这是全社会用电量意外大增背景下的亏损。受二产用电量企稳回升影响，今年一季度全国全社会用电量1.45万亿千瓦时，同比增长6.9%，增速同比提高3.7个百分点，为2012年以来同期最高增速。用电大增与亏损加剧的反差，让亏损问题更为显眼、尖锐。
国家发展改革委的同一份分析材料还透露了电力企业反映的三大突出问题。一是电煤价格上涨造成发电企业经营问题突出，重点发电企业煤电板块全面亏损。二是火电利用小时继续下降，电力行业产能过剩风险继续积聚。三是可再生能源补贴难以及时到位。
事实上，前两大突出问题正好可以部分解析火电亏损加剧现象，其中煤价上涨应是无可争议的主因。在发电利用小时同比变化并不明显的情况下，尤其易于理解。
作为煤炭价格风向标，环渤海动力煤价格指数去年底以来虽有波动，但持续在600元/吨左右的高位运行，较去年初期上涨约230元/吨。按去年全国平均供电煤耗折合后，影响煤电发电成本约0.1元/千瓦时，合计可影响全国煤电利润约4000亿元。
电力过剩风险积聚，火电利用小时数下降明显。2016年，全国火电设备利用小时降至4165小时，连降五年，比2006年减少了1447小时。同期，全国发电设备利用小时数下降了1413小时。
不难判断，上述两大因素年内改善的可能性基本不存在。先看煤炭价格。去年，煤炭领域超额完成2.5亿吨的去产能任务，累计去产能近3亿吨，今年将再去产能1.5亿吨。从供需基本面看，煤价将持续高位运行。
再看电力供需。当前，我国电力装机依然处于快速扩张通道。今年一季度，全国电源新增生产能力2187万千瓦。预计全年全国基建新增发电装机1.1亿千瓦左右，2017年底全国发电装机容量将达到17.5亿千瓦，今年全年火电设备利用小时再下降100小时左右。
以火电为主的五大发电集团，煤价大幅上涨即足以使其陷入亏损深渊，利用小时不足则更加雪上加霜。但问题不止于此，五大集团一季度的亏损加剧，应还有一项不容忽视的影响因素：降价。
煤电降价包括三种情形：一是正经八百的“官降”。自2015年以来，国家发展改革委两次下调煤电上网电价，平均每千瓦时合计下调约5分钱。二是悄无声息的“官降”。个别地方以支持实体经济发展等为由，要求当地电力企业降价。三是市场交易导致的降价。
受电力供大于求、地方政府降价诉求强烈等因素综合影响，当前市场化交易电量均呈降价局面。2016年，国家电网公司经营区域共有25个省的15138家次电力用户通过交易平台参与电力直接交易，平均降低购电价格6分/千瓦时，减少电费支出306亿元。颇具代表性的广东电力市场上，今年3月竞价成交电量统一出清价差达到-0.18945元/千瓦时。
五大集团作为发电主力军，占全国发电容量的四成以上，且发电煤耗水平相对较好。其火电亏损加剧，意味着全国煤电产业日子艰难。回想2008年～2011年，全国火电深度亏损时所面临的供电安全危机，一季度的火电亏损加剧，必须引起足够重视。
对症下药方得药到病除。其一，进一步完善煤电联动机制。2004年建立的煤电联动机制，虽在2012年、2015年两度调整，但联动周期等还需进一步完善。油价调整周期已缩至10个工作日，煤电联动为何反倒由半年调为一年?电煤价格指数持续在500元/吨以上，超过煤电联动天花板，如何疏解亦需研究。
其二，加大装机扩张的刹车力度。去年以来，开始采取了强力的煤电刹车措施，煤电装机量有所下降，但总体上电力装机依旧超高速扩张，控制力度还显不够。有必要进一步踩紧刹车，严格控制全部可控制的增量，优先消化存量部分。否则只能加剧电力过剩风险，恶化火电经营环境。
其三，真正让市场回归市场。目前市场交易电量电价降低，不少是打着市场化改革的幌子在行政干预之下达成的结果。最为关键的问题是，市场交易规则不完善，且存在较大的随意性。市场配置资源的目标远未达成，亟待完善规则、减少干预。
总之，目前的五大集团火电亏损加剧，主要是在有意无意间，由行政与市场共力、历史与现实合谋的结果，解铃尚需系铃人。至于未来真正市场竞争可能导致的亏损，那是另外一个需要研究应对的问题。
