改造项目省级奖补资金管理暂行办法》以机组容量与脱硫系统改造方式确定投资标准，对2017年底前完成改造的机组给予相应奖补资金……
政策的出台让早先对于超低排放的反对与质疑声迅速减少。尽管超低排放在技术细节的规范、监测及评价标准、各地改造经济性与必要性等方面仍存在可以讨论与改善的空间，但当风能、太阳能等清洁可再生能源发电成本的不断降低，开始侵蚀原先属于煤电的市场份额时，“将自己打造为比燃气发电还清洁的电源”已是煤电谋求生存必须要走的道路。一年时间，已有越来越多的燃煤电厂实现了“全厂超低排放”。
环保改造在电力行业的强力推行也激发了环保行业的活力。多元化的技术路线让电厂有了更多选择，激烈的市场竞争下，环保改造成本不断降低，同时促进了环保行业整体水平提高。随着超低排放改造在电力行业内的迅速成熟，环保行业的未来或将移向燃煤电厂的三氧化硫、汞、废水、固废排放，并逐渐向非电行业延伸。
经营
亏损呈扩大化趋势
煤价快速上涨暴露煤电企业经营短板，业绩下滑，亏损扩大，经营观念需转变。
2015年，煤电行业开始面临一系列挑战：装机过剩导致利用小时数降低、可再生能源和特高压输电开始挤占市场份额、国家启动煤电联动机制下调上网电价、推进升级改造增加投资成本……但持续走低的煤炭价格还是让煤电行业大量盈利：2015年的动力煤价格指数由年初的520元／吨一路跌至372元／吨。某上市电企在发电量同比下降的同时，2015年前三季度利润增幅超过28％。尽管当时已有规模较小的电厂因无力承担“上大压小”与环保改造的压力或发电量无法保证而出现亏损，但整个行业一时间仍沉浸在大公司利润额疯狂上涨的气氛之中。
而随着国家“去产能”政策推行，截至今年7月末，全国已累计退出煤炭产能9500多万吨，煤炭行业产能严重过剩的情况被迅速抑制。动力煤指数在今年上半年一直处于平稳状态，由年初的371元／吨回升至400元／吨左右，今年下半年开始突然疯狂上涨，用十八周的时间涨至607元／吨，创造了年内最高纪录。
低煤价几乎是煤电企业2015年唯一的赢利点，而随着煤价一路攀升，2016年煤电行业在经营上的压力开始显现。五大发电主要上市公司的前三季度利润亦应声而落，旗下部分电厂由于入厂标煤价格突破损益平衡点，第四季度开始出现单月亏损，四季度盈利情况令人担忧。
低煤价带来的盈利曾一度掩饰了发电企业经营能力的欠缺，资产负债率居高不下、机组运维管理水平参差不齐、投资亏损等问题随着经营业绩下滑纷纷显露。亏损，已不再是“竞争力不强”的小电厂的个例，开始出现在大型发电集团，并在一定区域内蔓延，优胜劣汰的竞争已经开始。根据国家能源局山西监管办的数据，今年前十个月，山西省51家省调火电企业有32家出现亏损。尽管山西的情况与其煤炭企业、煤电企业的定位与规划有关，但行业内的恐慌情绪已经出现，甚至有观点认为煤电企业即将迎来“倒闭潮”。
诚然，我国目前的电力发展现状仍需要煤电机组的支撑，煤电企业的“大规模倒闭”缺乏客观条件，但煤电企业在经营上的危机不仅是需要“警惕”而已，它已经成为摆在电企面前急需解决的问题。煤价或将理性回落，但煤电企业不能再次将命运交给煤炭市场，必须重新评价现有经营模式，寻求突破，才能在“新常态”下得以生存。
市场
主动适应改革步伐
市场电量作为电力交易市场运作的关键，成为煤电企业必争之地，为日后开放的市场交易做好准备。
2014年12月24日，新电改方案获得国务院会议原则性通过；2015年11月26日，国家发改委、国家能源局发布新电改6个核心配套文件。布局已经完成，2016年成为新电改具体实施的第一年。各级市场与交易机构相继成立，输配电价改革、配售电改革试点范围有序扩大，售电公司更如雨后春笋般先后成立。而电力交易市场想真正运作起来，关键一环在于放开发用电计划，增加市场电量，而正是这一点与发电企业密切相关。
今年7月13日，国家发改委、国家能源局发布《关于有序放开发用电计划工作的通知（征求意见稿）》。其中包括加快缩减煤电机组非市场化电量，放开跨省跨区送受煤电计划，其他发电机组均可参与市场交易，研究大型水电、核电等参与市场方式，适时取消相关目录电价，合理确定优先购电、优先发电等内容。
计划电量的减少增加了煤电企业的危机感，在基础小时数不断下降的大环境下，更多计划电量被划入市场电量之中。尽管直供电降价幅度之大在某些地区甚至超过国家对上网电价下调的幅度，但只要仍有利润空间，煤电企业就会全力争取大用户直供资源来保证电量水平。目前电力市场建设还不完善，距离实现真正意义上的完全市场交易还有一定距离，但发电企业对大用户资源的争取已经让煤电企业的经营思路开始发生转变，极大提高了其营销水平，可以看作未来电力市场的开放前的“演习”。
而从电力市场改革的角度看，目前国内发电量中计划电量仍然占巨大比重，市场电量占比仍不高。放开电量的规模决定了电力交易市场的规模，只有市场足够大，才能激发参与交易各方的热情和活力，从而加速整个交易机制的健全与完善。今年3月发布的《国家能源局关于做好电力市场建设有关工作的通知》（征求意见稿）曾对发用电计划放开提出明确时间表，即2016年力争达到本地工业用电量的30％，2018年实现工业电量100％放开。面对百亿级的电力交易市场，发电企业作为电力产品的生产者，理应化被动为主动，充分利用自身资源开拓市场，在改革的潮流中站住脚跟。
转型
成为综合能源服务商
供热、供冷、工业蒸汽、生产废料，燃煤电厂深挖潜力提供综合服务，与城市发展紧密相连。
从过去只闷头发电到今天主动卖电，传统意义上的燃煤电厂正在实实在在地转型，并且越来越多的发电企业开始意识到，电厂能卖的不只是电！
今年3月22日，国家发改委、能源局、财政部、住建部、环保部联合发布了《热电联产管理办法》，鼓励采暖型背压热电联产企业成立售电售热一体化运营公司，优先向本区域内的用户售电和售热。五部委意图借助热电企业绿色发展与电力体制改革相结合的契机，解决我国北方地区冬季供暖期空气污染严重、热电联产发展滞后、区域性用电用热矛盾突出等问题。
在煤电项目审批建设被严格限制的大环境下，热电联产成为规划建设风险红色预警地区唯一可以发展的煤电项目。“以热定电”的规则下，热电厂扮演的角色不再只是一个电源点，还是一个支撑地区工商业发展、保障居民日常生活的热源点。五部委对热电机组寄予厚望，热电联产也符合煤电企业自身发展的需求。对于早期投产的30万千瓦级机组，供热改造对于机组寿命的延长和机组效率的提升都大有裨益；随着煤电经营压力不断增加，越来越多的60万千瓦级、百万千瓦级机组出于节能降耗、降低运行成本的考虑，开始加入供热行列。供热提高了机组效率，变相降低了机组的度电煤耗，今年供暖季煤价处于高位，热电联产机组的优势得以充分体现。
热电联产机组为区域内工业用户提供工业蒸汽，更解决了北方居民冬季供暖低效率、高污染的问题，在替代关停小锅炉，降低污染物排放的同时，居民供热质量也上升了一个台阶。电厂的发展与城市建设的联系越来越紧密，煤电企业开始与当地热力公司合作，建设智能换热站，“热电冷”三联供的模式被越来越多地应用；主动承担城市污水处理任务，用处理后的中水满足机组用水需求，并为城市清洁做出贡献；结合周边产业布局或自然环境，输出废渣废气作为下游产业生产原材料、发展海水淡化……燃煤电厂的潜力得到不断挖掘，煤电企业也开始逐渐转型为区域性的综合能源服务商，这也许正是煤电企业实现转型升级最为直接可行的道路。
大事记
1．1
煤电联动机制启动，全国燃煤发电上网电价平均下调3分每千瓦时。为工商业用电减负约300亿元。
3．1
北京电力交易中心、广州电力交易中心挂牌成立。标志着电力行业市场化进入全面实施阶段。
4．8
33个省级电网区域煤电建设风险预警发布，28个区域为红色预警，不宜上马煤电机组。
6．28
《2016年各省（区、市）煤电超低排放和节能改造目标任务》印发。机组超低排放改造总目标达25436万千瓦。
8．31
大唐发电煤化工及相关项目转让事宜完成交割，将相关资产以1元对价转让给集团公司旗下的中新能化。
11．2&S205;
环渤海动力煤价格指数报收于607元／吨，为年内最高值。截至该报告期，该指数已连续十八周上涨。
11．7
国家发改委、国家能源局发布《电力发展“十三五”规划》，要求“十三五”期间取消和推迟煤电建设项目1．5亿千瓦以上。
11．18
华能、中石油、三峡旗下资本板块在北京合资成立华能投资管理有限公司，探索产融结合发展。
12．6
国家电投成功发行12亿美元国际债券，是今年亚洲电力行业发行规模最大的美元S条例交易。