煤炭等非电板块也处于减利或亏损状态，出现了“以电补煤”的现象。清洁能源虽然发展前景广阔，但国家政策支持力度减弱，随机性、间歇性特征又影响电网配套接纳的积极性。
例如，由于气价上涨、气源不足、外送电冲击等因素影响，气电已完全不同于前些年，出现了优势下降、亏损增加、审慎发展的现象。
再如，风电由于弃风限电、CDM收益减少、补贴不到位、机组出质保期运维费增加等因素的影响，整体处于效益下滑状态，在限电严重的“三北”地区已出现亏损。
另外，大力发展清洁能源、分布式能源，进军节能环保、油气管网等战略新兴产业，实施“走出去”战略，电力行业总投资还在增加，现金流短缺的矛盾仍然存在。凡此种种，都属于电价上涨的潜在因素。
前面分析，电价有上涨的动因，但理性判断基本是结构性的、局部的，对电价总体水平的推动也是有限的、可控的。从目前主要影响电价因素——供求关系、燃料成本分析，结合市场化定价取向，电价下降倒是大概率事件。
电价水平将稳中有降
电力市场相对过剩，直接交易或竞价上网极有可能导致竞争加剧、电价下降。2015年社会用电量增幅仅为0.5%，创出“历史新低”，远低于最高年份2003年15.3%的增长水平，也低于“十五”、“十一五”、“十二五”(前3年)13%、11.1%、8.35%的年均增长水平，甚至还低于金融危机最严重的2008年5.5%的增长水平。
2016年前两个月用电量的增长也不理想，仅为2%。今后电力产能相对过剩，市场竞争加剧，将成为新常态。在此严峻的市场环境下，开展电能直接交易或竞价上网，很有可能导致发电企业之间的恶性竞争，不排除一些发电企业为了追求多发电量而压低上网电价。
近年来，开展的大用户直购电不仅削减了发电企业的基数电量，挤压了小火电的生存空间，也成为地方政府主导下的发电企业单边让利行为，直购电变成了“优惠电”。
据调研，某发电集团已经开展直购电的区域，直购电量约占各省总用电量的1-5%左右，直购电价格比标杆电价降低0.6-5.5分/千瓦时，平均约3分/千瓦时左右。
随着新电改方案“三放开”的落实，发电企业直接进入售电领域，市场交易电量的比重将会大幅度上升，电价波动将会更加频繁，供大于求的电力市场致使电价上涨动能不足，跌价符合市场规律。
煤电为主的电源结构，持续低迷的煤炭市场，决定了火电价格继续保持在下降通道。发电行业跟煤炭行业同属基础产业，又属于上下游关系，关联度极大。
目前，“60%以上的电力装机是煤电机组，超过50%的煤炭产量用来发电，75%的电量来自煤炭发电，近70%的发电成本是燃料成本”。因此，低迷稳定的煤价是火电盈利的“基石”，而火电电价又是保持电价总水平稳定的“压舱石”。
