中电联指出，燃料成本上升和市场电量增加形成的双向挤压，使煤电企业经营压力陡增，五大发电首当其冲。
煤价持续高位运行 资产盈利能力锐减
实际上，根据国家统计局的数据，2017年全国火电企业利润总额仅高于太阳能发电企业(160亿元)，核电、风电、水电企业利润总额分别为216亿元、386亿元和721亿元。不仅如此，2017年，太阳能发电、水电、风电、核电企业的资产负债率均同比有所下降，火电企业受到利润下降影响，资产负债率提升0.7个百分点。
火电企业在发电企业中的资产占比约41.9%，却只贡献了11.7%的利润。燃料成本的大幅提升、市场化交易电量增加等因素，迅速压缩着煤电企业的盈利空间。
2016年下半年以来，煤炭供需紧张的局面一直持续至今，电煤价格上涨并长期高于国家设定的500-570元/吨的“绿色区间”;全国煤电行业因电煤价格上涨导致电煤采购成本提高2000亿元左右，导致煤电行业大面积亏损。
2017年11月17日，中电联发布首期中国沿海电煤采购价格指数(CECI沿海指数)，5500综合价报599元/吨，持续上涨至今年2月9日的635元/吨后开始回落;5月中旬后，受运力和产量等因素影响，CECI沿海指数再次开始提升，至6月15日，5500综合价报收600元/吨，再次回到2017年末的高价格水平。
“煤电长期经营困难甚至亏损，不利于电力安全稳定供应，也极大削弱了煤电清洁发展的能力，煤电清洁发展的任务更加艰巨。” 中电联相关负责人表示，“煤电发电量占全国发电量的65%，长期以来在电力系统中承担着电力安全稳定供应、应急调峰、集中供热等重要的基础性作用。煤电经营困难不但影响煤电自身环保、节能指标，也会对其他非化石能源的利用造成影响。”
据统计，2017年，全国规模以上火电厂供电标准煤耗309克/千瓦时，单位发电量耗水量1.25千克/千瓦时，均较上年同期有所下降。但因超低排放改造、负荷率下降等原因，厂用电率较上年提高了0.03个百分点，达到6.04%。
五大发电火电亏损 市场交易让利明显
在神华、国电合并重组为国家能源集团后，截至2017年底，新五大发电集团资产总额合计5.34万亿元。但更大的规模并不意味着更高的利润。2017年，五大发电集团火电业务亏损132亿元，继2008年后再次出现火电业务整体亏损。受此影响，五大发电2017年电力业务利润总额为310亿元，较上年下降64.4%。
根据《报告》，2017年，五大发电中除了国家能源集团火电业务利润为正外，华能、大唐、华电、国家电投的火电业务整体均为亏损。此外，火电企业整体盈利207亿元，五大发电火电亏损132亿元，这也意味着地方火电企业2017年创造了339亿元的利润。
“其中一个原因在于，五大发电的坑口电厂数量不多。除国家能源集团外，其余几家的燃料供应主要还是来源于公共的煤炭交易市场，燃煤价格升高对成本的影响也较明显。”中电联行业发展与环境资源部副主任薛静告诉记者，“而一些地方发电企业，例如内蒙古、新疆等地的企业，有较多坑口电厂，燃料成本相对较低。”《报告》指出，据调研测算，2017年五大发电集团到厂标煤单价比上年上涨34%，导致电煤采购成本比上年提高920亿元左右。
另一方面，随着新一轮电力体制改革的推进，电力市场化交易已成为大趋势。《报告》称，2017年，大型煤电企业因参与市场化交易，煤电价格平均下降约4分/千瓦时。五大发电相比地方发电企业，市场化电量比重更高，电价的市场化程度也较高，让利也多于地方发电企业。
根据《报告》统计，2017年全国市场化交易电量约占全社会用电量的25.9%。其中，包括三峡、中广核等在内的18家大型发电企业，2017年参与市场交易电量的比重为21.24%，而五大发电集团的市场化电量比重则达到了35.1%，大大高于全国平均水平。
此外，有分析人士称，五大发电由于长期保持较高的资产负债率，财务成本较重;同时，作为央企承担了更多义务性的调节和保障任务，这部分的经营效益无法得到保证。“面对结构调整、控制煤电规模等政策影响，以及价格和成本的双向挤压，发电央企的经营能力正经受严峻考验。”
