央企煤电区域整合启动，煤电脱困最强助力？重大利好央企龙头煤电企业的整合。关注华电国际H，华能国际H，华润电力H，大唐电力，浙能电力，国电电力，国投电力等等。为期三年的煤电供给侧改革拉开帷幕。
南方能源观察11-30 17:01
2019年11月26日，华电新疆发电有限公司发布《关于召开新疆区域煤电资源整合试点工作会议的通知》，提到按照国务院国资委《中央企业煤电资源区域整合试点方案》精神，由华电新疆发电有限公司牵头新疆区域煤电整合试点工作。
据悉，国务院国资委近日发布《中央企业煤电资源区域整合试点方案》（下称《方案》），自2019年开始启动，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，通过区域整合优化资源配置，淘汰落后产能，减少同质化竞争，缓解经营困难，促进健康可持续发展。
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。
具体方式是，原则上根据5家集团所在省级区域煤电装机规模、经营效益确定牵头单位，在此基础上，综合考虑地区电价，过剩产能消纳、煤电联营、各企业区域战略发展规划等因素，确定中国华能牵头甘肃，中国大唐牵头陕西，中国华电牵头新疆，国家电投牵头青海，国家能源集团牵头宁夏。
一场大型资产划转即将拉开帷幕。
不得不承认，2019年确是煤电行业的凛冬。近年来，青海、宁夏、甘肃、云南等新能源富集省区的煤电大多生存困难，大量企业连年亏损，处于关停、破产的边缘，几大集团纷纷开始“花式”处理煤电资产。据笔者了解，处理资产的主流方式是寻求煤电联营，实现上下游的协同。
分析煤电困境的原因，大致可归为以下几个：一是部分地区电煤受去产能影响，供不应求，导致煤价上涨，并高位企稳；二是煤电市场份额受新能源挤压，发电利用小时数下降明显，现金流难以维系；三是电力交易中因考核指标、供给过剩、地方政府干预等多重原因出现“价格踩踏”。而这些因素并非某一个单独在起作用，而是共同作用造成了如今的困境。
部分地区的煤电从业者多次提出，到底还需不需要煤电？新能源富集地的煤电还能熬过严冬，等来春天吗？
这两个问题的答案也是相对明确的，根据当前及未来一段时间的电力供需形势及系统调节需求，新能源电量即使增长到一定程度，我们仍然需要煤电。而煤电要熬过严冬，迎来春天，需要更多政策机制上的改进和调整，并且应因地制宜。
有业内人士认为，站在国有资产保值增值以及处理债务的角度，整合煤电资源是最高效的方式；也有人指出，全国情况复杂，其实随着电力需求的超预期增长，近两年也有部分地区的煤电日子过得尚可，甚至需要一定的新增投资才能满足近期电力需求。
根据《方案》，首批试点区域将在西北新能源富集地推进，包括甘肃、陕西（不含国家能源集团）、新疆、青海、宁夏等5个省区。
实际上，针对煤电行业出现的普遍困难，近期相关部委已在实行缓解政策，比如基准 浮动电价机制；发电企业与相关主管部门也在探讨发电侧容量电价、设计容量市场和能够合理传导成本的辅助服务市场机制等，以促进煤电、电煤和大用户之间的良性互动，并通过市场机制提升煤电企业参与调峰、备用市场的积极性，取得合理收益。
但目前电力市场以省级市场为基础构建，煤电资源按集团分省区整合后，很可能出现部分省区市场集中度过高，导致单个企业轻易获得定价权，进而使得市场出现近乎单一卖家的情况。
针对市场，《方案》提出，自觉维护市场秩序，加强区域经营协作，在综合考虑全部发电成本和资本合理回报水平的基础上理性报价，带头维护煤电市场政策秩序，自觉遵守交易规则，避免恶性竞争或恶性垄断，稳步有序推进电量交易市场化改革。
只是，即便统一到同一集团，不同电厂仍将面对发电量和利润的考核指标，要实现集团内部的经济最优方案，统一出口参与市场也并非易事。
有人认为，历经十余年探索找到的省级市场起步模式或将受到冲击，也有人提出，这也许会促使用户跨省寻电，促进区域市场甚至全国市场的出现。