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　　火电企业亏损严重，燃料成本是首当其冲的关键因素。由于燃料成本占发电总成本的 70% 以上，煤炭价格便成为左右火电企业赢利的重要指标。煤电度电成本是评估煤电经济效益的重要指标，发电利润受到煤炭价格、电厂设备、运营效率以及人工费用等多重因素的影响。若煤炭价格出现上涨，电价在不变情况下发电企业发得越多就亏得越多，煤炭价格持续上涨并高位运行导致燃料成本增长过快，是造成火电企业利润下降并出现大面积亏损的主要原因。

　　煤电容量电价的具体执行方案，以煤电机组的可用容量为基础进行计算。首先，对煤电机组进行分类，分为常规机组和灵活性改造机组。对于常规机组，根据其装机容量和利用小时数来确定容量电价水平。例如，规定装机容量在 30 万千瓦及以上的常规机组，若其年度利用小时数达到 4500 小时，每千瓦容量电价设定为 X 元;若利用小时数在 4000 - 4500 小时之间，每千瓦容量电价则为 X*(1 - a%) 元(a 为根据利用小时数递减幅度设定的系数)。

　　对于实施了灵活性改造的煤电机组，给予更高的容量电价激励。假设某灵活性改造机组，在满足一定的灵活性调节指标(如爬坡速率、最小技术出力等)后，其容量电价在常规机组同条件下的基础上上浮 b%。各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清算。这一方案旨在激励煤电企业提升机组可用容量，保障电力系统的稳定供应能力，同时也为煤电企业回收部分固定成本提供了途径。

　　以广东省为例，10 月 25 日，广东省 11 家发电企业联合向广东省能源局、国家能源局南方监管局发函，根据当时煤价及运费指数计算，发电总成本约在 471.5 厘 / 千瓦时【沿海主力 60 万千瓦煤机变动成本约在 371.5 厘 / 千瓦时，固定成本约 100 厘 / 千瓦时(按煤机 5000 小时计算)】。今年以来月竞交易价格已近半年处于中长期交易价格下限 372 厘 / 千瓦时，月度交易已失去了 “压舱石” 和回收固定成本的基础作用，主要发电集团亏损面达 50% 以上。

　　在煤电联动价格机制方面，江苏省曾有过典型实践。多年前，当煤炭价格持续上涨，当地火电企业成本压力骤增。按照江苏省当时执行的煤电联动政策，以一定周期内(如 6 个月)的煤炭平均到厂价格为基础，设定了联动触发点。当煤炭价格涨幅超过一定比例(如 5%)时，启动煤电联动。通过科学计算，相应提高了省内火电企业的上网电价。这一举措使得火电企业在一定程度上缓解了因煤价上涨带来的成本压力，保障了电力供应的稳定性。例如，某位于江苏的大型火电企业，在联动机制实施前，因煤价高涨，每发一度电亏损近 0.1 元，实施煤电联动上调电价后，亏损幅度大幅收窄，企业经营状况得到改善，也更有动力保障电力稳定供应。

　　再看山东省，在煤电联动实践中，进一步细化了煤炭价格与电价的联动关系。不仅考虑煤炭价格的波动，还将煤炭质量因素纳入考量范围。对于使用高热值、低硫分优质煤炭的火电企业，在煤电联动时给予适当的价格倾斜。例如，某火电企业通过技术改造，优化煤炭采购渠道，使用了更优质的煤炭，在煤电联动价格调整中，其上网电价获得了比其他企业更高幅度的提升，有效激励了企业提升发电效率、降低污染排放，同时也保障了企业在煤炭价格波动环境下的合理利润。

　　为解决火电行业亏损问题，可采取多方面措施。政府层面，应持续强化煤炭市场调控。一方面，加大国内煤炭资源勘探与开发支持力度，鼓励煤炭企业释放先进产能，提升国内煤炭自给率。例如，对符合环保与安全标准的新建煤矿项目，在审批流程上予以加快，在资源配置上给予优先保障。另一方面，完善煤炭储备调节机制，当煤炭价格异常波动时，及时投放或收储煤炭，平抑市场价格。如在煤炭价格过快上涨时，迅速投放国家煤炭储备，增加市场供应，稳定价格预期。

　　从企业自身角度，要大力推进成本控制与效率提升。加大技术创新投入，采用超超临界机组等先进发电技术，降低单位发电煤耗。某大型火电企业通过技术改造，将机组升级为超超临界机组，发电效率提高了10%，煤耗显著降低，有效减少了燃料成本支出。此外，优化企业内部管理，从采购、生产到销售各环节进行精细化管理，降低运营成本。在采购环节，通过集中采购、长期协议等方式，降低煤炭采购价格;在生产环节，优化机组运行参数，提高设备可靠性，减少设备维护成本。例如，企业通过与煤炭供应商签订长期合作协议，锁定了较为稳定的煤炭采购价格，每年节省采购成本数千万元。

　　在推动绿色转型方面，政府应建立环保激励机制。对于采用先进环保技术、实现超低排放的火电企业，在煤电价格联动中给予一定的价格优惠或补贴。例如，对实现超低排放的火电企业，每度电给予 0.01 元的补贴，激励企业加大环保投入。同时，促进煤电与新能源协同发展，鼓励火电企业与新能源企业开展合作，通过 “风光火储” 等一体化项目建设，实现煤电与新能源的互补互济。政府在项目审批、土地供应等方面给予政策支持，推动此类项目落地实施。

　　长期来看，火电行业要想彻底摆脱困境，实现可持续发展，转型势在必行。一方面，火电企业应加大在清洁高效发电技术研发与应用方面的投入，降低碳排放强度，提高煤炭利用效率，从源头降低成本。例如，通过对火电机组进行灵活性改造，使其更好地适应新能源并网带来的电力供需波动，参与辅助服务市场，获取额外收益。另一方面，积极布局新能源业务，实现能源结构多元化，也是火电企业的重要转型方向。如内蒙华电在 2025 年 2 月宣布收购北方联合电力旗下两处新能源资产，期望借此提升清洁能源装机占比，与现有火电资产形成 “风光火储” 一体化调峰能力 。

　　转型探索成果：近年来，一些火电企业在转型方面已经做出了积极探索并取得一定成效。例如，国电电力在2024年上半年，受益于煤炭采购成本下降、煤机电价上调等因素，实现归母净利润 67.16 亿元，同比增长 127.35%。该公司通过采购进口煤炭、补外部现货等手段节约燃料成本，上半年入炉综合标煤单价为 918.94 元 / 吨，同比下降 25.46 元 / 吨 。同时，积极布局新能源业务，上半年新增新能源装机 177.03 万千瓦，新能源业务增长态势良好。