國家統計局數據顯示，2019年，全國發電量714萬億千瓦時，其中火力發電516萬億千瓦時，占全國發電量的72%。2020年，全國發電量7.42萬億千瓦時，比上年增長2.7%，其中火力發電5.3萬億千瓦時，占全國發電量的71。
2021上半年，全國全社會用電量3871.7億千瓦時，其中火力發電28262億千瓦時，占上半年發電量的73%。
從近三年的火力發電可以看出，以燃煤為主的火力發電仍是我國發電的核心類型。
雖然近年來風電、光伏發電等清潔能源發展加快，水電、核電也有較大發展，發電量絕對值在增加，但經濟發展也導致全社會用電量大幅增加，短時間內不可能改變火電發電量占全國總發電量70%左右的格局。
對於煤電企業來說，“全供電”壹直是這些企業的口號，“搶發電”也是電力企業創造利潤的出發點。有了電，煤電企業就會有效益，但在2021，這種情況已經悄然改變。煤電企業寧願停止發電。用他們自己的話說，發電量越多，損失越大。有兩個主要原因:
火力發電廠的第壹大成本是燃煤。壹般情況下，燃煤成本占火電廠總成本的70%左右。在煤炭資源豐富的地區，由於運輸環節少，可以降低壹些成本，燃煤成本可能控制在60%左右。然而，由於最近幾個月煤價飆升，這壹成本比率發生了巨大變化。中原某電廠財務數據顯示，標準煤含稅單價接近1.500元/噸，而去年同期水平約為600元/噸，煤價已超過同期水平的兩倍。數據還顯示，在電廠整個成本中，燃煤成本從占總成本的70%左右上升到95%左右，發電邊際利潤也從去年的1.500元/MWH上升。根據計算，電廠每發電壹次將損失0.1元以上，每發電100萬千瓦時損失100萬。對於那些大型發電企業來說，月損失將超過100萬元。
與電廠燃煤完全市場化不同，火力發電上網電價采用計劃加市場的模式。由於我國火電裝機容量已略有過剩，火力發電利用小時數逐年下降。為了爭奪市場上電大的客戶，電廠爭相降低銷售電價，利潤空間被大大壓縮。然而，由於電價的降低，那些用電大戶成了最大的受益者。某電廠的財務報表顯示，2021截止8月底的電價比去年同期下降了20元/MWH，目前的售電價格基本在每千瓦時0.35元左右，大大減少了電廠的售電收入。
為了降低火電廠燃煤成本，煤場庫存保持在最低水平。平時654.38+萬噸的庫存，現在減少到3萬噸，庫存從滿足半個月的需求減少到不足壹周。即便如此，火電企業也越來越覺得力不從心。隨著虧損越來越嚴重，企業的燃煤采購資金異常緊張。與此同時，由於火電虧損嚴重，壹些銀行已經停止對煤電企業的授信，減少流動資金貸款，甚至直接暫停與煤電企業的合作，煤電企業的日子更加難過。
隨著天氣變冷，煤電企業現在更擔心冬季儲煤的購買，尤其是有居民供暖任務的電廠。要考慮增加冬季儲煤的問題，這樣資金缺口會更大。
因為發電企業不同於其他企業，即使虧損也不能停止發電，煤電企業的壓力可想而知。據央視報道，陜西某煤電企業標準煤含稅單價達到1.200元/噸，每千瓦時虧損0.1.2元。8月發電1億千瓦時，虧損1.27億元。專業人士判斷，隨著冬季的來臨，從6月5438+10月，煤電企業開始采購冬季用煤，用煤需求將更加旺盛，今年最後幾個月煤價仍將高位運行。