2018年全年，全社会用电量增速居近7年最高值，前11个月同比增长8.5%，增速比上一年同期提高2个百分点。从煤电企业的效益看，在动力煤依然位于500~570元/吨“绿色区间”之上的情况下，发电企业的边际效益同比略有所好转，但亏损面依然高居53%以上。
由于煤电发电量比重持续腾退，为新能源释放了充足的市场空间。2018年全年发电增量部分，新能源贡献率超过22%，终端用电增量中超过30%的贡献来自工业冶炼、交通运输、居民取暖等领域电力对煤炭的替代。此外，煤电的节能减排也取得良好业绩，煤电超低排放和节能改造大力实施、供电煤耗持续下降，并率先部署了碳减排、主动应对碳交易等措施。
煤电装机、发电量分别占我国发电装机、发电量总量的55%和65%，长期以来在电力系统中一直承担着电力安全稳定供应、集中供热等重要的基础性作用，未来还将兼有主体电源供应和保障新能源发电的应急调峰和灵活性电源作用。总体来说，煤电清洁化发电与煤电保障新能源发电决定了煤电是我国能源中长期清洁发展基础的历史使命。
在完成清洁化、灵活性改造的基础上，重点发挥煤电的主体能源支撑和电力调峰两大功能，这是我们谈论煤电“去产能”问题的前提。
调结构是重点
从总量调控的目标来看，2016年颁布的《电力发展“十三五”规划》提出，到2020年，全国煤电装机容量力争控制在11亿千瓦以内，“十四五”结束时力争控制在12.4亿千瓦左右。2017年底，我国煤电装机总量为9.8亿千瓦，这意味着从2018年到2020年，每年仍有3000万千瓦左右的增长空间。因此，重点在于处理好增量与存量之间的关系，用存量减少提供更多增量以实现煤电功能调整，在增量功能定位确定的基础上，通过地区轴和时间轴两个维度实施存量减少调整，将是未来几年煤电发展的重点。
增量功能确定，是煤电结构调整的重点。煤电要严控增量，有限的增量空间要实施东西资源优化配置战略、向特高压输电的配套电源集中。2018年，我国特高压建设再次提速，在国家能源局提出要加速推进的9项重点输变电工程中，包括了12条特高压线路，其中涉及多家千万千瓦级煤电基地作为配套电源。特高压虽然是为了解决清洁电力的长距离、大规模输送而生，但在配套电源尚不完备的地区，一段时间内仍然需要煤电的支持。
存量减少主要是在东部地区上调整。我国电源布局最初是按照就地平衡的原则发展起来的，电源靠近负荷中心。浙江、江苏、山东、广东等发达省市，没有其他能源资源，就率先发展成为煤电大省。随着经济结构的调整，一些高耗能产业正在从东部地区逐步退出，同时在环境容量压力下，这些东部省份正在加快煤炭及煤电去产能的步伐。但是这一过程也应该因势利导，尤其在经济下行压力加大、产业转型尚未完成的情况下，强制性的煤电去产能，会对经济带来不利影响。
以近两年长江三角洲“减煤控煤”为例，减煤的正确路径应该是控制工业以及居民的散烧煤，通过电能替代转化为电能消费。但由于压减散煤的难度较大，有些省份的减煤任务便转移到了煤电身上。由于跨区输电通道容量限制，煤电压减部分在高峰时期有可能无法由西部地区替代。在用电形势较好的时候，去煤电意味着发电企业丧失了可发电量，对工商业用电会形成制约甚至缺电状况，这对社会经济、对企业都会造成不利影响。因此，东部地区去煤电要循序渐进。
从时间上看，要有序消化在建、在运煤电机组。由于前两年下放投资审批权，各省地方政府要求投资新建一批煤电机组作为投资拉动经济的措施，导致在建规模快速提高，超过2.5亿千瓦，由此预期煤电会出现阶段性严重过剩，控制煤电成为电力行业一项重要任务。在建机组投产纳入最严格的监管，导致大量在建项目在晒太阳，这部分项目投资财务如何处理，正在考验各级政府和企业的智慧。
2018年，国家出台了部分机组可以申报成为应急调峰机组的措施，这是缓解煤电相对过剩的有效措施之一。但是这部分机组容量不进入发电装机容量总规模统计的“名册”，导致部分机组有电量却无法纳入有“名册”的利用小时统计，显然这种权益之计不可取，会造成历史数据失真。应急调峰机组容量纳入发电装机总容量，可能导致煤电规模增加，甚至超过规划限值，这是调整了煤电在电力系统定位后所出现的新情况，可在总量中单列出新增(因为存量中还有很多应急机组)应急调峰机组规模。
对于在运机组的消化，2018年国务院印发的《打赢蓝天保卫战三年行动计划》提出，要“大力淘汰关停环保、能耗、安全等不达标的30万千瓦以下燃煤机组”。
但在现实中，淘汰落后机组往往采取了“一刀切”的方式。对于经济起步较早的东部省份而言，经过几轮“上大压小”的政策性调整，大部分30万千瓦以下机组已经退役，还有一部分当初因处于当地负荷中心或电网运行支撑位置而无法退出的，经过多年运行，确实已经或快到了生命周期结束的时候，应尽快筹划考虑逐步退出问题，这部分机组的退出要统筹好系统电源、电网、负荷。但对于一些运行状况良好、已经没有债务负担的机组来说，目前正是其发挥最佳经济效益的时候，完全可以用来做调峰服务。
对每一台可能面临淘汰的煤电机组，引入第三方评价机制是一条可行的路径，综合每一个机组的煤耗、经济性、系统定位及在当地电网中所处的地位等因素进行综合评价。盲目“一刀切”，将会造成极大的社会、经济资源浪费。
市场化是趋势
煤电所释放的空间，最终会被清洁能源所替代，但这需要一个过程。在此期间，赋予煤电一定的市场主体身份，通过价格机制、现货交易、容量市场等手段逐步实现市场化退出，是未来的趋势。
2018年，电力改革领域顶层政策频出，市场建设内容深化，煤电发电量市场化率进一步扩大，完成了系统电价梳理与政策性、市场化降价。
“中间管制”部分已经基本明确，建立了涵盖省级电网、区域电网、跨区跨省专项工程、地方电网和增量配电网的输配电价体系以及对其各环节实施成本监审的机制，这在历史上是从来没有的。“两头放开”部分，也已出台政策明确中长期协约，可以实现发电上网电价与电煤价格联动、销售电价与用电产品价格联动的市场价格形成机制。但是，这样的市场化煤电价格传导机制可能由于多种利益主体冲突而难以实施。
在反映资源稀缺程度方面，目前的电价机制存在很大问题，电力供需从过剩到平衡再到偏紧，价格形成机制基本没有变化。没有发电机组、部分输电线路、调峰机组等的容量电价，没有环保水平的激励电价，仅按电量电价说事，缺乏合理的市场化疏导机制，导致发电企业、尤其是煤电企业的合理利润空间被肆意挤压。机组灵活性改造由于缺乏辅助服务、灵活调峰和现货等电价机制，也因此缺少了投资激励。
在电力市场化交易方面，2018年，我国电力交易规模进一步扩大，2018年前三季度，市场交易电量达到1.45万亿千瓦时，同比增长38%，市场化交易电量占全社会用电量的28.3%，占电网售电量的34.5%。
但是各地电力市场建设中的一大问题是缺乏规范，省级交易平台以满足省内特定市场建设需要为目标，没有考虑跨省区市场衔接的需要，也没有考虑与其他省内市场配合，从而导致煤电跨地区输送存在省间壁垒，尤其在西电东送的过程中，西部省份的煤电价格要低于东部省份的标杆电价才能实现交易，发电成本取决于送端的燃料成本，而销售落地电价则控制在受端政府的手中。最后的结果，就是东部的电力用户挤占了西部发电企业的利润空间，造成了“跨区剥削”，这与国家整体的区域发展战略相违背。
鉴于上述原因，价格机制的进一步完善将成为下一步工作的重点。新一轮输配电价核定、跨区送电价格机制的形成将成为2019年的亮点工作，目标在于积极鼓励电力送出端能够通过市场化价格传导顺利送到受端，实现电力资源优化配置。
在市场化交易方面，跨区送电也在呼唤国家监管，不能任由各地政府加价，否则仍会出现跨区输电线路负荷不饱满、甚至负荷率很低的问题。同时，送受两端输电价格传导，也要合理考虑送端生产成本，不能任由受端政府不实事求是地要求降价，避免出现送端发电企业无法经营的状况。
“煤电联动”将现新格局
在以往煤电满负荷运行、主要满足供应的情况下，煤电发展所面临的最大约束就是燃料问题，即我们通常所说的“煤电矛盾”。但是，随着煤电更大比例参与调峰，影响其经营效益的因素就不再仅仅是燃料成本问题，而是发电、输配电再到终端用户的全产业链各环节的生产与服务水平。
国家已经出台政策，明确中长期协议，可以实现发电上网电价与电煤价格联动、销售电价与用电产品价格联动的市场价格形成机制，并分别在2016年、2018年两次发布政策，鼓励煤电联营，尤其是鼓励煤炭和发电企业投资建设煤电一体化项目，以及煤炭和发电企业相互参股、换股等多种形式。
但在现实中，煤电联营并不适合所有企业。将煤、电放在一个篮子中，存在一荣俱荣、一损俱损的风险，并不是所有发电企业必须走的唯一道路。对于众多发电企业而言，通过电煤的长协、现货和期货等方式可对冲煤炭供应问题，同时实现“市场化煤电联动机制”，即煤和电的价格协同、电力和终端用户产品的价格协同。
协同的关键，是上下游数据有效、透明并辅以政府监管，实现数据的透明，满足设定的联动条件就自动联动。各地政府可以聘请第三方来建设大数据平台，统一标准、统一数据库模板，由中央监管各地平台成立与否、数据质量如何以及数据如何应用。
