“火電發電企業經營虧損加劇。”4月25日，國家發展改革委官網發布的分析材料透露，一季度五大發電集團火電虧損加劇，利潤同比下降119.7%。雖言語寥寥且語氣平淡，卻足以使人震撼。

　　這是全社會用電量意外大增背景下的虧損。受二產用電量企穩回升影響，今年一季度全國全社會用電量1.45萬億千瓦時，同比增長6.9%，增速同比提高3.7個百分點，為2012年以來同期最高增速。用電大增與虧損加劇的反差，讓虧損問題更為顯眼、尖銳。

　　國家發展改革委的同一份分析材料還透露了電力企業反映的三大突出問題。一是電煤價格上漲造成發電企業經營問題突出，重點發電企業煤電板塊全面虧損。二是火電利用小時繼續下降，電力行業產能過剩風險繼續積聚。三是可再生能源補貼難以及時到位。

　　事實上，前兩大突出問題正好可以部分解析火電虧損加劇現象，其中煤價上漲應是無可爭議的主因。在發電利用小時同比變化并不明顯的情況下，尤其易于理解。

　　作為煤炭價格風向標，環渤海動力煤價格指數去年底以來雖有波動，但持續在600元/噸左右的高位運行，較去年初期上漲約230元/噸。按去年全國平均供電煤耗折合后，影響煤電發電成本約0.1元/千瓦時，合計可影響全國煤電利潤約4000億元。

　　電力過剩風險積聚，火電利用小時數下降明顯。2016年，全國火電設備利用小時降至4165小時，連降五年，比2006年減少了1447小時。同期，全國發電設備利用小時數下降了1413小時。

　　不難判斷，上述兩大因素年內改善的可能性基本不存在。先看煤炭價格。去年，煤炭領域超額完成2.5億噸的去產能任務，累計去產能近3億噸，今年將再去產能1.5億噸。從供需基本面看，煤價將持續高位運行。

　　再看電力供需。當前，我國電力裝機依然處于快速擴張通道。今年一季度，全國電源新增生產能力2187萬千瓦。預計全年全國基建新增發電裝機1.1億千瓦左右，2017年底全國發電裝機容量將達到17.5億千瓦，今年全年火電設備利用小時再下降100小時左右。

　　以火電為主的五大發電集團，煤價大幅上漲即足以使其陷入虧損深淵，利用小時不足則更加雪上加霜。但問題不止于此，五大集團一季度的虧損加劇，應還有一項不容忽視的影響因素：降價。

　　煤電降價包括三種情形：一是正經八百的“官降”。自2015年以來，國家發展改革委兩次下調煤電上網電價，平均每千瓦時合計下調約5分錢。二是悄無聲息的“官降”。個別地方以支持實體經濟發展等為由，要求當地電力企業降價。三是市場交易導致的降價。

　　受電力供大于求、地方政府降價訴求強烈等因素綜合影響，當前市場化交易電量均呈降價局面。2016年，國家電網公司經營區域共有25個省的15138家次電力用戶通過交易平臺參與電力直接交易，平均降低購電價格6分/千瓦時，減少電費支出306億元。頗具代表性的廣東電力市場上，今年3月競價成交電量統一出清價差達到-0.18945元/千瓦時。

　　五大集團作為發電主力軍，占全國發電容量的四成以上，且發電煤耗水平相對較好。其火電虧損加劇，意味著全國煤電產業日子艱難?；叵?008年～2011年，全國火電深度虧損時所面臨的供電安全危機，一季度的火電虧損加劇，必須引起足夠重視。

　　對癥下藥方得藥到病除。其一，進一步完善煤電聯動機制。2004年建立的煤電聯動機制，雖在2012年、2015年兩度調整，但聯動周期等還需進一步完善。油價調整周期已縮至10個工作日，煤電聯動為何反倒由半年調為一年?電煤價格指數持續在500元/噸以上，超過煤電聯動天花板，如何疏解亦需研究。

　　其二，加大裝機擴張的剎車力度。去年以來，開始采取了強力的煤電剎車措施，煤電裝機量有所下降，但總體上電力裝機依舊超高速擴張，控制力度還顯不夠。有必要進一步踩緊剎車，嚴格控制全部可控制的增量，優先消化存量部分。否則只能加劇電力過剩風險，惡化火電經營環境。

　　其三，真正讓市場回歸市場。目前市場交易電量電價降低，不少是打著市場化改革的幌子在行政干預之下達成的結果。最為關鍵的問題是，市場交易規則不完善，且存在較大的隨意性。市場配置資源的目標遠未達成，亟待完善規則、減少干預。

　　總之，目前的五大集團火電虧損加劇，主要是在有意無意間，由行政與市場共力、歷史與現實合謀的結果，解鈴尚需系鈴人。至于未來真正市場競爭可能導致的虧損，那是另外一個需要研究應對的問題。

　　原標題:獨家 | 五大集團火電虧損加劇誰之過