3月初，关于宁夏回族自治区七家发电企业向自治区经信委“上书”，希望能够尽快降低煤价的报道引起各方关注。虽然宁夏自治区经信委最终表态不予干预，但这并不意味着，七家企业所言“火电企业已处于全面亏损的状态”为虚。

自2016年以来，受煤炭价格大幅度上涨、煤电设备利用小时数持续下降、煤电价格逐渐降低等多重因素冲击，发电企业的利润出现了“断崖式”下跌，煤电板块在2017年很有可能会陷入全面亏损状态。尤其是在宁夏、甘肃、青海、新疆等中西部地区，当地电力需求有限，窝电现象严重，煤电设备利用小时数远低于全国平均水平，煤电企业亏损更为严重，所以矛盾首先在宁夏爆发了出来。

为了保证煤电企业顺利熬过此轮“寒冬”，增加煤炭供给，降低煤价，显得尤为迫切。但从长期来看，推进煤电去产能，进一步规范煤电产业发展，才是最根本的解决之道。

或陷长期全面亏损

2016年，国内五大发电集团煤电板块“损失”惨重，利润同比下降了68.6%，具体来看，各季度同比分别下降33.2%、61.4%、79.5%和96.6%，降幅呈现出持续扩大的态势。进入2017年，五大发电集团的煤电业务更是已经进入全行业亏损状态，前两个月合计亏损了约33亿元。

导致煤电业务陷入亏损的原因主要来自于三个方面。第一，燃料成本快速上涨。中国煤炭市场网(CCTD)秦皇岛煤炭价格监测数据显示，从2016年年初开始，5500大卡煤炭价格从370元/吨低位震荡走高，2016年11月7日一度达到了700元/吨高位。截至今年4月3日，CCTD秦皇岛5500大卡煤炭价格为659元/吨，已经远高于去年年底煤炭企业与电力企业签订的下水煤年度合同基准价格535元/吨，根据相关统计数据，由于电煤在生产、运输、中转再到终端各环节的涨价叠加，今年一季度，五大发电集团到场标煤单价比去年同期上涨了300元/吨左右。

第二，煤电价格走低。2015年以来，两次下调全国煤电上网标杆电价，已经累计下调了约0.05元/每千瓦时。此外，在电力体制改革氛围中，2016年全国市场化交易电量突破了1万亿千瓦时，每度电平均让利大约0.07元。一方面是居高不下的煤价，以及持续的环保改造投入，让燃煤发电生产成本急剧上涨，另一方面是上网电价不升反降，成本难以有效向外疏导，煤电企业遭遇“双面夹击”，利润被侵蚀便成了唯一的“出路”。

第三，煤电设备利用小时数一降再降。全国煤电设备利用小时数在2016年已经下降到了4250小时，为1964年以来的年度最低水平。而且，未来一段时间内，导致煤电设备利用率下降的因素还会持续存在。经济增速放缓与经济结构调整，导致电力市场需求增长放缓是不争的事实，预计2017年全社会用电量同比增长在3%左右。

与此同时，清洁能源发展与电力结构调整已成不可逆之势，2016年我国新能源发电量仅占全部发电量的5%，今后还会有更大规模的发展，这将进一步挤占煤电的市场空间。面对需求逐步减少的局面，煤电产能却一直在增加，2016年全国煤电装机容量同比增长了5.3%，依旧快于全社会用电量增速4%的水平。因此，预计2017年煤电设备利用小时将进一步降至4100小时左右，明显低于5500小时的设计小时数。

种种“内忧外困”叠加在一起，煤电企业陷入长期全面亏损将是难以避免的事情。

短期救急：增加电煤供给

按照目前的设备利用小时数计算，即便煤价降低到年度合同基准价格535元/吨，煤电企业仍将面临全面亏损的风险，更何况目前煤价远高于535元/吨水平，煤电企业的日子就更不好过了。要在短期内缓解煤电企业的困境，最为有效的措施是增加煤炭供给，降低电煤价格。

受到前期煤炭行业化解产能政策及276工作日制度实施的影响，电煤供应失衡，全国的电煤形势已经从宽松转为偏紧。今年以来，煤炭企业复产和发运均不及预期，让各环节煤炭库存总体上呈下降趋势，截至3月底，全国重点煤矿存煤7500万吨，比年初下降10.5%，比2016年同期下降了40.4%。如果煤炭企业继续减量化生产，煤炭价格还有继续上升的风险，煤电企业亏损额无疑会进一步扩大。

当然，煤电企业也不能完全等着政府出手干预。作为一个市场经济主体，应该在降成本方面推出更多的举措。其中，持续推进煤电联营，打造煤电利益共同体，是一个值得尝试的选择。既然煤电企业经营困难的一个主要原因是燃煤成本大幅上涨，那么，有条件的煤炭和电力企业如果能够突破传统的行业、所有制限制，通过资本注入、股权置换、兼并重组、股权划拨等方式，发展煤电联营，构建起煤炭和发电企业双方利益共享、风险共担的煤电合作机制，便可以从根本上显著缓解煤、电之间的矛盾。

目前，在国内，煤电联营做得最为成功的企业当属神华集团，2016年，神华集团煤炭产能超过5亿吨/年，电力装机容量达到了7432万千瓦时，差不过成了“第六大发电集团”。在电力板块，华能集团和国家电投的煤炭产量比较高，2016年均突破了6000万吨。

另外一条值得探索的出路，是积极开拓国内外市场，培育新的盈利增长点。煤电企业应该尝试着加快布局结构调整，大力拓展国际业务，推动煤电、节能环保、装备制造等产业“走出去”，寻求新的成长空间;也可以在做强发电主业的同时，依托自身优势，加快产业结构优化升级，因地制宜地发展非电产业，不断提升非电产业对企业的利润贡献率。

长期应对：煤电去产能

从长期来看，受资源、环境和气候变化约束，绿色低碳已经成为世界能源变革的主流，在国内，燃煤发电占比逐渐降低，也已经成为国家战略。2016年，我国煤电发电量占全部发电量的比例为65%，相较于2015年下降了2.5个百分点，这种趋势以后还会延续。

然而，与此相背离的是，我国煤电装机还在持续增加。虽然在国家促进煤电有序发展的一系列政策措施影响之下，2016年煤电投资快速增长的态势得到抑制，但当年煤电投资额仍然达到了1012亿元，到2016年年底，煤电装机增加到9.4亿千瓦，且还有规划与核准在建煤电项目约3.5亿千瓦。

按照近年来的全社会用电增长态势，考虑清洁能源发电替代的影响之后，预计到2020年煤电装机达到10.5亿千瓦是一个比较合理的水平。所以在接下来几年内，煤电去产能成为了绕不过去的坎儿。在今年的政府工作报告中，也首次提出要化解煤电产能过剩风险。

具体而言，今年要淘汰落后煤电机组500万千瓦，停建、缓建4500万千瓦以上在建项目。当前的工作重点是要落实到具体的项目上，尽可能地减少项目业主的经济损失。另外，去产能不是盲目地关停，在布局上尽量要有利于新能源发电的消纳，避免出现“有网无源”“有源无网”的网源不协调问题。

在去产能的同时，避免潜在产能不断增加也要一抓到底。当前看来，造成煤电装机持续快速增长的原因有三点。

一是煤电项目建设周期较长导致部分项目“生不逢时”。从规划建设到投产，煤电项目大概需要三年左右的时间，现在投产的机组大多数为三年前开工的。前几年经济以及电力消费仍然保持较快增长，有关部门根据情况陆续核准了部分项目，这些项目投产后恰好赶上目前的经济发展转型期，没有了用武之地。

二是地方政府通过行政力量推动发电项目开工建设。2014年，火电项目核准审批权下放到地方政府，恰逢地方遭遇投资乏力、经济下行压力，推动投资规模巨大的电源项目开工建设，成为了地方稳投资的一个重要手段。

三是自备电厂持续快速发展。由于自备电厂具有发电设备利用小时数高、环保要求低、政府性基金及附加少等成本优势，自备电厂装机容量在近几年来一直保持10%以上的增长速度。截至2016年年底，我国自备电厂规模超过了1.3亿千瓦，其中绝大部分为火电。因为有来自企业层面的积极性，预计未来一段时期内自备电厂快速增长的趋势很难有效抑制。

因此，阻断煤电装机快速增长的势头，应该从三个方面入手：引导地方政府更加科学、合理地规划煤电产业布局;杜绝以煤电投资拉动地方经济的行为;同时尽快完善自备电厂管理政策法规，将自备电厂的政府性基金、附加及交叉补贴征收到位，营造出公平竞争的市场环境。（来源:《能源评论》杂志/宋佳南）