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為平衡通脹與部分地區發電企業虧損壓力，近日有消息稱發改委內部人士透露發改委將擬對煤電矛盾突出部分地區的上網及銷售電價進行“結構性調價”。
3月以來，屢有市場傳言發改委將上調電價，頒布煤電聯動政策，但均未實現。隨著入夏用電高峰逼近，若繼續任由電廠虧損發電，電廠或以減少發電，甚至停電回應，更會引起社會恐慌以及經濟損失。應當說，對部分煤電矛盾突出的地區進行“差別性調價”，在盡力減少全國通脹壓力的情況下，也是迫不得已的選擇，但后續反應可能更糟糕。
為緩解通脹壓力，發改委壓制發電企業電價上調的訴求，但市場煤價與電價管制的沖突，使發電企業承受巨大的成本壓力，不僅全行業虧損，也容易衍生電荒問題，即電力供應沖擊。畢竟，發電企業不會也不可能長時間忍受虧損，往往會通過減少市場高價煤采購“制造”電煤庫存緊張，為其降低發電量提供理據，從而導致市場電荒，同時又把電荒壓力“轉嫁”給煤炭行業，并爭取政府對其發電虧損的zui大化補貼。
事實上，自2006年下半年發改委取消了事實上已名存實亡的“煤電聯動”以來，市場煤與計劃電的價格沖突，就以電力供給缺口的電荒形式出現。如2006年至2010年全國電力裝機總量從不到6億千瓦增長到了9.62億千瓦，其中火電裝機容量達7.07億元。然而，電力裝機總容量快速發展的同時，近年來發電設備小時則出現持續下降態勢，以去年為例火力發電設備小時為5200小時左右（一般在5000～6500小時之間），處于較低水平。
可見，電價管制只是使通脹由價格形態蛻變成了電荒和發電企業虧損等非價格形態。因此，我們認為不論是因電價管制出現的發電企業虧損和電荒，還是近年來各地都不同程度涌現出的油荒，都反映了通過價格管制等手段遏制通脹不僅事倍功半，而且只是改變了通脹的實現形式，而非緩解了通脹壓力。
當前發電企業的虧損還與近年來電力系統投資的過度擴展有關。僅以今年新增發電投資9000萬千瓦為例，所需資金達4000億元，如此巨額的負債讓持續虧損的發電企業難以承受。另外，2002年啟動的電力體制改革長期處于半停滯狀態，特別是售電側的輸配、配售分離長期停滯，也使發電企業處于弱勢地位。
這意味著單純把緩解發電行業虧損和電荒問題寄希望于煤電價格聯動，不僅治標不治本，也不現實。畢竟，不加快電力體制特別是售電側的輸配分離和配售分離改革，電價的市場化改革就難以有效推進，煤電價格聯動就單純地變成了電價的上漲信號，而無法有效引導電力市場的資源配置，即只要電煤價格出現上漲，電力系統就以相應的電價上漲來轉移原材料上漲的成本。
由此可見，當前煤電困局以鮮活的例證透射出價格管制zui終給市場提供的是豐富的通脹選擇集：以價格表現出的通脹、以行業性虧損和財政補貼的通脹支付形式，以及電荒、油荒等供給沖擊式通脹。這暴露出當前通脹已使價格管制出現政策失靈，而有效消除政策失靈風險需要逐漸放棄價格管制手段，加快電力等要素價格的市場化改革。目前，局部地區的價格調整并不值得提倡，因為這會鼓勵其他地區的電廠通過電荒尋求公平對待。
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