中国电力行业近年来格局发生了比较大的变化。
过去电力行业有种说法是“计划电，市场煤”，即电价是计划的，是规定的，而煤价是市场化的。
当时发电几乎完全是火电，而火电的主要原料是煤。
实际上煤炭价格在90年代也是计划的，而且随着煤炭价格的不断市场化，两者之间针对价格的矛盾和争斗从来没有停止过：自2002年以来，随着经济快速增长，对煤炭的需求也飞速提升，导致煤炭供不应求。
再加上从2004年开始国家逐渐放松对煤炭价格的指导，两者叠加带来了煤炭的“黄金十年”。
在这个过程中，煤炭企业居于议价的强势地位，而电力企业在电价受限的情况下和煤企争执非常激烈，期间甚至多次出现争执无果，由国家出面协调才确定全年煤价的情况。
2009年之后，4万亿刺激计划使煤炭产能飞速扩大，直到2013年煤炭彻底形成供大于求的局面，黄金十年结束，煤炭价格一路下跌，直到2015年全行业都处于亏损状态。
在这期间，电力企业开始居于议价的强势地位。
2015年供给侧改革开始后，全国煤炭落后产能开始快速出清，2016-2019年全国煤炭去产能达到10亿吨，又一次改变了煤炭和电力行业的地位。
但这次国家又一次进行了改革，2016年12月起，按照发改委规定，以535元/吨为基准价，煤、电企业要按照定价机制，协商确定每月的长协价，没有被清退的煤企利润得到了大幅改善。
2021年，煤价再次开始上涨，2021年10月8日国常会，国务院允许电价上涨。
如下图，发电端涨幅不超过20%，消费端涨幅不设限。
十三五期间是用电越多越便宜，现在是用电越多越贵，而且是用电多的补贴用电少的企业，交叉补贴。
电价不针对居民、政府和军工，国家不允许地方再出台电价优惠措施。
而近年来，在双碳的要求下，电力行业的构成也发生了较大的变化，火电无论从装机量还是发电量上看，占比都在下降。
这里装机量指的是全国可用的发电机组的发电功率，单位是W、KW、MW、GW（后者是前者的一千倍），而发电量指的是生产的电能，单位是Wh、KWh、MWh、GWh（同样后者是前者的一千倍）。
目前国内发电装机量57%为火电，发电量70%为火电，清洁能源包括水电、风电、光伏发电在装机量和发电量上所占的比例大幅提高。
最近常见的各地缺电也与此有关。
风电、光伏发电都存在发电不稳定的问题，这很容易理解，而这个不稳定有两种方式可以解决：第一种是储能，也就是在发电时把多余电量存到电池里，等不可发电时由电池放电，由此实现平滑地供电；第二种是用火电作为调控电源，当风电、光伏发电无法使用时，以火电来填补电力需求的缺口。
十三五期间，我国的清洁电力中，核电、水电并没有大规模投产，而不稳定电源大幅增长。
在此基础上，一方面我们的储能电池装机量不足，另一方面由于火电价格下降，原计划的改造部分火电为调控电源也未能实现，所以导致了我们的供电不稳定，旺季缺电的情况。
从电价上来看，今年长协电价普遍上涨接近20%，主要原因是煤价上涨。
工商业用电完全市场化之后，交易电力分两部分：年度长协和月度交易，其中年度长协占比约为60%-80%，价格上涨近20%，基本锁死全年电价。
之前的电力是让利，现在是保供。
要解决缺电问题，就要用储能和调控两种方式：储能方面国家目前也在大力推进新型储能设施建设，储能的方式主要有抽水蓄能、锂离子电池、钠离子电池、全钒液流电池等等，目前还在商业化初期，目标是2025年实现向规模化发展的转变；而调控方面主要还是依靠火电，它是成本最低、最灵活的调控方式。
而要用火电调控，就必须让火电企业有盈利，在煤价高企的背景下，需要提高电价。
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