近年來，一些民營、外資火電企業紛紛退出發電行業，以五大發電集團為代表的央企一邊內挖潛力、優化電源結構，一邊大力發展新能源產業和煤炭、路港、金融等非電產業，增強市場抗風險能力。但是，仍有50%以上的火電企業連年虧損，20%左右的火電企業出現嚴重的資不抵債。
在目前不配套的煤電運行體制下，電價、煤價、利率等經濟杠桿，以及發電企業之間過度無序的競爭，使得發電企業經營盈利下降、虧損增加、負債高企。
上網電價先天不足
2003年5月，國家發改委出臺《電力廠網價格分離實施辦法》，按照“零利潤”原則核定上網電價標準，第四條明確規定，“發電企業上網電價由發電成本、財務費用和稅金構成”，去掉了“利潤”這個重要的構成部分，致使上網電價先天不足。
此外，在2003年初“廠網分離”分割電力資產時，由于許多“新獨立”的發電廠原先屬于內部核算企業，與網省電力公司的收入、費用、利潤以及資產、負債、權益“統一核算”，再加電廠改革前的“從屬地位”，在與網省公司不對等的“協商”中又被電網企業截留了一塊。在電改后的兩三年里，盡管大量新建電廠實行新的定價方式，機組利用小時也有所上升，但受存量資產的影響，五大發電集團的凈資產收益率、總資產報酬率都極低，難以覆蓋銀行長期貸款的利率，基本都處于“盈虧分界點”。
電力體制改革后，國家陸續推出一些電價改革舉措，如標桿電價、70%的煤電聯動政策等，但大多都是圍繞公平競爭和迫使發電企業降本增效來開展，或者為緩解突出的煤電矛盾、防止發電企業現金流斷裂而不得不作出的調整。對電力行業所需要的合理電價政策引導、鼓勵煤電產業之間協調發展以及有效推動全社會節能降耗工作的深入開展卻考慮得不多。
此外，作為央企的五大發電集團，銷售端面對的是“獨此一家”的電網企業以及地方政府“分灶吃飯”的財政體制，由于受各自利益機制的驅動，即使國家出臺一些新的調價措施，在一些省份，也經常被打折扣，有的落實不及時，致使發電企業利益受損。
電力煤炭冰火兩重天
目前，我國煤炭產量約一半用于發電，約73.4%的裝機是火電機組，發電量的81%來自火電。發電企業燃料成本占全部成本的70%以上。發電行業與煤炭行業關聯度極大，煤炭價格的漲落直接決定火電企業的效益。而煤炭市場已由以前的買方市場變為賣方市場，火電企業近年來一直受到煤炭供應緊張和價格上漲的雙重困擾。
2002年以前，我國長期執行的是煤、電計劃模式。由于煤炭處供過于求，國家每年召開一次煤炭訂貨會，在這種計劃模式下，煤炭企業嚴重虧損。
2002年以來，國家逐步放開煤炭價格；2005年以后完全放開，形成了以合同價為主進行煤炭交易的市場格局。由于我國經濟快速發展，各地新建了一大批重化工、高耗能企業，火電企業又實現了超常規發展，造成煤炭供不應求，加上國際原油、煤炭價格快速上漲，導致國內電煤價格不斷攀升。
2004年，全國規模以上煤炭企業銷售收入由2000年的1214億元增長到了4204億元，增長了2.46倍；煤炭企業利潤由2000年的全行業虧損，轉變為2004年實現利潤418億元。與此同時，發電企業成本壓力卻大幅增加，本該在發電環節建立的電力市場，實施“競價上網”，也由于種種原因擱淺。上網電價繼續承襲了電改前“政府監控”的定價模式，還推出了標桿電價，并要求30%自我消化，而煤電聯動政策又屢屢不到位，火電企業逐步進入“虧損時代”。
最典型的2008年，發電企業經營形勢異常嚴峻，出現了歷史上第一次全行業巨額虧損。當年4月下旬，煤價大幅度上漲，電煤供應非常緊張，許多發電企業資金鏈越繃越緊，出現缺煤停機現象。據統計，2008年原煤單價同比上漲112元/噸。按當年發電用煤13.15億噸計算，就增加全國火電企業成本約1470億元，火電行業虧損700多億元。而2008年大型煤炭企業主要經濟指標創造了歷史最好水平，煤炭行業實現利潤超過2000億元，接近2004年418億元利潤的5倍。
盡管2009年以來，受金融危機的影響，煤炭價格比高峰時有所回落，但煤價一直在高位震蕩，從2009年底到2011年，煤價不斷上漲，致使發電行業經營狀況進一步惡化。
五大發電集團在度過2003—2007年電量、收入、利潤五年平穩增長期后，從2008年開始，形勢急轉直下，出現增產不增收、成本費用大幅增加、主營利潤急劇下降、火電板塊連續巨虧的現象。2010年，五大發電集團運營的436個火電企業中，虧損236個，虧損面高達54%。華能、大唐、華電、國電、中電投所屬火電企業2008-2010年三年累計虧損分別為85.45億元、128.15億元、140.08億元、110.47億元、138.42億元，合計虧損602.57億元。加上2011年1-7月火電虧損180.9億元，五大發電集團共計火電虧損783.47億元。
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