近年来，一些民营、外资火电企业纷纷退出发电行业，以五大发电集团为代表的央企一边内挖潜力、优化电源结构，一边大力发展新能源产业和煤炭、路港、金融等非电产业，增强市场抗风险能力。但是，仍有50%以上的火电企业连年亏损，20%左右的火电企业出现严重的资不抵债。
在目前不配套的煤电运行体制下，电价、煤价、利率等经济杠杆，以及发电企业之间过度无序的竞争，使得发电企业经营盈利下降、亏损增加、负债高企。
上网电价先天不足
2003年5月，国家发改委出台《电力厂网价格分离实施办法》，按照“零利润”原则核定上网电价标准，第四条明确规定，“发电企业上网电价由发电成本、财务费用和税金构成”，去掉了“利润”这个重要的构成部分，致使上网电价先天不足。
此外，在2003年初“厂网分离”分割电力资产时，由于许多“新独立”的发电厂原先属于内部核算企业，与网省电力公司的收入、费用、利润以及资产、负债、权益“统一核算”，再加电厂改革前的“从属地位”，在与网省公司不对等的“协商”中又被电网企业截留了一块。在电改后的两三年里，尽管大量新建电厂实行新的定价方式，机组利用小时也有所上升，但受存量资产的影响，五大发电集团的净资产收益率、总资产报酬率都极低，难以覆盖银行长期贷款的利率，基本都处于“盈亏分界点”。
电力体制改革后，国家陆续推出一些电价改革举措，如标杆电价、70%的煤电联动政策等，但大多都是围绕公平竞争和迫使发电企业降本增效来开展，或者为缓解突出的煤电矛盾、防止发电企业现金流断裂而不得不作出的调整。对电力行业所需要的合理电价政策引导、鼓励煤电产业之间协调发展以及有效推动全社会节能降耗工作的深入开展却考虑得不多。
此外，作为央企的五大发电集团，销售端面对的是“独此一家”的电网企业以及地方政府“分灶吃饭”的财政体制，由于受各自利益机制的驱动，即使国家出台一些新的调价措施，在一些省份，也经常被打折扣，有的落实不及时，致使发电企业利益受损。
电力煤炭冰火两重天
目前，我国煤炭产量约一半用于发电，约73.4%的装机是火电机组，发电量的81%来自火电。发电企业燃料成本占全部成本的70%以上。发电行业与煤炭行业关联度极大，煤炭价格的涨落直接决定火电企业的效益。而煤炭市场已由以前的买方市场变为卖方市场，火电企业近年来一直受到煤炭供应紧张和价格上涨的双重困扰。
2002年以前，我国长期执行的是煤、电计划模式。由于煤炭处供过于求，国家每年召开一次煤炭订货会，在这种计划模式下，煤炭企业严重亏损。
2002年以来，国家逐步放开煤炭价格；2005年以后完全放开，形成了以合同价为主进行煤炭交易的市场格局。由于我国经济快速发展，各地新建了一大批重化工、高耗能企业，火电企业又实现了超常规发展，造成煤炭供不应求，加上国际原油、煤炭价格快速上涨，导致国内电煤价格不断攀升。
2004年，全国规模以上煤炭企业销售收入由2000年的1214亿元增长到了4204亿元，增长了2.46倍；煤炭企业利润由2000年的全行业亏损，转变为2004年实现利润418亿元。与此同时，发电企业成本压力却大幅增加，本该在发电环节建立的电力市场，实施“竞价上网”，也由于种种原因搁浅。上网电价继续承袭了电改前“政府监控”的定价模式，还推出了标杆电价，并要求30%自我消化，而煤电联动政策又屡屡不到位，火电企业逐步进入“亏损时代”。
最典型的2008年，发电企业经营形势异常严峻，出现了历史上第一次全行业巨额亏损。当年4月下旬，煤价大幅度上涨，电煤供应非常紧张，许多发电企业资金链越绷越紧，出现缺煤停机现象。据统计，2008年原煤单价同比上涨112元/吨。按当年发电用煤13.15亿吨计算，就增加全国火电企业成本约1470亿元，火电行业亏损700多亿元。而2008年大型煤炭企业主要经济指标创造了历史最好水平，煤炭行业实现利润超过2000亿元，接近2004年418亿元利润的5倍。
尽管2009年以来，受金融危机的影响，煤炭价格比高峰时有所回落，但煤价一直在高位震荡，从2009年底到2011年，煤价不断上涨，致使发电行业经营状况进一步恶化。
五大发电集团在度过2003—2007年电量、收入、利润五年平稳增长期后，从2008年开始，形势急转直下，出现增产不增收、成本费用大幅增加、主营利润急剧下降、火电板块连续巨亏的现象。2010年，五大发电集团运营的436个火电企业中，亏损236个，亏损面高达54%。华能、大唐、华电、国电、中电投所属火电企业2008-2010年三年累计亏损分别为85.45亿元、128.15亿元、140.08亿元、110.47亿元、138.42亿元，合计亏损602.57亿元。加上2011年1-7月火电亏损180.9亿元，五大发电集团共计火电亏损783.47亿元。
