从2014年开始，我国用电量进入低增速时期；2015年，全国电力消费增速低于1%，创近30年以来新低；2016年，剔除气候等因素后，增速仍然较低。相应地，全国发电机组利用小时数不断下降，2016年，全国发电设备平均利用小时为3785小时，同比降低203小时，是1964年以来的最低水平，其中煤电机组为4165小时，远低于5500小时的煤电机组规划设计基准线。今年前三季度，全国发电设备平均利用小时数为2811小时，同比又降低了7小时，煤电机组的运行状况更加不容乐观。
与此同时，近期煤炭价格持续高位运行。今年年初，国家发展改革委确立了煤价合理区间，5500大卡动力煤价格为500～570元/吨，但在已发布的前38期环渤海煤价指数中，有36期超过了区间上限，港口5500大卡动力煤现货价格长时间处于600元/吨以上。前三季度，五大发电集团平均到场标煤单价为706元/吨，同比上涨50%，导致电煤采购成本同比提高了900亿元左右，全国煤电企业的煤炭采购成本总和同比提高了近2000亿元。由此导致五大发电集团煤电板块同比减利增亏619亿元，企业亏损面超过60%。
煤电企业受到负荷需求端与燃料供给端的双重夹击，备受煎熬。于是，有人提出：“既然电力供大于求，部分发电机组为何不停机，少发甚至不发电，以减少煤炭消耗，通过市场手段实现煤、电供求平衡？”
从商品经济学的角度来看，这个逻辑似乎是正确的。毕竟，电力作为一种商品，理应服从价格规律，满足供求关系，当供给大于需求时，商品价格低于其内在价值，减少电力供应，让供求关系达到新的平衡点，既能提高电价，又可以给持续高位运行的煤炭价格降温，不失为一举两得之良策。
其实却不然。因为电是特殊商品，其实时、同步和不可大规模储存等特性，决定了我们不可能简单地采取减少或中断部分电力供应的方式实现煤、电供求的平衡状态。
从电网安全角度看，煤电机组停不停不能由煤电企业自己说了算。随着电力工业的迅速发展，以大机组、重负荷、大电网、特高压、交直流混联为特征的现代电网日趋形成。电力网络由成千上万个节点组成，分布在不同的地方，甚至相隔数千公里的发电机组，也通过高负荷水平的输电线路相连接。电力不能储存的特性，要求发、输、配、用电同时完成，发电功率必须与负荷功率相匹配，在这个过程中，电网电压和频率的偏移要保持在规定的范围之内。作为供电中枢点的大容量燃煤机组或者负荷中心燃煤机组一旦停机，便有可能导致电压偏移过大，电压过低会使电力系统的功率损耗和能量损耗加大，电压过高时各种电气设备就可能受损，影响电网的安全运行。如果当前处于亏损状态的煤电企业全部或大部分停机，整个电网就会面临崩溃的局面。
