【精品能源内容，点击右上角加'关注'】一、火电企业面临经营挑战“十三五”以来，我国煤电产业转型升级步伐加快，煤电结构不断优化，大容量、高参数机组比重逐步提高，单机效率、污染物控制水平进入世界先进行列，煤电作为电力供应的稳定器和压舱石，为我国经济社会发展和电力系统安全稳定运行做出了巨大贡献。
一方面，煤电不仅发挥了基础性调节性作用，而且通过控制新增容量，为发展可再生能源电力腾出了发展空间，促进了电源结构的调整。
另一方面，火电行业积极贯彻落实国家各项节能减排政策要求，投入大量的资金进行多轮设备改造，为全国单位GDP能耗下降和污染物减排目标的实现，做出了突出贡献。
再者，煤电机组节能改造持续加强，节能降耗工作成效明显。
据2019年火电机组能效对标数据显示，百万千瓦机组平均供电煤耗283.4克/千瓦时，60万千瓦机组平均煤耗304.26克/千瓦时，30万千瓦机组平均煤耗304.66克/千瓦时，先进的百万千瓦二次再热机组供电煤耗达到270.37克/千瓦时，我国煤电能耗及污染物排放水平走在了世界前列。
然而，火电面临的经营及生存问题也十分突出。
首先，我国“富煤贫油少气”的资源禀赋，决定了煤炭和煤电在较长时期内是我国能源电力的稳定器和压舱石。
但随着清洁可再生能源发电快速发展，煤电市场定位已由传统的提供电力、电量的主体电源，逐步转变为提供灵活性调节电源和兜底保供的基础电源。
其次，煤电机组因运行稳定可靠，是现有技术条件和能源资源禀赋下最经济可靠的大型灵活调节电源，也是目前参与电力系统调峰、调频、调压的主力军。
但由于缺乏有力的政策支持，煤电机组灵活性改造进度严重滞后，截至2019年底，全国完成煤电机组灵活性改造5775万千瓦，仅完成“十三五”规划目标的27%，系统调节能力仍有很长的路要走。
最后，自2016年下半年以来，煤价大幅上涨、电价逐年降低、机组利用小时不高，加之供暖热价低、环保成本增加得不到合理补偿等，造成煤电企业利润大幅度下滑，煤电板块大面积亏损（亏损面40%~60%）。
尤其近几年来，煤电企业持续大面积亏损，深深损害了企业正常生产经营的基础，部分企业濒临资金链断裂，有的企业破产清算，投资收益风险不断加大，走入非良性循环。
值得一提的是，近年来电力现货市场的开展已成必然趋势，对火电企业的稳定经营甚至竞争生存提出了更高的要求。
国内自2016年开展电力市场化交易以来，交易规模逐步扩张，市场电比例逐年攀升。
2019年全国市场化电量达到2.83万亿千瓦时，相比2016年翻升2.5倍，市场化电量占比全社会用电量为39.2%，相比2016年占比实现翻倍。
在各类电源的上网电量中，煤电的市场化率最高，根据中电联公布数据，2018年全国煤电上网电量市场化率为42.8%，高于当年30.2%的平均水平。
对于传统煤电企业而言，随着市场电比例提升，原执行标杆电价/基准价的“计划电”部分占比缩小。
其市场电部分的电价受电力供需及区域可再生能源比例等因素影响，普遍低于标杆电价/基准价，形成对下游用户的让利。
以2018年部分省区煤电交易电价为例（见图1），16个省/地区让利幅度均高于7%，青海为让利幅度最高的省份，达到35%。
根据国家有序放开除居民、农业用户以外用电价格的指导方针，市场电将成为煤电企业发电量的主要构成部分，交易策略直接影响最终收益。
换言之，新形势下合理的市场化交易策略，将成为保障火电企业保障盈收的必要条件。
图1：2018年部分省区煤电市场交易价格及让利幅度
