2017年中国火电行业或大面积亏损
在中国电力需求增速放缓、电源建设速度未明显下降的背景下，2017年火电企业正面临着产能过剩、用煤成本高企等问题，中国火电业今年或将面临大面积亏损。
“煤电价格联动落空、煤价不断波动，2017年将是火电企业最为困难的一年。”神华国华电力某电厂负责人对界面新闻记者说。
界面新闻记者梳理2016年三季报发现，以火电为主营业务的30家A股上市公司中，仅有9家企业营收与上年同期持平或呈正增长，这意味着2016年前三季度，这些企业中有21家整体营收为负增长。
中国电力企业联合会规划部副主任张琳在“十三五”电力发展机遇与挑战专家上表示，2016年9月开始，五大发电集团火电板块利润由正转负，相比2015年同期盈利64亿元，已转变为亏损3亿元；10月，五大发电集团火电板块的亏损已进一步扩大至26亿元。
在卓创资讯动力煤分析师崔玉娥看来，2016年煤炭价格的快速上涨，是令发电企业利润骤减的主要原因。随着煤炭“去产能”工作的推进，从2016年6月开始，电煤价格指数连续上涨。截至2016年11月，全国电煤价格指数为521.66元/吨，环比上涨11.2%，同比上涨59.6%，为2014年1月以来的最高值。
2016年12月，全国电煤价格指数为534.92元/吨，环比上涨2.54%，同比上涨62.55%。尽管在发改委多项调控措施干预之下，国内电煤价格结束上涨走势，但目前的价格仍远高于上年同期水平。
华北电力大学教授袁家海给出的数据显示，2016年煤炭价格上升，火电企业生产成本平均上升了0.04元-0.06元/千瓦时。
随着煤、电矛盾的凸显，发电企业渴望启动煤电价格联动机制的呼声再起。国家发改委根据煤电价格联动计算公式测算，2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨0.18分/千瓦时。煤电联动机制，标杆上网电价调整水平不足每千瓦时0.2分时，当年不作调整，调价金额纳入下一周期累计计算。因此，2017年1月1日全国煤电标杆上网电价将不作调整。
“2016年下半年电煤价格开始大幅反弹，火电企业盈利空间已经严重压缩。”崔玉娥说，“由于煤电联动机制并未启动，火电价格不会上调，这将直接决定火电企业以及行业未来的盈利走势。”
今年1月，国家发改委联合煤炭、电力、钢铁协会共同签署了《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》（下称《备忘录》），提出以重点煤电合同价为基础，建立价格异常波动预警机制。按照《备忘录》要求，煤炭价格波动上下在6%以内，为正常价格，不采取调控措施；价格波动上下在6%-12%的范围，则为价格轻度上涨或下跌，将重点加强市场检测；价格上下波动在12%以上为价格异常波动，启动平抑煤炭价格异常波动的响应机制。
以《备忘录》范围，及2017年长协价基础价格535元/吨测算，2017年煤价的正常范围为500元-570元/吨；轻度上涨或下跌的价格为570元-600元/吨、470元-500元/吨之间；价格在600元/吨以上、470元/吨以下则为价格异常上涨或下跌。
中债资信研究所王闻达团队选取了火电上市或发债企业共47家测算，当前上网电价下，全国电煤价格指数和环渤海动力煤价格指数的盈亏平衡点分别为450元/吨和535元/吨，2016年11月、12月的电煤价格水平下火电整体已处于全行业亏损状态。
王闻达团队报告称，2017年样本企业度电成本受煤炭价格上涨影响大幅提升，在未触发煤电联动的情况下，煤炭平均采购成本较2016年11月水平下降幅度15%以内时，全国超过半数区域企业将出现亏损或接近盈亏平衡点。
除了成本高企之外，火电企业还面临着全社会用电量增速低迷、新增装机规模巨大及地方压电厂降电价，让利于用电企业的问题。
1月16日，国家能源局发布的数据显示，2016年全社会用电量为59198亿千瓦时，同比增长5.0%；6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时为3785小时，同比减少203小时。其中，火电设备平均利用小时为4165小时，同比减少199小时。
在火电设备平均利用小时不断减少的同时，大量火电项目仍在上马。据《经济参考报》报道，2016年煤电的装机规模约为9.5亿千瓦，还有一批已经开工和下达规模的项目，特别是民生项目，即将陆续建成投产。
另据上海证券网消息，为控制煤电规模，国家能源局向甘肃、广东、新疆等省份下发通知，要求压减煤电投产规模，大量项目被要求推迟到“十三五”后。共有十一个省（区、市）收到相关通知，83个项目被要求缓建，共计10010万千瓦。《电力发展“十三五”规划》则要求，至2020年全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内。
国家能源局局长努尔·白克力在2017年全国能源工作会议上亦称，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。控制不好的话，极有可能重蹈钢铁和煤炭行业的覆辙。”他说。
