2013年以来，煤炭企业和电力企业在年度合同上多采取“定量不定价”的方式。无论煤炭价格飙升低迷，电煤长协合同经常会出现违约，电力和煤炭企业都会选择更有利于自己的定价策略，再进行协商。
现在煤炭企业和电企签订的长协合同，是否能够全面履约也存在不确定性，最大的风险仍是价格。
“当前煤炭价格可能已到顶，后期还有下降的趋势。”王增强认为，近期发改委加快了煤炭产能释放，所有具备安全生产条件的合法合规煤矿，在采暖季结束前都可按330个工作日组织生产，煤炭产量将上升。而在供暖季结束后，每年的3月到5月将进入煤炭消费淡季，不支持煤价继续上涨。
“市场”煤倒逼电价市场化?
“具体没有测算，但肯定是亏的。”华电渭南蒲城电厂一位人士告诉记者，随着煤炭价格上涨，企业发电成本上升，现在火电已经是亏损状态。
根据国家能源局西北监管局在10月20日发布的研究报告显示，今年以来陕西煤炭价格增长131.5元/吨，影响发电燃料成本增加5.28分/千瓦时。以燃煤标杆电价和2015年陕西火电相关成本数据进行测算，陕西火电利润仅为0.086分/千瓦时，基本盈亏平衡。并提出预警：若煤价进一步上涨，发电企业将出现亏损。
该报告依据的是10月14日陕西煤炭交易中心公布的陕西动力煤价格，当时为346元/吨。而在11月18日，该指数价格为387元/吨，一个月上涨了41元/吨。根据上述数据测算，距离煤炭坑口如此近的陕西煤电已经亏损。
现在，一些地方煤炭企业甚至正在制定和神华、中煤“相似但不同”电煤长协价格机制。
“陕煤化是内陆煤炭供应企业，公司的下水煤量很少，主要是铁路直达的煤炭量多。”王增强表示，陕煤化集团初步构想按照“基础价+环渤海指数+陕西价格指数”的方式综合制定价格，其中基础价仍会是国家提出的535元/吨，但希望结合陕西煤炭供应的实际情况，加入陕西煤炭的价格变动指数，从而反映到长协合同中。
“南方电厂采购的动力煤加上高昂的运输费用，成本更高。”张叶青表示，华南一些电厂实际成交的价格在680元-700元/吨，煤电厂现在处于全面亏损状态。
煤价上涨导致电力企业亏损，既然电价不能轻易涨，政府只有向采取措施降煤价。
“市场煤、计划电”的矛盾再次上演。
近期华能、华电、国电、华润电力企业下发通知，以5500大卡平仓价685元/吨作为最高限价，超过此价的货源原则上不得采购，如果一定要采购，需要提交申请，报经集团公司批准方可购买。
电企难以消化煤炭市场价格波动背后是电力市场建设还不完善。一度“煤电联动”被视作是类市场化调节的尝试，但实际中受调整的滞后性矛盾挤压。据中国国际经济交流中心特约研究员范必介绍，在当电煤价格处在855元/吨的高点时，山西火电平均上网电价为0.3682元/千瓦时，北京一般工商业电价(1千伏以下峰电)为1.194元/千瓦时。后来电煤价格走低，但并没有相应下调上网电价和销售电价，甚至山西火电上网电价在2011年12月-2013年8月间达到最高值0.3977元/千瓦;北京一般工商业电价从2014年1月开始达到最高值1.4002元/千瓦，分别比煤价最高的2011年10月上涨了8%和17%。
由于国家电网一直占据“发、输、配、售”的重要位置，凭借其垄断地位，独立的输配电价被搁置，目前的价格容易失真。
新近颁布的《输配电价管理暂行办法》《输配电定价成本监审办法(试行)》等政策因为明确了独立的输配电价形成机制，而被视作电改推进中的“一大步”。但在实际落实中，输配电资产如何有效核定成本、政府电力监管部门如何改革以及电网企业内部相关部门改变原有的运营模式和组织管理模式目前尚未有细则出台。
中金公司近期的研报表示：电价改革是电改9号文的首要任务，但是电价定价办法落后于其他实施管理办法出台，这表明电价改革涉及到多方利益，遇到的阻力较大。未来关键还是厘清电网输配电成本及各项费用，从而理顺电价形成机制.
