文件规定，“十三”五期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，实施煤电超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦、灵活性改造2.2亿千瓦。到2020年，全国煤电装机控制在11亿千瓦以内，具备条件的煤电机组完成超低排放改造，煤电平均供电煤耗降至310克/千瓦时。
与舆情热度相比，煤电现实则寒冬已至。舆论中“煤电寒冬将至”的论断，其实是有明显出入的。从文件上说，煤电去产能早已在案，并非新鲜事物，只是目标略有调整。此前，《电力发展“十三五”规划》明确，“‘十三五’期间，取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上”“力争淘汰落后煤电机组约2000万千瓦”;今年全国两会期间，《政府工作报告》提出，“防范化解煤电产能过剩风险，提高煤电行业效率”。
从现实来看，煤电深度亏损再次光顾。4月25日，国家发展改革委官方发布，一季度五大发电集团火电亏损加剧，利润同比下降119.7%。年中，国家电投透露，今年上半年，其火电板块亏损达23.73亿元。华电集团副总法律顾问陈宗法日前撰文指出，五大发电集团再现困难时期赢利格局，尽管实现利润121.8亿元，但降幅巨大、总额过小，煤电板块发生巨额亏损。
煤电寒冬背后的原因，很多人似乎把焦点放在了煤电产能过剩上。诚然，煤电产能过剩问题需要重视。煤电产能过剩程度如何、影响怎样、原因何在、未来何往，都需要深入研究、系统研判、科学应对。当前的关键是，各方对此认知差异太大，加之部门利益导向，使得统一认识成为奢求。
事实上，煤电困局是多重因素所致，除产能过剩影响外，与煤价的高涨不无关系，跟不规范的电力市场竞争也关系重大。从更深层次看，则与投资体制机制、国有企业格局、地方经济追求等众多因素相关。这也是引致业界对煤电困局归因多样化的原因所在。
电煤价格去年下半年开始猛涨，每吨提高了200多元，折算后相当于发电燃料成本提高约0.1元/千瓦时。今年以来虽有波动，但持续保持高位运行。环渤海动力煤价格指数一度突破600元/吨，目前维持在每吨580元以上，已连续三周报收于583元/吨。与此同时，煤电上网电价近年来却只降不升，直到近期才“变相煤电联动”。不过，相对煤价上涨，电价所调额度仅能消化约一成。从煤炭供需基本面看，去年煤炭去产能2.9亿吨，今年再去产能1.5亿吨，“十三五”期间累计去产能8亿吨，煤价高位运行恐成常态。
当前的电力市场极不完善，人为干预空间巨大。从文件规定到实际操作，降价都成为倾向性选择。虽然“首例直供电价格垄断协议案”已宣称“被依法查处”，但实际上还是颇受争议的。这是电力市场不完善带来的影响之一，是电力领域应对非健全市场的非正当举措。事实上，即使以市场化走在前列的煤炭领域来说，其市场机制也并不完善，此次大规模去产能即被普遍认为主要是行政干预的结果。
煤电目前处境可谓前有狼——电力市场空间不足，后有虎——燃料成本居高不下，头上还有紧箍咒——节能减排等系列要求。综合判断，我国煤电的好日子已一去不返。其过剩风险非朝夕形成，化解亦非一日之功，但着手应对则已迫在眉睫。规范管理、减少干预、回归市场，技术上的困难容易克服，思想上的障碍却可能根深蒂固，关键所在也就不言而喻。
特别值得一提的是，电力去产能必须强调“共同责任”，哪怕是有区别的。此前，《能源发展“十三五”规划》确定我国2020年太阳能发电装机1.1亿千瓦以上，《可再生能源发展“十三五”规划》定为1.1亿千瓦。但据日前发布的《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》统计，附件2中的21个省(区市)的规划并网目标即已达到1.28亿千瓦。煤电大力去产能，其他发电种类难道不应踩踩刹车吗?须知，杯子里水满后，无论注入啥神水，造就的都是浪费。
