今年9月，五大发电集团煤电板块的利润已经由正转负，亏损3亿元。去年同期，该数据为实现利润64亿元。
中国电力企业联合会规划部副主任张琳在11月22日举办的“十三五”电力发展机遇与挑战专家讨论会上分析称：煤电企业盈利拐点已经到来。
10月，上述企业亏损额进一步扩大至26亿元。截至10月底，五大发电集团煤电板块利润同比下降63%。
燃料价格急剧上涨使得煤电企业生产成本大幅上升。 受煤炭行业去产能政策及全年276个工作日限产政策影响，6月份以来山西、陕西等主要产煤区以及沿海港口的煤价都呈现大幅上涨态势。
截至11月23日，秦皇岛环渤海动力煤价格指数为601元/吨，较年初371元/吨上涨超过60%。
在11月22日的会议上，华北电力大学教授袁家海表示，下半年以来，煤炭价格上升促使煤电企业生产成本平均上升约4-6分/度。
除了燃料成本上升，煤电机组利用小时数也在持续下降，发电量减少也带来收益下降。张琳称，中国电力企业联合会预测，今年全年煤电设备平均利用小时数为4150小时左右，这将比2015年降低214小时。
2015年煤电平均利用小时数是4364小时，这是1969年以来的最低水平。截至到10月底，吉林、甘肃、福建等9省煤电利用小时数均低于3000小时。
煤电利用率不断走低，与前期投资增速迅猛、市场供应过剩相关。历史上，2014和2015年火电投资增速均超过10%。 受前期投资惯性影响，今年前9个月全国新投产煤电机组2266万千瓦，煤电投资和建设规模仍然比较大。
投资迅猛导致电力供需总体宽松。1-10月，全国全社会用电量同比增长4.8%，用电形势虽然较2015年有所好转，但全国6000千瓦以上的发电装机容量达到了15.6亿千瓦，同比增长10.8%，超过同期电力消费增长速度6%。
此外，有些地方受利益驱动，大量鼓励工业企业新建自备电厂。据中电联初步统计，今年上半年自备电厂装机容量同比增长15%，绝大部分自备电厂不参与电网调峰。
部分电厂自备电厂利用小时数比较高，2015年新疆、蒙西、江苏、河南境内自备电厂利用小时数都比统调机组高1000多个小时，这也进一步加剧煤电产能过剩的问题。
袁家海展望“十三五”时期煤电企业经济回报时指出：如果到2020年，全社会用电量达到6.8万亿-7.2万亿千瓦时，煤电利用小时数在2020年大概是3820-4200小时。
其中，40%取目前东部河北、山东等省燃煤上网电价，即0.37-0.38元/度左右；另外60%为直购电，电价为标杆电价下降0.04元/度。
燃料成本方面则按照神华、中煤与五大发电集团刚刚签订的长协供货价格535元/吨计算。测算发现，到2020年新建煤电机组全投资回报率降到2.8%－3.9%，而山西、新疆、内蒙等企业可能出现电价和发电成本倒挂的现象。
11月7日，国家发改委、国家能源局对外正式发布《电力发展“十三五”规划》，其中规定到“十三五”末期，煤电装机力争控制在11万亿千瓦以内，占比降至约55%。
截至2015年底，煤电装机容量9万亿千瓦，占全国发电装机容量的比重为59%。也就是说，在规划中，煤电在全国发电总装机中占比虽然减小了，但绝对量方面仍然是增长的。
袁家海认为，2016-2018年的煤电投资由于惯性或许还会有一定增长，煤电过剩局面将愈演愈烈，煤电投资者应更加慎重。
对于政府来讲，如果将“十三五”末期的煤电装机容量控制在9.6万亿千瓦以下，那么煤电整体平均利用小时数可以保持在4600-4700小时左右，全国煤电平均回报率或可达到5%左右。
他建议，政府部门在电力“十三五”规划的煤电规模发展上需进一步研究，根据具体情况实时调整。
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