Elektrownie opalane paliwami kopalnymi tracą nie tylko konkurencyjność, ale także finansowanie na całym świecie. W Europie wprowadzono system klasyfikacji, który dostarcza firmom, inwestorom i decydentom definicji, na podstawie których działania można uznać za zrównoważone środowiskowo (taksonomia). W systemie tym dopuszcza się wsparcie dla wykorzystania gazu jedynie w kogeneracji (limit emisji dla produkcji w elektrowni 350 kg. CO2/MWh, w kogenracji 500 kg. CO2/MWh). W Wielkiej Brytanii po ostrym sprzeciwie grup klimatycznych koncern Drax zrezygnował z planów budowy największej w kraju elektrowni gazowej w Yorkshire. W USA rząd federalny zaostrzył ambicje klimatyczne, które również znajdują wyraz w ekonomice funkcjonowania elektroenergetyki. Podobnie w Chinach, gdzie zdefiniowano cel klimatyczny jako osiągnięcie zeroemisyjnej gospodarki w 2060 r. Następuje redukcja konkurencyjności wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach węglowych, które mogą przetrwać w krótkim okresie jedynie jako uzupełnienie dla OZE. Jednakże obserwowany rozwój technologii magazynowania energii elektrycznej przyczynia się do zmniejszenia ich roli w systemie elektroenergetycznym. Ponadto wzrost ceny EUA do ponad 60 euro sprawia, że nastąpił wzrost kosztu zmiennego produkcji w elektrowniach opalanych węglem także o ok. 50 euro/MWh, gdy koszt ten nie dotyczy OZE. OZE jednakże korzysta z takiej sytuacji odnotowując wzrost zyskowności produkcji, jeżeli cena na rynku rośnie (tzw. windfall profit). Stąd zmiana otoczenia biznesowego elektroenergetyki sprawia, że już w 2018 r. ok. 42% elektrowni opalanych węglem na świecie było nierentownymi. W kolejnych latach trend ten się pogłębia w rezultacie zaostrzenia polityki ograniczania zmian klimatu. W rezultacie OZE potwierdzają swą przewagę konkurencyjną nad elektrowniami węglowymi, które mogą być charakteryzowane przez wyższe koszty operacyjne od 35%-96%, w wyniku m.in. znaczącej redukcji subsydiów do węgla.
