在長期電力供應能力不足的環境下，近期，項目核準(進入管制)、年度發電計劃和標桿上網電價政策這一組合，成了塑造中國發電企業超穩定經營預期的“鐵三角”。然而，筆者認為，在需求增長放緩、電源建設嚴重過剩、市場改革深化的外部環境下，煤電很快將面臨全行業虧損的境地。

　　4月25日，由國際環保組織綠色和平和筆者共同發布的《中國燃煤發電項目的經濟性研究》報告，以微觀經濟分析的主流方法和情景展望的研究視角，對中國煤電項目經濟性的“當前”與“未來”進行了系統詳實的量化評價。我們認為，煤電企業“當前”的盈利水平是價格扭曲造成的“錯誤假象”，而在變化的市場與體制環境下“未來”繼續大上煤電項目，盈利預期黯淡。

　　最近兩年，煤電企業利用上網電價與煤價間的不合拍，實現了歷史最好利潤。在電力消費增速超低之際，2015年的新核準煤電項目卻創了歷史記錄。核準權下放固然是煤電投資沖動的“催化劑”，但真正的利益動因卻是價格扭曲使發電企業形成的“錯誤盈利預期”。

　　由筆者主筆的該報告，首先解釋了煤電投資逆勢增長的經濟原因，然后在綜合考量現有外部政策環境以及“十三五”期間的變化趨勢后，對投資新建燃煤電廠的經濟性進行了情景分析與展望。我們選取了六個當前機組利用情況好于或接近全國平均水平的省份(山西、內蒙古、新疆、河北、江蘇、廣東)作為研究對象，前三個為煤電基地省份，后三個為負荷中心省份，樣本的選取具有很強的代表性。這些省份煤電經濟性的發展趨勢，對于全行業具有風向標意義。我們以項目核準權下放到位的2015年代表“當前”，以“十三五”期末的2020年代表“未來”，考察這些省份的新建煤電項目經濟性會發生怎樣的“變化”。

    定量研究表明，煤炭價格的持續走低使各省煤電企業發電成本降低，而標桿上網電價調整幅度不到位，使得煤電企業獲得了空前的超額利潤，這是煤電投資“高燒不退”的經濟動因。分析也清晰地表明，從當前的盈利水平來看，各典型省份煤電項目的收益率均遠遠高于電力行業的基準水平，其中河北、江蘇、廣東尤為突出，全投資內部收益率達到15%以上，自有資金內部收益率均超過30%，項目投產后的投資回收期預期甚至不到三年。如此高的內部收益率和如此短的投資回收期，充分解釋了為什么煤電投資會逆勢而上。

　　進一步，我們采取遞進累加的方式對煤電發展外部環境的預期變化進行了情景設定，首先考慮已經落實的2016年全國燃煤發電上網電價調整方案和燃煤電廠超低排放改造要求，其次是2017年即將啟動的碳交易市場，最后是電力市場化改革的深入和煤價反彈的可能性。敏感性分析則進一步考慮了利用小時數進一步下挫和直購電價下調等因素。

　　在我們的情景分析中，僅國家發展改革委2015年底發布新的電價調整方案一項，就讓新疆的煤電項目無法收回全投資;而考慮環境約束、碳成本內部化和電力市場化深化等因素后，山西的煤電項目預期內部收益率也跌至行業基準值以下。進一步看，如果年利用小時數比2015年降低100小時或直購電價降低1分錢，廣東的煤電項目即不能收回投資;如果年利用小時數降低500小時或直購電價降低2分錢，內蒙的煤電項目亦不能收回投資。二者綜合作用下，典型省份中相對經濟性最好的江蘇、河北省煤電項目經濟性也嚴重惡化，自有資金內部收益率跌至低于銀行長期貸款利率(6%)，投資前景亦黯淡。