當前電力行業(yè)困境與煤電關系尚未理順、電力體制改革尚未到位、電網(wǎng)建設滯后等因素直接相關，我國電力市場建設尚處于起步階段，剛開始放開發(fā)電、售電環(huán)節(jié)，調(diào)峰補償、價格響應等市場機制尚未建立。有部分中長期雙邊交易，尚未建立現(xiàn)貨市場，新能源邊際成本低的優(yōu)勢難以體現(xiàn)，跨省跨區(qū)輸送新能源的現(xiàn)貨市場機制還處于研究階段。煤電處在同一利益鏈條上，只有雙方互利共贏才能良性發(fā)展。電力企業(yè)要順應電改，做好配售電，管控成本，嚴控投資規(guī)模，加大清潔高效能源發(fā)展力度。解決新能源消納問題，還是要在更大范圍內(nèi)進行優(yōu)化配置，要建立傳統(tǒng)能源與新能源發(fā)電之間的補充和調(diào)峰機制，提升整個網(wǎng)絡的調(diào)節(jié)靈活性。電網(wǎng)的定位和建設也要和當?shù)氐哪茉锤窬窒嗥ヅ洹?/p>

　　近年來，隨著電力需求特別是重化工業(yè)用電增速放緩，全國火電設備平均利用小時連續(xù)下降，電力產(chǎn)能過剩問題突出。2016年，電力過剩加劇、煤電價格快速上漲、電改全面推進，在多重擠壓下，電力經(jīng)營壓力倍增，發(fā)電企業(yè)面臨巨大考驗。當前，電力市場需求增長放緩、交易價格不斷下降、燃料成本大幅上漲、產(chǎn)能過剩風險加劇、節(jié)能減排改造任務繁重，多重矛盾交織疊加，企業(yè)經(jīng)營面臨嚴峻壓力和困境，亟須加大政策扶持力度，進一步推進電力體制改革，營造企業(yè)發(fā)展良好氛圍。

　　一、去年以來電力企業(yè)經(jīng)營困難，業(yè)績下滑

　　近年來，隨著電力需求特別是重化工業(yè)用電增速放緩，全國火電設備平均利用小時連續(xù)下降，電力產(chǎn)能過剩問題突出。2016年底全國火電裝機容量10.5億千瓦，設備平均利用小時4165小時，同比降低199小時，是1964年以來的最低水平。與上年相比，除北京、河北和西藏3個省份外，其他省份火電設備利用小時均有不同程度降低，其中，海南降幅超過1000小時，青海、福建、四川、新疆和寧夏降幅超過500小時。

　　截至2月底，在35家發(fā)布2016年業(yè)績預告的上市電企中，有超過50%的電企業(yè)績預警。其中，大唐發(fā)電預計2016年年度經(jīng)營業(yè)績將出現(xiàn)虧損，預計虧損25到28億元。新能泰山預計2016年凈利潤虧損6800萬元至7800萬元，主要原因是報告期內(nèi)公司所屬發(fā)電企業(yè)燃煤發(fā)電機組上網(wǎng)電價每千瓦時降低0.0465元（含稅），發(fā)電業(yè)務盈利能力大幅降低，經(jīng)營業(yè)績同比大幅下降。此外，甘肅電投(000791,股吧)也預計2016年1—12月份歸屬于上市公司股東的凈利潤-1.10億至-9000萬元，同比下降439.09%至377.44%。通寶能源、哈投股份、漳澤電力等公司都預計公司2016年業(yè)績預減。華電國際表示，預計2016年度實現(xiàn)歸屬于上市公司股東的凈利潤與上年同期相比，將減少47%到57%，主要原因是報告期內(nèi)國家下調(diào)了燃煤發(fā)電機組的上網(wǎng)電價、電煤價格出現(xiàn)較大幅度上漲以及發(fā)電機組利用小時數(shù)下降的綜合影響。

　　展望2017年，經(jīng)營形勢也不容樂觀，發(fā)電企業(yè)受到多重擠壓，盈利空間大幅壓縮，經(jīng)營將更加艱難。中電聯(lián)預計電力消費需求增長將比2016年有所放緩；預計全年新增裝機略超1億千瓦，年底發(fā)電裝機容量達到17.5億千瓦左右，其中非化石能源發(fā)電裝機比重進一步提高至38%左右；全國電力供應能力總體富余、部分地區(qū)相對過剩。火電設備利用小時進一步降至4000小時左右，電煤價格繼續(xù)高位運行，部分省份電力用戶直接交易降價幅度較大且交易規(guī)模繼續(xù)擴大，發(fā)電成本難以及時有效向外疏導，煤電企業(yè)效益將進一步被壓縮，企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營繼續(xù)面臨嚴峻困難與挑戰(zhàn)。

　　二、電力企業(yè)經(jīng)營困難的原因分析

　　去年電力企業(yè)業(yè)績下滑、經(jīng)營困難是多種因素共同影響的結(jié)果，隨著市場電量價格的下降和比重的擴大，再加上電煤價格的持續(xù)上揚以及電網(wǎng)建設滯后導致清潔可再生能源限電棄電，我國發(fā)電企業(yè)的生存空間承受了多重擠壓。發(fā)電企業(yè)正處于增長速度換檔期、結(jié)構調(diào)整攻堅期和經(jīng)營發(fā)展轉(zhuǎn)折期“三期疊加”的特殊歷史階段，正面臨歷史性的拐點。這也說明電力行業(yè)上中下游的關系還沒完全理順，市場競爭不充分，市場機制有待健全。

　　第一，電力市場化改革深入推進。

　　2016年，全國各區(qū)域、各省區(qū)市通過綜合考慮經(jīng)濟結(jié)構、電源結(jié)構、電價水平、送受電規(guī)模、市場基礎等因素，結(jié)合本地實際情況，不斷推進發(fā)用電計劃改革，加快了市場化改革進程。同時，也為降低工商業(yè)用能成本、穩(wěn)定經(jīng)濟增長作出了積極貢獻，2016年我國企業(yè)用電成本減少約1000億元，占2016年供給側(cè)改革降成本近萬億元的10%。2016年，全國包括直接交易在內(nèi)的市場化交易電量突破1萬億千瓦時，約占全社會用電量的19%。每度電平均降低電價約7.23分，為用戶節(jié)約電費超過573億元。2016年，在國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)域內(nèi)，市場交易電量同比增長58.8%，市場交易電量占售電量比例達到22%。共有15138家次電力用戶通過交易平臺參與電力直接交易，通過北京及省級電力交易平臺分別實現(xiàn)電力直接交易電量353億千瓦時、4740億千瓦時，合計5093億千瓦時，總規(guī)模為2015年的2.6倍。2016年初，燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價下降了3分/千瓦時，再加上2015年下調(diào)2分/千瓦時的翹尾影響，影響發(fā)電利潤超過千億元。同時，雙邊交易、集中競價交易、跨區(qū)跨省送電等市場化方式實現(xiàn)交易電量大幅增加，市場電量比重快速增加到近30%，盡管“折價”交易幅度縮小，仍對發(fā)電行業(yè)形成了很大的沖擊。

　　第二，煤炭價格反彈致成本上升。

　　煤價下跌，電企盈利水平提高；相反，煤價一旦反彈，電企則盈利堪憂。去年下半年，煤價的大幅反彈讓電企的盈利水平急速下降。數(shù)據(jù)顯示，去年最后一次環(huán)渤海動力煤價格指數(shù)報收于593元/噸，雖然已連續(xù)8期下行，但相比年初漲幅近60%。為此，去年年底，國家發(fā)改委、能源局連推“組合拳”，包括啟動抑制煤價過快上漲響應機制、推動煤電企業(yè)簽訂中長期合同等。近日，神華等煤企集體呼吁重啟煤炭限產(chǎn)，以此來控制煤價保持在一定水平。神華和中煤等煤企集體呼吁重新出臺煤炭限產(chǎn)方案，以控制煤價保持在合理水平。煤炭限產(chǎn)后，煤價將會控制在一定水平。整體上來看，2017年煤價會高于去年，這也意味著電企的日子會比去年難過。

　　第三，清潔可再生能源限電棄電仍在惡化。

　　清潔可再生能源限電仍在惡化是電力產(chǎn)能過剩的問題之一，我國80%以上的風能、太陽能分布在西部和北部地區(qū)，85%以上的待開發(fā)水能資源分布在西南地區(qū)，當?shù)赜秒娯摵捎邢蓿枰鐓^(qū)跨省消納。在新能源集中開發(fā)地區(qū)，本地消納不足，區(qū)域內(nèi)電源結(jié)構性矛盾日益突出。2016年全國“棄水、棄風、棄光”電量共計近1100億千瓦時，超過當年三峽電站發(fā)電量約170億千瓦時。2016年，國家電網(wǎng)調(diào)度范圍內(nèi)棄風電量約396億千瓦時，主要集中在我國東北和西北地區(qū)；棄光電量69億千瓦時，以西北為主。去年1-11月，國電集團公司平均棄風率達到14.6%。布局、輸送、市場以及系統(tǒng)調(diào)節(jié)等問題，都是“棄風棄光”情況愈演愈烈的推手。前幾年因為電力需求增長較快，新能源與常規(guī)能源都可以得到有效利用。現(xiàn)在電力需求放緩，新能源裝機量仍然很高，新的用電市場根本支撐不了這么大的增長。同時，為了趕上國家政策享受較高電價，2015年底出現(xiàn)了大量的突擊搶裝，直接造成2016年窩電現(xiàn)象的直接上升。

　　三、應對電力企業(yè)困境的對策建議

　　當前電力行業(yè)困境與煤電關系尚未理順、電力體制改革尚未到位、電網(wǎng)建設滯后等因素直接相關，我國電力市場建設尚處于起步階段，剛開始放開發(fā)電、售電環(huán)節(jié)，調(diào)峰補償、價格響應等市場機制尚未建立。有部分中長期雙邊交易，尚未建立現(xiàn)貨市場，新能源邊際成本低的優(yōu)勢難以體現(xiàn)，跨省跨區(qū)輸送新能源的現(xiàn)貨市場機制還處于研究階段。煤電處在同一利益鏈條上，只有雙方互利共贏才能良性發(fā)展。暴跌之下必有反彈，煤電雙方都要保持理智合作，煤炭市場較好時，煤價不要過度暴漲；電力供大于求，也不要大力抑制煤價。電力企業(yè)要順應電改，做好配售電，管控成本，嚴控投資規(guī)模，加大清潔高效能源發(fā)展力度。解決新能源消納問題，還是要在更大范圍內(nèi)進行優(yōu)化配置，要建立傳統(tǒng)能源與新能源發(fā)電之間的補充和調(diào)峰機制，提升整個網(wǎng)絡的調(diào)節(jié)靈活性。電網(wǎng)的定位和建設也要和當?shù)氐哪茉锤窬窒嗥ヅ洹４罱ㄍ馑屯ǖ拦倘恢匾挥心茉唇Y(jié)構上是需要外送的，電網(wǎng)才需要加強外送。在合理配套電網(wǎng)的同時，新能源開發(fā)本身也需要調(diào)整格局。以風能為例，目前我國風能技術開發(fā)量達到102億千瓦，但已開發(fā)量僅為1.49億千瓦。在巨大的潛力下，更應結(jié)合具體情況加快東部和南方中低風速的資源勘探和開發(fā)。另一方面，中東部雖不存在限電問題，但是否具備開發(fā)所需的土地、水和環(huán)境條件，也應當引起行業(yè)的重視。同樣，在光伏領域，多元化利用將是未來太陽能發(fā)展的重要思路。