在电力供大于求、煤价下降、电力体制改革、电力市场竞争激烈等背景下，国内下对调电价的预期强烈。从宏观调控的手段看，降低电价已经与减少税费、降低行政成本、降至融资成本等一道成为2016年降低企业成本的额综合性措施。根据目前行业内估算，本轮电价下调幅度在3分钱/千瓦时。
据了解，电价调整方案已经获得国务院的审批,只待政府部门正式发文。此次中央经济工作会议定调，使下调电价的预期进一步强化。
基于煤电联动的规则，电价下调预计在2016年一季度。按照2012年12月25日，国务院发布的《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，提出当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价。2013年9月和2014年9月发改委两次下调煤电上网电价，借煤炭价格下调契机疏导脱硝、除尘环保电价矛盾。今年4月8日，国务院常务决定下调全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时约2分钱；实行商业用电与工业用电同价，将全国工商业用电价格平均每千瓦时下调约1.8分钱，减轻企业电费负担。
在电改推进的大背景下，下调电价起到顺水推舟的功效。根据电改精神：“在发电侧和售电侧引入竞争机制，鼓励社会资本投资售电业务，并放开用户选择权，鼓励用户参与市场竞争，电力市场将实现买方多元化、卖方多元化。”在对输配垄断环节监管、公益性用电实施保障的同时，本轮改革重点是推进建立竞争有序的电力市场，完善电力价格形成机制。能源君认为，降低电价是改革初期在电力供大于求背景下的状态，并非是改革的目的和改革的本意。
如果将改革理解为简单的降低电价，则使这项举全国之力推动的大动作弱化。能源观察创始人王秀强认为，衡量改革的成败的标准，应该是电力交易的市场化、用户选择的多样化、电网成本监管的专业化、电价形成机制的规范化。政府行政调控应该在改革的过程中、改革之后，逐步退出、逐渐淡化，减少行政调控对电量、电价、交易的干预。
从这一轮降低电价的影响看，燃煤电厂将受到较大的冲击。煤电企业所面临的外部环境不断倒逼企业改革，一方面适应电改的需求，适应新电改的节奏，拓展用户市场；另一方面则是在环保高压下，脱硫、脱硝、除尘投入正在受到越来越强的监管。煤电企业过去热衷于跑马圈地，当前的格局让过去的投资计划和决策变得尴尬。
根据中电联统计，1-11月份，全国电力供需形势总体宽松。全社会用电量增速同比回落（仅增长0.7%），三产用电量保持较快增长；工业用电量持续负增长（增速同比降低4.8个百分点），制造业用电量同比降幅扩大；高耗能行业用电量持续负增长，钢铁和有色行业用电量环比下降；核电、风电发电量增长显著，火电发电量连续13个月负增长；各类型发电设备利用小时均同比降低，利用小时降幅继续扩大；跨区输送电量低速增长，跨省输送电量负增长；火电新增装机规模同比大幅上升，水电新增装机规模同比下降。
一边是利用小时持续走低，一边是新增装机迎头而上，这对于火电而言未来几年的日子将变得不利。按照燃煤电厂上网电价平均下调3分钱，2014年全国火电发电量4.17万亿千瓦时测算，2015年发电企业税前利润将减少1251亿元。2014年全国工业用电量为3.99万亿度，工商业用电下调3分钱，将减少用电成本1200亿元。
当然，下调电价的不仅煤电，风电、光伏这两个国家政策的宠儿，也将面临下调上网电价、提高自身竞争力的问题。综合当前的信息，2016年光伏三类资源区的上网电价分别调整为 0.8、0.88、0.98元/千瓦时。2016年之前备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目但于2016年6月30日之前机组仍未全部投运的,执行2016年上网标杆电价。四类资源区陆上风电标杆上网电价2016年下调至0.47、0.5、0.54和和0.6元/千瓦时。
与煤电不同，在可以预期的政策内，新能源可以享受保障性收购、提高可再生能源附加标准等政策红利，一方面是能源结构调整需要，也是应对气候变化的必然。在新能源产业规模发展到一定量级之后，预计国家政策将逐步退出，交给市场配置资源，届时在电网资源配置齐备的前提下，新能源也将参与竞争，电价势必由市场决定。