1月4日，国家发改委表示，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。由于联动机制规定，标杆上网电价调整水平不足每千瓦时0.20分钱时，当年不调整，调价金额纳入下一周期累计计算。据此，2017年1月1日全国煤电标杆上网电价将不作调整。这意味着工商业销售电价也将保持不变。
    期盼已久的“涨电价”落空，对于煤电企业而言，并不是个好消息。国家发展改革委副主任、国家能源局局长努尔·白克力在2017年全国能源工作会议上坦言，煤电新增空间越来越小，2017年面临全行业亏损风险。
    一半多的机组停工，对于如今的燃煤发电厂而言，并不是新鲜事。这一切背后是煤电产能过剩压力的加剧。据了解，预计2016年煤电的装机规模9.5亿千瓦左右。还有一批已经开工和下达规模的项目，特别是民生项目，即将陆续建成投产。
    而现实情况是，近两年全社会用电量增速在不断下滑，2015年仅为0.5%，2016年1-11月份同比增长5.0%，增速比上年同期提高4.2个百分点。在此之下，全国火电设备平均利用小时数已经连续下滑，2015年是4468小时，2016年前11个月是3756小时，同比降低204小时，为2005年以来同期最低水平，预计全年在4300小时左右。
    雪上加霜的是，随着煤炭化解过剩产能的推进，2016年6月来电煤价格连续上涨。华北电力大学教授袁家海表示，2016年下半年，随着煤炭价格上升，煤电企业生产成本平均上升了0.04元至0.06元/千瓦时。中国电力企业联合会规划部副主任张琳给出的数据显示，从2016年9月开始，五大发电集团煤电板块利润由正转负，相比2015年同期盈利64亿元，已转变为亏损3亿元；10月，五大发电集团煤电板块的亏损已进一步扩大至26亿元。《经济参考报》记者梳理发现，在A股以煤电为主营业务的30家上市公司中，2016年前三季度整体营业收入出现负增长的比重为70%，只有30%实现了持平或者正增长。
    1月4日，2017年第一期环渤海动力煤价格指数报收于593元/吨，环比上期持平，同比增幅59%。努尔·白克力表示，明年煤电利用小时数还会更低，估计在4100小时左右。“随着煤价的回升和煤电装机的攀升，煤电利用小时数再这样跌下去，煤电日子将会越来越困难。”