“根据煤质的不同，现在每吨煤的价格在320元到430元不等，2017年煤价再继续大幅上涨的可能性不大，即便如此，电厂夹在中间受两头挤压，盈亏难以平衡。”宁夏一家参与“西电东送”的火电厂负责人说，煤炭价格去年下半年暴涨，给煤电造成巨大的成本压力，现在电价没有同步上涨，而且当前供给侧改革中，降成本是一个重要工作，电价在工业企业尤其是宁夏的工业企业生产成本中所占的比重大，地方政府甚至还要求让利于用电企业，在这种双重压力下，煤电的成本如何消化，是一个严峻的考验，亏损的风险大。
《经济参考报》记者在采访中了解到，煤价上涨引发了上下游产业的连锁反应，压力不仅传导给火电厂，还对下游用电企业造成影响。“我们之前参与电力直接交易，签订的协议延续到2017年一季度，电厂的让利，加上政府调节基金，降幅是每千瓦时3分，对我们而言每吨成本降低了180元。但是现在电厂日子也不好过，给我们的供电就没有保障，不能满负荷享受电力直接交易的优惠。”宁夏和兴冶金耐火材料公司副总经理顾文华表示。
面临大面积亏损分化明显
煤电行业面临的问题并不止于此。据了解，预计2016年煤电的装机规模9.5亿千瓦左右。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。此外，现在全国还有1.8亿已经拿到“路条”和规模的项目。
而现实情况是，近两年全社会用电量增速在不断下滑，2015年仅为0.5%，2016年1月至11月份同比增长5.0%，增速比上年同期提高4.2个百分点。在此之下，全国火电设备平均利用小时数已经连续下滑，2015年是4468小时，2016年前11个月是3756小时，同比降低204小时，为2005年以来同期最低水平。
“2016年预计也就4300小时左右，2017年还会更低，估计在4100小时左右。”国家能源局局长努尔·白克力表示，随着煤价的回升和煤电装机的攀升，2017年煤电企业面临全行业亏损风险。控制不好的话，就极有可能重蹈煤炭的覆辙。中央经济工作会议重点提了煤电的过剩问题，我们要高度重视，进一步加大调控力度，该减速的减速，该刹车的必须刹车，特别是那些高耗能、高污染、未取得合法审批建设手续的项目。
在去年连发数文急踩刹车的基础上，2017年能源局将下力气解决煤电的问题，调控好煤电建设节奏，加快煤电结构优化和转型升级，继续实施煤电规划建设风险预警机制，对于红色预警省份严控自用煤电规划建设，严格落实缓核、缓建等调控措施。根据受端省份电力市场需求，合理安排电力建设投产时序，按需推进煤电基地外送项目规划建设。继续加大淘汰落后煤电机组力度，重点淘汰改造后仍不符合能效环保要求的机组。
在《经济参考报》记者采访中，一些火电企业负责人表示，火电行业应优化产能，加快淘汰落后产能，同时，要多元化发展，不仅要发展煤电，还要发展绿色能源，多条腿走路。此外，当前煤价虽然是放开的，但是报复性涨价是一把双刃剑，煤炭企业也要担起社会责任，不能无序涨价，避免原材料价格短期暴涨对经济增长带来冲击。在条件具备，对各种风险充分评估的情况下，适时启动煤电价格联动机制，随着煤价上涨，上网标杆电价也应调整，产业链条的各个环节共同承担成本压力。
长江证券分析师邬博华认为，由于供需等大环境因素影响，当前火电板块整体景气度不高。2017年由于需求回暖、水电来水预期偏枯有望释放一定发电空间，板块内有部分优质企业有望“先富起来”。
王闻达研究团队也认为，考虑到国家宏观调控意在将环渤海动力煤价稳定在550元/吨至600元/吨，预计2017年大部分火电企业将亏损，而受不同区域煤炭价格涨幅不同影响，区域分化明显，华东、华南依然盈利能力较好，华北-京津冀地区以及华中地区由于 2016年煤价涨幅明显，其盈利能力明显恶化，西北、西南、华北-蒙晋、东北地区则持续低迷。
