近日，国家发展改革委发布消息称，一季度全国用电量增长较快，供应结构继续优化。但与此同时，火电利用小时继续下降，电力行业产能过剩风险继续积聚。2016年全国火电设备利用小时降至4165小时，预计今年全年火电设备利用小时再下降100小时左右。自备电厂装机容量仍快速增长，进一步加剧了电力供应能力过剩风险。
电煤价格上涨、交易电量比例提高、发电结算电价继续下降等问题造成发电企业经营问题突出，煤电企业成本难以及时有效向外疏导，重点发电企业煤电板块已出现全面亏损。其中，一季度五大发电集团火电亏损加剧，利润同比下降119.7%。
5月4日，据报道，“16家电企一季度集体亏损”。报道称，根据东方财富Choice数据统计，在38家电企中，有16家一季度净利润亏损，19家电企净利润同比下滑。其中，亏损额最高的电企分别是漳泽电力、华银电力和内蒙华电。分析机构认为，2017年以来，电煤价格仍处于高位运行状态，以2017年全年电煤价格较3月份水平下降5%水平测算，除华东、华南地区处于微利状态外，其它地区煤电企业均将面临大面积亏损。
由于下跌速度较缓，持续处于高位的煤价使煤电矛盾不断升级。因此，国家发展改革委表示，要进一步深化电力体制改革，落实优先发电优先购电制度，继续推进电力直接交易，提高电力运行调节水平。增加煤炭有效供应，督促煤电签订和履行电煤中长期合同，促使煤炭价格尽快回归合理区间，减轻煤电企业经营困难。
持续亏损将威胁煤电行业健康发展
在成本因素方面，2017年煤电行业燃料成本将比上年大幅上涨；煤电设备利用小时继续下降导致发电边际成本继续上升；此外，煤电行业环保投入成本继续增加。在收入因素方面，2016年煤电标杆电价下调3分钱/千瓦时的影响在2017年继续延续；市场化交易方面煤电行业让利规模超过上年；此外，市场化交易电量中的环保电价补贴难以落实。
可见，2017年煤电行业成本继续大幅上涨，收入反而继续下降，仍然不能将上涨的成本有效疏导，若后续煤价不能有效回调至合理区间，将导致煤电行业整体亏损，负债率迅速攀升，也将导致发电行业利润大幅下降，甚至出现整体亏损。煤电企业的持续亏损和高负债，将影响企业的正常经营和企业职工队伍稳定；不利于国有资产的保值增值；极有可能影响电厂正常技术改造、电力安全等投资，增加安全生产隐患；严重影响电力行业的产业转型升级乃至电力安全稳定供应。
——4月《中国电力企业管理》
多方面原因导致发电亏损
目前我国电力存在较为严重的产能过剩，从需求方来说，在我国经济下行压力不断增大的背景下，中国电力企业联合会预测今年用电量增速将只有3%，增长缓慢；从供给方来说，由于目前市场化改革尚不到位，火电、核电、风电等项目由发改、能源等部门审批，生产出来的电力均由电网公司按照定价收购，因此部分电厂不顾实际情况，只要能拿到批复和贷款，就不断建设，进一步加重了电力过剩的情况。
如果电改进行到位，电厂可以在交易平台上与购电企业直接对接，通过提前签约等方式了解购电企业的实际需求，根据需求量自行安排下一年度的发电量，通过精准发电的方式减少电力的浪费，改善电力过剩的状况，电价才能有所回升。
而在煤炭价格方面，在市场化交易机制未能制定的今天，国家只能不断助推煤企与电企签订中长期合同，尽可能保持煤电价格的联动性与稳定性，但签约后仍有一定的违约率，煤价上涨时煤企为获利可能违约，煤价下跌时电企则有可能解约。但在市场化交易推广后，电企可以自行调节价格，虽然煤价仍会出现波动，但电价也会随之调整，电企受到的影响就会减少。
——中国能源网首席信息官韩晓平接受采访时表示
由于市场化改革滞缓，电力央企长期受制于煤炭价格波动与电力过剩的影响，电力央企亏损面不断加大。
尽管五大电力央企纷纷表态，称电力过剩、煤价上涨是上年度企业亏损面加大的主要原因之一，但有专家直言，电力市场化改革进程滞缓才是电企利润呈下跌趋势的根本原因，如果改革无法尽快推进，未来电企还将继续受制于上述因素，经营模式和经营状况难以得到根本性的改善。
——4月17日《北京商报》
从四个方面解困煤电亏损
一是停建、缓建各类新增电源项目建设。对于煤电去产能，今年的政府工作报告中明确提出“淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上，以防范化解煤电产能过剩风险。
二是取消煤炭减量化生产制度。从2016年全国范围内煤炭价格快速飙升的结果来看，一方面煤炭企业经营业绩大幅改善，短期内即实现了扭亏为盈，今年一季度的净利润颇为乐观；另一方面煤电矛盾却被激化并在不断加剧。煤炭去产能的个别措施需要重新评估。
三是着力完善电力市场机制。在电力供大于需的情况下推进电力市场化改革，电价下降是一种必然的预期结果。然而，当前的中长期交易市场普遍存在“准入用户漫天要价，发电企业恶性竞争”的现状，这种情况急需改变。建议在市场机制不完善的情况下，为避免恶性竞争，对参与直接交易机组发电能力明显大于用电需求的地区进行价格限制。
同时，抓紧完善市场机制。就煤电机组而言，为了体现公平、公正原则并保障煤电机组正当权利，必须建立煤电机组容量市场以体现煤电机组的备用价格，同时完善调峰等辅助服务市场以体现煤电机组调峰等辅助服务价值，进而挖掘当地电力系统调峰潜力，不能仅仅通过行政手段，一味地要求煤电机组开展煤电机组灵活性改造并承担深度调峰职责。
四是加快区域电力市场建设。通过区域市场建设，破除各省为政、画地为牢、地方保护，着力打破省间壁垒。
——大唐甘肃发电公司副总经理田文胜接受采访时表示
提质增效是发电企业谋求长远发展的必然选择
我国以火电为主的能源格局在未来相当长一段时间内不会改变，煤炭价格的起伏仍将继续牵动电力行业的神经。煤炭的价格波动可以向下游疏导，但电力商品的特殊性，注定了发电企业要承受更多。
我国正处于经济转型的关键时期，无论是“中国制造2025”、“互联网+”，还是“一带一路”倡议，无论是实体经济、现代服务业，还是基础设施建设，一方面离不开稳固的电力保障，另一方面还需要政府降低企业生产成本（用电成本）来减轻负担，提升活力。有部分观点将发电企业效益增长的希望寄托于煤电联动来提高电价，实质上忽视了目前经济发展的整体环境，以及电力行业在整个国民经济中的作用。
在当前电力供应相对过剩的情况下，国家通过推动电力体制改革来还原电力的商品属性，电价会继续下降，随着经济形势逐渐向好，社会用电量还将继续提升。在多方挤压下，火电企业生存环境的严酷将一直持续，一旦落后则被淘汰出局，竞争力强的企业将获得自己应得的市场空间。
五大发电主要上市公司作为行业优质资产平台，已经认识到竞争力的重要性。华能国际的700℃实验平台、国电电力的高清洁能源装机比例和低煤耗等，都是公司乃至其所在集团综合实力的体现。大唐发电不仅拥有世界最大的火力发电厂，还拥有五家上市公司中最高的清洁、高效火电机组比例。经营上的困难并不能成为拒绝转型升级的理由，提质增效也不是一句空话，而是发电企业谋求长远发展的必然选择。
当前，超低排放与节能改造进入中后期，转型升级仍会持续。碳减排、烟气脱汞以及灵活性改造等，都将成为未来火电企业清洁高效发展的落点。优胜劣汰的游戏规则从未改变，更优秀的企业可能将经受更多考验，但克服困难后也将收获更多。
