面對“七年來最嚴重的電荒”，6月1日起，山西、河南、重慶等15個省市工商業、農業用電價格平均每度上調1.67分錢。其中12個省的上網電價已于4月10日起上調，安徽、湖南、江西的上網電價自6月1日起上調，每度平均上調2分錢左右。
　　盡管這一輪電荒成因復雜，但煤電價格形成機制未能理順，“市場煤、計劃電”這一頑疾被認為是導致國內局部供電緊張的根本原因。電價上調以后，預計發電企業的虧損額將有所減少，生產積極性隨之上升，發電量也將隨之增加，而供應的增加將在一定程度上緩解電力緊缺的狀況。
　　必須指出，此次重啟煤電聯動雖然有積極意義，但仍存局限性。一是，由于上網電價調整幅度仍有所控制，僅能夠緩解火電企業的部分成本壓力，難以一次性解決火電企業虧損問題。
　　中電聯的數據顯示，前4個月我國五大發電集團的火電生產業務虧損105.7億元。中電聯根據煤價漲幅、煤電聯動機制和輸配電成本增加等因素測算，目前銷售電價欠賬約每度5.29分，其中，煤電上網電價欠賬每度3.38分。可見，電價仍有上調空間。
　　二是，雖然這些省份的工商業、農業用電價格得到不同幅度的上調，但居民用電保持不變。此舉顯然考慮到了目前CPI高企的狀況，卻難以兼顧公平和效率。
　　在國外，居民電價一般是工業電價的1.5倍至2倍，而中國的居民電價卻低于工業電價，一直由后者補貼。其后果是，用電量越多的用戶，享受的補貼越多；用電量越少的用戶，享受的補貼越少。這一問題的解決有待適時引入階梯電價。
　　在煤電聯動上的“躊躇”折射出了電價市場化之難。一直以來，國內的終端電價和上網電價屬于管制狀態，價格信號的缺乏致使電力市場體制出現僵化，電價調整長期停滯，并由此導致了近些年國內發電裝機容量過剩但電荒仍頻頻發生的怪象。
　　欲根治電荒，電力市場化才是“靈丹妙藥”，即理順煤電價格關系，實現電煤價格、上網電價和銷售電價的聯動，充分發揮價格信號的市場傳導作用，使電價真正反映電力資源的稀缺程度，提高利用效率。
　　雖然這一解決思路幾乎已成共識，但推進起來仍阻力重重。實際上，自2003年7月國務院出臺《電價改革方案》以來，雖然對電價實施了一系列的調整措施，但是對電價市場化的推動作用并不明顯，電價改革至今鮮有大的動作。
　　以煤電聯動為例，從2004年開始，政府通過實施煤電聯動來緩解電廠的困境，即當煤炭的價格累計變化超過一定幅度時，通過調整電價來彌補發電企業成本的增加。第一次煤電聯動是在2005年5月，當時電價每度上調了2.52分。但此后煤電聯動機制一直未能得到很好的執行，要么被推遲，要么被打折。
　　從長期看，隨著資源成本和環境成本的上升，電力價格的上漲不可避免，電力改革必須一步步地向前推進。而價格應該成為未來電力改革的重要突破口，必須在推進電價市場化方面有更大的作為。唯有如此，電荒才不會“一而再、再而三”地卷土重來。