尽管采取一系列激励措施解除了电煤红色预警，但受到融资难、涉法涉诉问题较多、煤—电—用全产业链联动机制缺失等影响，煤炭产能释放缓慢，供应总体偏紧局面短期内仍难以化解。

“旺季不旺”凸显产能过剩危机

在“276个工作日”制度的推动下，2016年全国原煤产量持续下降，煤炭需求却因天气、宏观经济回暖等因素意外走强，导致全国煤炭供应持续偏紧，煤炭价格一路飙升。

然而，煤炭价格“淡季不淡”，价格上涨直接传导至煤电企业，推高了发电成本，让煤电企业“旺季不旺”，甚至陷入大面积亏损。贵州某火电公司有关负责人介绍，煤价直线上涨，省内火电企业煤价平均上涨150元左右。去年公司火电发电量304亿千瓦时，单位售电成本0.2947元/千瓦时，其中燃料成本0.1453元/千瓦时。

一些煤炭、电力企业负责人介绍，煤电对立时，政府“有形之手”往往依据市场反转情况“头痛医头、脚痛医脚”；同时发电企业对政府有依赖心理，不愿占压资金增加库存而持观望态度，造成煤与电这对“难兄难弟”互相伤害。

同时，地方在电力体制改革中要求发电企业通过市场交易电量向用户让利，令煤电企业的现金流更加“吃紧”。

“去年公司市场交易电量占总发电量的一半以上，每度电向用户平均让利9分钱。平均售电不含税价为0.2399元/千瓦时，低于标杆电价4分钱/千瓦时。上游煤价上涨叠加下游电价下降，导致每发一度电亏损3到5分钱，全年预计亏损10亿元以上，一些机组被迫停运。”上述火电公司有关负责人说。

一些煤电企业认为，亏损的直接原因是煤炭行业与煤电企业价格机制的冲突，以及部分省份发用电计划过快放开。同时，电力直接交易规模大幅度拉低发电企业交易电价，加上直接交易电量不再享受脱硫脱硝和超低排放的电价补贴，原先煤电联动的上网标杆电价已经名存实亡。

但也有分析人士指出，煤电企业大面积亏损的根本原因在于整个电力行业产能过剩，主要是火电项目核准权由国家发改委下放地方后，煤电建设在产能已经过剩的情况下并未放缓。由于投资惯性的作用，煤电产能过剩风险仍在进一步加剧。而据中国电力企业联合会统计，2016年全国火电设备平均利用小时已降至4165小时，为1964年以来最低水平，比上年度降低199小时。

水火“冤家”如何解

记者近期在川、渝、滇、黔等西南四省市调研时发现，不仅煤与电有“死循环”难解，水电、火电更是一对“冤家”。但随着全国性电力需求增速放缓，无论是水电还是火电，当前的发展都极为困难，这进一步凸显了能源供给侧改革的急迫性。