今年以来，宁夏某电厂的负责人越来越感到日子不好过。他算了笔账，过去一年多时间里，当地热值4500大卡/千克的煤炭价已由200元/吨多次涨到320元/吨，这一水平对应的企业发电成本为每千瓦时0.29元，而现在的上网电价是每千瓦时0.259元，还不包括参与电力直接交易给用电企业让利的三分钱，导致该电厂几乎每个月都要亏损1000万元。

煤电矛盾引发了一系列连锁反应。在煤价高企的形势下，火电企业参与电力直接交易的意愿下降，而且让利幅度也缩小，最终涨价的压力向下游传导，电力成本占比高的工业企业面临停产或减产的局面，生产意愿下降。

煤电矛盾引发了一系列连锁反应，最终涨价的压力向下游传导，电力成本占比高的工业企业生产意愿下降。“煤炭企业给火电企业发函涨价，火电企业就给我们这些大工业用户发函要求减少或终止直接交易电量，我们就无法享受或少享受火电企业的电价让利，生产成本就会上涨，不得不提高产品出厂价，进而将压力继续向下游用户传导。”宁夏某企业负责人说。

值得注意的是，与此前一轮煤电矛盾不同的是，在煤价恢复性上涨、电价不变的情况下，火电企业产能过剩问题凸显，抗成本波动的能力明显减弱。

“扩大电力直接交易是电力体制改革的方向，而一些火电企业希望政府协调减少直接交易电价让利幅度或暂缓直接交易，这是一种错误思想。”宁夏回族自治区经信委电力处处长崔海山说，当前的煤电矛盾表面上看是煤价上涨，但根子还在于电力产能过剩，火电企业要主动适应市场以化解困难。

事实上，从去年以来，包括国家能源局在内的相关部门多次下发文件“急踩刹车”，初步收到一定成效。中国电力企业联合会5月16日发布的数据显示，今年1至4月，火电完成投资153亿元，同比下降20%。全国基建新增火电装机容量1169万千瓦、同比少投产1023万千瓦。在电力消费需求持续较快增长、水电发电量下降等因素影响的拉动下，全国规模以上电厂火电发电量14903亿千瓦时，同比增长7.2％，增速比上年同期提高10.4个百分点。全国火电设备平均利用小时为1357小时，同比增加35小时。

然而，形势依然严峻。中国电力企业联合会预计，后三季度全国电力供需仍然总体继续宽松，部分地区相对过剩，预计2017年全年全国发电设备利用小时3680小时左右，其中火电设备利用小时将下降至4080小时左右。

日前国家能源局发布的2020年煤电规划建设风险预警结果显示，全国32个省级电网区域（内蒙古分为蒙东、蒙西电网）中，除海南、湖南两省被列为绿色，河南、湖北、江西、安徽四省为橙色外（西藏未列入评级），其余25个省级电网区域的煤电规划建设风险预警等级均被列为红色，暂缓核准、暂缓新开工建设自用煤电项目（含燃煤自备机组）。