前几年煤电产能过剩的呼声一直不断出现，但由于种种原因，这一问题没有得到足够重视，如今煤电产能问题愈加严峻。“煤电去产能‘不能等’更‘等不起’。”近日华北电力大学煤控课题组成员袁家海表示。他认为，必须采取有效措施化解煤电产能过剩问题，而市场机制从形成到运行再到发挥作用非朝夕之功，因此，煤电去产能不能等更等不起。
高额的搁浅成本
华北电力大学煤控课题组发布的《“十三五”电力行业控煤政策研究执行报告》称，以“十三五”规划提出的2020年11亿千瓦煤电装机规模来估计，2020年煤电装机过剩规模约为1.4亿千瓦，这意味着有233台60万千瓦的煤电机组资产及其衍生价值将被搁浅。考虑初始投资、税金以及税后利润三部分，经过核算搁浅资产总共价值2.45万亿元。
袁家海表示，根据全国各地区2020年煤电产能过剩规模的差异对各省(自治区、直辖市)的煤电搁浅价值进行估计发现，新疆、山西与山东三地的煤电产能过剩规模最大，对应的煤电搁浅价值也相应最多，均在2000亿元以上，新疆甚至接近2500亿元。
“这么高的搁浅成本应该引起大家的注意。”国网能源研究院前副院长胡兆光称。
即便是在运行的煤电项目，情况也不容乐观。
2017年一季度财报显示，38家电力企业中16家陷入亏损，19家净利润同比下滑。国家能源局日前对外发布《2020年煤电规划建设风险预警的通知》显示，全国32个省级电网区域(含内蒙古东部、内蒙古西部)中，25个区域的预警状态为红色。
考虑到煤电机组利用小时数将随着在建项目的陆续投产而进一步下降，袁家海说：“全国煤电项目平准化发电成本将进一步走高，同时经济性也将会进一步恶化。”
煤电发展峰值约为9.6亿千瓦
课题组认为，煤电行业2016年至2030年的发展空间峰值约为8.6亿千瓦至9.6亿千瓦。具体来看，低速发展情景下，我国煤电发展空间预计在2016年达到峰值，峰值约为8.6亿千瓦，维持4年至5年平台期后逐步下降。高速发展情景下，我国煤电发展空间预计在2020年达峰，峰值约为9.6亿千瓦，随后进入10年左右的平台期。
袁家海表示，报告分别从电量平衡、资源裕度和灵活性三个角度对煤电规划目标的科学性进行了讨论。
此前，国网能源研究院的一份最新研究报告也从满足电量需求、满足电力需求和满足灵活性调峰需求三个角度研判了2020年的煤电装机需求，结论是2020年煤电装机的合理水平最高不超过9.8亿千瓦。在不再审批新的煤电项目的情况下，若全部核准项目建成投产，2020年过剩规模将超过2.2亿千瓦。
袁家海表示，“十三五”后4年不排除因天气或经济刺激政策的影响而出现电力需求增速短期反弹的现象，但其换挡减速的总体趋势已不可逆转。
需要强有力且精准的调控政策
2017年电力体制改革步伐在加速，电力市场建设有望迈出关键一步，特别是《关于有序放开发用电计划的实施意见》正式发布，使得乐观人士可能会寄希望于通过市场竞争来形成煤电投资的有效机制。
袁家海称，在市场有效竞争和长效监管机制完善之前，行政调控不能放松。
另外，近期国家能源局开展发电机组许可情况摸底所暴露出来的大量机组“无证运行”问题，更是进一步揭示了化解煤电产能过剩风险任务的艰巨性。必须在决心已下的情况下拿出“壮士断腕”的气魄强力去产能。
将煤电去产能工作首次纳入政府工作报告，意味着切实解决煤电产能过剩问题的时间窗口已经打开。此外，各地还在紧锣密鼓地新建煤电机组。为防止企业或地方利用去产能政策制定周期突击抢工期，主管部门应尽快发文暂时冻结全部在建项目，并禁止地方新核准煤电项目。
袁家海认为，当务之急是相关部门与电力行业、地方政府能够迅速就各地的煤电产能过剩现状和纳入全部在建项目2020年的过剩情景取得共识。这样，主管部门才有可能以11亿千瓦为底线，甚至以低于11亿千瓦的装机目标为约束条件，向各地下达2020年煤电规模控制目标。
课题组建议，2017年至2018年是“十三五”电力规划中期评估和修订的时间节点。去产能工作必须与规划目标调整工作同步。比规划目标修订更为基础性的工作是建立全国规划与省级规划之间的总量平衡机制，并真正建立有约束力的项目核准总量控制机制。
