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2016-2018年，累计释放改革红利超过1800亿元。

大会发布了西北能源监管局党组书记、局长黄少中的主旨报告(以下简称报告)，强调应以促进新能源消纳和资源优化配置为导向开展西北电力现货市场建设，建立包含中长期交易、现货市场交易和辅助服务交易的西北电力市场体系。报告指出，当前西北区域市场主体参与意识还有待提高，市场支撑技术和制度尚不成熟。

近日，由西北能源监管局主办的西北电力现货市场建设工作研讨会在西安召开今年6月1日起，西藏再次开始向青海反送富余水电，青藏联网工程单日最大输送电量达780万千瓦时。被誉为 电力天路的青藏联网工程400千伏柴拉直流输电线路双向累计输送电量突破91.4亿千瓦时，其中，由青海向西藏输送电量62.88亿千瓦时，西藏电网外送电量28.59亿千瓦时。为保证线路的稳定运行，支撑西藏更多的清洁水电资源可靠外送，柴达木换流站侧单日平均调整功率14次。国网青海电力检修公司柴达木换流站站长李晓明介绍，自青藏联网工程投运以来，国网青海省电力公司持续创新管理，通过多次试验不断提升柴拉直流输电系统双向输送能力，输送功率现已由工程投运初期的10万千瓦提升至最高60万千瓦。

目前，400千伏柴拉直流输电系统双极功率达50万~60万千瓦，柴拉直流大功率运行已成为常态化。继2018年750千伏月海柴串补工程投运后，柴达木换流站同步调相机系统也将于年内建成投运。从长远看，煤电碳排放成本增加将是未来的新挑战。

我国紧密、重要、复杂、冲突的煤、电关系在能源清洁转型的大背景下，经过10多年的努力，我国能源结构不断优化，清洁可再生能源快速发展，节能减排成效显著。未来一个时期，我国将继续大力推动绿色发展、清洁转型，可再生能源将持续增长，高碳化石能源将大幅减少。今后我国将继续加快绿色发展步伐，形成水、核、风、光、气、氢能、生物质等并举的清洁大家族，清洁装机占比会大幅提升，意味着煤电生存空间将持续缩减。六是2002年电改后跑马圈地、煤电巨量扩张，2015年新电改以来市场化交易剧增，煤电首当其冲。

十三五，国家禁止京津冀、长珠三角及红橙色预警省域新建煤电，全国停缓建煤电1.5亿千瓦。五是政策导向利好不多利空多，煤炭去产能，降低用能成本，双管齐下降电价。

十三五期间，国家对存量煤电推出一系列严厉的环保举措，同时，还打出组合拳严控煤电新增产能。（二）以退为进，主动减量。煤、电两大产业本该是唇齿相依、协调发展、互利共赢的关系，但现实中却由于煤企、电企管理体制、运行机制的差异以及两个行业的传统分隔，经常相生相克、相互冲突，爆发煤电矛盾。火电利用小时已从2004年的5991小时，一路下滑，2016年降至4165小时，2017、2018止跌企稳（4209、4361小时），但设备平均利用率已下降到50%左右，大量机组处于停备状态。

鼓励煤电联营、能源企业跨行业重组，构建煤电产业链、供应链。摒弃规模扩张，发展要有新概念。目前，我国电力产能过剩，发电行业系统性风险增加。制订电力规划、谋划未来发展，要与时倶进，改变过去电力短缺时期的惯性思维和发展通病，根据经济新常态特点以及电力供需的变化，实现变革与创新。

发电集团的资产负债率长期高位运行，尽管比2008年85%最高时有所下降，2018年仍接近78%，巨额财务费用侵蚀当期利润。2007年以来，煤电积极上大压小1亿千瓦，十三五又淘汰落后产能0.2亿千瓦，停缓建1.5亿千瓦，共计2.7亿千瓦。

煤电作为传统化石能源，既要积极适应绿色发展需要，又要全面参与市场竞争，优胜劣汰适者生存是我国能源清洁转型、电力市场化改革推进的必然结果。目前，千万不能因为十三五用电量实际增长好于预期，煤电利用小时略有回升，又盲目上新项目，还是要继续落实国家打出的严控煤电新增产能组合拳。

为保障煤电适者生存，除了煤电企业要继续内强管理、外拓市场、科技进步、资本运作、等待转机外，还需要国家有关部门及地方政府根据煤电新的战略定位，针对市场化改革过渡期、能源转型期，调整、完善旧的政策，出台煤电新政：1.保留环保电价并执行到位，探索建立两部制电价和容量市场。二要聚焦电力主业，巩固传统优势。一方面政府不断下调煤电标杆电价，并取消各地低于标杆电价的优惠电价、特殊电价。这既是政府、煤企、电企、铁路、用户各方长期博弈的结果，也是政府计划体制与市场运行机制严重冲撞的本质反映。2018年全国火电企业利润323亿元，亏损面仍有43.8%。以煤炭、煤电企业为代表的另一派则认为，不能妖魔化煤炭、煤电，我国是富煤国家，煤炭、煤电两个行业互相依存、互相影响，唇亡齿寒，关系国计民生。

对此，我们必须清醒认识，科学预判，把构建清洁低碳、安全高效的能源体系作为历史使命与责任担当，我国煤电的战略定位，将逐步由主体电源、基础地位、支撑作用转向基荷电源与调节电源并重，为全额消纳清洁能源调峰、保障电力安全供应兜底。增强三种能力冷热电气水多能联供的综合能源服务能力，增强调频、调峰、调压等辅助服务能力，参与电力市场竞争与煤炭市场集采能力。

按照量为基础、价为关键、量价统筹、区域优化的原则，建立区域或跨区域市场营销体系，组建多维度营销团队，促进售电公司独立运作，开展综合能源服务，增强用户粘性，科学制订交易策略，积极参与现货市场与中长期市场交易，反对市场垄断与恶性竞争，努力实现三个目标：发电量达到三同水平，市场电量超过装机占比，区域发电效益最大化。但煤电仍然存在存量巨大、占比过高、设备闲置、经营困难等问题。

而且，近年来新能源补贴退坡、平价上网，市场竞争力显著增强，煤电不得不为清洁能源优先消纳作出让步。目前，西南、西北、东北、河南等区域的煤电企业整体亏损，一些煤电企业资不抵债，依靠集团担保、委贷维持生存，有的甚至被关停、破产，东北等地电力上市公司业绩难以好转，面临被ST、退市的风险。

我国煤电之所以造成上述困惑，主要有以下6个原因：一是世界气候变暖，我国雾霾频现。减少政府对市场交易的定向限制、价格干预，形成市场定价机制。一方面要继续落实十三五国家和地方政府有关化解煤电过剩产能、淘汰落后产能的政策，对不合要求的30万千瓦以下煤电机组实施强制关停。目前已在实践中摸索出许多成功的经验与做法。

三是煤炭去产能，煤价厂型走势，煤电企业燃料成本高企。因此，近年来煤电企业高度关注煤炭市场变化、电力市场化改革、能源企业重组、能源清洁转型等影响因素。

尽管国家激励节能减排，实施节能调度，出台环保电价合计3.5分/千瓦时，但煤机巨额的环保投入难以保障与补偿，特别是环保电价、奖励电量在煤电竞价交易中难以兑现。六是煤电经营形势严峻，整体业绩低迷，呈现行业性困难。

2050年煤电装机将降到6亿千瓦，建成现代能源体系。四是降低用能成本，降低煤电电价，政府、市场双管齐下。

到2018年底，煤炭去产能10亿吨的任务已基本完成，呈现煤矿少、单产高、区域集中、应急供应难的特点。五是环保政策层层加码，环保边际效应下降，相关政策执行不到位。2019年能否前行，2020年能否全面奔小康还有待于观察。另一方面，发电行业要抓住机遇，利用关停补偿政策，对一些超龄服役、扭亏无望、能耗环保安全不达标又无力投入改造的老小机组，或者未予核准、证照不全的违规机组，因地制宜实施主动关停，以提高设备利用效率，促进新能源的消纳与火电行业的整装，并实现电力市场由过剩到平衡的转变。

（五）外拓市场，内强管理。由于我国煤机年轻、先进、升级改造不断，环保的边际效应逐年下降。

同样，火电是煤炭企业最大的用户和市场，火电的保有量与盈亏也影响着煤炭资源的转化能力。总之，这是由气候环境变化、能源变革走势、市场风险增加、国家政策导向、企业规模扩张战略、区域营商环境差异等多种因素叠加、综合作用的结果。

（六）政策配套，保障生存。2.签订电煤中长期合同，实行基础价+浮动价定价机制。