根据国能电力〔2016〕42号文，国家能源局会同相关单位研究建立了煤电规划建设风险预警机制，预警程度由高到低分为红色、橙色、绿色三个等级。披露的2019年煤电规划建设风险预警的结果显示，28个省级电网区域的预警状态为预警程度最严峻的“红色”，表示存在电力冗余或政策不允许新建煤电项目，建议地方政府暂缓核准煤电项目;中部的湖北省的预警程度为“橙色”状态，表示电力较为充裕，建议地方政府和企业慎重决策建设煤电项目;只有中部的江西省、安徽省和海南省目前为“绿色”状态，表示正常，建议地方政府和企业根据电力需求合理推进煤电项目规划建设;西藏自治区暂无相关预警信息。
一般情况下，火电厂从开工到建设完成大概需要2年时间，因此2017年投产的主力机组应为2015年开工建设的机组。根据中电联电力工程质监总站《2015年全国电力工程建设规模》披露，2015年新开工火电工程项目96个，装机容量7299.36万千瓦。考虑到能源局的缓建政策，2017年我国燃煤发电投产装机容量有望被抑制在3500万千瓦左右甚至更低。
2.火电行业基本面
我们在前期报告《亏损边缘的内蒙发电企业》中曾提到火电行业面临煤价、电价、发电量的三重压力。随着煤炭去产能的深入推进以及北方冬季供暖期的结束，压在火电行业上的三重压力是否能够得以缓解?我们逐一进行分析。
煤价
近日，煤炭行业是否需要恢复执行“276工作日限产政策”成为各方关注的焦点。煤电两个行业博弈的诉求分别在于，煤炭企业希望继续执行限产以保障煤炭价格以较高水平稳定运行，而电力企业则抱怨煤价上涨加重了企业的成本负担。
3月7日，国家发改委表示，2017年已经没有必要在大范围实施煤矿减量化生产措施。随着煤炭去产能的深入推进，煤炭市场供需关系有了明显改善，但是产能严重过剩的状况并未发生根本改变。随着下阶段取暖用煤高峰的结束、南方来水增加和水电出力增多，以及春节放假煤矿逐步复工复产等因素，供需关系会趋于宽松，煤价有望呈现平稳回落态势，不会出现大幅上升局面。
以环渤海动力煤(Q5500K)为例，2016年全年平均价格为460元/吨，中位数为408元/吨。而截至目前，环渤海动力煤的平均价格指数在593元/吨。尽管煤价从高点逐步回落已经成为行业共识，但仍然会维持在相对高位。我们认为，2017年的煤价中枢大概率会高于2016年全年的水平，即火电企业将面临煤价成本的普遍抬升。
电价
依据《国家发改委关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》(发改价格〔2015〕3169号)，对煤电价格实行区间联动，联动机制以一个年度为周期。以5000大卡/千克代表规格品电煤价格为标准，当周期内电煤价格与基准煤价相比波动不超过每吨30元(含)的，成本变化由发电企业自行消纳，不启动联动机制。当周期内电煤价格与基准煤价相比波动超过每吨30元的，对超过部分实施分档累退联动，煤炭价格波动幅度越大，联动的比例系数越小。
2017年1月4日，国家发改委相关负责人称，根据煤电价格联动计算公式测算，2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18分钱。联动机制规定，标杆上网电价调整水平不足每千瓦时0.20分钱时，当年不调整，调价金额纳入下一周期累计计算。据此，2017年1月1日全国煤电标杆上网电价将不作调整。
在当前经济弱复苏的背景下，电力是政府缓解下游制造业经营困难的重要政策工具，为控制通胀水平，电价上调的可能性较低。同时，随着电价市场化改革的推进，参与电力市场交易的上网电量电价，将逐步脱离标杆定价，由交易双方自主协商确定，在电力装机本已产能过剩的情况下，实行市场化定价会使发电企业进一步承压。
