《经济参考报》记者调研了解到，电力体制不顺是造成当前我国电荒的重要原因，也是影响未来电力安全的重要因素。我国电力体制改革在实施“厂网分离”的第一步后，由于各利益主体相互“顶牛”，进展缓慢，致使电力行业既非“计划”又非“市场”，乱象丛生。业内人士呼吁，在电力供需不断趋紧的情况下，要毫不动摇推进电力体制改革，通过理顺体制机制缓解电荒。

　　推进电力市场化改革须用强力

　　记者调研发现，电力市场化改革几乎是业界的共识，而国家制定的电力体制改革方案也较为完善，在目前电力保障如此严峻的形势下，推进电力体制改革十分紧迫。

　　“国家对电力实行管制，阻碍了市场传导，价格机制失灵，使得资源配置发生问题。在电力行业，存在着政府、企业、市场越位、错位和不到位的问题。”大唐集团湖南分公司总经理魏远说。
　　电力研究专家、国务院研究室副司长范必指出，对煤电这类生产资料行业，国家对其改革方向历来是明确的，那就是建立全国统一的、开放的市场体系，清除分割、封锁市场的行政性壁垒，营造公平竞争的市场环境，建立以市场形成价格为主的价格机制。坚持既定的市场化改革方向，就应当鼓励公平竞争和公平交易，加强监管、放松管制。
　　范必指出，生产计划、运输计划、发电量计划、双轨制，还有久违了的票证等做法，使得价格机制在煤炭、电力生产经营中的自动调节作用受到了抑制。电煤价格高企，没能带动煤炭产量的增加；电力需求旺盛，也没有提高电力企业的发电动力，电荒仍在继续。
　　一些专家呼吁，国家既定的电力体制改革要坚定不移地推进。他们建议国家成立统一高效的能源管理机构，打破部门和小集团利益，强力推进体制改革，并对规划、运行、调度等进行科学管理。

　　打破价格扭曲的“双轨”体系

　　国家电监会一些专家建议，宜尽早打破电力行业“双轨制”，发挥市场机制作用。

　　首先，打破煤炭和发电企业衔接上的双轨制。电煤价格分重点合同和非重点合同，这种“双轨制”不利于煤炭企业的发展和电煤的有效供应，也不利于发电企业间的公平竞争。记者在湖南一些煤炭产区调研时发现，当地政府和煤炭企业对低价供应电煤十分抵触，他们反映煤炭卖给别的企业，一手交钱一手交货，送给电厂不但价格被压低，还要经过层层质量检查，程序繁杂。为了应付电煤调运，一些煤炭企业在电煤中掺假。
　　专家建议，取消重点合同和非重点合同电煤的价格差，建立全国和地区电煤现货和期货交易市场。
　　其次，打破发电企业与电网对接上的双轨制。长期以来我国发电调度沿用计划经济时期的办法，由各省发改委(或经贸委)对各个机组分配发电量指标。电厂的发电量分为计划内与计划外，计划内电量由电网按国家规定支付上网电价，超计划发电部分，电网则要降价收购，而电网的销售电价则没有变化。这样一来，电煤价格上涨时，电厂多发电不仅不会多收益，还会增加亏损。建议取消计划电量分配机制，试行按同类机组三年或多年平均上网电量作为年度预期电量，新建机组参照同类机组确定，并在此基础上，按照市场规则开展优化调度。

　　构建“多买多卖”交易格局

　　改革电价形成机制是当前业界普遍的呼声。专家认为，电价机制应“两头适当放开、中间加强管制”，发电上网电价采用市场竞争的价格形成机制，发电商和购电者作为市场交易主体通过协商或竞争形成上网电价，电网企业也可作为众多用户的代理者参与交易，政府在必要时通过特定价格手段(如最高限价)调节供求关系。

　　实际上，在推动电力价格改革方面，国家电监会会同有关部门早在2004年就在吉林、广东等地试点的“大用户直购电”等交易方式，试图通过市场化手段调节电力供需，使煤价和电价通过市场机制进行合理疏导，构建“多买多卖”的市场格局。
　　内蒙古电力集团有限公司总经理张福生介绍，受国际金融危机影响，2010年内蒙古的电力负荷从1300万千瓦降到600多万千瓦，连供热机组都启动不了，经国家电监会批准实施“电力多边交易”，发电企业直接与用户谈判价格，通过“薄利多销”，结果用了50天时间，使得电力负荷增长500万千瓦，到了年底供热系统全部开启。