電力企業(yè)正面臨著2008年以來最為嚴峻的運營壓力，局部地區(qū)電荒苗頭再現(xiàn)，部分省市或再次面臨拉閘限電考驗。在通脹壓力有所緩解的背景下，電價近期在全國范圍內上調的必要性、可能性正進一步加大。同時，明年1月1日開始實施的火電廠排放新標準，也增加了上調電價的緊迫性。

電力企業(yè)正面臨發(fā)電虧錢的窘境。從電力企業(yè)三季報可以看出，前三季度電力板塊利潤額同比下滑逾26%。企業(yè)面臨的資金壓力巨大，有部分電廠負債率已經接近150%。
受煤價影響，火電企業(yè)虧損程度日益加深，機組缺煤停機、出力下降和非計劃停運現(xiàn)象突出。甚至傳統(tǒng)的電煤輸出省山西、貴州等地火電也加入缺煤停機行列。許多火電企業(yè)，煤的成本從占運行成本的50%，上升到70%以上。

隨著國內動力煤價格持續(xù)攀升，從今年春天開始的電力供需緊張局面將貫穿2011年全年。業(yè)內預計，電力調價并沒有時間表，但政府可能加大對電廠的補貼力度。

中電聯(lián)公布的數(shù)據還顯示，中部、東北地區(qū)各省火電企業(yè)仍然大面積虧損。1~8月份，電力行業(yè)銷售利潤率為3.5%（其中火電業(yè)務銷售利潤率僅為1.5%），是各主要上下游行業(yè)中最低的，盈利能力不強、回報率偏低已經影響到電力行業(yè)保障供應和持續(xù)發(fā)展能力。

當前，各地為了保障省內電煤供應，確保省內發(fā)電企業(yè)正常運行，山西、陜西、河南、重慶、貴州等省區(qū)都制訂了限制電煤出省及支持電力企業(yè)發(fā)電的一系列政策，使煤炭、電力交易市場化改革有倒退之虞。

據測算，1分/千瓦時的上網電價提升可以覆蓋約25元/噸原煤價格上漲的成本壓力。以平均水平測算，上網電價上調2分/千瓦時，電力企業(yè)盈利可恢復至2010年末的水平。

若此次調價預期落實，將對緩解短期電荒，提升電力企業(yè)業(yè)績有一定積極作用。但根據以往經驗，電價提升帶來的利潤空間很快又會被上漲的煤炭價格所吞噬。因此，基于行政手段的煤電聯(lián)動只是縮小煤電矛盾的一個過渡辦法，解決煤電頂牛的制度難題，還需要進一步深化電力體制改革，理順上下游之間的癥結，這將是一項長期而又艱巨的任務。