物價總體水平是影響電價調整的重要因素之一，這通常是看CPI。目前CPI已過高點，今后幾個月預計將呈下降態勢。
2008年7、8月份電價上調之前雖然CPI也比較高，6月份達7.1%，但它已經過高點，呈向下行的趨勢。當年2-4月都在8%以上，最高達到8.7%。但5月份已降至7.7%，7、8月份更是分別降至6.3%和4.9%。因此，那時上調電價CPI方面的制約大大減輕。
而2009年11月份上調電價，從上市公司業績看并不是很差，畢竟還有0.0973元的每股收益(整體法)，但當年CPI較低，2-10月份都為負值，11月份僅為0.6%。因此，價格總體水平方面沒有大的顧慮。當年上調電價的主要因素，應當是動力煤價格出現較大幅度的上漲，通過對電價進行調整以減輕火電企業成本壓力。不過，也不是整體上調，而是進行了有升有降的調整。
再看今年4月份電價的上調，今年一季度業績雖然沒有虧損，但已近乎虧損，每股收益只有0.0093元。而動力煤價仍在高位波動，盡管已是淡季，但煤價并沒有明顯的下降，而6月后又將進入旺季夏季，若不上調電價，火電企業可能又將進入虧損。但顧慮的是，當時CPI正在向上走，3月份達到5.4%。正是如此，電價上調時僅上調了15個省份的電價，而且幅度也有不同，最小的每千瓦時上網電價僅上調1.24分。
高煤價促“人為”電荒
動力煤價格高企無疑給本就困難的火電企業雪上加霜，也使得今年冬季的供電形勢更加不容樂觀。10月27日，中國電力企業聯合會發布2011年前三季度全國電力供需分析預測報告，預測今冬明春全國最大電力缺口將達3000萬-4000萬千瓦。這一結論超出了此前電監會的預計。10月20日，電監會預測的今冬明春最大電力缺口約2600萬千瓦。
這就意味著從今年春季開始的電荒將持續到明年春季，持續近一年電荒也創下了歷史記錄。梳理近兩年的電荒與全社會用電量的關系，發現今年的電荒不僅持續時間長，還具有“人為”的特點。
2010年隨著經濟的復蘇，全社會用電量達41998.82億千瓦時，同比增長了14.76%，其中工業用電量達30966.77億千瓦時，同比增長15.73%。工業用電量增加，尤其是高耗能企業的復蘇被視為造成去年電荒的重要原因。
但今年經濟增速和社會用電增速下降，電荒卻在加劇。今年前三季度工業增加值增速逐季放緩，一季度增長14.4%，二季度增長14%，三季度增長13.8%；伴隨經濟增速放緩，全社會用電量增速也應聲下滑，前三季度社會用電量各季度同比分別增長12.7%、11.7%和11.5%。而電荒卻持續存在，今年迎峰度夏的實際電力缺口達2300萬千瓦，多地錯峰用電。如今，迎峰度冬高峰即將來臨。
能源經濟學者、廈門大學能源經濟研究中心主任林伯強認為，今年的電荒主要受“人為”因素影響。他指出，從裝機與機組利用率來說，理論上，機組利用小時仍有10%以上的提升空間。但因為電煤供應緊張、煤炭價格高漲“限制”了火電企業的發電積極性。
動力煤價高位企穩
三季度末到四季度初，各大電廠為冬季囤煤做準備，環渤海地區動力煤價格從9月7日開始恢復上漲。海運煤炭網2日發布的最新一期數據顯示，環渤海地區港口平倉的發熱量5500大卡市場動力煤的綜合平均價格報收853元/噸，與前一報告周期持平。該價格為指數發布以來的最高價位，發熱量5500大卡市場動力煤的綜合平均價格自本輪上漲以來累計漲幅達到28元/噸。
據秦皇島煤炭交易市場總經理李學剛介紹，從對環渤海六個港口交易價格的采集數據結果看，本報告周期24個港口規格品中，價格上漲的港口規格品由前一報告期的11個增加到了13個；價格持平的港口規格品由前一報告期的12個減少到了10個；價格下降的港口規格品維持在前一報告期的1個。
近期我國非煉焦煤進口超常增加也顯示國內動力煤需求旺盛。據李學剛介紹，9月份我國進口煤炭1912萬噸，同比增加了25.1%，創造了有史以來的新高；其中非煉焦煤進口1523萬噸，同比增加407萬噸，提高了36.5%，同樣刷新了歷史單月進口量的最高記錄。
據業內人士分析，近期國內水電出力比例較低使得動力煤需求比較旺盛，動力煤價將繼續維持在高位運行。受西南及廣西旱情影響，今年水電利用小時數同比下滑明顯，而四季度為枯水季，預計水電仍將乏力，火電供電負荷將有增無減。從電廠庫存來看，近期全國重點發電企業的電煤庫存回升較快，由9月末的6455萬噸增加到了10月20日的近7120萬噸。
臨近冬季取暖季，動力煤價再度出現上漲，最新一期環渤海動力煤價格指數顯示動力煤價前期的持續上漲動力有所減弱，但價格仍保持高位運行。今年以來，國內電荒持續時間超過往年，中國電力企業聯合會預測今冬明春全國最大電力缺口將達3000萬-4000萬千瓦。今冬明春的電荒似乎已成定局，業內期待的電價上調或能降低“人為”電荒的因素，但終端需求減弱帶來煤炭價格回落的預期可能會使得短期內上調電價難以成行。
調電價還是降煤價？
今年以來，電力行業持續承受著煤價高位上漲、利率上升給生產經營和電力保供造成的巨大壓力。根據國家統計局統計，1-8月份，火電生產企業利息支出479億元，同比增長25.6%，是火電虧損的一個主因之一；火電生產企業雖然實現利潤總額122億元，但同比下降39.1%，并且今年以來各月持續負增長。
剛收官的三季報也顯示，電力企業正經歷寒冬。據同花順統計，29個火電企業中，13家公司的凈利潤下降，10家公司前三季度虧損。營收排名第一的華能國際前三季度累計實現營業總收入998億元，去年同期為768億元，而前三季度實現凈利潤14.1億元，比去年同期的31.46億元縮水逾半。
正因為電力企業發電動力不足，因而業界對再上調電價的預期增加。有發電企業的相關人士透露，如果CPI增速持續下降，相關主管部門或考慮上調電價。另據了解，6月1日發改委上調部分地區的上網電價后，二季度火電行業毛利率環比提高2.23個百分點。平安證券分析師王凡認為，后續煤價上漲吞噬了發電企業的利潤，因而業界普遍期待再調電價。
不過，本輪動力煤價格的上漲趨勢已經減弱，有分析師表示，鋼鐵減產等終端影響可能在明年春節后體現。一旦動力煤價格合理回落，電價調整的可能性將會大大降低。
從秦皇島海運煤炭市場監測情況來看，國內主要航線的海上煤炭運價繼續走低，而港口煤炭海運費的下降更預示著未來一段時間內需求的放緩。10月2日大秦線檢修工作結束之后，秦皇島、曹妃甸等主要煤炭發運港口的煤炭庫存逐漸回升，主要發運港口煤炭資源偏緊局面得到改善，對市場動力煤價格上漲或者高位運行的支持作用也有所減弱。
受終端需求減弱的影響，近期電廠煤耗水平也持續下降。據中能電力工業燃料公司統計，10月1日至20日的平均日煤耗降至不足346萬噸，比9月份平均日耗水平減少了28萬噸。按照該煤耗水平計算，目前電煤庫存可用天數超過了20天，處于偏高水平。李學剛表示，這種狀況將會降低電力企業后續電煤冬儲需求，降低電煤采購的積極性。他同時認為，大量的非煉焦煤進口以及進口增長的慣性，將沖淡后期沿海消費地區對內貿煤炭的需求，削弱內貿煤炭價格上漲動力。
