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我国是煤炭资源比较富足的国家，2018年煤炭产量达到36.8亿吨，世界第一。煤炭进口量达到2.8亿吨，也是世界第一。2018年煤炭消费量是39.3亿吨，占一次能源消费量的59%，虽然我们仍是世界煤炭消费第一大国，但比例首次跌破60%。到2020年，国家能源发展规划要求这个比例下降到58%。2018年，电煤转化率达到52.9%，而世界电煤转化率平均达到78%，美国和欧洲分别可达80%和90%。 煤电在我国的总体装机容量约为10亿千瓦，位居世界第一，占电力总装机容量比例约53%。燃料成本占发电成本60%左右，由于近两年煤价较高，燃料成本占总成本比例提升到70%左右。煤、电两大产业关联度极高。火电企业的生存状况如何，主要看煤炭价格。而发电行业整体经营状况如何，主要看煤电的情况。煤与电两大产业本应唇齿相依、协调发展、互利共赢，但实际情况并不如此，煤电“顶牛”、煤电矛盾周期性出现。 分析五大发电集团的经营业绩，2015年达到高峰，2016年“腰斩”，2017年“触底”，2018年有所好转，但仍未脱离困境。煤电行业在经历了2008-2011年的第一个困难时期后，从2016年到现在又处于第二个困难时期。当前煤电企业陷入困局，是多方面综合因素作用的结果。 首要因素是能源清洁转型，“去煤化”浪潮。第二个因素是气候变化，环保“风暴”。第三是煤炭行业市场化，反映供需关系，价格涨落波动，导致煤电矛盾不断爆发。第四是供给侧结构性改革，2015年从煤炭和钢铁开始，后来延伸到煤电、农业等等。现在看来，煤炭去产能拯救了煤炭行业，对火电行业带来了较大冲击。第五是降低用能成本。2015年以来，政府、市场双管齐下，电价进入到一个持续下降的通道。第六是2002年和2005年的两次电力体制革命，导致了煤电的巨量扩张、市场化交易电量的大增。 十九大报告提出要“构建清洁低碳、安全高效的能源体系”，能源消费总量是有“天花板”的，不能突破50亿吨标煤，煤炭占比到2020年要下降到58%以下，煤电装机到2020年要严格控制到11亿千瓦，占比下降到55%。而到“十二五”末期，2015年我国煤电装机已经达到9亿千瓦，如果不加控制，到“十三五”末，也就是到2020年，可达12.5亿千瓦。实际上，从2015年9个亿到2020年11亿，5年间控制只增长2亿千瓦依然是困难的，因为煤电是滚动发展的，且“十二五”期间，在建、核准、纳入规划的煤电规模超过3.5亿千瓦，当时煤电效益较好，一些企业仍有投资冲动。同时，煤电发展的政策环境日趋收紧。2015年开始执行煤电预警，严禁新增煤电；对已经建成的煤电要求进行超低排放、节能、灵活性改造，并对煤耗、碳排放强度进行明确要求，启动碳排放权交易，还开展严格的环保督查。 两次电力改革对煤电带来的影响也不容忽视。2002年进行的“厂网分开，竞价上网”改革。由于培育了新的投资主体，五大发电集团如“五虎下山”抢占市场，新上了大量煤机，到2018年煤电占比平均达到85.34%。2003年到2008年，这六年以煤电为主的规模扩张有目共睹，基本解决了中国缺电的问题，但也带来了煤电矛盾、煤电扩张、煤电巨额亏损、资产负债率高企等问题，从2009年开始不得不走上转型发展的道路。如果说上一轮电力体制改革带来了煤电的大发展，而这一轮改革的核心则是市场化交易。从2017年有序放开发用电计划，2018年放开四大行业用户，再到2019年全面放开经营性用户发用电计划，意味着发电行业全面竞价的时代即将到来。2016年，全国市场化交易电量只占19%，2017年26%，2018年30.2%，2019年可能要超过40%，到2020年估计可达60%到80%。而煤电在市场化交易中首当其冲，交易价格大幅下降，区域不一。青海、云南、广东等地较标杆电价的降幅明显，前两者达到度电0.1元。到了2018年，降价幅度趋向理性。
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