2021年，我国不同区域接连出现拉闸限电现象，加上新能源的局限性，煤电兜底保供作用凸显，再加上国家煤电政策的修正、优化，煤电在巨大挑战中迎来新的转机，煤电企业经营情况开始改善。
2021年，五大发电集团（国家能源投资集团、华能集团、国家电力投资集团、大唐集团、华电集团）煤电发电供热亏损1360亿元，比2020年减利1609亿元，超过2008年至2011年煤电4年亏损之和。
尽管风力发电、光伏发电等清洁源盈利1232亿元，仍不抵煤电亏损。
2022年，由于落实电煤中长期合同“三个100%”（发电供热企业全年用煤量签约100%、电煤中长期合同月度履约率100%、执行国家电煤中长期合同价格政策100%）及“煤电基准价+上下浮动不超过20%”（2021年10月，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确燃煤发电的电量原则上要全部进入电力市场，通过市场交易，在“基准价+上下浮动”的范围内形成上网电价。
同时，扩大燃煤发电市场交易价格浮动的范围。
由原来的上浮不超过10%、下浮原则上不超15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%）的市场化电价机制，煤电板块有所减亏。
其中，五大发电集团煤电发电供热亏损784亿元，同比减亏576亿元。
发电行业在清洁能源板块快速发展、扩大盈利的情况下，实现由亏转盈。
煤炭宝2023年，在多种因素综合作用下，煤电行业整体实现扭亏为盈。
五大发电集团煤电发电供热终于迎来整体盈利307亿元。
局面的好转，一是得益于国家严格管控煤炭产销环节、强力推动电煤中长期合同“三个100%”政策的兑现；二是来水偏枯，燃煤机组边际贡献、发电量增加也成了重要的增收因素，占全部增收因素的17%；三是继续落实“煤电基准价+上下浮动不超过20%”的市场化电价机制政策，使煤电价格比上年略有增加，约占全部增收因素的5%。
2023年煤电行业实现整体“扭亏”可喜可贺，但冷静思考，煤电企业仍未从根本上摆脱困境。
一是目前仍有45%左右的煤电企业亏损，主要集中在东北、西南以及新疆、宁夏、河北、河南、内蒙古等区域。
二是煤电企业发电边际贡献为负、经营净现金流为负。
经营净现金不足以支付利息的煤电企业还有不少，分布也很广。
一些企业现金流短缺、投融资功能减弱、企业信用评级下降。
三是煤电板块的盈利水平与其在电力行业的地位、贡献不匹配。
截至2023年底，我国煤电装机11.65亿千瓦，占总装机容量的比重降到约39.9%，却为全国提供了近六成的发电量，支撑超七成的电网高峰负荷，承担超八成的供热任务。
与此形成鲜明对比的是，2016年以来煤电投资收益率在电源结构中一直垫底。
五大发电集团煤电占比51%，但在2023年发电产业利润中，煤电只贡献了22%，在全部产业利润中，煤电只贡献了12%，由能源保供中的“主角”变成效益考核中的“配角”。
2024年，煤电容量电价开始执行，煤电企业大概率能迎来一个“小阳春”，但仍需关注三个不确定因素。
一是2024年电力供需趋向平衡，煤电价格上浮20%政策落实难度增加。
二是近年来发电设备故障频发，供电煤耗不降反升。
在容量电价机制下，如何优化调整煤电的生产运营模式，提升燃煤机组灵活调节能力、工控系统自主可控能力，将是新挑战。
三是煤价的不确定性。
