（四）煤电经济性展望
2014-2016年上半年的低煤价与高上网电价给煤电项目带来了可观的经济效益。随着2016年初煤电上网电价下调3分钱和2016年下半年动力煤价格的迅速攀升，煤电盈亏平衡迅速发生逆转。进一步，在电力供需宽松的大环境下，煤电机组利用小时数的逐步走低和直购电比例稳步扩大等因素对煤电项目的经济性产生了巨大影响，预计2017年全国煤电将陷入全行业亏损的境地。经测算，一个标准60万千瓦的煤电项目，利用小时数为4072小时，5500大卡的动力煤价格按照535元/吨的长协价进行核算，其度电成本约为0.35元/kWh；而煤电上网电价调整后，全国煤电上网电价平均水平约为0.36元/kWh，再考虑直购电降价和比例扩大因素，煤电2017年的全行业亏损局面将无可避免。2016年全国直购电量约8000亿千瓦时，占同年煤电发电量的20%，度电比标杆电价降幅约6分钱，相当于煤电一度电降低1.2分钱；2017年直购电量要达到全社会用电量的30%，约占当年煤电电量的45%，如按6分钱降价幅度计，相当于煤电一度电降低2.7分钱。
选取广东、山东、山西、新疆和内蒙古五个在建煤电规模最大的省份对煤电机组经济性作进一步分析。从LCOE与上网电价的对比情况来看，广东、内蒙古与山东三省（区）电价和度电成本基本持平，而山西、新疆两大煤电基地省份将出现成本与电价倒挂。从新建项目投资回报来看，广东、山东和内蒙古三省（区）的内部收益率尚能维持在5%左右，另外两省份该收益率预计将跌至负值，无法收回投资。要注意到这些省份要么是煤电基地省份、要么是电力负荷中心省份，其变化对判断全国煤电经济性走势有着风向标意义。
图6. 2017年典型省LCOE与上网电价对比
