提起2019年的煤电，绕不开“巨额亏损、破产重组、区域整合”等关键词，而这些词语的背后积淀了煤电大发展十余年的收获与困局。

由于电煤价格企稳，需求增长好于预期，2019年并不是近年来煤电企业经营情况最坏的一年，但却是煤电系统性风险集中显现的一年。部分地区的火电因为连年巨亏、资不抵债，电厂长期靠母公司“输血”维持经营，在近年来国资需持续降低负债率的要求下，集团为了避免“失血过多”，这一年来陆续推进电厂破产清算，“排队甩卖”煤电资产。

大多濒临破产的煤电厂都位于“胡焕雍线”以西地区，其共同点是清洁能源富集、对低电价诉求最为强烈、电煤量价供应优势不再，这些地区的煤电可谓“同病相怜”。

临近年底，整个行业等来了一份惊喜。国务院国资委发布《中央企业煤电资源区域整合试点方案》，自2019年开始，用3年左右的时间开展中央企业重点区域煤电资源整合试点工作，力争到2021年末，试点区域产能结构明显优化，煤电协同持续增强，运营效率稳步提高，煤电产能压降四分之一至三分之一，平均设备利用小时明显上升，整体减亏超过50%，资产负债率明显下降。

业内人士感叹，这或许是当下帮助煤电脱困，处理债务最高效的方式。也有人直言，历经十多年探索的省级电力市场将接受严峻的考验。还有人感叹，在生存还是毁灭面前，市场还是计划变成了次要矛盾。同时有人提出，在全国多地出现供需趋紧的背景下，进一步压降产能或对保障供应不利。

回看煤电近年的跌宕起伏，未来笔落何处值得更多探讨。

多重挤压形成亏损“大山”

“部分地方政府与企业难以抑制投资冲动，早期煤电对当地经济发展带来的贡献很显著。”一位长期研究煤电的业内人士指出。据了解，即便是在经济较为发达的东部地区，因地市资源禀赋不同，一家煤电厂给地方财政贡献40%税收收入的情况并不鲜见。

2002年进行的“厂网分开，竞价上网”改革对煤电的大发展起到了显著的促进作用。由于培育了新的投资主体，原五大发电集团十余年间如“五虎下山”抢占市场，新建大量煤机。到了2018年，相关统计显示，煤电占电源的总装机比例达到85.34%。其中，2003年到2008年的这六年以煤电为主的规模扩张尤为突出，基本解决了中国缺电的问题。

旺盛的市场需求、企业规模化发展路径和政府的支持共同构筑了煤电作为国家能源供给的底盘，但高速扩张也带来了后续煤-电矛盾、资产负债率高企、巨额亏损等问题。

后来，随着环保的约束条件日益拉紧，发展大规模清洁能源的号角又在西北、西南等风、光资源富集地吹响。在环保压力和财政补贴的正向激励下，清洁能源同样“大干快上”。当弃风、弃光问题日益紧迫时，煤电的市场空间也难以避免地变得越来越小。

一位业内人士曾直言，政府缺乏严谨科学的电力规划，依靠投资拉动经济，以及发电企业集体非理性圈地竞争是造成部分地区多年装机持续过剩的主要原因。

2012年、2013年，随着经济增速开始放缓，电力富余的苗头在西北和东北首先显现。在西部的重庆，时任某领导在市政协的一次演讲中说，中国现在14亿千瓦装机，而明明只需要8亿千瓦，多余的6亿千瓦装机需要3万亿的资本，过剩产能都摊在电费里。西北、西南、东部地区纷纷发出降电价的强烈诉求。

这种诉求很快体现在本轮电改当中。根据国家能源局发布的历年全国电力价格情况监管报告，2018年电网企业平均销售电价较2015年下降超过8.5%。而电力价格的下降一方面来自输配电价监审，另一方面就是煤电企业通过市场竞争“挤出”的红利。

管制时代留下的过度投资直接传递给市场竞争的同时，煤电的上游产业