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曾经“大干快上”的火电行业将迎来背水一战，进入可再生能源和售电领域已是必选项目。
根据国家能源局日前公布数据，2016年前6个月全国火电新增装机2711万千瓦，增长7.9%;全国火电设备平均利用小时1964小时，较2011年的2592小时，下降了24%。
据悉，国家能源局的初步考虑是，在“十三五”能源和电力规划中将暂缓核准新建煤电项目两年，后三年根据国家总量控制要求，合理安排分省新增煤电装机规模。
未来5年，中国煤电投产装机可能控制在10.5亿千瓦左右。同时，火电还将面临承担非水可再生能源发电量配额和碳排放影响。火电企业由此将陷入增长速度换档期、结构调整攻坚期与经营发展转折期的“三期叠加”阶段。
中国国电集团董事长乔保平表示，火电企业前两年的日子是“过得好”，今明两年是“过得去”，再往后就是“过得苦”。
以国电集团旗下的国电电力发展股份有限公司为例，旗下火电企业1-6月累计完成发电量 668.81 亿千瓦时。虽然，同比增加 4.59%，但相对于同期火电装机11.06%的增长率，事实上单位装机发电量出现明显下降。“现在已经不是快和慢、大和小的问题，而是生与死的考验。”
国家应对气候变化战略研究和国际合作中心副主任邹骥对《财经国家周刊》记者说：“‘十三五’期间火电企业要考虑新的盈利来源，及早布局。”
组合拳遏制火电
2015年11月，华北电力大学经济与管理学院发布的《中国煤电产能过剩及投资泡沫研究》指出，以煤电为主的火电项目大跃进式增长，将在“十三五”期间造成超过2亿千瓦的装机过剩和7000亿元投资成本浪费。
国家发改委能源研究所研究员、中国能源研究会常务副理事长周大地表示，煤电的扩张已到了令人难以理解的非理性状态。这导致2016年以来，国家发改委、国家能源局连续下发《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能的通知》《关于促进中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》三份文件进行控制。
这三份文件的发布，标志着国家能源局打出严控煤电行业产能组合拳，核心内容是将取消一批不具备核准条件的煤电项目，缓核一批电力盈余省份煤电项目。
根据这些文件，黑龙江、山东、山西、内蒙古等13省（区）2017年前（含2017年）应暂缓核准除民生热电外的自用煤电项目（不含国家确定的示范项目）;缓建一批电力盈余省份煤电项目。黑龙江、辽宁、山东等15省（区），除民生热电项目外的自用煤电项目，尚未开工建设的，2017年前应暂缓开工建设。
国家能源局电力司司长韩水表示，针对煤电行业潜在的产能过剩风险，国家能源局已建立了风险预警机制。该预警制度分为红色、橙色、绿色，分别代表在该区域投资煤电的风险程度。
根据国家能源局2019年煤电规划建设风险预警，中国大陆地区只有海南、安徽、江西三省可以投资建设煤电项目，橙色的湖北则须慎重考虑，除此以外的其他省份都不宜上马煤电项目。
除了风险预警，国家能源局还期望通过预警与国土、环保、水利等部门及银行等金融机构，在为煤电项目办理核准、开工建设所需支撑性文件、发放贷款时，形成联动，采取有针对性的措施控制煤电过快发展。
华北电力大学经济与管理学院教授袁家海告诉《财经国家周刊》记者，虽然政策堪称史上最严，但恐怕还不足以控制煤电产能新增势头。他认为，目前实行的“三个一批”的政策，即“取消一批、缓核一批、缓建一批”，应该再加上一条“不批新建”，海南、安徽、江西三个“绿灯”省份也不应该再行建设，因为周边的过剩发电能力可以通过调度进入上述省份。
深挖可再生能源市场
对于发电企业而言，火电发电设备利用小时数下降意味着营业收入和利润的直接减少，而火电新增装机受限则使发电企业失去了常规发展空间。
2016年4月，国家能源局综合司发布的《关于建立燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度有关要求的通知》（征求意见稿）提出，2020年国内所有火电企业所承担的非水可再生能源发电量配额将被要求占到火电发电量的15%以上，否则将取消发电业务许可证。
如果这一政策落地，火电企业只有自建非水电可再生能源项目或者购买可再生能源电力绿色证书两条路可选。
事实上，过去以火电为主业的发电企业都不同程度进入了风电、光伏等领域。据中国风能协会统计，截至2015年底，五大电力集团的风电总装机7520万千瓦，占全国风电总装机的51%。
在光伏领域，根据国家能源局数据统计，截至2014年底，五大电力集团占比19.9%。以国电集团子公司国电电力为例，上半年风电、光伏所发电量仅占5.6%。国电集团董事长乔保平在年中工作会上表示，国电集团利润结抅过度依赖煤电，清洁能源利润贡献度有待进一步提高。
业内人士认为，火电新增装机受限，但“十三五”风电、光伏等可再生能源将持续高速发展，装机规模有望实现翻番。这对于在火电领域已遭遇天花板的发电企业来说无疑是个机会。
但随着新能源在电网中的比例不断提高，弃风、弃光问题也随之增加，主要原因是风电、光伏发电的间歇性问题。可以预见，“十三五”期间，风电、光伏装机规模进一步扩大，就必须有其它电源为其进行调峰、调频等辅助服务，才能保证电力系统的安全稳定运行。
提供辅助服务或将成为火电企业的重要收入来源。国电湖南电力有限公司筹备组组长、国电湖南宝庆煤电有限公司总经理刘定军表示，将火电上网标杆电价分解为电量电价和辅助服务电价两部分，建立专项资金来源，用市场机制实现辅助服务补偿，促进发电企业提升辅助服务能力和积极参与辅助服务，进而实现充分挖掘利用辅助服务资源、保障电力系统安全可靠运行和促进新能源发展。 7月初，国家能源局对外发布《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》，确定丹东电厂等16个项目为提升火电灵活性改造试点项目。国家能源局电力司司长韩水表示，此次试点示范工作涉及超过1200万千瓦的煤电机组，改造实施后将向系统提供200万千瓦以上的调峰能力，每年可多消纳风电等清洁能源电量约40亿千瓦时。这意味着传统煤电机组将逐步由提供电力、电量的主体性电源向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源转变。
对于火电企业来说，提供辅助服务需要大幅增加成本，企业最关注的是如何收益。按照目前政策，火电企业参与调峰等辅助服务尚无市场化补偿机制，绝大多数火电机组都是无偿为风电调峰调频。对此，国家能源局人士告诉《财经国家周刊》记者，国家能源局正在研究完善调峰辅助服务补偿标准，将建立峰谷分时电价，推动调峰服务的市场化交易。
借电改奔下游
不断提高新能源比重，只是发电企业调整发展战略的重要一步。在电力过剩、电改逐步推进的大背景下，发电企业走向下游，变成电力的终端供应商将成为必然。
2015年3月，中共中央、国务院下发的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务，允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场，从事售电业务。文件出台后，售电市场被认为具有万亿元级别规模，受到各路资金的热捧。
截至目前，据不完全统计，全国31个省（市、区）至少已成立了600家售电公司。传统发电企业被认为是最具有前景的一类市场主体，成立售电公司成为发电企业拓展新利润增长点的重要途径。
2015年6月，由华能控股的北方公司与内蒙华电成立了五大发电集团旗下首个售电公司——华能内蒙古电力热力销售有限公司。随后，国内发电企业均开始对筹建售电公司，进入售电市场进行布局。
2016年7月，成立一年多的国家电投在年中工作会议上发布消息称，已经组建售电公司20家，成为五大发电集团中成立售电公司最多的一家。同时，国家电投还获得全国第一家发电企业配网项目。
在全国售电试点领先的广东省，3-7月已经开展了5次集中电力交易，总成交84亿度电，其中72%是由售电公司代理交易;平均折让幅度为0.1元/度，让利达到8.65亿元，而售电公司对客户的终端价格一般仅下浮0.01-0.03元/度。
由于发电侧降价程度明显高于用户侧，使得售电公司赚取大量差价，成为最大的受益者。虽然业内认为随着市场竞争加剧，这样的暴利模式不可持续，但是至少证明，售电有利可图。
随着电改的深入，发电企业进入售电侧和用户进行直接交易，无疑获得较大的发展空间，也对这些靠计划分配发电量的电厂企业提出更高的要求。
7月13日，国家发革委经济运行调节局对外公布《关于有序放开发用电计划工作的通知》（征求意见稿）。业内人士认为，该文最终出台将改变发电企业以往靠计划发电的被动情况，形成电力的批发市场，售电侧迎来重大利好。
根据国家能源局日前公布数据，2016年前6个月全国火电新增装机2711万千瓦，增长7.9%;全国火电设备平均利用小时1964小时，较2011年的2592小时，下降了24%。
据悉，国家能源局的初步考虑是，在“十三五”能源和电力规划中将暂缓核准新建煤电项目两年，后三年根据国家总量控制要求，合理安排分省新增煤电装机规模。
未来5年，中国煤电投产装机可能控制在10.5亿千瓦左右。同时，火电还将面临承担非水可再生能源发电量配额和碳排放影响。火电企业由此将陷入增长速度换档期、结构调整攻坚期与经营发展转折期的“三期叠加”阶段。
中国国电集团董事长乔保平表示，火电企业前两年的日子是“过得好”，今明两年是“过得去”，再往后就是“过得苦”。
以国电集团旗下的国电电力发展股份有限公司为例，旗下火电企业1-6月累计完成发电量 668.81 亿千瓦时。虽然，同比增加 4.59%，但相对于同期火电装机11.06%的增长率，事实上单位装机发电量出现明显下降。“现在已经不是快和慢、大和小的问题，而是生与死的考验。”
国家应对气候变化战略研究和国际合作中心副主任邹骥对《财经国家周刊》记者说：“‘十三五’期间火电企业要考虑新的盈利来源，及早布局。”
组合拳遏制火电
2015年11月，华北电力大学经济与管理学院发布的《中国煤电产能过剩及投资泡沫研究》指出，以煤电为主的火电项目大跃进式增长，将在“十三五”期间造成超过2亿千瓦的装机过剩和7000亿元投资成本浪费。
国家发改委能源研究所研究员、中国能源研究会常务副理事长周大地表示，煤电的扩张已到了令人难以理解的非理性状态。这导致2016年以来，国家发改委、国家能源局连续下发《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能的通知》《关于促进中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》三份文件进行控制。
这三份文件的发布，标志着国家能源局打出严控煤电行业产能组合拳，核心内容是将取消一批不具备核准条件的煤电项目，缓核一批电力盈余省份煤电项目。
根据这些文件，黑龙江、山东、山西、内蒙古等13省（区）2017年前（含2017年）应暂缓核准除民生热电外的自用煤电项目（不含国家确定的示范项目）;缓建一批电力盈余省份煤电项目。黑龙江、辽宁、山东等15省（区），除民生热电项目外的自用煤电项目，尚未开工建设的，2017年前应暂缓开工建设。
国家能源局电力司司长韩水表示，针对煤电行业潜在的产能过剩风险，国家能源局已建立了风险预警机制。该预警制度分为红色、橙色、绿色，分别代表在该区域投资煤电的风险程度。
根据国家能源局2019年煤电规划建设风险预警，中国大陆地区只有海南、安徽、江西三省可以投资建设煤电项目，橙色的湖北则须慎重考虑，除此以外的其他省份都不宜上马煤电项目。
除了风险预警，国家能源局还期望通过预警与国土、环保、水利等部门及银行等金融机构，在为煤电项目办理核准、开工建设所需支撑性文件、发放贷款时，形成联动，采取有针对性的措施控制煤电过快发展。
华北电力大学经济与管理学院教授袁家海告诉《财经国家周刊》记者，虽然政策堪称史上最严，但恐怕还不足以控制煤电产能新增势头。他认为，目前实行的“三个一批”的政策，即“取消一批、缓核一批、缓建一批”，应该再加上一条“不批新建”，海南、安徽、江西三个“绿灯”省份也不应该再行建设，因为周边的过剩发电能力可以通过调度进入上述省份。
深挖可再生能源市场
对于发电企业而言，火电发电设备利用小时数下降意味着营业收入和利润的直接减少，而火电新增装机受限则使发电企业失去了常规发展空间。
2016年4月，国家能源局综合司发布的《关于建立燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度有关要求的通知》（征求意见稿）提出，2020年国内所有火电企业所承担的非水可再生能源发电量配额将被要求占到火电发电量的15%以上，否则将取消发电业务许可证。
如果这一政策落地，火电企业只有自建非水电可再生能源项目或者购买可再生能源电力绿色证书两条路可选。
事实上，过去以火电为主业的发电企业都不同程度进入了风电、光伏等领域。据中国风能协会统计，截至2015年底，五大电力集团的风电总装机7520万千瓦，占全国风电总装机的51%。
在光伏领域，根据国家能源局数据统计，截至2014年底，五大电力集团占比19.9%。以国电集团子公司国电电力为例，上半年风电、光伏所发电量仅占5.6%。国电集团董事长乔保平在年中工作会上表示，国电集团利润结抅过度依赖煤电，清洁能源利润贡献度有待进一步提高。
业内人士认为，火电新增装机受限，但“十三五”风电、光伏等可再生能源将持续高速发展，装机规模有望实现翻番。这对于在火电领域已遭遇天花板的发电企业来说无疑是个机会。
但随着新能源在电网中的比例不断提高，弃风、弃光问题也随之增加，主要原因是风电、光伏发电的间歇性问题。可以预见，“十三五”期间，风电、光伏装机规模进一步扩大，就必须有其它电源为其进行调峰、调频等辅助服务，才能保证电力系统的安全稳定运行。
提供辅助服务或将成为火电企业的重要收入来源。国电湖南电力有限公司筹备组组长、国电湖南宝庆煤电有限公司总经理刘定军表示，将火电上网标杆电价分解为电量电价和辅助服务电价两部分，建立专项资金来源，用市场机制实现辅助服务补偿，促进发电企业提升辅助服务能力和积极参与辅助服务，进而实现充分挖掘利用辅助服务资源、保障电力系统安全可靠运行和促进新能源发展。 7月初，国家能源局对外发布《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》，确定丹东电厂等16个项目为提升火电灵活性改造试点项目。国家能源局电力司司长韩水表示，此次试点示范工作涉及超过1200万千瓦的煤电机组，改造实施后将向系统提供200万千瓦以上的调峰能力，每年可多消纳风电等清洁能源电量约40亿千瓦时。这意味着传统煤电机组将逐步由提供电力、电量的主体性电源向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源转变。
对于火电企业来说，提供辅助服务需要大幅增加成本，企业最关注的是如何收益。按照目前政策，火电企业参与调峰等辅助服务尚无市场化补偿机制，绝大多数火电机组都是无偿为风电调峰调频。对此，国家能源局人士告诉《财经国家周刊》记者，国家能源局正在研究完善调峰辅助服务补偿标准，将建立峰谷分时电价，推动调峰服务的市场化交易。
借电改奔下游
不断提高新能源比重，只是发电企业调整发展战略的重要一步。在电力过剩、电改逐步推进的大背景下，发电企业走向下游，变成电力的终端供应商将成为必然。
2015年3月，中共中央、国务院下发的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务，允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场，从事售电业务。文件出台后，售电市场被认为具有万亿元级别规模，受到各路资金的热捧。
截至目前，据不完全统计，全国31个省（市、区）至少已成立了600家售电公司。传统发电企业被认为是最具有前景的一类市场主体，成立售电公司成为发电企业拓展新利润增长点的重要途径。
2015年6月，由华能控股的北方公司与内蒙华电成立了五大发电集团旗下首个售电公司——华能内蒙古电力热力销售有限公司。随后，国内发电企业均开始对筹建售电公司，进入售电市场进行布局。
2016年7月，成立一年多的国家电投在年中工作会议上发布消息称，已经组建售电公司20家，成为五大发电集团中成立售电公司最多的一家。同时，国家电投还获得全国第一家发电企业配网项目。
在全国售电试点领先的广东省，3-7月已经开展了5次集中电力交易，总成交84亿度电，其中72%是由售电公司代理交易;平均折让幅度为0.1元/度，让利达到8.65亿元，而售电公司对客户的终端价格一般仅下浮0.01-0.03元/度。
由于发电侧降价程度明显高于用户侧，使得售电公司赚取大量差价，成为最大的受益者。虽然业内认为随着市场竞争加剧，这样的暴利模式不可持续，但是至少证明，售电有利可图。
随着电改的深入，发电企业进入售电侧和用户进行直接交易，无疑获得较大的发展空间，也对这些靠计划分配发电量的电厂企业提出更高的要求。
7月13日，国家发革委经济运行调节局对外公布《关于有序放开发用电计划工作的通知》（征求意见稿）。业内人士认为，该文最终出台将改变发电企业以往靠计划发电的被动情况，形成电力的批发市场，售电侧迎来重大利好。