今年(nian)上半年(nian)，我國經濟保持了穩中向好態勢，電力市場出現積極變化，全社會用電量約2.95萬億千瓦時，同比增長6.3%，增速較去年同期回升3.7個百分點。然而，受電力產能整體過剩、電價下行、直接交易電量增加、煤價反彈等多重因素影響，五大發電集團實現利潤總額 111.9億元，同比下降146.7%，出現“斷崖式”下滑，煤電企業虧損面和虧損額不斷擴大，生產經營形勢十分嚴峻。

四大挑戰(zhan)并(bing)存(cun)

隨著我國經濟進入新常態，供給側結構性改革持續深化，市場競爭加劇，清潔低碳綠色能源發展加快，電力需求已進入低速增長階段。機組平均利用小時下降，特別是煤電機組利用小時下降和綜合電價水平下降是必然趨勢，電力企業經營發展面臨諸多問題和挑戰。

電力產能供大于求，利用小時處歷史低位。2016年，我國6000千瓦及以上電廠發電設備平均利用小時為3785小時，同比減少203小時。其中，火電設備平均利用小時為4165小時，同比減少199小時。今年上半年，全社會用電量增速有所回升，五大發電集團火電設備平均利用小時數普遍處于2000小時左右，雖同比去年均略有升高，但整體水平仍處于歷史低位。

直接交易電量增加，上網電價大幅降低。2013年以來，煤電標桿上網電價4次下調，累計下調7.44分，發電企業盈利水平明顯下降。隨著電(dian)力體制改革進一步深入，2016年全國直接交易電量約為7218億千瓦時，占全社會用電量的12%，比2105年增加1倍。今年上半年，全國直接交易電量8592億千瓦時，同比增長59.5%，直接交易電量的增加導致電價大幅下降，平均達到3.87分/千瓦時，五大發電企業因此讓利超過280億元。

煤炭市場政策調控，價格持續高位運行。由于去產能政策、需求波動、安全檢查、環保治理等多重因素影響，2017年以來煤炭價格呈多頻寬幅波動態勢。上半年五大發電集團入爐標煤單價居高不下，累計因煤價上漲減利約700億元。目前，環渤海動力煤價格仍處于價格調控的高位區間。受嚴控進口煤、煤礦安全管控升級、備冬儲煤等因素影響，預計煤炭市場今后一段時期供需處于緊平衡態勢，煤價仍將高位運行。

資(zi)金市場(chang)穩中(zhong)趨緊，債務(wu)風險(xian)不斷(duan)加(jia)大。今(jin)年以來(lai)，國家把防范(fan)化解系統性金融(rong)風險(xian)放在更加(jia)重(zhong)要的位置，貨(huo)幣政策堅(jian)持穩健(jian)中(zhong)性，推動(dong)經濟(ji)去杠(gang)桿，市場(chang)流動(dong)性趨緊，融(rong)資(zi)成(cheng)本(ben)不斷(duan)上(shang)升(sheng)，企業資(zi)金接續面(mian)臨較(jiao)大壓力，一(yi)些煤電企業面(mian)臨資(zi)金鏈(lian)斷(duan)裂的風險(xian)。同時，由于虧損嚴重(zhong)，煤電企業設備(bei)投入(ru)不足，設備(bei)可靠性降低，對電力安全生產也造成(cheng)不利影(ying)響。

煤(mei)電(dian)運營需良好環境(jing)

電力企業經營困難情況得到了國家有關部門的重視，為緩解煤電經營壓力，國務院取消了向發電企業征收的工業企業結構調整專項資金，騰出的電價空間用于提高燃煤電廠標桿上網電價。但現實是骨感的，預計下半年社會用電需求增速將放緩至4%左右，全年增長5%左右，電力市場“量增價跌”趨勢會更加明顯，企業面臨的經營環境依然復雜嚴峻。為實現行業健康發展，需統籌施策、精準發力，確保經濟社會發展合理的電力供給。

繼續深化電力體制改革。充分認識電力產能過剩風險，正確把握電力體制改革導向，引導發電企業高度重視面臨的困難，積極推進發電企業深化改革，促使發電企業從生產型向生產經營型轉變，從電網供應商向電力用戶服務商轉變。用市場機制倒逼發電企業約束新建發電項目的投資行為，使其主動作為，加快淘汰落后產能，嚴控新增產能，控制裝機容量的過快增長。爭取“十三五”后三年裝機容量增幅低于全社會用電量增幅，緩解電力供大于求的矛盾。

完善電力成本疏導機制。 依據煤炭開采與運輸成本和發電企業成本承受能力，進一步完善煤電價格聯動機制，建立煤炭與電力兩個上下游行業互利共贏健康發展的長效合作機制。壓縮“市場煤、計劃電”之間存在的時滯，縮短聯動周期，提高聯動靈活性。可借鑒成品油價格機制運行情況，實行小幅快調的成本疏導制度，充分利用市場機制內力和政府作用外力，保證煤電企業正常生產運營。

優化存量煤電資源配置。對發電企業按照要求主動淘汰或停運的現有市場競爭力較差的產能，通過“產能置換、電量轉移”的方式進行優化配置。對于淘汰機組損失的產能，可以以新增先進產能進行置換;對于淘汰及停運機組損失的電量，可以通過發電權交易等形式轉移至同一區域或同一廠區其他先進煤電機組，提升先進煤電機組設備利用小時數。

完善煤(mei)(mei)(mei)炭(tan)市(shi)場(chang)(chang)定價(jia)機(ji)制(zhi)。目(mu)前一些(xie)火電廠邊際利潤已出現倒(dao)掛，主要(yao)原因是電煤(mei)(mei)(mei)漲價(jia)導致燃(ran)料成本增加。要(yao)加強(qiang)市(shi)場(chang)(chang)調節，利用國內國外兩種資源，保障電煤(mei)(mei)(mei)需(xu)求，促(cu)使煤(mei)(mei)(mei)價(jia)調整至合(he)理區(qu)間。國內對(dui)符合(he)條件的(de)煤(mei)(mei)(mei)礦盡(jin)快釋放先(xian)進(jin)產能，同時(shi)適當調整進(jin)口(kou)煤(mei)(mei)(mei)政策(ce)，增加進(jin)口(kou)煤(mei)(mei)(mei)額度。增加電煤(mei)(mei)(mei)長(chang)協(xie)量(liang)，提高長(chang)協(xie)合(he)同兌現率，完善直達電煤(mei)(mei)(mei)長(chang)協(xie)定價(jia)機(ji)制(zhi)，促(cu)進(jin)電煤(mei)(mei)(mei)長(chang)協(xie)保供穩(wen)價(jia)作用充分發揮，合(he)理引導市(shi)場(chang)(chang)預期(qi)。

建立完善科學的電價形成機制。加強電力市場監管，規范電力市場交易行為，依據市場培育發育程度和企業承受能力推進改革的進度，有序放開直接交易發用電計劃。電力行業企業應積極參與電力市場體制機制建設和完善工作，主動營造并維護正常的市場秩序，反對惡性競爭。同時，注重研究煤電上網電價的科學性問題，全面核定輸配環節合理成本和準許收益，確保中間環節的價格和成本得到有效管控，使煤電等發電企業和用電企業對輸配環節的成本費用能夠形成明確合理的預期。

加快清潔能源對煤電的替代。優先發展清潔能源，加大核電和新能源電量并網消納，減少棄置損失，滿足新增電力需求，避免在煤電行業形成新的鎖定效應和產能過剩。切實落實對清潔能源的優惠政策，推進核電等清潔能源與火電發電權交易置換，鼓勵風電、光伏發電企業參與電力直接交易。堅持輸出與就地消納并重，加快電網建設，積極推廣基于遠程輸送和就地消納清潔能源發電的電采暖等電能替代等措施，提高清潔能源的利用率。

整(zheng)(zheng)合(he)(he)資(zi)源提(ti)高行(xing)業(ye)集中度。加快(kuai)電力行(xing)業(ye)供給側深度調整(zheng)(zheng)重(zhong)組步伐(fa)，鼓勵自身有意(yi)愿、外界(jie)又(you)看(kan)好的電力煤炭等產業(ye)鏈上下(xia)游企業(ye)整(zheng)(zheng)合(he)(he)重(zhong)組，進行(xing)強強聯合(he)(he)。提(ti)升(sheng)行(xing)業(ye)集中度，優化資(zi)源配置(zhi)，集中資(zi)源形(xing)成(cheng)合(he)(he)力，更好發揮產業(ye)協同效應，減(jian)少無序競爭和同質化經營(ying)，改善電力領(ling)域供需(xu)結構，提(ti)升(sheng)盈利(li)水平(ping)，促進行(xing)業(ye)健(jian)康發展。