近日，國家發展改革委發布消息稱，一季度全國用電量增長較快，供應結構繼續優化。但與此同時，火電利用小時繼續下降，電力行業產能過剩風險繼續積聚。2016年全國火電設備利用小時降至4165小時，預計今年全年火電設備利用小時再下降100小時左右。自備電廠裝機容量仍快速增長，進一步加劇了電力供應能力過剩風險。

電煤價格上漲、交易電量比例提高、發電結算電價繼續下降等問題造成發電企業經營問題突出，煤電企業成本難以及時有效向外疏導，重點發電企業煤電板塊已出現全面虧損。其中，一季度五大發電集團火電虧損加劇，利潤同比下降119.7%。

5月4日，《證券日報》報道，“16家電企一季度集體虧損”。報道稱，根據東方財富Choice數據統計，在38家電企中，有16家一季度凈利潤虧損，19家電企凈利潤同比下滑。其中，虧損額最高的電企分別是漳澤電力、華銀電力和內蒙華電。分析機構認為，2017年以來，電煤價格仍處于高位運行狀態，以2017年全年電煤價格較3月份水平下降5%水平測算，除華東、華南地區處于微利狀態外，其它地區煤電企業均將面臨大面積虧損。

由于下跌速度較緩，持續處于高位的煤價使煤電矛盾不斷升級。因此，國家發展改革委表示，要進一步深化電力體制改革，落實優先發電優先購電制度，繼續推進電力直接交易，提高電力運行調節水平。增加煤炭有效供應，督促煤電簽訂和履行電煤中長期合同，促使煤炭價格盡快回歸合理區間，減輕煤電企業經營困難。

持續虧損將威脅煤電行業健康發展

在成本因素方面，2017年煤電行業燃料成本將比上年大幅上漲；煤電設備利用小時繼續下降導致發電邊際成本繼續上升；此外，煤電行業環保投入成本繼續增加。在收入因素方面，2016年煤電標桿電價下調3分錢/千瓦時的影響在2017年繼續延續；市場化交易方面煤電行業讓利規模超過上年；此外，市場化交易電量中的環保電價補貼難以落實。可見，2017年煤電行業成本繼續大幅上漲，收入反而繼續下降，仍然不能將上漲的成本有效疏導，若后續煤價不能有效回調至合理區間，將導致煤電行業整體虧損，負債率迅速攀升，也將導致發電行業利潤大幅下降，甚至出現整體虧損。煤電企業的持續虧損和高負債，將影響企業的正常經營和企業職工隊伍穩定；不利于國有資產的保值增值；極有可能影響電廠正常技術改造、電力安全等投資，增加安全生產隱患；嚴重影響電力行業的產業轉型升級乃至電力安全穩定供應。

——4月《中國電力企業管理》

多方面原因導致發電虧損

目前我國電力存在較為嚴重的產能過剩，從需求方來說，在我國經濟下行壓力不斷增大的背景下，中國電力企業聯合會預測今年用電量增速將只有3%，增長緩慢；從供給方來說，由于目前市場化改革尚不到位，火電、核電、風電等項目由發改、能源等部門審批，生產出來的電力均由電網公司按照定價收購，因此部分電廠不顧實際情況，只要能拿到批復和貸款，就不斷建設，進一步加重了電力過剩的情況。

如果電改進行到位，電廠可以在交易平臺上與購電企業直接對接，通過提前簽約等方式了解購電企業的實際需求，根據需求量自行安排下一年度的發電量，通過精準發電的方式減少電力的浪費，改善電力過剩的狀況，電價才能有所回升。

而在煤炭價格方面，在市場化交易機制未能制定的今天，國家只能不斷助推煤企與電企簽訂中長期合同，盡可能保持煤電價格的聯動性與穩定性，但簽約后仍有一定的違約率，煤價上漲時煤企為獲利可能違約，煤價下跌時電企則有可能解約。但在市場化交易推廣后，電企可以自行調節價格，雖然煤價仍會出現波動，但電價也會隨之調整，電企受到的影響就會減少。

——中國能源網首席信息官韓曉平接受采訪時表示