電力企業正面臨著2008年以來最為嚴峻的運營壓力，局部地區電荒苗頭再現，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。

電力企業正面臨發電虧錢的窘境。從電力企業三季報可以看出，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象突出。甚至傳統的電煤輸出省山西、貴州等地火電也加入缺煤停機行列。許多火電企業，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。

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

當前，各地為了保障省內電煤供應，確保省內發電企業正常運行，山西、陜西、河南、重慶、貴州等省區都制訂了限制電煤出省及支持電力企業發電的一系列政策，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，提升電力企業業績有一定積極作用。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。