“今年一季度日子很难过。”山东某发电央企主要负责人在时长30分钟的采访中，屡次重复这句话。
国家能源局4月17日发布的用电量数据显示，受新冠疫情影响，今年一季度，全国全社会用电量1.57万亿千瓦时，同比下降6.5%，增速比上年同期回落12个百分点。在电力生产方面，国家统计局发布的最新数据显示，一季度全国发电量1.58万亿千瓦时，同比下降6.8%。在此形势下，作为我国电力生产的绝对主力，煤电行业首当其冲。
发电量锐减引发连锁反应
处于此次疫情漩涡中心的武汉，用电需求受到极大影响。武汉某大型发电企业工作人员向记者透露，他所在电厂今年2、3月份的发电量同比锐减57%和65%。
记者了解到，目前山东电网日均用电量水平在14亿千瓦时左右，其中“外电入鲁”大约占到3.4亿千瓦时，新能源发电约1亿千瓦时。山东的火电装机容量全国第一，剩余不到10亿千瓦时的电量对山东超过1亿千瓦的本地煤电机组而言，显得有些僧多粥少。
“靠近城市中心的、带供热面积多的电厂，情况相对还好一些，因为调度上会有所倾斜。”上述企业主要负责人告诉记者，由于疫情与冬季供暖期有重叠，今年一季度，供热机组的负荷状况要明显好于其他机组，“以前总说居民供热不挣钱，但今年承担供热任务的机组至少在发电量上有保障。”
“以往过了春节假期、正月十五之后，电量需求基本就起来了。但今年到目前为止，电量还没有恢复到应有的水平。”上述负责人表示。
除了对用电需求造成影响，疫情还导致人员流动受到限制，部分电厂的生产计划也被打乱。
“本来计划春节期间进行机组检修，疫情导致检修人员不能按期到位，检修工作只得推迟。”广东某发电企业负责人透露，他所在的电厂因此没能按期完成检修，这让本就不乐观的负荷水平雪上加霜，“检修推迟，复工开机也就滞后，这使得今年一季度的电量情况较去年已经没有可比性。但即便按照原计划，预计发电量也会下降20%左右。”
“疫情导致用电量水平偏低，影响电厂利润；低负荷水平下，能耗强度提升，相当于多烧了煤，抬高了电厂成本；长期低负荷运行，机组排放指标受影响，电厂要受考核，利润又要减少。”该负责人表示，单在电量下滑这一点上，疫情就已经在煤电行业引发连锁反应。
煤价下降带来的利好有限
计划电量放开、煤价居高不下、利用小时数降低、环保改造不断……面对来自行业内外多方压力，煤电行业陆续出现区域性、行业性亏损，目前亏损面仍维持在50%左右。而近期唯一能让煤电企业略感欣慰的，是动力煤价格结束了将近三年的持续高位运行，开始呈现下跌趋势。
2019年全年，动力煤价格持续走低，至2019年10月底，CECI沿海指数5500大卡综合价首次低于“绿色区间”上限570元/吨；今年2月，受到春节假期与煤矿复产受限的影响，该价格一度反弹至560元/吨，但随着煤矿陆续复产，又再度恢复下跌趋势；3月27日，各热值规格品市场价格均已低于年度长协价格；截至4月9日，5500大卡综合价已跌至531元/吨。
虽然对比2019年同期，目前CECI沿海指数5500大卡综合价跌幅已超10%，但多位电厂负责人表示，煤价下降对电厂经营情况的改善作用有限。
“对电厂经营肯定有好处，但是改善还谈不上。”上述山东发电央企主要负责人表示，由于发电量难以保证，导致固定成本无法覆盖，即便煤价有所降低，但变动成本的小幅降低难以扭转经营形式。“就像现在很多受疫情影响的外贸企业，即便原材料价格稳定甚至降低，如果拿不到订单，产量上不去，企业还是很困难。”
“电厂按市场价采购的煤炭只是一小部分，‘大头’还是长协。”某发电央企工作人员告诉记者，“尽管市场煤价格下行，但由于行业普遍预判今年煤价仍将继续走低，因此煤、电双方对于年度长协煤的价格始终谈不拢。据我所知，包括五大发电在内的许多发电企业，目前都还未完成2020年度长协合同的签订。究竟电厂能享受多大的降幅，现在还说不好。”
这一说法也得到了中电联相关知情人士的证实。3月31日，中电联燃料分会组织召开了2020年下水煤中长期合同专题协调沟通视频会议。根据会议信息，尽管煤、电双方早在2019年年底就已对陆运直达煤初步达成一致，但双方在下水煤中长期合同的取消捆绑销售、优质优价等合同条款方面还在进一步商谈沟通，尚未达成一致。“这给东部沿海地区用电需求恢复后，特别是迎峰度夏期间的电煤保障带来较大不确定性。”该知情人士称。
多方面挤压致经营风险放大
“现在来看，未来十几二十年，我国肯定还离不开煤电，但按照目前的形势发展，会有更多煤电企业持续亏损，最后只能破产。”有业内人士对记者表示，目前煤电行业背负巨大经营压力，已越来越难以承受，“这从2019年国电投、大唐等发电企业频频挂牌交易旗下燃煤电厂就可见一斑。即便有观点认为电力行业有国家‘兜底’，但若这种亏损局面持续下去，对于行业的发展也将是十分不利的。”
该人士指出，部分地区仍然存在退出落后产能不坚决、不到位的情况，正在持续影响着高效煤电机组的生存状况。“现在煤电企业一方面要为可再生能源消纳让路、调峰，利用小时数和发电量受到挤压，另一方面，一些本该淘汰的落后产能始终无法退出，本该由高参数、大容量机组进行替代的这部分供电、供热市场空间仍然被小火电、小锅炉占据。”
据介绍，煤电为风电、光伏尽可能多地并网让了路，但许多百万千瓦超超临界机组在拓展供热市场时，却被容量低至1.2万千瓦甚至0.6万千瓦的“钉子户”拦住了去路。多方挤压下，煤电行业现金流紧张、融资难度大等风险正在逐渐暴露、放大。
