在电力企业的呼吁和要求下，国家发改委最终还是同意提高了电价，虽然电价上涨可能会增加物价上涨压力，进而影响到目前抗通胀所做出的努力。
根据发改委通知，从2011年12月1日起，发电企业上网电价每度提高0.026元，全国非居民用电销售价格每度平均提高约0.03元（与之前非居民用电价格相比上涨了3.3%）。居民生活用电价格不在这次调整范围内，国家发改委表示，居民生活用电试行阶梯电价，具体方案由各地政府召开价格听证会后确定。
国家发改委还对电煤实行临时价格干预， 规定2012年度合同电煤价格涨幅不得超过上年合同价格的5%，并自2012年1月1日起，对市场交易电煤规定最高限价，秦皇岛等环渤海地区主要港口5500大卡电煤平仓价最高不得超过每吨800元。
根据环渤海动力煤价格指数显示，今年前11个月环渤海5500大卡动力煤综合平均价格均在每吨800元以上，最高价格在每吨850元以上。这意味着，限价政策将使电煤价格低于现行市场价格。
然而，发改委这两措施并没有被市场看好，被视为仍是治标的政策，因为制约煤电联动的机制性问题并没有被涉及。
调整源于巨亏
此次电价上调的起因源自火力发电企业的巨额亏损，根据中电联数据，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电企业运营的下属436个火电企业中，亏损企业236个，亏损面高达54%。这五大发电企业2008年至2011年7月累计合计亏损达783.47亿元。更糟糕的是，这些火力发电企业发电越多，亏损越多。
中国电力企业联合会的相关数据显示，火力发电一度电发电成本0.5元左右，上网电价0.4219元，企业每发一度电亏损7分多钱。这挫伤了电力企业的发电积极性，各地火电企业停机严重，统计数据显示，上半年全国火力发电利用小时只有5200小时，未达到5500小时的设计水平，9月份以后全国电力企业停机一直在1000万千瓦以上。
在中国电力供应中，75%的电力是由火电提供的。停机使得电荒频频发生。中电联预计，今冬明春，全国最大电力缺口将达3000万至4000万千瓦，其中华中、华南将最为严重。
今年前三季度，中国大部分地区电力供应就紧张，部分地区缺电严重，有17个省份实施了拉限电和错避峰措施。与以前长期由于发电装机容量不足导致的缺电相比，今年中国面临的则是在装机充裕的情况下的电荒。
火电企业大面积的亏损还使得各地已出现火电项目获得核准但推迟开工、推迟投产的情况，五大发电企业的投资数据显示了，他们推迟开工的装机容量占全部核准容量的13.7%。
亏损原因
2002年以前中国火电企业还是盈利大户。当时中国长期执行的是煤、电计划管控模式，而且煤炭处于供过于求的状态，国家每年召开一次煤炭订货会，会上国家定好煤炭价格，分配好运力，电企业想要多少煤都能满足。在这种计划模式下，煤炭行业长期亏损，而电力企业却一直保持盈利状态。
逆转发生在2002年，当年中国对能源的管控逐步放开，实行市场化，煤炭的生产和定价交由市场决定，煤炭价格开始出现上涨。之后由于经济的快速发展，各地新建了一大批重化工、高耗能企业，火电企业实现了超常规发展，造成煤炭供不应求，加上国际煤炭价格快速上涨，导致国内煤价不断攀升，煤炭企业迅速扭亏为盈，并成为盈利大户。
而此时电价还受政府控制，电价调整由国家发改委说了算。由于电价调整不仅涉及到工商业用电，更涉及到民生问题，发改委对电价调整表现的很谨慎。
相关数据显示，从2008年至2011年10月，中国各火电企业的到厂标煤单价涨了130%以上，但电价涨幅仅为37.5%。
在火力发电的每度电成本中，煤炭成本占到了60%至65%，煤炭价格的上涨使得火电企业利润被“挤压”，造成全行业大面积亏损。
2004年12月，国家发改委等有关部门发布了煤电价格联动机制，即在不少于6个月的一个联动周期内，若平均电煤价格比前一联动周期的变化幅度≥5%，则相应调整上网电价与销售电价。但在实际执行中，煤电联动的政策并没有能落实。
今年上半年发改委曾两次上调电价，上调了15个省份发电上网电价和非居民销售电价，暂时缓解了煤电矛盾，但电价仍未疏导到位，上涨的电价又很快被煤炭价格的上涨所“吞噬”，全国火电企业亏损面继续扩大，部分企业负债率超过100%，无钱买煤。
山西是中国煤炭主产区，也是中国火电集中的地区。11月份山西省内17家电厂因为巨亏买不起煤而联名要求国家发改委上调电价。
理顺电价机制是出路
中国能源研究会能源经济专委会副主任吴钟瑚向媒体表示，上调电价只是权宜之策，关键还是推进电价改革的工作，从根本上解决“电荒”和电企亏损。
在无法严格控制煤炭等上游燃料价格的情况下，“煤电联动”曾被认为是最符合市场经济逻辑的政策选择。为了疏导煤电价格矛盾，相关部委多次实行了煤电联动。但在现实生产中，通过联动调高电价后，随之而来的是煤炭新一轮涨价，电力企业再次提出煤电联动要求，国家再次调高电价。轮番涨价令下游工商企业承担了更大的用电成本。因此从目前中国电力情况看，煤电联动可以在短时间内缓解发电企业亏损的压力，但无法使它们真正摆脱困境。
“输配电价独立形成应该是未来电价改革的方向。”国家电网能源研究院院长单葆国说。
现在采取的输配电价是销售电价减去上网电价，也就是发电企业的发电量由电网公司统一收购，再向用户统一销售，电网企业的收入主要来自购销之间的价差。发电企业的上网电价是每度电0.3元到0.49元，而工业企业实际用电成本可以达到每度电0.7元至0.9元，商业企业大都超过每度电1元甚至更高。电力用户与发电企业不直接见面，无法建立反映市场供求关系的价格信号，增大了不必要的交易成本。
单葆国说，加强输配电成本公开和审计，形成合理的输配电价将是“市场电”的关键。
发改委能源研究所副所长李俊峰也表示，电价改革是整个能源体制改革中的重要一环。他认为，电价改革的最终方向是实现电力价格市场化，而若要实现电价市场化，需要从发电、输电、配电和售电四个环节都参与市场定价，从而形成最终电价。
李俊峰认为，首先是要实行煤电联动，在不能轻易调终端销售电价的前提下，上调上网电价，电网的涨价压力由国家补贴来消化，其次是控制煤价上涨，可以对煤炭企业征收特别收益金，然后拿特别收益金补贴电网。同时，实施区别电价，推动智能电网的发展，提高发电和用电效率。
中国能源研究会的研究报告认为，煤电矛盾存续多年，其身后是不顺畅的能源经济体制。多次发生“电荒”最核心的阻碍是中国资源产品定价机制尚未完全理顺，上网和销售电价始终被人为地压低。
中国能源研究会建议，在有效竞争的电力市场建立之前，实行煤电价格联动，使电价水平能够反映资源稀缺性与市场变化。中国能源研究会初步测算，实现火力发电业务盈亏平衡，尚须在此次上调电价的基础上，将上网电价再提高每度电0.0122元。同时，加快推进电力体制改革，以放开用户的选择权，建立发电企业与终端用户的双边交易市场。
中国能源研究会副秘书长俞燕山说：“从长远看，化解煤电矛盾，应该从体制、政策和管理上多措并举，煤电运各个环节均进行市场化改革。”
中电联在《中国电力行业发展规划研究报告2011》中指出，要发挥市场调节发电电价的作用，完成从标杆电价管理过渡到通过电源市场招标确定投资主体和发电容量电价，电量和电价都由交易市场竞争形成。无论煤企还是电企，市场化改革都是最终方向。
