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袁家海则表示，尽管目前煤电企业利润良好，但如果发电企业基于短期盈利能力做出产能扩张的决策，未来会招致亏损和投资无法回收的长期风险。
他分析称，煤炭价格的持续走低使各省煤电企业发电成本降低，而标杆上网电价调整幅度不到位使得煤电企业获得了空前的利润。“看一看各省当前标杆上网电价与平准发电成本，我们发现，除了内蒙古和新疆(2-3分钱度电超额利润)外，其他大部分省份的度电超额利润均在5-8分钱。这样的超额利润助长了煤电企业的投资热情，也导致了地方政府在经济下行压力下过度倚重煤电，并助长其逆势投资，这是煤电‘高烧不退’的主因。”
但同时，随着政策和环境约束愈加严格、碳排放压力加大、电力市场化下价格竞争加剧, 除少数省份外，其余地区的煤电项目都无法在寿命期收回投资，前景黯淡。
监管走向何方?
为了防范可能出现的过剩风险，国家发改委、国家能源局等部门连续出台了多项政策，特别是2016年4月连续发布了《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能的通知》、《关于促进我国煤电有序发展的通知》和《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知》3份“急刹车”文件，涵盖了煤电项目的规划、核准、建设、淘汰落后产能等各个环节，用以督促地方政府和企业取消、放缓燃煤火电建设步伐。
其中，《关于促进中国煤电有序发展的通知》指出，2017 年前(含2017年)，包括黑龙江、山东、山西、内蒙古、甘肃、广东等在内的13个省，应暂缓核准除民生热电外的自用煤电项目(不含国家确定的示范项目)。除缓核外，包括这些省份在内的15个省(区)，除民生热电项目外的自用煤电项目，尚未开工建设的，2017年前应暂缓开工建设;正在建设的，适当调整建设工期，把握好投产节奏。
而在《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知》中，监管部门则进一步按照建设经济性指标、装机充裕度指标和资源约束指标3个指标，将各地划分为红色、橙色和绿色3个等级进行预警。“预警为红色的，地方政府应暂缓核准煤电项目，企业慎重决策项目开工，在建项目要合理安排建设投产时序;预警为橙色的，地方政府和企业应慎重决策建设煤电项目;预警为绿色的，地方政府和企业应根据电力需求合理推进煤电项目规划建设。”据国家能源局电力司司长韩水说。
由于煤电项目从纳入国家电力发展规划到建成投产需3-4年时间，存在一定投产惯性，所以，预警目标为发布年后第3年，今年发布的为2019年预警。结果显示，除北京、西藏不再发展煤电外，全国有28个省(区、市)的预警程度为最严峻的红色，只有海南、安徽、江西3省为绿色，湖北为橙色。
上述“刹车”文件发布后，煤电产能过剩的局面并没有得到立竿见影的有效控制。根据绿色和平的统计分析，在文件发布之后的两个月内，仍有13个项目共计15.5GW开工建设，15GW煤电项目环评获得受理，相当于每周有两个大型煤电机组开工。
但同一时间，即便是在没有缓核限制的省份在内，也鲜有煤电项目获得各省发改委核准。这被绿色和平视为一个积极的信号。
袁家海也对这一煤电规划建设风险预警机制表示了肯定。他同时建议，国家有关部门应该及早研究出台适应经济新常态的电力发展规划，为低碳电力转型和完成2030年20%非化石能源目标打足提前量。“对电力明显冗余省份、大气污染防治重点区域和水资源红色预警地区，不再安排新增煤电规划建设规模。在继续深化审批制度改革的前提下，要强化全国规划指导省级规划，规划指导项目核准原则，并完善项目决策后评估和责任追究制度。”
袁家海还特别强调，唯有市场化才能打破发电企业对利用小时数和上网电价的超稳定预期，从而逐步建立真正市场化的电源投资机制。“我建议，2015年之后新投运的煤电项目不再核准年度发电计划，全部直接参与电力市场，按照业已明确的发用电计划放开时间表稳步推进市场化建设，让有效的价格信号在引导电源投资中发挥基础性作用。而政府部门，则应该更加注重自身角色的调整，通过建设全国碳市场、提高污染费(税)标准等措施逐步纠正燃煤发电负外部性，给可再生能源发展提供更加公平的市场环境。”
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