1
政策与大事
1.煤电建设节奏得到有效控制
2018年，国家发展改革委、国家能源局下发了《2018年煤电化解过剩产能工作要点》《关于2021年煤电规划建设风险预警的通知》《关于加快做好淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组工作暨下达2018年煤电行业淘汰落后产能目标任务（第一批）的通知》等政策文件，进一步明确任务目标与淘汰标准，摸底各地淘汰计划容量等，有关地方和企业全面梳理30万千瓦以下煤电机组，排查能效和环保不达标机组，化解煤电过剩产能工作深入推进。前11个月，全国火电工程投资与新增装机规模同比双双下降，其中，新增煤电装机同比减少超过20%。
据国家能源局发布数据，1～11月，全国6000千瓦及以上火电厂装机容量为112475万千瓦，同比增长3.4%；利用小时数为3946小时，同比增加175小时；完成投资672亿元，同比降低0.3%；新增装机3017万千瓦，同比降低909千瓦。此外，到2018年年底，有关地方相继发布了煤电行业淘汰落后产能公告，表示完成年度目标。
2.燃煤电厂超低排放和节能改造稳步推进
按照《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，2018年8月，生态保护部、国家能源局联合发出通知，明确2018年各省（区、市）煤电超低排放和节能改造目标任务（全国累计超低排放改造4868万千瓦，节能改造5390.5万千瓦），要求各地持续做好煤电超低排放和节能改造工作，加大力度、加快改造，促进煤电清洁高效发展。其中明确，中部地区力争在2018年前基本完成，西部地区在2020年完成；对不改造或改造后仍不达标的机组予以淘汰关停；有针对性开展督促检查，了解改造进展情况；对工作不力的地方和企业，将依法依规约谈和问责。
2018年年初，国家能源局华北监管局发布《天津市、河北省燃煤电厂节能改造和超低排放专项监管公告》。公告显示，节能改造方面，天津市情况较好，大部分机组已经达到310克/千瓦时的标准，河北省情况略差，约一半以上机组未能达到310克/千瓦时。各燃煤发电企业有针对性地选择了适合企业实际、节能降耗效果较好的方案。存在的主要问题有，煤质不稳定，煤电机组低负荷运行，改造手段较为单一影响节能改造效果，不同类型发电机组达到同一标准难度较大。
3.煤电灵活性改造重要性进一步凸显
提高火电机组的灵活性，尤其是热电联产机组的灵活性，对于实现科学调峰和有序调度、保障民生供热、促进新能源消纳、维护电力系统安全稳定运行有着积极作用。随着新能源快速发展，提升煤电灵活性的重要性进一步凸显。2018年2月28日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，指出从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，重点增强系统灵活性、适应性，破解新能源消纳难题，推进绿色发展。
《意见》明确，实施火电灵活性提升工程。根据不同地区调节能力需求，科学制定各省火电灵活性提升工程实施方案。“十三五”期间，力争完成2.2亿千瓦火电机组灵活性改造（含燃料灵活性改造，下同），提升电力系统调节能力4600万千瓦。优先提升30万千瓦级煤电机组的深度调峰能力。改造后的纯凝机组最小技术出力达到30%～40%额定容量，热电联产机组最小技术出力达到40%～50%额定容量；部分电厂达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%～30%。
4.火电利用小时数有所回升
根据国家能源局发布的数据，1～11月，全社会用电量累计62199亿千瓦时，同比增长8.5%。分产业看，第一产业用电量673亿千瓦时，同比增长10.0%；第二产业用电量42684亿千瓦时，同比增长7.1%；第三产业用电量9890亿千瓦时，同比增长12.8%；城乡居民生活用电量8952亿千瓦时，同比增长10.5%。全国发电设备累计平均利用小时数为3518小时，同比增加103小时，其中，火电设备利用小时数为3946小时，同比增加175小时。火电设备利用小时数回升的主要原因包括两方面，一是受宏观经济稳中有进、天气等因素影响，全社会用电量超预期增长；二是煤电去产能取得积极进展。
5.全国火电企业亏损面接近一半
因煤价上涨、发电成本上升，火电企业经营形势比较严峻，亏损面接近一半。据中电联发布的《2018年前三季度全国电力供需形势分析预测报告》，前三季度，电煤价格总体处于高位波动态势，中国沿海电煤采购价格指数（CECI）显示，反映电煤采购综合成本的CECI5500大卡综合价前三季度波动区间为571～635元/吨，各期价格都超过了《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》中规定的绿色区间上限，国内煤价持续高位也导致对标国内煤价的进口煤价格快速上涨，明显提高了国内企业采购成本。此外，有关机构在山西、陕西等地实地考察中了解到，部分火电国企因现金流断流可能会面临关闭风险，建议短期内尽快采取具体政策帮助火电企业打破困境，同时加快电力体制的综合改革，实现电力公益性与商品性的有效兼容。
6.两部门联合发文推进煤电联营
2018年9月，国家发展改革委、国家能源局下发《关于深入推进煤电联营促进产业升级的补充通知》，促进煤电联营落地。其中明确，鼓励发展多种形式的煤电联营，同等条件下优先支持煤炭和发电企业相互持股比例超过30%的项目。优先释放煤电联营企业的优质产能。煤电联营煤矿申请生产能力核增的，产能置换比例不小于核增产能的100%；对于实施煤电联营且相互参股比例不低于30%的机组，可增加一定数量的优先发电计划；相互参股比例越高，增加的利用小时可适当提高。对参与煤电联营的煤矿和电厂，在签订中长期合同的基础上优先安排实施跨区域煤电联营的煤矿项目直供联营电厂的燃料煤铁路运力。
2
问题与趋势
1.煤电联营政策效果有待观察
自2016年印发《关于发展煤电联营的指导意见》，我国政策层已明确，煤电联营是缓解煤电矛盾、化解煤炭过剩产能、应对煤价异常波动，保证煤炭、电力两个行业协调、可持续健康发展的重要手段。但2018年国家再次印发《关于深入推进煤电联营促进产业升级的补充通知》，给予煤电联营项目、企业诸多优惠条件，一方面说明其推进煤电联营的决心，另一方面也说明煤炭企业、电力企业推进煤电联营的意愿更待加强。
2.短期内全国碳市场对火电企业经营影响有限
全国碳市场正式启动已满一年。据了解，过去一年，生态环境部研究起草了相关配套制度；初步组建了各个企业的碳排放系统，组织研究设计了全国碳排放权注册登记系统和交易系统的方案；研究制定发电行业配额分配方案，研究全国碳市场运行测试方案，启动了发电行业的碳排放交易技术指南编制工作。下一步将加快碳排放权交易管理暂行条例出台，进一步做好重点排放单位碳排放报告、核查和配额管理工作，进一步完善优化相关方案。
上述工作计划落地需要时日，2019年也仅是全国碳市场模拟运行期，因此对大多数电力企业来说，碳市场短期内对其企业经营的影响将依然有限，煤价、电价仍是火电业绩的主导因素。但中长期来看，碳市场会对火电行业发展产生根本性、变革性的影响，火电行业要提早部署应对之策。
政策与大事
1.煤电建设节奏得到有效控制
2018年，国家发展改革委、国家能源局下发了《2018年煤电化解过剩产能工作要点》《关于2021年煤电规划建设风险预警的通知》《关于加快做好淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组工作暨下达2018年煤电行业淘汰落后产能目标任务（第一批）的通知》等政策文件，进一步明确任务目标与淘汰标准，摸底各地淘汰计划容量等，有关地方和企业全面梳理30万千瓦以下煤电机组，排查能效和环保不达标机组，化解煤电过剩产能工作深入推进。前11个月，全国火电工程投资与新增装机规模同比双双下降，其中，新增煤电装机同比减少超过20%。
据国家能源局发布数据，1～11月，全国6000千瓦及以上火电厂装机容量为112475万千瓦，同比增长3.4%；利用小时数为3946小时，同比增加175小时；完成投资672亿元，同比降低0.3%；新增装机3017万千瓦，同比降低909千瓦。此外，到2018年年底，有关地方相继发布了煤电行业淘汰落后产能公告，表示完成年度目标。
2.燃煤电厂超低排放和节能改造稳步推进
按照《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，2018年8月，生态保护部、国家能源局联合发出通知，明确2018年各省（区、市）煤电超低排放和节能改造目标任务（全国累计超低排放改造4868万千瓦，节能改造5390.5万千瓦），要求各地持续做好煤电超低排放和节能改造工作，加大力度、加快改造，促进煤电清洁高效发展。其中明确，中部地区力争在2018年前基本完成，西部地区在2020年完成；对不改造或改造后仍不达标的机组予以淘汰关停；有针对性开展督促检查，了解改造进展情况；对工作不力的地方和企业，将依法依规约谈和问责。
2018年年初，国家能源局华北监管局发布《天津市、河北省燃煤电厂节能改造和超低排放专项监管公告》。公告显示，节能改造方面，天津市情况较好，大部分机组已经达到310克/千瓦时的标准，河北省情况略差，约一半以上机组未能达到310克/千瓦时。各燃煤发电企业有针对性地选择了适合企业实际、节能降耗效果较好的方案。存在的主要问题有，煤质不稳定，煤电机组低负荷运行，改造手段较为单一影响节能改造效果，不同类型发电机组达到同一标准难度较大。
3.煤电灵活性改造重要性进一步凸显
提高火电机组的灵活性，尤其是热电联产机组的灵活性，对于实现科学调峰和有序调度、保障民生供热、促进新能源消纳、维护电力系统安全稳定运行有着积极作用。随着新能源快速发展，提升煤电灵活性的重要性进一步凸显。2018年2月28日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，指出从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，重点增强系统灵活性、适应性，破解新能源消纳难题，推进绿色发展。
《意见》明确，实施火电灵活性提升工程。根据不同地区调节能力需求，科学制定各省火电灵活性提升工程实施方案。“十三五”期间，力争完成2.2亿千瓦火电机组灵活性改造（含燃料灵活性改造，下同），提升电力系统调节能力4600万千瓦。优先提升30万千瓦级煤电机组的深度调峰能力。改造后的纯凝机组最小技术出力达到30%～40%额定容量，热电联产机组最小技术出力达到40%～50%额定容量；部分电厂达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%～30%。
4.火电利用小时数有所回升
根据国家能源局发布的数据，1～11月，全社会用电量累计62199亿千瓦时，同比增长8.5%。分产业看，第一产业用电量673亿千瓦时，同比增长10.0%；第二产业用电量42684亿千瓦时，同比增长7.1%；第三产业用电量9890亿千瓦时，同比增长12.8%；城乡居民生活用电量8952亿千瓦时，同比增长10.5%。全国发电设备累计平均利用小时数为3518小时，同比增加103小时，其中，火电设备利用小时数为3946小时，同比增加175小时。火电设备利用小时数回升的主要原因包括两方面，一是受宏观经济稳中有进、天气等因素影响，全社会用电量超预期增长；二是煤电去产能取得积极进展。
5.全国火电企业亏损面接近一半
因煤价上涨、发电成本上升，火电企业经营形势比较严峻，亏损面接近一半。据中电联发布的《2018年前三季度全国电力供需形势分析预测报告》，前三季度，电煤价格总体处于高位波动态势，中国沿海电煤采购价格指数（CECI）显示，反映电煤采购综合成本的CECI5500大卡综合价前三季度波动区间为571～635元/吨，各期价格都超过了《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》中规定的绿色区间上限，国内煤价持续高位也导致对标国内煤价的进口煤价格快速上涨，明显提高了国内企业采购成本。此外，有关机构在山西、陕西等地实地考察中了解到，部分火电国企因现金流断流可能会面临关闭风险，建议短期内尽快采取具体政策帮助火电企业打破困境，同时加快电力体制的综合改革，实现电力公益性与商品性的有效兼容。
6.两部门联合发文推进煤电联营
2018年9月，国家发展改革委、国家能源局下发《关于深入推进煤电联营促进产业升级的补充通知》，促进煤电联营落地。其中明确，鼓励发展多种形式的煤电联营，同等条件下优先支持煤炭和发电企业相互持股比例超过30%的项目。优先释放煤电联营企业的优质产能。煤电联营煤矿申请生产能力核增的，产能置换比例不小于核增产能的100%；对于实施煤电联营且相互参股比例不低于30%的机组，可增加一定数量的优先发电计划；相互参股比例越高，增加的利用小时可适当提高。对参与煤电联营的煤矿和电厂，在签订中长期合同的基础上优先安排实施跨区域煤电联营的煤矿项目直供联营电厂的燃料煤铁路运力。
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问题与趋势
1.煤电联营政策效果有待观察
自2016年印发《关于发展煤电联营的指导意见》，我国政策层已明确，煤电联营是缓解煤电矛盾、化解煤炭过剩产能、应对煤价异常波动，保证煤炭、电力两个行业协调、可持续健康发展的重要手段。但2018年国家再次印发《关于深入推进煤电联营促进产业升级的补充通知》，给予煤电联营项目、企业诸多优惠条件，一方面说明其推进煤电联营的决心，另一方面也说明煤炭企业、电力企业推进煤电联营的意愿更待加强。
2.短期内全国碳市场对火电企业经营影响有限
全国碳市场正式启动已满一年。据了解，过去一年，生态环境部研究起草了相关配套制度；初步组建了各个企业的碳排放系统，组织研究设计了全国碳排放权注册登记系统和交易系统的方案；研究制定发电行业配额分配方案，研究全国碳市场运行测试方案，启动了发电行业的碳排放交易技术指南编制工作。下一步将加快碳排放权交易管理暂行条例出台，进一步做好重点排放单位碳排放报告、核查和配额管理工作，进一步完善优化相关方案。
上述工作计划落地需要时日，2019年也仅是全国碳市场模拟运行期，因此对大多数电力企业来说，碳市场短期内对其企业经营的影响将依然有限，煤价、电价仍是火电业绩的主导因素。但中长期来看，碳市场会对火电行业发展产生根本性、变革性的影响，火电行业要提早部署应对之策。