《通知》提出，2017年，在优先支持已实行市场交易电量的基础上，其他煤电机组安排计划电量不高于上年火电计划小时的80%，突破性超过预期。同时，能源行业专家亦指出，若煤电联动的敏感性和灵活性能进一步加强，将更加有利于放开发用电计划。
《通知》内容有十个方面，其中加快组织发电企业与购电主体签订发购电协议(合同)、逐年减少既有燃煤发电企业计划电量以及要求新核准发电机组积极参与市场交易三方面最受关注。
厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强在接受上证报记者采访时表示，在逐年减少既有燃煤发电企业计划电量方面，《通知》提出在优先支持已实行市场交易电量的基础上，其他煤电机组安排计划电量不高于上年火电计划小时的80%，属于节能环保机组及自行签订发购电协议(合同)超出上年火电计划利用小时数50%的企业，比例可适当上调，但不超过85%。在电力供应过剩，煤电机组平均利用小时数连创新低、煤价成本较高的情况下，这一条的力度超出预期。在改革第一年，意味着发电企业的利润将进一步缩水。
“不过，《通知》对于2018年以后的改革进度表述则较为模糊，缺少量化指标。”林伯强认为，只是提出2018年以后计划发电量比例，配合用电量放开进展逐年减少上年度计划利用小时数，这将留下较大的回旋余地，或减弱市场相关方面的积极性。
从去年开始，严防煤电投资过剩已成为能源领域的焦点问题之一。相关部门也接连下发了多个预防煤电投资过热的文件，并且直接要求部分省(区、市)的煤电项目停建、缓建。
此次发布的《通知》则提出，对于电改9号文颁布实施后核准的煤电机组，原则上不再安排发电计划，不再执行政府定价，投产后一律纳入市场化交易和由市场形成价格，但签约交易电量亦不应超过当地年度燃煤机组发电小时数最高上限。
林伯强认为，相较于直接要求停建缓建的行政命令，这一规定体现了市场化的手段。而在电力与新能源研究人士看来，新投产的煤电机组将承受更多的经营压力。如后期煤价不出现大幅回落，今年煤电行业日子将非常难过。
《通知》还提到，有序放开跨省跨区送受电计划和允许优先发电计划指标有条件市场化转让。在行业专家看来，在目前电力供应宽松的情况下，这些规定的推进难度较大。最大的意义在于制度化，以防今后电力供应形势发生变化时，改革出现倒退。
林伯强认为，煤电上下游所有的问题最终都归为价格矛盾，目前以年度为周期的煤电联动机制缺乏灵活性、透明度。煤价成本较高、电价却没有因成本大幅上涨而及时调整，在一定程度上阻碍改革的推进。若煤电联动机制能够进一步完善，则放开发用电计划的改革力度还能继续加大。
也有观点认为，相比最初的征求意见稿、修改稿，此次下发的正式版《通知》语气相对温和但改革路径清晰。
