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这就意味着，在当前电力企业经营惨淡的情况下，随着煤电“去产能”的展开，新的问题也将接踵而来。
根据中电联发布的《2017年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，其中提到受电力需求增长原因，上半年火电设备平均利用小时数位2010小时，其中煤电2040小时，规模以上电厂火电发电量同比增长7.1%。
在此情况下，大部分发电集团煤电板块仍持续整体亏损。主要原因在于电煤价格高位上涨，电煤成本大幅攀升。
截至7月31日发布的最新数据显示，本期CCTD秦皇岛动力煤CCTD5500报收于608元/吨，比上期上涨3元/吨;CCTD5000报收于569元/吨。相较于6月初，CCTD5500煤种上涨了43元/吨，涨幅7.6%，CCTD5000上涨了76元/吨，涨幅达15.4%。
2017年年初，国家发改委有关负责人指出，根据煤电价格联动计算公式测算，2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18分钱。
为了缓解燃煤发电企业经营困难，国家发改委明确自7月1日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价。
按照上述标准，相当于燃煤上网电价每度电提高1分钱。随后，十多个省份陆续上调了燃煤标杆电价。
只是这一次的电价调整，与常规机制“煤电联动”无关。
在韩文轩看来，这种电价挪腾是“按下葫芦浮起瓢”，实际上并没有减轻用电企业的负担。
“电力体制改革的最终目的，就是让电价走向市场化。”赵玉伟在接受记者采访时表示，当前煤企、煤电企业、发电企业三者之间主要的矛盾在于：煤价实现了市场化，但电价依然为政府定价，由于现在发电企业的收入几乎都依赖于标杆电价这种一步制电价，而煤电联动机制又是一种“事后定价”，使得价格引导信号丧失。
正因如此，有电力专家建议，在发电侧采用两部制电价，即按电厂的可发容量及上网的发电量分别计付电费，有助于理顺上网电价。
韩文轩认为，当前燃煤电价上网政策不能有效发挥引导企业投资的信号作用、甚至可能误导投资，这是促成煤电行业产能过剩的一个外部动因。主要原因在于，燃煤发电标杆电价是“成本加成”定价模式，这种定价本身就激励企业过度投资。另外，煤电联动机制也降低了煤电行业承担煤炭价格波动的风险。而历史的电价水平和依赖政府调价的方式，也促使电企加大投资、不计后果。
