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继4月份全国多个省份上网电价上调之后，6月1日起，国家发展改革委再次调整电价，15个省份工商业、农业用电价格平均每千瓦时上调1.67分钱，居民用电价格不变。两次调整电价是在这样的背景下发生的：由于电煤价格持续上涨，导致火电企业长期大面积亏损，电企投资火电的热情下降，以致全国部分地区出现电力供应紧张状况。电价调整的目标指向当然也很明确，为火电企业解困，缓解全国电力紧张局面。业内专家认为，两次调整电价虽然让火电行业“久旱逢甘霖”，但滋润作用毕竟有限，根本解决之道还是在于实施煤电联动，理顺电价机制。
自４月１０日起国家发展改革委上调了山西、青海、甘肃、海南、陕西、山东、重庆、河南、湖北、四川、河北、贵州１２个省（市）的上网电价后，自６月１日起，又有3个省（安徽、湖南、江西）的上网电价上调，在两次上网电价调整中，上网电价平均上调２分/千瓦时左右。其中，山西上调３。０９分/千瓦时，调价金额最高。调价金额最低的是贵州，上网电价上调１。２４分/千瓦时。
为缓解部分地区电力供应紧张、抑制高耗能产业发展、保障民生，国家发展改革委又决定自６月１日起，对１５个省（市）工商业、农业用电价格平均上调１。６７分/千瓦时，但居民用电价格不变。１５个上调销售电价的省（市）中，山西省销售电价上涨金额最多，上涨２。４分/千瓦时，四川省仅上调０。４分/千瓦时，调整金额最小。国家发展改革委强调，本次电价调整不涉及居民用户。由于居民用电不涨，所以这次电价调整不会直接影响物价总水平（ＣＰＩ），间接影响非常有限。
此次上网电价上调地区均为火电亏损地区。根据有关部门统计，今年以来，中部、
东北地区各省火电企业继续全面亏损，例如，1～3月份，安徽、山西、河南、湖北、湖南、江西六省火电生产企业合计亏损52.5亿元，除安徽外，亏损面均超过65%；其中，河南、山西火电生产企业分别亏损21亿元和15亿元，亏损额分别位居全国第一、三位，天津、河北、海南也有所亏损，东部地区火电企业经营环境也在恶化。
国家发展改革委调整电价的时机正是全国部分地区新一轮“电荒”蔓延之际。这轮“电荒”始于今年4月份的用电淡季，尽管与往年电力紧缺发生的时段有所不同，尽管结构性缺电是主因，但今年电力紧张的实质仍是供需失衡，根源仍是“市场煤、计划电”的体制性矛盾。从供给侧来看，发电企业，尤其是占全国发电设备容量70%以上的火电企业受制于高企的煤价和恶化的经营状况，发电积极性和建设火电的积极性不高，是电力供给不足的主要原因，在这种背景下，调整电价的目的不言自明。
对于上调上网电价，记者在采访上网电价调整幅度最大的山西部分火电企业负责人时，他们并没有流露出太多的高兴。
“在山西地区，基于成本核算的标杆电价水平比全国标杆电价低0.1元/千瓦时左右，是电力亏损的重灾区之一。这次电价上调，只能让火电企业的困境有所缓解而已。”那么，上网电价调整多少为适宜呢？记者就此采访了一些专家，不同的专家根据不同口径测算有不同的结果，但基本一致的结论是，从２００４年实施煤电价格联动机制至今，电煤价格累计上涨３００～４００元 ／吨，到今年年初已达到６００～７００元 ／吨，上涨１００％以上，折算发电燃料成本，相应上升１０～１４分 ／千瓦时。期间，国家实施四次煤电价格联动，累计上调电价７。６分 ／千瓦时，到年初火电电价仍有３。４～６。４分 ／千瓦时的电价缺口。本次上网电价平均上调2分钱之后，若按年初的电煤价格计，火电电价仍有1.４～4.４分 ／千瓦时的电价缺口，如果算上电煤价格持续上涨的因素，缺口还要大。
不过，上调总比不调要好，一位发电企业的负责人感叹。
在国家发展改革委上调全国１５个省（市）上网电价后，火电企业经营状况扭转的预期还没有实现，而煤炭上涨的趋势却一发而不可收拾。
４月１０日，国家发展改革委刚刚“秘密”地上调１２个省份的上网电价，受该消息刺激，此后不久，煤炭价格飙升２５元，以秦皇岛５５００大卡动力煤平仓价为例，从平均７８５元每吨一下涨到８１０元，相当于上网电价提高１分钱。煤价的“联动”顿时让稍微缓解亏损的很多火电企业再次回到调价前的原点。于是，４月２７日，发改委价格司开始约谈大型煤炭企业，就保持市场煤炭价格稳定进行沟通。
而当５月３０日，国家发展改革委决定自６月１日起调整１５个省（市）工商业、农业用电价格平均每千瓦时上调１。６７分钱后，电煤价格迎来了新一轮上涨：据海运煤炭网统计，６月１日第三十三期环渤海动力煤价格指数综合平均价为８３７元／吨、环比上涨５元／吨，整体增长额为７０元／吨、涨幅９。１３％。
根据前几年的经验，在电煤价格的持续上涨趋势之中，每次电价的调整总是伴随着电煤价格的暴涨，这已成了一种常态：２００８年７月１日，全国销售电价平均每千瓦时提高２。５分钱，根据具体细则，此次调整电力价格涉及全国各区域电网，调整范围包括了上网电价、输配电价、销售电价以及可再生能源电价。两个月后，国家发展改革委上调了火电上网电价：自２００８年８月２０日起，将全国火力发电企业上网电价平均每千瓦时提高２分钱，电网经营企业对电力用户的销售电价不作调整。２００９年１１月２０日开始，电价又进行了一次调整：全国非民用电价平均每千瓦时提高２。８分钱。几次电价调整之后，电煤价格都出现的暴涨态势，这已成了一种恶性循环。
这也可以解释今年电荒的一些特点：今年第一季度，贵州省共产原煤３７２６。８６万吨，同比增加２０。９５％，但电煤储备却低于６００万吨，低于行业安全储备标准。山西是我国产煤大省，煤炭产量长期居各省（区、市）之首，即使２００９年以来被产能快速增长的内蒙古超过，其煤炭大省的地位也并未改变。按照官方公布的数据，山西２０１０年的煤炭产量达到７。４亿吨。山西省的燃煤电厂就坐在煤堆上，有近水楼台先得月之便。然而，近期却屡屡缺煤停机，导致大范围拉闸限电。
让这些地方火电企业负责人心里比较烦的是“不是买不到煤，而是没钱买煤”。
从以往的经验看，“电荒”的结果通常是政府启动“煤电联动”，适度提高上网电价和销售电价。这些提价往往较为滞后，无法全部对冲发电成本的上涨，还会带来电煤大涨的负效应，而且由于担心加剧通胀，电网终端销售电价的提价幅度一般低于发电企业上网电价的增幅，结果只能是压缩电网的利润空间，将电网的部分效益转移到发电企业。例如，２００８年７月１日和８月２０日，国家两次上调电价，上网电价平均上涨４。１４分／千瓦时，但终端销售电价平均只上涨了２。６１分／千瓦时。今年的电价调整也不例外，１５个省份的上网电价平均上调了２分钱／千瓦时，而除去居民用电之外的销售电价上调只有１。６７分钱／千瓦时。
看来，一味靠提升电价来缓解“电荒”并非上策。而应该理顺电价形成机制，均衡居民用电与工业用电的价格差异、发电企业与电网公司的利益分配比例等要素，并且根据不同区域特点找到合适的解决办法，这才是根治电荒的唯一出路。
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