但对于煤电企业而言，大规模新建项目将直面资金压力。2021年，高企的煤价使得煤电企业陷入大规模亏损。今年7月，煤电企业整体刚刚实现盈亏平衡。
一位浙江省电力企业内部人士对界面新闻表示，大批量煤电机组上马，会摊薄机组整体发电利用小时水平，“赚钱还是很难”。利用小时数、上网电价和煤价是影响煤电企业盈利的三大因素。
但该人士提出，这或是最后一波煤电机组大规模落地，因此对于煤电企业而言，仍乐意去建。
火电机组设计运行寿命通常为30年，收益机制需充分考虑长期稳定收益，要落实鼓励政策，保障电煤量价稳定，落实长协煤合同履约执行，化解经营资金压力，才能提振煤电投资信心。
中国能源研究会理事陈宗法曾撰文称，需有效管控煤价、疏导煤电电价、完善价格传导机制，实现动力煤价、上网电价、用户电价“三价联动”。
此外，应持续推进煤电市场化改革，健全有效竞争的电力市场交易机制，包括容量市场、辅助服务市场、电能量市场，形成以容量电价、调节性电价、电能量电价组成的电价体系。
申万宏源研报也提出，推进电力现货市场改革、建立全国统一市场和容量电价，将是未来改革重点。预期政策层面将进一步转变火电收益结构，设置容量电价。
容量补偿机制是对发电企业的装机容量或可用容量进行直接补偿以刺激发电投资的方法，可以保护能耗水平存在劣势但具有灵活性调节能力的发电资源。
新能源仅有电量替代效益而无容量替代效用，火电是容量需求的主要提供者，能够提供足够的备用容量以应对极端情况。给予容量电价，煤电机组不发电，也可作为系统备用，给予电量核算收入。
风光大基地的建设需要煤电起到调峰作用，新一轮新增煤电投资多采用“新能源+煤电”模式。陈宗法建议，存量煤电配置新能源资源，并鼓励煤电与煤炭、可再生能源联营，构建多能互补产业链。其中，煤-电联营可以应对“煤电顶牛”矛盾，增强煤电企业抗风险能力。
此外，还应建立完善能源保供及新能源消纳政策，针对“退而不拆”的煤电机组，探索建立覆盖应急备用电源的容量成本回收机制以及“新能源基地+煤电调节电源”的价格补偿机制。
