在通胀压力有所缓解的背景下，电价近期在全国范围内上调的必要性、可能性正进一步加大。同时，明年1月1日开始实施的火电厂排放新标准，也增加了上调电价的紧迫性。
电力企业正面临发电亏钱的窘境。从电力企业三季报可以看出，前三季度电力板块利润额同比下滑逾26%。企业面临的资金压力巨大，有部分电厂负债率已经接近150%。
在这种情况下，电监会近期预警称，中部六省份今冬明春或将面临有史以来最严重的电力短缺，部分省市将再次面临拉闸限电的考验。目前已进入供电供暖旺季，推升动力煤价格季节性上涨的因素增加，这将使电力企业的日子更加难过。
另外，《火电厂大气污染物排放标准》将于明年1月1日起实施。据中电联初步测算，环保标准的提高将每年增加火电厂900亿-1100亿元的运行费用。在脱硝电价尚未出台的情况下，电力企业很难在已经严重亏损的情况下承担如此之大的运行成本。
基于上述因素，短期内保障电力安全供应的必要性大增。如不及时上调电价，已经亏损严重的电力企业将更加缺乏发电积极性，而缺电对宏观经济的影响是显而易见的。
有关部门近期已将电价调价方案上报。考虑到通胀下降趋势已经确立，电价调价方案近期获批的可能性较大。
业内人士推测，此次调价或延续此前上调电价逻辑。今年4月10日，发改委上调了12个省份上网电价，上调幅度在2分/千瓦时左右。6月1日，发改委又上调15个省市工商业、农业用电价格。因此，此次调价仍有可能先上调上网电价，后上调销售电价。考虑到电力企业的亏损是全国范围的，因此调价范围可能不再限于局部。
据测算，1分/千瓦时的上网电价提升可以覆盖约25元/吨原煤价格上涨的成本压力。以平均水平测算，上网电价上调2分/千瓦时，电力企业盈利可恢复至2010年末的水平。
若此次调价预期落实，将对缓解短期电荒，提升电力企业业绩有一定积极作用。但根据以往经验，电价提升带来的利润空间很快又会被上涨的煤炭价格所吞噬。因此，基于行政手段的煤电联动只是缩小煤电矛盾的一个过渡办法，解决煤电顶牛的制度难题，还需要进一步深化电力体制改革，理顺上下游之间的症结，这将是一项长期而又艰巨的任务。
