严控煤电是近期能源行业的关键词。国家发改委、国家能源局近期密集下发《关于促进我国煤电有序发展的通知》《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知》和《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能工作的通知》3个重要文件，试图化解我国煤电行业潜在的产能过剩风险，放缓煤电项目建设速度。
煤电目前的状况着实令人费解，眼前正是盈利最好的时期，远期看有产能过剩的危机。从电力市场形势看，中电联对今年电力消费增长持谨慎态度，预计增速1~2%。电力需求侧的“池子”已经满负荷，但供给侧的闸门却没有关闭。
一季度全国新增发电装机（2815万千瓦）历年同期最多，火电新增容量（1746万千瓦）创下新高。这好比一桌盛宴，宾客早已散去，后厨仍在玩命烹饪。厨师的勺掂得越猛，后果越严重。
新火电项目的快速上马加剧本已过剩的市场，发电量与小时数将持续负增长。中电联预计年内火电利用小时数降至4000小时，降至1978年以来的新低。为什么一面产能过剩，一面增加供应？火电的经济性如何？华北电力大学煤电经济性研究课题组最近的一项研究报告《中国燃煤发电项目的经济性研究》说明了这一问题。
报告认为，分析2015年电力行业与火（煤）电有关的现象与数据，其间的冲突性与不匹配着实令人费解：第一、在火电发电量同比下降2.3%和全社会用电量增长仅0.5%的情况下，全年新增煤电装机5200万千瓦，另外据绿色和平组织和CoalSwarm项目的统计显示2015年新开工建设的装机仍有约7300-7900万千瓦，比往年显著增加，而2015全年各级环保部门公示的燃煤电厂项目环评审批装机容量合计高达1.69亿千瓦，其中1.59亿千瓦已经获得环评批准或拟批准，而上年同期通过环评批复的装机容量合计只有4800万千瓦，煤电投资逆势上涨态势愈发严重。
第二、火电年利用小时数仅4329小时，同比降低410小时，为1969年来的年度最低值；第三、在需求疲软、产能过剩、运行效率持续下滑的条件下，火电——尤其是煤电行业却利用煤价与电价的不匹配实现了盈利水平的历史高点。2016年3月，国家发改委、国家能源局联合下发特急文件，督促各地地方政府和企业放缓燃煤发电建设步伐，以应对日益严重的产能过剩局面，化解由此带来的能源行业运行风险。
之所以出现煤电产能严重过剩，一方面是因为自2014年1月至2015年3月，常规煤电项目的各项审批权分别从国家能源局、国家发改委及国家环保部陆续下放至各省级机构；而另一方面是因为煤电的显著经济优势和当前低煤价、高上网电价助长的投资冲动，促使煤电新增装机增长显著高于实际需求。
总结下来：
（1）煤炭价格的持续走低使各省煤电企业发电成本降低，而标杆上网电价调整幅度不到位使得煤电企业获得了空前的超额利润。比较各省当前标杆上网电价与平准发电成本，发现除了内蒙和新疆（2-3分钱度电超额利润）外，其它典型省份的度电超额利润均在5-8分钱。
这样的超额利润助长了煤电企业的投资热情，也导致了地方政府在经济下行压力下过度倚重煤电，并助长其逆势投资。报告认为，需求大幅走低和低碳转型升级的环境下，这“一低一高”是煤电投资“高烧不退”的主要经济动因。
（2）然而，这一盈利能力并非是长期可持续的。如果发电企业基于短期盈利能力做出产能扩张的决策，未来会招致亏损和投资无法回收的长期风险。“十三五”期间，煤电发展的外部环境将发生巨变，煤电企业的经济性将会受到很大影响。
在政策和环境约束愈加严格、碳排放压力加大、电力市场化下价格竞争加剧的情况下，除河北、江苏外，其余典型省份的煤电项目都无法达到基准收益水平，无法在寿命期内收回投资。再考虑到机组利用率以及直购电价降幅两个敏感性因素的变化，所有典型省份的煤电项目都无法在寿命期收回投资，投资前景黯淡。
根据中电联的预测，2016年全社会用电量预计同比增长1%-2%，而新增煤电装机至少在5000万千瓦以上，加上可再生能源的市场挤压，煤电利用小时数将继续下跌300-400小时；若2017年电力需求增速与新增煤电装机规模仍然脱节，机组利用率将进一步恶化。
因此尽管本报告的情景展望分析中将时间节点选在2020年，但如果电力需求增长持续不振（年增长2%以内）、新投产机组规模持续高位（年新建煤电机组在5000万千瓦左右），煤电全行业亏损很可能在2017年提前到来。
