2019年11月26日，華電新疆發(fā)電有限公司發(fā)布《關于召開新疆區(qū)域煤電資源整合試點工作會議的通知》，提到按照國務院國資委《中央企業(yè)煤電資源區(qū)域整合試點方案》精神，由華電新疆發(fā)電有限公司牽頭新疆區(qū)域煤電整合試點工作。
據悉，國務院國資委近日發(fā)布《中央企業(yè)煤電資源區(qū)域整合試點方案》（下稱《方案》），自2019年開始啟動，用3年左右的時間開展中央企業(yè)重點區(qū)域煤電資源整合試點工作，通過區(qū)域整合優(yōu)化資源配置，淘汰落后產能，減少同質化競爭，緩解經營困難，促進健康可持續(xù)發(fā)展。
力爭到2021年末，試點區(qū)域產能結構明顯優(yōu)化，煤電協同持續(xù)增強，運營效率穩(wěn)步提高，煤電產能壓降四分之一至三分之一，平均設備利用小時明顯上升，整體減虧超過50%，資產負債率明顯下降。
具體方式是，原則上根據5家集團所在省級區(qū)域煤電裝機規(guī)模、經營效益確定牽頭單位，在此基礎上，綜合考慮地區(qū)電價，過剩產能消納、煤電聯營、各企業(yè)區(qū)域戰(zhàn)略發(fā)展規(guī)劃等因素，確定中國華能牽頭甘肅，中國大唐牽頭陜西，中國華電牽頭新疆，國家電投牽頭青海，國家能源集團牽頭寧夏。
一場大型資產劃轉即將拉開帷幕。
不得不承認，2019年確是煤電行業(yè)的凜冬。近年來，青海、寧夏、甘肅、云南等新能源富集省區(qū)的煤電大多生存困難，大量企業(yè)連年虧損，處于關停、破產的邊緣，幾大集團紛紛開始“花式”處理煤電資產。據筆者了解，處理資產的主流方式是尋求煤電聯營，實現上下游的協同。
分析煤電困境的原因，大致可歸為以下幾個：一是部分地區(qū)電煤受去產能影響，供不應求，導致煤價上漲，并高位企穩(wěn)；二是煤電市場份額受新能源擠壓，發(fā)電利用小時數下降明顯，現金流難以維系；三是電力交易中因考核指標、供給過剩、地方政府干預等多重原因出現“價格踩踏”。而這些因素并非某一個單獨在起作用，而是共同作用造成了如今的困境。
部分地區(qū)的煤電從業(yè)者多次提出，到底還需不需要煤電？新能源富集地的煤電還能熬過嚴冬，等來春天嗎？
這兩個問題的答案也是相對明確的，根據當前及未來一段時間的電力供需形勢及系統(tǒng)調節(jié)需求，新能源電量即使增長到一定程度，我們仍然需要煤電。而煤電要熬過嚴冬，迎來春天，需要更多政策機制上的改進和調整，并且應因地制宜。
有業(yè)內人士認為，站在國有資產保值增值以及處理債務的角度，整合煤電資源是最高效的方式；也有人指出，全國情況復雜，其實隨著電力需求的超預期增長，近兩年也有部分地區(qū)的煤電日子過得尚可，甚至需要一定的新增投資才能滿足近期電力需求。
根據《方案》，首批試點區(qū)域將在西北新能源富集地推進，包括甘肅、陜西（不含國家能源集團）、新疆、青海、寧夏等5個省區(qū)。
實際上，針對煤電行業(yè)出現的普遍困難，近期相關部委已在實行緩解政策，比如基準+浮動電價機制；發(fā)電企業(yè)與相關主管部門也在探討發(fā)電側容量電價、設計容量市場和能夠合理傳導成本的輔助服務市場機制等，以促進煤電、電煤和大用戶之間的良性互動，并通過市場機制提升煤電企業(yè)參與調峰、備用市場的積極性，取得合理收益。
但目前電力市場以省級市場為基礎構建，煤電資源按集團分省區(qū)整合后，很可能出現部分省區(qū)市場集中度過高，導致單個企業(yè)輕易獲得定價權，進而使得市場出現近乎單一賣家的情況。
針對市場，《方案》提出，自覺維護市場秩序，加強區(qū)域經營協作，在綜合考慮全部發(fā)電成本和資本合理回報水平的基礎上理性報價，帶頭維護煤電市場政策秩序，自覺遵守交易規(guī)則，避免惡性競爭或惡性壟斷，穩(wěn)步有序推進電量交易市場化改革。
只是，即便統(tǒng)一到同一集團，不同電廠仍將面對發(fā)電量和利潤的考核指標，要實現集團內部的經濟最優(yōu)方案，統(tǒng)一出口參與市場也并非易事。
有人認為，歷經十余年探索找到的省級市場起步模式或將受到沖擊，也有人提出，這也許會促使用戶跨省尋電，促進區(qū)域市場甚至全國市場的出現。
那么，許多討論又將回到原點。 
