儘管國家發改委上月底宣佈調控煤炭和電力價格的組合拳，但是“頭痛醫頭，腳痛醫腳”的做法，對於“煤電頂牛”仍是難治本。展望未來幾年，市場對電力的剛需，煤炭資源有限下的剛性上漲，電力企業再次陷入全行業虧損，再度“要挾”調高電價只是時間問題，而解決問題的關鍵是電力行業體制再次改革。

　　本次上網電價上調2.6分/千瓦時，銷售電價上調3分/千瓦時，上網電價上調幅度約為6.8%，是2005年以來上調幅度最大的一次。據測算，如今年維持去年總用電量4.6萬億千瓦的水平，佔81%發電量的火電將達到3.73萬億千瓦時，即“輸血”火電670億元。而如果按照年內三次累加的上網電價，輸血額度更是高達1400多億元，一舉緩解了近兩年的電力企業虧損局面。

　　顯然，在多年的“計劃電”與“市場煤”博弈中，對電力企業來説，如此慷慨之舉並不多見。但是，市場各方仍拍手叫好的少，深入反思的多，普遍認為，此舉治標難治本。畢竟在煤炭消費總量控制，且需求日益旺盛的格局下，煤炭價格長期上漲的趨勢難以改變，電力價格成本繼續上升已是必然，問題的關鍵是電力行業體制再次改革。

　　“多貴的煤價就有多大的電荒。”顯然，電價改革的最終方向是實現電力價格市場化，必須實現煤價、上網電價和銷售電價的聯動，做好居民階梯電價、分時電價等的制度設計，使電價能夠真正反映電力資源的稀缺程度，需要從發電、輸電、配電和售電四個環節都參與市場定價，從而形成最終電價。合理的電價形成機制要充分反映火電企業的發電成本，且可以推動火電企業互相競爭，提高發電效率。

　　回顧電價的改革歷程也可以看出，2003年第一次電力改革後，至今遺留的問題主要是最難突破的電價和電力市場。2008年~2009年，該問題集中爆發，在高煤價的壓制下，發電企業全行業虧損，再次改革已經相當迫切。隨著新一輪電力緊缺週期的到來，把電力體制改革走到底，才是保障電力供應的最終出路。如果借著“十二五”轉變發展方式的契機，政府能加快完成電力體制改革，徹底走向市場，將使得電力行業的前景更加穩健，避免行業再次陷入全面虧損局面，然後被動調整電價的尷尬。

　　根據國家電監會日前發佈《輸配電成本監管暫行辦法》，其中針對電網企業輸配電成本核算及支出提出一系列監管措施。這也是擱置多年的電網輸配電分開改革進程重新進入融冰期的政策信號。由於輸配電成本是輸配電價的形成依據，輸配電價對最終電價的形成有重要意義。

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