雪上加霜，降电价成为火电企业另一大减利因素。2015年12月，中央经济工作会议明确提出“要降低电力价格，推进电价市场化改革，完善煤电价格联动机制”。2016年初，国家发展改革委决定降低燃煤发电上网电价3分/千瓦时和一般工商业用电价格。据粗略统计，影响发电利润近千亿元。同时，新电改加大了市场化电量交易的规模，电价“打折”也削弱了火电企业的利润。
据中电联资料，2016年1~11月，五大发电集团煤电板块利润下降67.4%。煤电板块目前在五大发电集团所占比重仍为50%以上，举足轻重，处于盈亏中心位置。2016年1~11月，五大发电集团共实现利润542亿元，比2015年同期980亿元下降45%。
转型升级应对挑战
面对严峻挑战，火电企业一方面积极响应国家政策，进行节能减排改造，一方面放弃“老大哥”的身份，进行灵活性改造，承担调峰的任务，在政策与市场中求得生存。
2016年是实施《煤电节能减排升级与改造行动计划》的第三年。2016年元旦刚过，国家能源局就召开加快推进煤电超低排放和节能改造动员大会，把原来对东部地区的要求扩展到全国有条件地区，并将东部地区的改造任务提前到2017年前完成，中、西部地区也要求分别在2018年前、2020年前完成。到2020年，全国具备条件的机组都将达到超低排放。2016年8月初，国家能源局与环境保护部又联合印发《2016年各省（区、市）煤电超低排放和节能改造目标任务的通知》，对2016年全国各省（区、市）煤电超低排放和节能改造目标任务进行了部署，其中超低排放改造目标为25436万千瓦，节能改造目标为18940万千瓦。
“提速扩围”以来，广大火电企业深入落实，超低排放新格局正全面形成：从优质煤到劣质煤，从煤粉炉到流化床锅炉，超低排放技术实施范围在不断扩大；从强调湿式电除尘到多种技术路线并存，从常规污染物（二氧化硫、氮氧化物、烟尘）到非常规污染物（三氧化硫、汞等），超低排放技术路线日趋丰富成熟。
与超低排放不同，2016年首次开始的灵活性改造是通过改变火电定位，实现火电转型发展的一次大胆尝试。
2016年1月，国家能源局安排电规总院牵头筹建火电灵活性提升协作平台，研究制定我国火电运行灵活性升级改造技术路线。2016年6月14日，国家能源局正式启动灵活性改造示范试点项目。2016年8月，国家能源局又公布了第二批提升火电灵活性改造试点项目，全年共产生22个试点项目。
灵活性改造示范项目对火电具有重要意义，标志着火电企业跳出单纯依靠高利用小时数赢利的常规思路，完成由生产型企业到经营型企业的转变，在市场竞争中展现火电的优势。提升灵活性改造预期将使热电机组增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到40%~50%额定容量；纯凝机组增加15%~20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到30%~35%额定容量。通过加强国内外技术交流和合作，部分具备改造条件的电厂预期达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%~25%。
2016年岁末，《能源发展“十三五”规划》《电力发展“十三五”规划》等一系列重要规划的出台昭示着2017年对煤电行业来说又是将要经历阵痛的一年。“十三五”严格控制审批新建煤矿项目，前两年暂缓核准电力盈余省份中除民生热电和扶贫项目之外的新建自用煤电项目；加快淘汰落后产能，力争关停2000万千瓦。2020年煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内。
值得欣慰的是，火电中原来的“小兄弟”天然气发电则被提上了重要的位置。到2020年气电装机规模达到1.1亿千瓦，按照现有气电7008万千瓦的装机规模，平均每年将新增装机约1000万千瓦。
