當前電力行業困境與煤電關系尚未理順、電力體制改革尚未到位、電網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，剛開始放開發電、售電環節，調峰補償、價格響應等市場機制尚未建立。有部分中長期雙邊交易，尚未建立現貨市場，新能源邊際成本低的優勢難以體現，跨省跨區輸送新能源的現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展。電力企業要順應電改，做好配售電，管控成本，嚴控投資規模，加大清潔高效能源發展力度。解決新能源消納問題，還是要在更大范圍內進行優化配置，要建立傳統能源與新能源發電之間的補充和調峰機制，提升整個網絡的調節靈活性。電網的定位和建設也要和當地的能源格局相匹配。
近年來，隨著電力需求特別是重化工業用電增速放緩，全國火電設備平均利用小時連續下降，電力產能過剩問題突出。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，電力經營壓力倍增，發電企業面臨巨大考驗。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、產能過剩風險加劇、節能減排改造任務繁重，多重矛盾交織疊加，企業經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，營造企業發展良好氛圍。
一、去年以來電力企業經營困難，業績下滑
近年來，隨著電力需求特別是重化工業用電增速放緩，全國火電設備平均利用小時連續下降，電力產能過剩問題突出。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家發布2016年業績預告的上市電企中，有超過50%的電企業績預警。其中，大唐發電預計2016年年度經營業績將出現虧損，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公司所屬發電企業燃煤發電機組上網電價每千瓦時降低0.0465元（含稅），發電業務盈利能力大幅降低，經營業績同比大幅下降。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年業績預減。華電國際表示，預計2016年度實現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國家下調了燃煤發電機組的上網電價、電煤價格出現較大幅度上漲以及發電機組利用小時數下降的綜合影響。
展望2017年，經營形勢也不容樂觀，發電企業受到多重擠壓，盈利空間大幅壓縮，經營將更加艱難。中電聯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，年底發電裝機容量達到17.5億千瓦左右，其中非化石能源發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模繼續擴大，發電成本難以及時有效向外疏導，煤電企業效益將進一步被壓縮，企業生產經營繼續面臨嚴峻困難與挑戰。
二、電力企業經營困難的原因分析
去年電力企業業績下滑、經營困難是多種因素共同影響的結果，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上揚以及電網建設滯后導致清潔可再生能源限電棄電，我國發電企業的生存空間承受了多重擠壓。發電企業正處于增長速度換檔期、結構調整攻堅期和經營發展轉折期“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，全國各區域、各省區市通過綜合考慮經濟結構、電源結構、電價水平、送受電規模、市場基礎等因素，結合本地實際情況，不斷推進發用電計劃改革，加快了市場化改革進程。同時，也為降低工商業用能成本、穩定經濟增長作出了積極貢獻，2016年我國企業用電成本減少約1000億元，占2016年供給側改革降成本近萬億元的10%。2016年，全國包括直接交易在內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，為用戶節約電費超過573億元。2016年，在國家電網經營區域內，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，總規模為2015年的2.6倍。2016年初，燃煤發電上網電價下降了3分/千瓦時，再加上2015年下調2分/千瓦時的翹尾影響，影響發電利潤超過千億元。同時，雙邊交易、集中競價交易、跨區跨省送電等市場化方式實現交易電量大幅增加，市場電量比重快速增加到近30%，盡管“折價”交易幅度縮小，仍對發電行業形成了很大的沖擊。
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。數據顯示，去年最后一次環渤海動力煤價格指數報收于593元/噸，雖然已連續8期下行，但相比年初漲幅近60%。為此，去年年底，國家發改委、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，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方案，以控制煤價保持在合理水平。煤炭限產后，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，85%以上的待開發水能資源分布在西南地區，當地用電負荷有限，需要跨區跨省消納。在新能源集中開發地區，本地消納不足，區域內電源結構性矛盾日益突出。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電量約170億千瓦時。2016年，國家電網調度范圍內棄風電量約396億千瓦時，主要集中在我國東北和西北地區；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、市場以及系統調節等問題，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，新能源與常規能源都可以得到有效利用。現在電力需求放緩，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年底出現了大量的突擊搶裝，直接造成2016年窩電現象的直接上升。
三、應對電力企業困境的對策建議
當前電力行業困境與煤電關系尚未理順、電力體制改革尚未到位、電網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，剛開始放開發電、售電環節，調峰補償、價格響應等市場機制尚未建立。有部分中長期雙邊交易，尚未建立現貨市場，新能源邊際成本低的優勢難以體現，跨省跨區輸送新能源的現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。電力企業要順應電改，做好配售電，管控成本，嚴控投資規模，加大清潔高效能源發展力度。解決新能源消納問題，還是要在更大范圍內進行優化配置，要建立傳統能源與新能源發電之間的補充和調峰機制，提升整個網絡的調節靈活性。電網的定位和建設也要和當地的能源格局相匹配。搭建外送通道固然重要，但只有能源結構上是需要外送的，電網才需要加強外送。在合理配套電網的同時，新能源開發本身也需要調整格局。以風能為例，目前我國風能技術開發量達到102億千瓦，但已開發量僅為1.49億千瓦。在巨大的潛力下，更應結合具體情況加快東部和南方中低風速的資源勘探和開發。另一方面，中東部雖不存在限電問題，但是否具備開發所需的土地、水和環境條件，也應當引起行業的重視。同樣，在光伏領域，多元化利用將是未來太陽能發展的重要思路。