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今年以來，寧夏某電廠的負責人越來越感到日子不好過。他算了筆賬，過去一年多時間里，當地熱值4500大卡/千克的煤炭價已由200元/噸多次漲到320元/噸，這一水平對應的企業發電成本為每千瓦時0.29元，而現在的上網電價是每千瓦時0.259元，還不包括參與電力直接交易給用電企業讓利的三分錢，導致該電廠幾乎每個月都要虧損1000萬元。

煤電矛盾引發了一系列連鎖反應。在煤價高企的形勢下，火電企業參與電力直接交易的意愿下降，而且讓利幅度也縮小，最終漲價的壓力向下游傳導，電力成本占比高的工業企業面臨停產或減產的局面，生產意愿下降。

煤電矛盾引發了一系列連鎖反應，最終漲價的壓力向下游傳導，電力成本占比高的工業企業生產意愿下降。“煤炭企業給火電企業發函漲價，火電企業就給我們這些大工業用戶發函要求減少或終止直接交易電量，我們就無法享受或少享受火電企業的電價讓利，生產成本就會上漲，不得不提高產品出廠價，進而將壓力繼續向下游用戶傳導。”寧夏某企業負責人說。

值得注意的是，與此前一輪煤電矛盾不同的是，在煤價恢復性上漲、電價不變的情況下，火電企業產能過剩問題凸顯，抗成本波動的能力明顯減弱。

“擴大電力直接交易是電力體制改革的方向，而一些火電企業希望政府協調減少直接交易電價讓利幅度或暫緩直接交易，這是一種錯誤思想。”寧夏回族自治區經信委電力處處長崔海山說，當前的煤電矛盾表面上看是煤價上漲，但根子還在于電力產能過剩，火電企業要主動適應市場以化解困難。

事實上，從去年以來，包括國家能源局在內的相關部門多次下發文件“急踩剎車”，初步收到一定成效。中國電力企業聯合會5月16日發布的數據顯示，今年1至4月，火電完成投資153億元，同比下降20%。全國基建新增火電裝機容量1169萬千瓦、同比少投產1023萬千瓦。在電力消費需求持續較快增長、水電發電量下降等因素影響的拉動下，全國規模以上電廠火電發電量14903億千瓦時，同比增長7.2％，增速比上年同期提高10.4個百分點。全國火電設備平均利用小時為1357小時，同比增加35小時。

然而，形勢依然嚴峻。中國電力企業聯合會預計，后三季度全國電力供需仍然總體繼續寬松，部分地區相對過剩，預計2017年全年全國發電設備利用小時3680小時左右，其中火電設備利用小時將下降至4080小時左右。

日前國家能源局發布的2020年煤電規劃建設風險預警結果顯示，全國32個省級電網區域（內蒙古分為蒙東、蒙西電網）中，除海南、湖南兩省被列為綠色，河南、湖北、江西、安徽四省為橙色外（西藏未列入評級），其余25個省級電網區域的煤電規劃建設風險預警等級均被列為紅色，暫緩核準、暫緩新開工建設自用煤電項目（含燃煤自備機組）。