一是煤电前景不明，社会争议很大。多年来，在未来的能源结构中要不要煤电，或煤电扮演什么角色，社会上一直争论不休，始终未形成共识，煤电前景迷茫。以气候专家、新能源企业为代表的一派认为，煤炭污染环境，能源清洁转型就像搬新家，不扔掉煤电这些“旧沙发”，就不可能买可再生能源这个“新沙发”，因为没空间，我国“三弃”现象就是煤电规模过大造成的；
以煤电企业为代表的另一派则认为，不能“妖魔化”煤电，我国是富煤国家，可再生能源不稳定、经济性差，关键时刻还得靠煤电，而且煤电通过超低排放改造实现了清洁利用，还是应该依靠煤电、发展煤电。
二是电力产能过剩，受市场竞争、新能源挤压，煤电量价齐跌。我国用电量增长已连下台阶：“十五”增长13%；“十一五”增长11.1%；“十二五”增长5.7%；“十三五”规划预计增长3.6-4.8%。目前，我国电力产能过剩，发电行业系统性风险增加。火电利用小时已从2004年的5991小时，一路下滑，2016年降至4165小时，2017、2018止跌企稳（4209、4361小时），但设备平均利用率已下降到50%左右，大量机组处于停备状态。同期，绿色发展步伐明显加快，风、光、水、核、气、生物质并举，特别是风电“疯长”，光伏掀起抢装“狂潮”，清洁装机占比大幅度提升。到2018年底，水电、风电、光伏、生物质分别3.5亿、1.8亿、1.7亿、0.18亿千瓦，均位居世界第一。核电4464千瓦，在建装机1218万千瓦、世界第一。
我国非化石能源装机7.76亿千瓦、占总容量的40.8%；非化石能源发电量2.16万亿千瓦时、占总发电量的30.9%。而且，近年来新能源补贴退坡、平价上网，市场竞争力显著增强，煤电不得不为清洁能源优先消纳作出让步。另外，随着2015年新电改的推进和发用电计划的大幅放开，将进入全面竞价时代，煤电首当其冲，“降价潮”席卷全国。一些区域的煤电企业“离不开、活不了”，深陷生存危机。
三是煤炭去产能，煤价厂型走势，煤电企业燃料成本高企。2016年，宏观经济开始企稳，煤炭需求止跌回升，增长0.5%，因为政府限产、去产能，原煤产量仅为33.6亿吨，下降了9.4%，导致市场供不应求，煤价大幅反弹；贵州、东北等地电煤供应“告急”，当地政府不得不出台限运出省措施。2017、2018年尽管产量有所释放，但煤炭需求放大，煤价高位震荡，呈“厂”型走势。到2018年底，煤炭去产能10亿吨的任务已基本完成，煤矿数量减少到5,800处，平均产能提高到92万吨/年，晋陕蒙新四省区产量占到全国的74.3%，呈现“煤矿少，单产高，区域集中，应急供应难”的特点。反映燃料成本的CECI沿海电煤采购5500大卡综合价，2017、2018年分别在650-700元/吨、571-635元/吨震荡，均超过国家规定的绿色区间。
“十三五”，煤炭市场的紧平衡与煤价的再度高企以及跨区域调运难，对发电行业的直接影响是抢煤发电、燃料成本大增，导致煤、电行业经营业绩冰火两重天。
四是降低用能成本，降低煤电电价，政府、市场“双管齐下”。为提升实体企业竞争力，稳定经济增长，2015年国家推出了供给侧结构性改革，降低用能成本。一方面政府不断下调煤电标杆电价，2013年以来，共4次下调、1次上调，每千瓦时净下调6.34分，并取消各地低于标杆电价的优惠电价、特殊电价；
另一方面通过加速放开发用电计划、大幅提高市场交易电量、不断创新交易品种，降低煤电市场交易电价。以某发电集团为例， 综合交易电价2015-2018年每千瓦时分别降价9.3分、6.3分、4.7分、5.2分。
目前，煤电电价政府、市场双管齐下，一降再降，几乎到了“降无可降”的地步，与新电改9号文提到的“交易公平、电价合理”的目标相去甚远，政府明文规定的煤电联动也变成了“镜中花、水中月”，已严重危及煤电的生存与保供。
五是环保政策层层加码，环保边际效应下降，相关政策执行不到位。“十三五”期间，国家对存量煤电推出一系列严厉的环保举措，从严淘汰落后产能0.2亿千瓦；限期完成煤机超低排放改造、节能改造、灵活性改造，共计9.8亿千瓦，现役煤机煤耗低于310克/千瓦时；清理规范自备电厂，严格执行节能环保标准；率先对火电实施排污许可证，排污费改征环保税；碳排放强度每千瓦时单位供电控制到550克、煤机865克，启动碳排放权交易；全面开展中央环保督察、生态文明建设年度评价等。
同时，国家还打出“组合拳”严控煤电新增产能，停缓建煤电1.5亿千瓦，到2020年，煤电不超11亿千瓦，新机煤耗低于300克/千瓦时。由于我国煤机年轻、先进、升级改造不断，环保的边际效应逐年下降。尽管国家激励节能减排，实施节能调度，出台环保电价合计3.5分/千瓦时，但煤机巨额的环保投入难以保障与补偿，特别是环保电价、奖励电量在煤电竞价交易中难以兑现。从长远看，煤电碳排放成本增加将是未来的新挑战。
六是煤电经营形势严峻，整体业绩低迷，呈现行业性困难。具体表现为业绩下滑、亏损面大、负债率高、资金链紧张、区域差异大，一些煤电企业面临被ST、退市、兼并、关停、破产等风险。
2008-2011年煤电出现了历史上“第一个困难时期”，五大发电集团火电板块累积亏损高达921亿元。2012-2014年，火电经营状况逐年好转，2015年业绩“置顶”，进入2002年电改以来最好的时期。但“十三五”经营业绩就开始“坐滑梯”，进入“第二个困难时期”：2016年“腰斩”；2017年“跌地板”；2018年“坐起”。五大发电集团2015年火电利润高达882亿元，2016年只有367亿元，狂降58.4%；2017年火电亏损132亿元，除国家能源集团外，四大发电集团均亏损，亏损面达60%。2018年全国火电企业利润323亿元，亏损面仍有43.8%。2019年能否“前行”，2020年能否全面“奔小康”还有待于观察。
发电集团的资产负债率长期高位运行，尽管比2008年85%最高时有所下降，2018年仍接近78%，巨额财务费用侵蚀当期利润。目前，西南、西北、东北、河南等区域的煤电企业整体亏损，一些煤电企业资不抵债，依靠集团担保、委贷维持生存，有的甚至被关停、破产，东北等地电力上市公司业绩难以好转，面临被ST、退市的风险。
我国煤电之所以造成上述困惑，主要有以下“六个原因”：
一是世界气候变暖，我国雾霾频现；二是全球能源清洁转型，掀起新能源革命；三是世界“去煤化”浪潮，我国频现环保风暴，清洁可再生能源快速发展；四是国内市场系统性风险增加，煤炭市场供应紧张，电力市场产能过剩，煤电矛盾爆发，煤电联动不到位；五是政策导向利好不多利空多，煤炭去产能，降低用能成本，双管齐下降电价；六是2002年电改导致跑马圈地、煤电巨量扩张，2015年新电改导致市场化交易剧增、煤电首当其冲。
总之，这是由气候环境变化、能源变革走势、市场风险增加、国家政策导向、企业规模扩张战略、区域营商环境差异等多种因素叠加、综合作用的结果。因此，只有综合施策，久久为功，方能破解煤电困局。
