2016年下半年以来，煤炭供需持续紧张，电煤价格上涨并长期高于国家设定的500元/吨至570元/吨的“绿色区间”。据调研测算，2017年五大发电集团到场标煤单价比上年上涨34%，导致电煤采购成本比上年提高920亿元左右；全国煤电行业因电煤价格上涨导致电煤采购成本提高2000亿元左右，导致煤电行业大面积亏损。
中电联行业发展与环境资源部副主任薛静表示，煤电发电量占全国发电量的65%，长期以来在电力系统中承担着电力安全稳定供应、应急调峰、集中供热等重要的基础性作用，在未来二三十年内，煤电在清洁发展的基础上，仍将发挥基础性和灵活性电源作用，仍是为电力系统提供电力、电量的主体能源形式。煤电长期经营困难甚至亏损，不利于电力安全稳定供应，也极大削弱了煤电清洁发展的能力，煤电清洁发展的任务更加艰巨。
“在此情况下，煤电进一步支撑辅助服务、调峰服务、清洁改造、超低排放、脱硫脱硝运行的能力减弱，实际上保障煤电清洁发展的能力减弱了。
多重挤压下煤电脱困不利因素增多

发改委预计，今年迎峰度夏期间，电煤需求大幅增加，局部地区、个别时段可能存在供需偏紧。
另一方面在电力装机总体过剩的情况下，电力市场化交易规模扩大，发电企业让利增加。中电联数据显示，2017年市场化交易电量约1.6万亿千瓦时、同比增长超过60%，市场化交易电量占全社会用电量的25.9%，比重比上年提高7个百分点。其中五大发电集团的市场化电量比重则达到了35.1%，大大高于全国平均水平。
在降价让利与燃料成本上升的双重挤压下，煤电行业经营形势受到严峻考验。
我国煤电与新能源发展相辅相成，随着新能源加快发展，煤电将逐步从电量提供主体向容量提供主体发展。电量上煤电为新能源“让路”将是大势所趋；同时随着新能源装机增加，系统对调峰容量的需求将不断提高，煤电仍是当前最经济可靠的调峰电源，为支撑新能源消纳，仍然需要一定的煤电机组提供调峰、调频、电压调节、黑启动等服务。

在“市场电”尚未真正确立之前，需要加快推进煤电行业战略性重组，增强煤电产业链的稳定性与抗风险能力。
“随着我国经济发展由高速增长阶段转向高质量发展阶段，不同电源之间的利益平衡成为制约电力转型的关键问题，近年来涉及煤电产业链的多项改革相继落地，煤电行业面临多重挑战。从短期来看，煤电在全行业亏损的背景下还面临产能过剩风险；从长期来看，煤电在绿色低碳发展背景下的转型之路仍扑朔迷离。”中国宏观经济研究院能源所姚明涛博士表示，要处理好煤电发展长期和短期的关系，推动煤电产业转型，不能仅聚焦煤炭价格，在当前应注重合理控制煤电规模，在总量合理的基础上推动区域布局、结构类型更加平衡；从长期来看则应在市场化改革中发挥好煤电更为贴近并了解用户、资源综合利用潜力大的优势，充分挖掘其在绿色低碳转型中的支撑和托底作用，确保煤电行业可以生存到合理的年代，逐步有序地退出。