按照煤价下降80元测算，电厂如果消纳10%，那么下调的电价需要抵消煤价下降72元给企业带来的收益。2012年，全国供电耗煤率为321克标准煤/千瓦时，火电厂用电率为6%，据此测算火电企业发电耗煤率为302克标准煤/千瓦时，以5500大卡动力煤为例，煤价下降72元给火电企业带来的新增收益，相当于电价上涨2.77分/千瓦时。也就是说，按照煤价变动收益补偿法测算，如果启动煤电联动火电企业上网电价每千瓦时需要下降2.77分。但是事实上，2013年没有哪个省份的上网电价下调了如此大幅度，而是基本保持未变的水平。
显然，虽然成本低了，但上网电价也没有相应调低，这原本是发电企业“最好的时代”。但偏偏随着煤炭价格下降的还有全社会尤其是工商业用电需求的下降。发电企业更愿意多发电，却没有人买，“最好的时代”变成了“最尴尬的时代”。
这时候，就成了电力集团接纳直购电的最好时机。这也解释了为什么2012年到2013年大用户直购电迅猛推动的真正原因。
在电力企业和用电企业之间，电网一直是稳定的利益获得者。在直购电问题上，电网的核心问题就是输配电价。从上面列举的数据可以看出，直购电价格远低于一般的上网电价，而且绕开了电网，电网就直接少了这部分的利润。
但峰回路转，2014年随着宏观经济下行趋势的放缓，近几个月的社会用电量开始稳步回升，但上网电价依然不变，电力企业自然首选还是买电给电网，而不愿意接受更低的价格进行直购电。比如四川省直接规定了直购电试点设立最高及最低限价标准。水电厂最高限价为批复上网电价的85%，其中龚嘴、铜街子两电厂为95%;火电厂为批复上网电价的95%;水、火电厂的最低限价均为批复上网电价的50%。
直购电再度遭“冷遇”，与直购电的“试点”终究只是试点，而并非电力市场的一种长效机制息息相关。因为在用户侧，用电企业在煤炭价格波动比较大的时候，很多参与试点的用户只要看到煤炭价格低了就直购电，而煤炭价格高了就又回去向电网买电。这种纯粹“占小便宜”的心态也无助于直购电的长期实施。
