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图注：2016年上半年各省发改委核准煤电项目装机容量。缓核缓建文发布之后的5、6月各省发改委核准的煤电项目明显减少。(数据来自各省发改委核准公示及北极星等媒体报道)
(三)各省电力供需平衡预测
为了评估2020年各省电力供需平衡，我们汇总了各省煤电、燃气、其他火电、水电、风电、光伏和核电到2015年底的运行和在建装机量。煤电数据来自CoalSwarm全球煤电追踪数据库(2016年4月版)，其他电力数据来自普氏世界电力数据库(2016年4月版)。
其中，“2020年预估装机量”是将在建装机视为到2020年均投产。由于风电和光伏电站的建设周期较短，按照2015年的增长率对两者2016-2020的装机量进行预测，2020年全国的风电和光伏电站总装机量将分别达到250吉瓦和150吉瓦，与预期的规划目标一致。而光伏或许很快可以达到这个装机量，据报道2016年上半年的新增装机量已经达到2015年全年的新增量。
本研究中各省的电力数据来源如下：根据2014年的电力需求、发电量和净输入电量，以及2010-2014年的电力需求增长，对各省电力需求和净输出电力进行预测。根据汇总的2014年的电力高峰负荷和高峰负荷增长率，对可以满足未来电力高峰负荷所需装机量进行预测。在预测2020全国电力需求时，假设电力需求年均增长率为2.5%，这个值略高于2014-2015年平均2.1%的增长率。依据各省2010-2014的增长率以及所预测的全国增加率，来预测2016-2020年各省增长率。综合考虑平均负荷和高峰负荷来预测未来高峰负荷。
各类电力来源平均供电量根据2014-2015年平均利用率来估算。就定义火电产能过剩而言，我们把有充足可调度的恒定容量(煤电、天燃气、水电、核电)来满足高峰负荷，且煤电平均利用小时数达到5000小时，设定为合理的煤电装机量水平。装机量若超过这个水平，则被认为是过剩。
电力供需平衡预测主要假设：
中国实现清洁能源发展目标，到2020年非化石能源的消费比重达到15%，能源消费总量控制在50亿吨标准煤。
全国电力需求增长率由当前约1%恢复到年均2-3%水平。
在建项目投产，淘汰目标完成。
各省的供需结果受到2017年投产特高压平均运行情况的影响明显，本分析没有对这个运行比率做特别设定，而是对多种情况做了分析(详见后文图表)。在西部省份的十三五规划中有更多特高压输电线的建设规划，但就当前东部省份电力过剩现状，这些特高压线路很有可能流产。本报告中对2020年电力形势的预测只包括目前已经核准在建的特高压项目，未计入西部省份十三五新规划的线路。如果西北省份的这些新规划的线路也开工建设，那么全国电力过剩形势会比比本报告下文讨论的“特高压线路高投运率情景”更加严峻。全国范围的电力产能过剩依然存在，只是过剩产能更多由西部转移到东部。
四、分析结果：新政策下的产能过剩预测
若发改委和能源局新规定有效实施，约有110吉瓦的煤电项目将因此暂缓开工建设。另有32吉瓦老旧或小容量煤电机组将在2020年被作为落后产能而关停，至少20吉瓦将会因为《大气污染防治行动计划》中对于重点区域不再新增燃煤产能的相关要求而关停。另有48吉瓦机组若无法达到环保要求则也将面临退役，就政府制定综合节能改造目标，我们预计这其中一半会通过改造达到排放标准。综上所述，根据新政的规定，约有70吉瓦煤电装机需要被关停。
然而，绿色和平分析统计得出，在现有196吉瓦在建规模的基础上，将仍有165吉瓦燃煤机组的审批和开工建设不受政策的影响而将得以继续。从2015年至2020年代初期，中国的燃煤电厂产能的预测增长值为280-310吉瓦。
基于2015年风电和光伏电站建设增长率以及在建水电和核电机组规模的预测，从2015年到2020年，非化石能源电源发电量将增长800-900太瓦时。如果假定在2020年能源消费总量达到政府预期的50亿吨标煤控制目标，则上述新增800-900太瓦时发电量规模还将用来满足2020年的15%非化石目标。相比之下，电力需求增长将不会超过800太瓦时(年增长率2.5%)，意味着对燃煤电源的电力需求将会下降。
在2015年，中国火电装机的平均利用小时数跌至历史新低4300小时，2016年前五个月又下降了10%。这意味着按照火电行业年均5000小时的行业标准假设值(使用率仅为57%，远低于国际水平)，已经有将近120吉瓦的过剩产能。考虑到在新规则下仍将开工建设的项目数量，至2020年代初期，过剩产能数量将超过400吉瓦。换言之，平均利用率将跌至35%左右，这对发电企业经营来讲是极低的运行水平。
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