1月4日，國家發改委表示，根據煤電價格聯動計算公式測算，2017年煤電標桿上網電價全國平均應上漲每千瓦時0.18分錢。由于聯動機制規定，標桿上網電價調整水平不足每千瓦時0.20分錢時，當年不調整，調價金額納入下一周期累計計算。據此，2017年1月1日全國煤電標桿上網電價將不作調整。這意味著工商業銷售電價也將保持不變。

       期盼已久的“漲電價”落空，對于煤電企業而言，并不是個好消息。國家發展改革委副主任、國家能源局局長努爾?白克力在2017年全國能源工作會議上坦言，煤電新增空間越來越小，2017年面臨全行業虧損風險。

        一半多的機組停工，對于如今的燃煤發電廠而言，并不是新鮮事。這一切背后是煤電產能過剩壓力的加劇。據了解，預計2016年煤電的裝機規模9.5億千瓦左右。還有一批已經開工和下達規模的項目，特別是民生項目，即將陸續建成投產。

       而現實情況是，近兩年全社會用電量增速在不斷下滑，2015年僅為0.5%，2016年1-11月份同比增長5.0%，增速比上年同期提高4.2個百分點。在此之下，全國火電設備平均利用小時數已經連續下滑，2015年是4468小時，2016年前11個月是3756小時，同比降低204小時，為2005年以來同期最低水平，預計全年在4300小時左右。

       雪上加霜的是，隨著煤炭化解過剩產能的推進，2016年6月來電煤價格連續上漲。華北電力大學教授袁家海表示，2016年下半年，隨著煤炭價格上升，煤電企業生產成本平均上升了0.04元至0.06元/千瓦時。中國電力企業聯合會規劃部副主任張琳給出的數據顯示，從2016年9月開始，五大發電集團煤電板塊利潤由正轉負，相比2015年同期盈利64億元，已轉變為虧損3億元;10月，五大發電集團煤電板塊的虧損已進一步擴大至26億元。《經濟參考報》記者梳理發現，在A股以煤電為主營業務的30家上市公司中，2016年前三季度整體營業收入出現負增長的比重為70%，只有30%實現了持平或者正增長。

       1月4日，2017年第一期環渤海動力煤價格指數報收于593元/噸，環比上期持平，同比增幅59%。努爾˙白克力表示，明年煤電利用小時數還會更低，估計在4100小時左右。“隨著煤價的回升和煤電裝機的攀升，煤電利用小時數再這樣跌下去，煤電日子將會越來越困難。”