由于煤价上涨、电价调整滞后、利息压力加大、产能利用率低等原因，当前火电企业亏损面接近50%。近期，中国(海南)改革发展研究院课题组在山西、陕西等地实地考察中了解到，部分火电国企面临因现金流断流可能导致企业关闭。中改院专家建议短期内尽快采取具体政策帮助火电企业打破困境，同时加快电力体制的综合改革，实现电力公益性与商品性的有效兼容。
火电全行业亏损是结构性问题
2018年上半年，能源行业效益总体改善，但火电企业亏损面接近一半。从区域看，中改院调研的山西省83%的火电企业亏损；从微观个案看，课题组考察了山西运城某电力公司，装机容量为两台60万千瓦。该企业2017年亏损2.42亿元，累计亏损25.57亿元，资产负债率为151.52%。
专家认为，火电企业普遍亏损，是多种因素叠加，尤其是政策性和体制性因素影响的结果。
煤价持续上涨，呈现“厂”字形趋势。以环渤海动力煤价格指数为例，2016年6月1日，该指数为390元/吨，到2017年年底达到577元/吨，直接增大了发电企业成本。
煤电价格联动机制作用有限，煤炭成本波动不能及时反映在电价。2016年下半年煤价上涨以来，电价仅在2017年7月1日上调过一次，上调幅度还不足以覆盖煤价的涨幅。以山西运城某电力公司为例，其上网电价涨幅为3.93%；同期企业不含税采购综合标煤单价涨幅为41.24%。
利息压力加大。火电企业投资时利用银行贷款，形成经营中较大利息压力。山西运城某电力公司2017年仅利息支出就达到1.7亿元，相当于该企业当年亏损的85%。导致火电企业贷款难度加大，面临资金链断裂的风险。
调峰保供政策性因素影响。山西运城某电力公司投入运营以来，出现较大亏损的是两个年度。一是2008年奥运保电，当年企业亏损达到7.13亿元；二是2011年煤价飙升，大唐运电严格按电网调度保障供应，当年亏损5.73亿元。两个年度的亏损占到企业历史累亏的一半。
火电消费五年内难以替代
基于我国“多煤少油缺气”的能源结构，火电在我国电力供给中的位置十分重要。2018年上半年，全社会用电量中，火电发电占比达74.3%。中改院专家认为，我国电力消费需求快速增长，其他能源在未来5年左右还难以取代火电；更重要的是，火电在电力供给中还承担着其他类型电力发挥不了的“主动调峰”和“兜底保供”的作用。
专家分析说，如果不改变现在火电企业面临的“恶性循环”，一批火电企业将成为“资金断流，生产断工、银行断贷”的“僵尸企业”。尤其是一些中型以上、技术比较先进、环保标准达标的火电企业一旦沦为“僵尸企业”，不仅重启生产和经营的成本巨大，而且有可能严重影响电力的平稳供应。
课题组认为，如果能够抓住火电企业中的突出矛盾与问题采取措施，一批技术水平高、管理规范的火电企业有条件摆脱困境，变恶性循环为良性循环，为扩大内需战略提供重要的基础设施保障。
尽快解决火电行业普遍亏损问题
中改院专家建议，长期短期措施结合、治标治本政策结合，把解决火电行业普遍亏损作为基础设施补短板的重要任务。
一是采取贴息、债务置换等方式，避免火电企业现金流断裂。当前最需要的政策是银行不要抽贷，适当延长还款期限，保证企业正常运转；与此同时，以债务置换为主，以政策性贴息为辅，降低火电企业当期利息负担；鼓励市场化的债转股，盘活技术先进、环保标准高、管理规范的火电企业。
二是尽快建立“调峰”补贴机制。火电在调峰和保障电网安全中发挥着重要作用，其公益性需要得到相应的补偿。建议设立全国性调峰补贴机制，不同类型调峰由不同主体补偿。比如，对电网安全起着支撑作用的重点企业的公益行为予以的相应补贴，由电网承担；因电力保供的调峰，其补贴由省一级政府承担。
三是尽快放开增量配电改革实施范围，支持火电企业与用电大户直接对接。特许企业与用电大户直接签订供电协议，可以改变电网统一定价的格局，将为未来电力市场化改革、电力配送体制改革提供有益探索。
四是进一步提高环保、能耗、安全、技术等标准，加快淘汰关停不符合要求的30万千瓦以下煤电机组，改变火电产能过剩，设备利用小时数偏低的状况。
五是深化电力体制改革打造煤电企业平稳发展的制度环境。
我国煤电联动机制电价调整频次偏少，调整门槛偏高，煤价波动传导到电价波动的时间过长，建议以“小幅快调”为目标加快优化煤电联动机制。对超过一定波动幅度、影响到下游企业和居民的电价异常波动，政府予以熨平。
当前我国煤电联营水平还比较低，内化价格波动的作用还没有充分发挥出来。建议对煤电联营出台具体的鼓励支持政策，争取2020年煤电联营比重提高到30%左右，尤其是鼓励跨区域煤电联营。
中改院课题组认为，改变“煤盈电亏”“煤亏电盈”困局的出路在于理顺电价形成机制，打破电网垄断格局，加大市场化电力交易比重，加快统一电力交易平台建设，火电企业在交易平台上与购电企业直接对接；建议加快破除电力交易市场分割，鼓励电力跨省交易。推动建立包含中长期、现货交易的全市场化交易机制。
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