在前述背景下，电力保供的任务压在作为“压舱石”的省内火电身上。在增产稳价保供及中长协合同履约监管等政策措施保障下，今年煤炭资源供应量同比增幅显著，各环节库存均高于上年同期水平。因此，不同于去年三季度，当下的瓶颈不在于煤炭供应和库存量及价格，而在于煤电装机能力满足不了极端状况下的用电负荷需求。
煤炭供应层面，今年上半年煤炭产量同比增长 11%；7 月产量达 3.7 亿吨，同比增长16%。然而，二季度受疫情管控、经济周期等因素影响，工业用电需求同比下降，西南水电发力早且强劲，造成 5 月火力发电量同比下降11%，6月同比下降6%。7月，在高温、水电增速放缓、疫情管控措施部分解除后电力需求复苏的共同拉动下，火电发电量才实现同比 5.3%的增长。即便如此，供应充裕的煤炭行业还是呈现“旺季不旺”的态势，8月上旬各环节煤炭库存均高于上年同期水平，全国25省电厂库存绝对值在1亿吨以上，库存煤可用天数维持在15天以上。
当下的问题是煤电可用装机已然应发尽发，但仍然无法完全响应极端天气下的用电需求负荷。这一问题既存在偶然性，也存在必然性。随着三产、居民用电量和占比的提升，气温因素对用电需求的影响越来越大。而发电侧可再生能源装机的快速增长，也带来了更多由于天气等因素给机组出力造成的波动，电力供需两侧的不确定性都在增加。
“十三五”期间，由于政策和经济性因素都限制了煤电装机的增长，部分省份的电力装机和可用容量在快速增长的用电负荷面前开始显得紧张。国内电源发展需要兼顾的目标是多重的，需要继续提高清洁能源比例、提高灵活性电源占比以及保障负荷和电量供应。核电作为基荷，审批建设周期长，气电面临经济性挑战，煤电再次成为本轮电力保供和接下来一段时间电源建设的重点。
发展煤电的挑战在于：一是有违减煤减碳的长期战略，二是在更多调峰需求的压力下增加煤电装机在未来存在新一轮供应过剩和经济性风险，而且对于国内电力市场交易和定价如何体现调峰价值也提出了更高要求。