面对“七年来最严重的电荒”，6月1日起，山西、河南、重庆等15个省市工商业、农业用电价格平均每度上调1.67分钱。其中12个省的上网电价已于4月10日起上调，安徽、湖南、江西的上网电价自6月1日起上调，每度平均上调2分钱左右。
　　尽管这一轮电荒成因复杂，但煤电价格形成机制未能理顺，“市场煤、计划电”这一顽疾被认为是导致国内局部供电紧张的根本原因。电价上调以后，预计发电企业的亏损额将有所减少，生产积极性随之上升，发电量也将随之增加，而供应的增加将在一定程度上缓解电力紧缺的状况。
　　必须指出，此次重启煤电联动虽然有积极意义，但仍存局限性。一是，由于上网电价调整幅度仍有所控制，仅能够缓解火电企业的部分成本压力，难以一次性解决火电企业亏损问题。
　　中电联的数据显示，前4个月我国五大发电集团的火电生产业务亏损105.7亿元。中电联根据煤价涨幅、煤电联动机制和输配电成本增加等因素测算，目前销售电价欠账约每度5.29分，其中，煤电上网电价欠账每度3.38分。可见，电价仍有上调空间。
　　二是，虽然这些省份的工商业、农业用电价格得到不同幅度的上调，但居民用电保持不变。此举显然考虑到了目前CPI高企的状况，却难以兼顾公平和效率。
　　在国外，居民电价一般是工业电价的1.5倍至2倍，而中国的居民电价却低于工业电价，一直由后者补贴。其后果是，用电量越多的用户，享受的补贴越多；用电量越少的用户，享受的补贴越少。这一问题的解决有待适时引入阶梯电价。
　　在煤电联动上的“踌躇”折射出了电价市场化之难。一直以来，国内的终端电价和上网电价属于管制状态，价格信号的缺乏致使电力市场体制出现僵化，电价调整长期停滞，并由此导致了近些年国内发电装机容量过剩但电荒仍频频发生的怪象。
　　欲根治电荒，电力市场化才是“灵丹妙药”，即理顺煤电价格关系，实现电煤价格、上网电价和销售电价的联动，充分发挥价格信号的市场传导作用，使电价真正反映电力资源的稀缺程度，提高利用效率。
　　虽然这一解决思路几乎已成共识，但推进起来仍阻力重重。实际上，自2003年7月国务院出台《电价改革方案》以来，虽然对电价实施了一系列的调整措施，但是对电价市场化的推动作用并不明显，电价改革至今鲜有大的动作。
　　以煤电联动为例，从2004年开始，政府通过实施煤电联动来缓解电厂的困境，即当煤炭的价格累计变化超过一定幅度时，通过调整电价来弥补发电企业成本的增加。第一次煤电联动是在2005年5月，当时电价每度上调了2.52分。但此后煤电联动机制一直未能得到很好的执行，要么被推迟，要么被打折。
　　从长期看，随着资源成本和环境成本的上升，电力价格的上涨不可避免，电力改革必须一步步地向前推进。而价格应该成为未来电力改革的重要突破口，必须在推进电价市场化方面有更大的作为。唯有如此，电荒才不会“一而再、再而三”地卷土重来。