2018年全年，全社会用电量增速居近7年最高值，前11个月同比增长8.5%，增速比上一年同期提高2个百分点。从煤电企业的效益看，在动力煤依然位于500~570元/吨“绿色区间”之上的情况下，发电企业的边际效益同比略有所好转，但亏损面依然高居53%以上。
煤电装机、发电量分别占我国发电装机、发电量总量的55%和65%，长期以来在电力系统中一直承担着电力安全稳定供应、集中供热等重要的基础性作用，未来还将兼有主体电源供应和保障新能源发电的应急调峰和灵活性电源作用。
总体来说，煤电清洁化发电与煤电保障新能源发电决定了煤电是我国能源中长期清洁发展基础的历史使命。
在完成清洁化、灵活性改造的基础上，重点发挥煤电的主体能源支撑和电力调峰两大功能，这是我们谈论煤电“去产能”问题的前提。
从总量调控的目标来看，2016年颁布的《电力发展“十三五”规划》提出，到2020年，全国煤电装机容量力争控制在11亿千瓦以内，“十四五”结束时力争控制在12.4亿千瓦左右。2017年底，我国煤电装机总量为9.8亿千瓦，这意味着从2018年到2020年，每年仍有3000万千瓦左右的增长空间。
因此，处理好增量与存量之间的关系，用存量减少提供更多增量以实现煤电功能调整，在增量功能定位确定的基础上，通过地区轴和时间轴两个维度实施存量减少调整，将是未来几年煤电发展的重点。
首先，增量功能确定，是煤电结构调整的重点。
煤电要严控增量，有限的增量空间要实施东西资源优化配置战略、向特高压输电的配套电源集中。2018年，我国特高压建设再次提速，在国家能源局提出要加速推进的9项重点输变电工程中，包括了12条特高压线路，其中涉及多家千万千瓦级煤电基地作为配套电源。特高压虽然是为了解决清洁电力的长距离、大规模输送而生，但在配套电源尚不完备的地区，一段时间内仍然需要煤电的支持。
其次，存量减少主要是在东部地区上调整。
我国电源布局最初是按照就地平衡的原则发展起来的，电源靠近负荷中心。浙江、江苏、山东、广东等发达省市，没有其他能源资源，就率先发展成为煤电大省。随着经济结构的调整，一些高耗能产业正在从东部地区逐步退出，同时在环境容量压力下，这些东部省份正在加快煤炭及煤电去产能的步伐。但是这一过程也应该因势利导，尤其在经济下行压力加大、产业转型尚未完成的情况下，强制性的煤电去产能，会对经济带来不利影响。
以近两年长江三角洲“减煤控煤”为例，减煤的正确路径应该是控制工业以及居民的散烧煤，通过电能替代转化为电能消费。但由于压减散煤的难度较大，有些省份的减煤任务便转移到了煤电身上。由于跨区输电通道容量限制，煤电压减部分在高峰时期有可能无法由西部地区替代。在用电形势较好的时候，去煤电意味着发电企业丧失了可发电量，对工商业用电会形成制约甚至缺电状况，这对社会经济、对企业都会造成不利影响。因此，东部地区去煤电要循序渐进。
从时间上看，要有序消化在建、在运煤电机组。由于前两年下放投资审批权，各省地方政府要求投资新建一批煤电机组作为投资拉动经济的措施，导致在建规模快速提高，超过2.5亿千瓦，由此预期煤电会出现阶段性严重过剩，控制煤电成为电力行业一项重要任务。在建机组投产纳入最严格的监管，导致大量在建项目在晒太阳，这部分项目投资财务如何处理，正在考验各级政府和企业的智慧。
2018年，国家出台了部分机组可以申报成为应急调峰机组的措施，这是缓解煤电相对过剩的有效措施之一。但是这部分机组容量不进入发电装机容量总规模统计的“名册”，导致部分机组有电量却无法纳入有“名册”的利用小时统计，显然这种权益之计不可取，会造成历史数据失真。应急调峰机组容量纳入发电装机总容量，可能导致煤电规模增加，甚至超过规划限值，这是调整了煤电在电力系统定位后所出现的新情况，可在总量中单列出新增（因为存量中还有很多应急机组）应急调峰机组规模。
对于在运机组的消化，2018年国务院印发的《打赢蓝天保卫战三年行动计划》提出，要“大力淘汰关停环保、能耗、安全等不达标的30万千瓦以下燃煤机组”。但在现实中，淘汰落后机组往往采取了“一刀切”的方式。对于经济起步较早的东部省份而言，经过几轮“上大压小”的政策性调整，大部分30万千瓦以下机组已经退役，还有一部分当初因处于当地负荷中心或电网运行支撑位置而无法退出的，经过多年运行，确实已经或快到了生命周期结束的时候，应尽快筹划考虑逐步退出问题，这部分机组的退出要统筹好系统电源、电网、负荷。但对于一些运行状况良好、已经没有债务负担的机组来说，目前正是其发挥最佳经济效益的时候，完全可以用来做调峰服务。
对每一台可能面临淘汰的煤电机组，引入第三方评价机制是一条可行的路径，综合每一个机组的煤耗、经济性、系统定位及在当地电网中所处的地位等因素进行综合评价。盲目“一刀切”，将会造成极大的社会、经济资源浪费。
