千讯咨询发布的《中国火电市场发展研究及投资前景报告》显示，2008年至2011年，煤电迎来历史上首次行业性亏损，五大发电集团火电板块累计亏损高达921亿元。2012年之后，情况开始好转，2015年五大发电集团火电利润高达882亿元，但一年之后，就“腰斩”降至367亿元。2017年火电亏损达132亿元，除国家能源集团外，四大发电集团均亏损，行业亏损面在60%。2018年全国煤电企业仍有半数左右深陷亏损泥淖，今年上半年略有减缓。
与此相伴的是，发电集团的资产负债率长期高位运行，尽管比2008年85%的高点有所下降，2018年仍接近78%，巨额财务费用严重侵蚀当期利润。目前云贵川、东北、青海、河南等区域的煤电企业整体亏损，一些煤电企业资不抵债，依靠集团担保、委贷维持生存，有的甚至被关停、破产，少数电力上市公司业绩难以好转，面临被ST、退市的风险。
电力过剩叠加新能源竞争
煤电深陷亏损泥淖的原因之一是供需结构的失衡。不断放缓的全社会用电需求无法支撑高速增长的发电装机容量，火电产能过剩压力不断加大。此外，近年来新能源发电成本快速下降，市场竞争力显著增强，挤压了煤电企业的生存空间。自2002年电力体制改革以来，我国发电装机容量持续高速增长，“十二五”期间年均新增电力装机约1亿千瓦。截至2015年11月底，全国6000千瓦及以上电厂发电设备容量突破14亿千瓦，其中火电装机容量接近10亿千瓦。
反观用电需求，“十二五”以来，我国全社会用电量增长告别两位数，连下台阶，2015年增速仅为0.5%，创下1978年以来的最低水平。在此情况下，火电产能过剩压力加大，利用小时数也是一路下滑，2016年降至4165小时，创半个世纪以来的最低水平。
当年4月份，国家发改委和国家能源局连发四份文件“急刹车”，专门召开促进煤电有序发电电视电话会议，不仅要求淘汰落后的煤电产能，而且建立了风险预警机制，煤电新项目的规划、核准建设都要放缓。在过去的三年中，我国淘汰关停落后煤电机组2000万千瓦以上，煤电装机增速有所放缓，2018年全年有4119万千瓦的新增火电投产，总容量首次突破了11亿千瓦。
同期，绿色能源发展步伐明显加快，风电、光伏呈现出“井喷”态势。截至2018年底，装机分别达到1.9亿和1.7亿千瓦。每年的新增电源中，风电、光伏占到总装机的一半以上。不过，电力需求市场却没有相应的增长速度，2016年、2017年、2018年全社会用电量增速分别为5%、6.6%、8.5%。今年以来有所回落，前7月增速为4.6%。我国发电装机结构不断优化的同时，局部地区电力供需失衡愈发明显。以新疆为例，目前全疆电力装机总量近8700万千瓦，但最高负荷还不到3000万千瓦。
现在发电市场只有这么大，新能源要优先消纳，煤电就没什么空间了，在白天光照好或者风力大的时候只能有一部分负荷在运行。近年来，新能源发电成本快速下降，平价上网提前来临，市场竞争力显著增强，挤压了煤电企业的生存空间。2018年全国火电平均利用小时数4361小时，比国家发展改革委核定火电标杆上网电价的利用小时数5000小时还要低，远低于火电机组设定的标准利用小时数5300-5500小时。当年全国31个省市高于4361小时仅有13个，高于5000小时的仅有4个。全国煤电机组平均利用率已下降到50%左右，大量机组处于停备状态。
煤炭富集区也多是新能源大省，煤电疲软的情况更为突出。2018年该省火电企业平均利用小时数仅为3313小时，较2015年大降46.4%。随着可再生能源配额制等政策落地实施，未来竞争态势将进一步加剧。中国电力企业联合会数据显示，今年上半年我国核电、风电、太阳能和水电发电量都有两位数增长幅度，但火电发电量同比仅增长了0.2个百分点。火电利用小时数同比下降60小时至2066小时，其中，煤电同比下降57小时至2127小时。
高煤价低电价“两头挤压”
在利用小时数低位徘徊、发电量难以保障的同时，煤电企业的电价也是一降再降。中国电力企业联合会专职副理事长兼秘书长于崇德表示，2015年以来，两次下调全国煤电上网标杆电价，相当于全国煤电行业让利2000亿元。2013年以来，煤电标杆电价共经历了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。
随着2015年新一轮电力体制改革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，发电企业首当其冲。为了获取发电指标，煤电企业市场交易电量越来越多，电价也不断降低，幅度一般超过30%。而且，北方地区火电厂很大一部分是热电联产，多年维持不变的热价压减了企业的利润空间。
华电新疆公司火电机组平均电价由2015年的0.258元/千瓦时下降至2018年的0.228元/千瓦时，降幅11.63%。市场电量占比从2015年的37.82%提高至2018年的65.52%，而市场化电价的平均电价为0.172元/千瓦时。宁夏区内煤电企业的负荷约为一半，“即便电厂举步维艰，也要积极参与市场竞争给用户让利，否则就可能面临没电可发的局面，势必进入恶性循环。
此外，煤电企业还面临着环保电价执行不到位的问题。火电厂近年来投入了大量环保技改资金，包括完成脱硫、脱硝、除尘改造以及超低排放改造等。但自2016年6月起，脱硝及除尘电价均未兑现，给企业现金流造成了巨大的压力。而从长远看，煤电碳排放成本增加将是未来的新挑战。
由于长期亏损，区内大多数煤电企业资产负债率很高，致使金融机构对其实施了降低信用等级、减贷、断贷等策略，更加剧了煤电企业资金链断裂的风险。
重新定位综合施策
近期，政府部门、研究机构和能源企业纷纷启动编制能源、电力“十四五”规划的调研准备工作。中长期如何重新调整煤电定位、实现破局发展，是当前政府、市场、行业和企业需要共同探讨的焦点问题。目前煤电仍然是我国电力、电量的主体之一，2018年我国电力装机达到19亿千瓦，其中，煤电装机10.1亿千瓦，占比53%；发电量4.45万亿千瓦时，占比64%。
我国煤电的战略定位，将逐步由“主体电源、基础地位、支撑作用”转向“基荷电源与调节电源并重”，为全额消纳清洁能源调峰、保障电力安全供应兜底。煤电效益下滑是在总体产能过剩背景下，叠加环保标准严格、能源转型和新能源替代的中长期结构性问题。建议严控煤电增量、优化煤电存量，同时随着可再生能源快速发展，我国应配套释放相应的煤电灵活性调节能力。此外，完善配套市场机制，构建合理的价格机制，健全完善差异化补偿机制，引导各类煤电找准定位，充分发挥各类存量煤电机组系统价值，以高质量的煤电发展推动绿色低碳能源转型。
煤电企业要继续内强管理，外拓市场，通过科技进步、资本运作以等待转机外，还需要国家有关部门及地方政府根据煤电新的战略定位，针对市场化改革过渡期、能源转型期，调整、完善旧的政策，出台新的有效政策。例如，保留环保电价并执行到位，探索建立两部制电价和容量市场；减少政府对市场交易的定向限制、价格干预，形成市场定价机制等。
目前地方已经在做一些探索。“通过探索开展新能源与火电配额制打捆交易，拉动区内用电负荷，一方面弥补了煤价上涨、发电成本倒挂的问题，另一方面也促进了新能源的消纳。”宁夏自治区发改委经济运行调节处处长崔海山说，自启动电力辅助服务市场以来，区内深调补偿电量共3.7亿千瓦时，火电企业获得补偿资金2.1亿元。
中国电力企业联合会呼吁高度关注近期火电厂破产清算问题，建议尽快研究出台容量电价，建立容量市场和辅助服务市场，进一步理顺煤电价格形成机制，调动火电灵活性改造运行积极性，提高电网顶峰发电能力。同时，加强电煤中长期合同监管确保履约，完善价格条款，明确年度长协定价机制，严禁以月度长协、外购长协等捆绑年度长协变相涨价；保持进口煤政策连续性，引导市场合理预期，控制电煤价格在合理区间，缓解煤电企业经营困境。此外，适度增加对火电企业的信贷支持力度，确保落实存量接续，避免火电企业亏损面持续扩大。
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