2011年11月30日，国家发改委宣布上调销售电价和上网电价，其中销售电价全国平均上调3分/千瓦时，火电企业上网电价平均上调2.6分/千瓦时；同时，发改委还对煤炭价格进行了限制：合同煤价在5%的幅度内可适当上涨，对市场煤价进行限价，主要港口5,500大卡的市场电煤平仓价不能超过800元/吨。这是继6月份上调电价以来，国家又一次缓解火电企业亏损的举措。 

       “电荒”成为2011年我国电力市场的主旋律，据中电联预测，今冬明春全国最大电力缺口将达3,000万至4,000万千瓦，其中华中和华南地区将最为严重，超出此前电监会2,600万千瓦的预测。究其原因，主要是“市场煤，计划电”的机制造成。电煤价格高企造成火电企业发电积极性不高，截至2011年12月，拉闸限电省市已扩大到17省市，我国火电企业亏损面也已超70%。

　　虽然国家在今年6月份对15省市平均上调1.67分/千瓦时，但仍无法覆盖上涨的电煤价格。此次国家上调电价政策充分考虑到电煤价格上涨对缓解火电企业亏损的负面影响，分别从“限煤价、调电价”两方面入手，以此来增加火电企业的盈利能力，调动火电企业发电积极性。

　　上调电价方面，按照2010年电力消费41,999亿千瓦时，2011年2~10月平均用电增速12%计算，预计2011年、2012年用电量分别将达到47,000亿千瓦时、53,000亿千瓦时左右。按现有的电源结构推算，预计火力发电量约保持在42,400亿千瓦时。此次，上网电价对火电企业平均上调2.6分，预计2012年火电行业新增营业收入约1,102亿元。

　　控制煤价方面，据统计，近年来火电企业合同煤数量约占总用煤的40%，但其兑付的煤炭用量仅为20%左右，2012年火电企业发电用煤结构可按照“合同煤20%、市场煤80%”估计；目前合同煤价格约为600元/吨，2012年按照上调5%估计，即上调约30元/吨；市场煤方面，5,500大卡的煤价约850元/吨，按照政策2012年下调约50元/吨；此外，根据行业经验，1分/千瓦时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。综合上述考虑，预计2012年电煤价格综合下调约34元/吨，即为火电企业每千瓦时增加约1.36分的盈利空间，2012年国家控制煤炭价格使火电企业降低成本约577亿元。

　　综上可知，在发电成本得以控制、上网电价上调的前提下，预计2012年火电行业盈利规模将增加约1,679亿元左右。此举在改善火电企业亏损局面同时，也有利于电力行业缓解偿债压力。根据WIND资讯2010年11月底统计，火电行业负债规模合计约16,795亿元，营业收入9,610亿元，利润总额280亿元。如不考虑新增负债，火电行业偿债指标(负债/营业收入、负债/利润总额)将分别有望从1.74倍、59.98倍下降至1.57倍、8.57倍。虽然由于火电行业未来仍面临电源扩张、上游煤炭拓展带来的较大资本支出压力，其偿债指标变化趋势仍存在一定的不确定性，但此次政策的调整无疑会增强火电行业的盈利能力，促进行业现金流的改善，并弱化经营亏损和资本支出对行业信用风险的负面影响。