七大国企声称：目前区内火电度电成本高达0.27元/千瓦时，超过了区内标杆电价水平，火电企业已处于全面亏损状态。煤电矛盾一直就有，而这一次形势更为严峻，受煤炭去产能政策影响，煤价持续逆势上涨，也让火电企业吃够了苦头，上涨的煤价也被看做是火电企业亏损的“罪魁祸首”。
即将面临全面亏损
“煤电企业很可能在今年陷入全面亏损，将可能无钱买煤。”这是中国电力企业联合会常务副理事长杨昆最新做出的预测。
而国家能源局局长努尔˙白克力在2017年全国能源工作会议上也表示，2017年煤电利用小时数还会更低，估计在4100小时左右。随着煤价的回升和煤电装机的攀升，2017年火电企业面临全行业亏损风险。
杨昆在此前中电联召开的2017年经济形势与电力发展分析预测会上表示，2016年煤电企业利润已经出现了“断崖式”下降，五大发电集团在2016年的利润同比下降68.6%，其中第四季度同比下降96.6%，降幅呈持续扩大态势。他认为造成煤电企业效益变差最直接的原因是煤炭价格的上涨。
2016年煤炭行业去产能政策集中实施，其中“276天”限产政策带来全国煤炭供应偏紧。2016年末，秦皇岛港5500大卡市场动力煤平仓价格达到639元/吨，较年初上涨73%。来自中电联的数据显示，五大发电集团2016年12月的平均到场标煤单价同比上涨66%，但这部分燃料成本的上涨未能通过煤电联动向外疏导。
与煤价上涨形成对应的则是售电价格却在降低。据了解，2015年以来，国家发改委两次下调全国煤电上网标杆电价，累计下调约5分/千瓦时。在电力供大于求的背景下，直接交易使得各地发电企业的交易电价出现不同程度的降低，2016年成交电价平均降低了6.4分/度电。
“煤电企业效益下滑最直接的推手就是煤价上涨。除了成本高企之外，煤电企业认为当前售电价格低。这样就形成了双重压制，煤企的日子自然是很煎熬。也就出现了‘上书’的戏码。除此之外，煤电企业还面临着全社会用电量增速低迷、电改全面推进等方面的冲击。” 能源互联研究者、前CEEC镇江华东电力设备制造厂有限公司技术中心项目经理聂光辉对《中国产经新闻》记者指出。
一位业内人士告诉记者，今年的煤价整体上会高于去年，这让煤电企业的成本继续高企。同时，由于煤电产能过剩，电力需求降低，煤电机组利用小时数也会进一步下降，这意味着亏损的煤电企业会越来越多。
中国国电集团公司董事长乔保平认为，发电企业正处于增长速度换挡期、结构调整攻坚期和经营发展转折期“三期叠加”的特殊历史阶段，正面临历史性的拐点。2017年的经营形势不容乐观，发电企业受到多重挤压，盈利空间大幅压缩，经营将更加艰难。
煤价下调能否实现
面对困境，“上书”的七家企业建议自治区政府协调宁煤，尽快降低煤价至260元/吨以内，并建议协调开放铁路运输市场。另外，还建议政府协调尽快落实超低排放电价。
然而，煤价真的会降吗?
此前，数份落款为“神华宁煤集团运销公司”的书面“温馨提示”在煤炭行业圈内刷屏。这些题为“温馨提示”的提示并不温馨，而是强硬回应宁夏7家大型火电企业要求大幅降低煤炭合同价格的诉求：不行，一分也不降，否则从4月1日起将断供。
看到煤企的强硬态度，想必煤电企业的心凉了半截。
有业内人士指出，电力行业多年来借助煤炭发展，煤企顾全大局没有主动干扰;现在煤炭行业回暖，电企也不该干扰，应该以大局为重。
“煤电矛盾，在中国电力市场长期存在。煤价涨了，发电成本高企，电企或将面临亏损;煤价降了，煤企又陷入困境。现在煤电企业因为效益下滑恳请下降煤价。而在此之前电力企业赚的盆满钵满的时候又何曾考虑过当时亏损严重的煤企呢?要求下降煤价，只能看作是对市场的一种干扰。” 采煤高级工程师胡连根告诉《中国产经新闻》记者。
“电企出现亏损，希望政府协调解决困难是可以理解的，但七家电企要求将4500大卡的煤价从320元一下降到260元以下，并不符合当前市场供需情况。”一位业内人士向《中国产经新闻》记者指出。
汾渭能源价格中心主任曾浩指出，煤炭价格是由供求关系决定的。资源紧张的情况确实存在，应该说煤炭企业并未哄抬价格。”
集成期货煤炭行业研究员邓舜认为，从近一段时间港口煤价来看，前期虚涨的部分已开始回调。不过，目前电厂库存偏低，缺少压价的话语权。4月正式进入煤炭消费淡季后，煤价仍有一定的支撑，不具备大跌的可能性，价格趋稳或小幅下跌的可能性较大。
“从目前的现状来看，主产地在安全、环保检查的制约之下短期内煤炭产量增幅仍然有限，预计3月底之前煤价将难以下跌。四月份以后随着主产地开工率逐步提升，加之沿海电厂进入检修期，煤炭的需求量随之回落，供需将呈宽松的局面，煤价或将稳步回落。”卓创资讯动力煤分析师荆文娟对《中国产经新闻》记者指出。
联动机制仍需完善
有分析指出，煤企电企矛盾激化其实已经是业内普遍现象，企业的“上书”，等于给政府出了一个难题，而且是一个两难问题。如果要求煤炭大幅度降价，政府全力要求推荐的煤炭去产能和供给侧改革将会遇到很大阻力。如果不降价，大幅度亏损的火电企业也会衍生很多问题。
针对煤企、电企两者之间的矛盾，国务院在2012年发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，提出继续实施并不断完善煤电价格联动机制，当电煤价格波动幅度超过 5% 时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由 30% 调整为 10%。然而，虽然煤炭价格在 2016 年大幅上涨，但是煤电价格联动机制并未启动。
业内人士坦言，煤电价格联动落空，煤价不断波动，2017年将是煤电企业最为困难的一年。
2015年以来已两次下调全国煤电上网标杆电价，电力直接交易进一步降低上网电价，而燃料成本、环保成本大幅上涨、煤电利用小时持续下降导致发电边际成本上升，煤电企业抗成本波动能力明显弱化。
对此，中电联建议完善煤电联动机制，重新调整联动周期、价格计算机制等关键环节，以合理疏导煤电企业成本。
“煤电联动机制并不是想象中的涨价、降价那么简单。存在很多不确定的因素。而且需要从多方面去考虑定夺。稍有不慎，就会出现大问题。现在电能出现了过剩，煤企在寄希望于价格联动机制的同时，更应该从自身去寻找问题，积极解决。” 品牌中国战略规划院副秘书长刘如君对《中国产经新闻》记者指出。
据了解，截至2016年年底，全国煤电装机9.4亿千瓦，“十二五”以来煤电装机累计新增2.91亿千瓦。煤电设备利用小时数降至4165小时，为1964年以来年度最低。有业内人士预测，到2020年煤电装机将达到13亿千瓦，大大突破“十三五”规划制定的11亿千瓦的目标，煤电利用小时数将进一步降至3600小时左右。化解煤电产能过剩风险将是今后几年电力行业的一项重要难题。
面对严重的煤电产能过剩，国家电网公司副总经理韩君表示，在当前电力供大于求的情况下，省间壁垒的问题日益突出，价格机制的市场调节作用难以得到有效发挥，新能源发电难以充分消纳。对此，他建议打破跨省交易壁垒，加快制定省间和省内电力中长期交易实施细则。
聂光辉指出，当前电力交易规模和价格总体仍以行政定价为主，能否打破跨省交易壁垒、破除地方利益保护，是下一步深化改革、降低成本的关键。
据了解，目前市场化交易仍面临区域壁垒和地方保护等诸多问题，区域电力市场的形成仍然有难度。这不仅为电力市场化改革形成了重重阻碍，更阻碍了可再生能源的消纳，许多省份为了保护当地煤电企业，宁可用省内高价煤电，也不用外来的低价风电和光电。
