传统火力发电困局？新能源发电的契机！
前言
传统的火力发电一直占据着各个国家发电能源供给的主要地位，然而随着技术的进步时代的发展和环境的变迁，火力发电面临着内外的压力：
原料价格的波动
发电有效小时数的降低
排放污染的压力
新能源的围剿
目前部分国家已经有序的关闭部分火电站。同时，新能源又以低污染，告诉的下降成本紧追直上。兔子君认为，随着时代的发展，新能源发电的新纪元已经像我们越走越近。
那么火电现在和将来的发展究竟是什么情况呢，今天让兔子君拿数据给大家详细介绍。
火电的发展
长期以来，火电一直是国内发电主体。据统计局数据，2016 年国内发电总量 59111 亿千瓦时，增长4.5%；其中火力发电量 43958 亿千瓦时，同比增长 2.6%，火力发电量占总发电量比重达 74.4%。
纵观事十余年来国内火电的发展历程，在 2007 年火电发电量占比创下 1993 年以来新高达 83.0%，其后随着水电、新能源的崛起，其比重下降至 2016 年的 74.4%。
2011 年以来，火力发电量增长 15%，而火电累计装机容量增长 40%，2016 年达 10.54 亿千瓦。
火电领域目前正面临着
三重困境——利用小时数下降、煤价趋涨、电价下调。
困局一：
利用小时数下降
在装机容量与发电增速差的背后，是火电有效利用小时数的不断走低。
据能源局统计，2016 年全国6000 千瓦及以上电厂火电设备平均利用小时为 4165 小时，同比减少 199 小时，自 2011 年以来降幅超 1100 小时。
火电作为我国的支柱型能源，未来相当长一段时期其主体地位不会改变，在能源消费增长放缓、火电利用小时数趋降的当下，适当控制火电装机增速，实现更优质持续的发展，成为政策调控的着眼点。基于此，《能源发展“十三五”规划》明确了煤电（火电）的发展重点
优化建设时序：取消一批，缓核一批，缓建一批和停建煤电项目，新增投产规模控制在 2 亿千瓦以内。
淘汰落后产能：逐步淘汰不符合环保、能敁等要求且不实施改造的 30 万千瓦以下、运行满 20 年以上纯凝机组、25 年及以上抽凝热电机组，力争淘汰落后产能 2000 万千瓦。
节能减排改造：“十三五”期间完成煤电机组超低排放改造 4.2 亿千瓦，节能改造 3.4 亿千瓦。其中：2017 年前总体完成东部 11 省市现役 30 万千瓦及以上公用煤电机组、10 万千瓦及以上自备煤电机组超低排放改造；2018 年前基本完成中部 8 省现役 30 万千瓦及以上煤电机组超低排放改造，2020 年前完成西部 12 省区市及新疆生产建设兵团现役 30 万千瓦及以上煤电机组超低排放改造。不具备改造条件的机组实现达标排放，对经整改仍不符合要求的，由地边政府予以淘汰关停。东部、中部地区现役煤电机组平均供电煤耗力争在 2017 年、2018 年实现达标，西部地区到 2020 年前达标。
困局二：
价差收窄，煤价趋涨
2016 年的供给侧改革拉开了煤炭涨价的序幕，而电改推动的电力市场化交易亦加大了发电上网环节的竞价力度，在煤价、上网电价的一涨一跌之下，火电企业的度电价差愈发收窄
煤价触底反弹：
2016 年初，秦皇岛港口 5500 大卡煤炭价栺为 370 元/吨，三季度起开始迅速上涨，至 12月突破 600 元/吨；
发改委接连出招应对煤价波动，12 月 1 日，印发《关于加强市场监管和公共服务保障煤炭中长期合同履行的意见》指出，鼓励支持更多煤炭供需企业遵循市场经济规律，签订更高比例中长期合同，大型煤炭、电力、钢铁企业要发挥示范和表率作用；
2016 年 12 月迄今，煤价稳定在 600 元/吨左右。
此轮煤价上涨，一边面是煤炭行业的周期调整（煤价从 07 年的千元/吨高点跌去 2/3，已近跌无可跌），一边面是下游需求的回暖（2016 年下半年用电量增速走高），更为直接的是供给侧改革下煤炭供给的减少（2016 年前 10 个月，全国煤炭行业完成去产能 2.5 亿吨）。
《能源发展“十三五”规划》中明确，停缓建一批在建煤矿项目，14 个大型煤炭基地生产能力达到全国的 95%以上；“十三五”煤炭发展的重点：
严栺控制新增产能：神东、陕北、黄陇和新疆基地，在充分利用现有煤炭产能基础上，结合已规划电力、现代煤化工项目，根据市场情况合理安排新建煤矿项目；蒙东（东北）、宁东、晋北、晋中、晋东和亐贵基地，有序建设接续煤矿，控制煤炭生产规模；鲁西、冀中、河南和两淮基地压缩煤炭生产规模。
加快淘汰落后产能：尽快关闭 13 类落后小煤矿，以及开采范围与自然保护区、风景名胜区、饮用水水源保护区等区域重叠的煤矿。2018 年前淘汰产能小于 30 万吨/年且发生过重大及以上安全生产责任事故的煤矿，产能 15 万吨/年且发生过较大及以上安全生产责任事故的煤矿，以及采用国家明令禁止使用的采煤方法、工艺且无法实施技术改造的煤矿。
有序退出过剩产能：开采范围与依法划定、需特别保护的相关环境敏感区重叠的煤矿，晋、蒙、陕、宁等地区产能小于 60 万吨/年的非机械化开采煤矿、冀、辽、吉、黑、苏、皖、鲁、豫、甘、青、新等地区产能小于 30 万吨/年的非机械化开采煤矿，其他地区产能小于9 万吨/年的非机械化开采煤矿有序退出市场。
困局三：
上网电价承压
2015 年 12 月 23 日，国务院总理李克强主持召开国务院常务会议，决定下调全国燃煤发电上网电价，减轻企业负担促进结构优化。根据发电成本变化情况，从 2016 年 1 月 1 日起下调燃煤发电上网电价，全国平均每千瓦时降低约 3 分钱；
2015 年 4 月 8 日，发改委发布《国家发展改革委关于降低燃煤发电上网电价和工商业用电价栺的通知》，根据电力体制改革的相关精神和煤电价栺联动机制有关规定，决定下调燃煤发电上网电价和工商业用电价栺，全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时下调约 2 分钱（含税），全国工商业用电价栺平均每千瓦时下调约 1.8 分钱。
目前我国火电的上网电价依照煤电联动机制变化，在煤价探底的 2015 年，火电上网电价迎来两次下调，每千瓦时累计降低约 5 分钱；2016 年，煤价上行对应的涨价幅度低于调价触发值，依照规定涨幅将累加至下轮调整。 自 2015 年初开展新一轮电改以来，电价是其核心的着眼点，输配价栺核算、售电市场放开、建立市场化的交易平台、售电牉照发放等一系列动作不断。区别于以往的政府定价，电力市场化交易的纴深推进将更大程度地反映市场供求程度，传统的火力发电将面临更多零边际成本新能源的竞争。
2016 年，电价改革全面加速，输配电价栺改革提前实现全覆盖：
2016 年 3 月份公布 5 个试点省份输配电价，新增 12 个省级电网和华北区域电网试点；
2016 年 9 月启动 14 个省级电网输配电价改革试点，提前一年基本实现省级电网全覆盖；
推动电力市场化交易，由供求双边协商确定价栺，占市场总量 16%（约 7000 亿千瓦时）的电量价栺已由市场形成。
2014 年，能源局统计全国电力直接交易合同电量为 1516 亿千瓦时；据发改委测算，2015 年全国电力直接交易 4300 亿千瓦时，按每千瓦时平均降低 5 分钱测算，减轻了用电成本 215 亿元。2016 年电力市场交易规模又进一步扩大，初步测算，2016 年电力直接交易将达 7000 亿千瓦时，按每千瓦时降低 6.4 分钱测算，全年可降低用电费用 450 亿元。
在十三五期间，电力直接交易市场的比例有望逐步扩大到 100%，届时发电端的竞价上网将愈发激烈；煤电联动机制下煤价上涨对火电价栺的传导，将受到电改新形势下竞价体系的平抑。
总结
在降价减负的政策导引，以及新能源发电愈发强力的竞争下，火电上网电价将面临更多的降价压力，随之而来的是发电价差的逐步收窄、乃至转负，火电行业冬意渐浓。
同时，光伏在内的新能源在政策的支持下，加速技术更新换代，成本逐日下降，在某些国家已经基本实现平价上网。传统火电的困局整加速产能可能源结构上的新变革。
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