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当前应采取有力措施调整电价，同时加快电力体制改革步伐，扩大电力直接交易比重，依靠市场机制理顺煤电价格关系，从根本上解决新一轮煤电矛盾。
近期，煤电企业谈判博弈再起。核心原因是自今年4月以来煤炭价格快速上涨，导致部分电厂存煤告急。国家发改委近期更是召集煤企和电企召开特急会议，研究加快推进煤炭中长期合同签订工作，稳定煤炭市场预期，保持煤炭价格处于合理水平。
目前，在相关政府部门和行业协会的积极推动下，部分煤电企业已就签订中长期购销合同初步达成一致，5500大卡动力煤合同基础价格控制在535-540元/吨，并随市场价格变化同比例浮动。
但此价格与现行的市场价格差距较大，在执行方面仍存在诸多不确定性。实际上，促成煤电长协合同签订并不难，关键在于煤电双方能否找到更合理的定价方式，以提高长协合同的执行率。
煤电联动滞后于煤价波动
煤电矛盾是我国煤电关系中的老问题。上一轮煤电博弈发生在2003年初至2010年期间。以2008年金融危机为界，前期电煤价格快速大幅上涨，而火电上网电价和销售电价涨幅不大，发电企业亏损严重。金融危机后，电力需求增速放缓，电煤价格下降，发电企业才逐步消化了煤价上涨的压力。
本轮煤电矛盾起于2011年年底，至今仍未根本消除。2011年10月，秦皇岛港5500大卡动力煤均价为855元/吨。之后出现断崖式下跌，近半年又快速回升。在这期间，销售电价没有随着电价的波动出现相应变化。如果说上一轮煤电矛盾影响比较大的是发电企业，这一轮则是广大工商企业。
为分析煤价与电价的关系，假设将山西的火电送到北京，看一看它们在本轮煤价波动中的轨迹。
当电煤价格处在855元/吨的高点时，山西火电平均上网电价为0.3682元/千瓦时，北京一般工商业电价（1千伏以下峰电）为1.194元/千瓦时。在电煤价格开始大幅下跌后较长时间，全国没有相应下调上网电价和销售电价而是提高了电价。
山西火电上网电价在2011年12月—2013年8月间达到最高值0.3977元/千瓦时；北京一般工商业电价从2014年1月开始达到最高值1.4002元/千瓦时，分别比煤价最高的2011年10月上涨了8%和17%。
今年以来全国电价进行了两次调整，燃煤机组降价3分/千瓦时，一般工商业电价降低超过4分/千瓦时，减轻工商企业负担470亿元左右，成为供给侧改革“降成本”的一个亮点。但这两次调价降幅有限，且降价范围没有覆盖所有电价类别和所有地区，包括北京在内。目前，全国大部分地区工商企业的用电成本仍处于历史高点。
与此同时，售电和购电的价差却不断扩大。假如山西的火电送到北京，价差从2011年10月的0.8258元/千瓦时，扩大到2016年10月的1.0797元/千瓦时。也就是说，每输1千瓦时的电，输电企业2016年要比2011年多收入0.25元。输电环节占销售电价的比例从2011年的69%提高到2016年的77%。
显然，在这一轮煤电矛盾中，电网企业效益得到保证，发电企业上网电价无法反映燃料成本的变化，企业效益随着煤价波动而波动。下游工商企业用电成本居高不下，没有分享到电煤整体降价带来的收益。
电价调整滞后带来的问题
在本轮煤电矛盾中，电价调整滞后并不利于发展实体经济和减缓经济下行压力。
首先影响企业经济效益。高用电成本成为我国企业提高经济效益的障碍之一。不仅重化工企业、制造企业和基础设施建设，不少高新技术企业也是耗电大户。IBM统计，能源成本一般占数据中心总运营成本的50%。
其次是削弱了制造业国际竞争力。目前，美国工业用电平均电价为0.43元人民币/千瓦时，商业用电平均电价为0.67元人民币/千瓦时。据政府权威部门测算，我国工商业电价平均比美国高45%。美国制造业回归很大程度上得益于用电成本下降，这一优势甚至吸引了我国沿海地区一些高载能工业向美转移。
再次是不利于消纳电力产能。2011年以来全国60万千瓦及以上火电装机平均每年增长5600多万千瓦，发电量增速却在零增长附近徘徊。平均发电设备利用小时数从2011年的4731小时，降到2015年的3969小时，今年还会继续下降。由于目前大部分地区的电价仍由国家制定，过剩的电力产能无法通过价格杠杆进行疏导。
最后是抑制电力需求增长。如果用电比烧煤更有经济性，广大农村地区就可以更有效地推动以电代煤。中国大陆工业化、城镇化进程尚未完成，2015年人均用电4142千瓦时，是OECD国家平均水平的45.4%、韩国和台湾地区的1/3。到本世纪中叶，我国要达到中等发达国家水平，电力需求仍有很大增长空间。释放这些潜在需求，需要电力保持合理、经济的价格水平。
理顺电价完善电力定价机制
上一轮煤电矛盾中，一个重要的改革成果是实现了电煤计划内与计划外并轨。但遗憾的是，在这一轮煤电矛盾中，有关部门又在人为地调控煤炭价格和供求关系。当前，在电力市场化改革任务尚未全面完成的情况下，要使广大工商企业保持合理的用电成本，须从调价和改革两方面着手。
第一，降低工商业电价和部分地区火电上网电价。统计分析表明，大部分地区一般工商业电价，比电煤价格在600元/吨历史价位时的电价高出0.15-0.2元/千瓦时。价格主管部门可以考虑将工商业电价调整到与历史煤价相当的电价水平，这将减轻企业成本6000-8000亿元。同时，根据发电企业的承受能力，调整部分地区火电上网标杆电价。
第二，大幅度扩大电力直接交易和市场化定价的比例。从近年来电力直接交易试点情况看，参加交易的电力大用户用电成本普遍降低，对发电企业的销售电价影响不大，出现了发电方和用电方双赢的结果。当前，可以大幅度增加电力直接交易占火电发电量的比例，逐步取消煤电联动。
现在各地在推进电力直接交易中，有的电力调度部门将直接交易的电量从分配给发电企业的发电量计划中扣除，影响了发电企业的利益。当前，应当按照电力体制改革的要求，下决心取消各地自行制定的发用电计划，从而减少政府部门对企业售电和用电行为的行政干预，也为电力直接交易扫清障碍。
第三，抓紧推进输配电价格改革。发电和用电企业自主定价后，过网费执行输配电价是降低电力交易成本的关键。目前，国家已在18个省级电网和1个区域电网开展了输配电价改革试点，有关部门原计划用三年时间完成这项改革。考虑到改革的方向和操作内容已无太大争议，应当加快在全国核定和执行输配电价的进程；严格监管电网企业新建项目，减少不必要的建设支出，防止输配电价定得过高；加强对输配电成本监管，取消交叉补贴，将电网企业内部各类交叉补贴由“暗补”改为“明补”；加快电力市场建设，电网企业不再对电力统购统销，进而逐步退出购电和售电主体。
近期，煤电企业谈判博弈再起。核心原因是自今年4月以来煤炭价格快速上涨，导致部分电厂存煤告急。国家发改委近期更是召集煤企和电企召开特急会议，研究加快推进煤炭中长期合同签订工作，稳定煤炭市场预期，保持煤炭价格处于合理水平。
目前，在相关政府部门和行业协会的积极推动下，部分煤电企业已就签订中长期购销合同初步达成一致，5500大卡动力煤合同基础价格控制在535-540元/吨，并随市场价格变化同比例浮动。
但此价格与现行的市场价格差距较大，在执行方面仍存在诸多不确定性。实际上，促成煤电长协合同签订并不难，关键在于煤电双方能否找到更合理的定价方式，以提高长协合同的执行率。
煤电联动滞后于煤价波动
煤电矛盾是我国煤电关系中的老问题。上一轮煤电博弈发生在2003年初至2010年期间。以2008年金融危机为界，前期电煤价格快速大幅上涨，而火电上网电价和销售电价涨幅不大，发电企业亏损严重。金融危机后，电力需求增速放缓，电煤价格下降，发电企业才逐步消化了煤价上涨的压力。
本轮煤电矛盾起于2011年年底，至今仍未根本消除。2011年10月，秦皇岛港5500大卡动力煤均价为855元/吨。之后出现断崖式下跌，近半年又快速回升。在这期间，销售电价没有随着电价的波动出现相应变化。如果说上一轮煤电矛盾影响比较大的是发电企业，这一轮则是广大工商企业。
为分析煤价与电价的关系，假设将山西的火电送到北京，看一看它们在本轮煤价波动中的轨迹。
当电煤价格处在855元/吨的高点时，山西火电平均上网电价为0.3682元/千瓦时，北京一般工商业电价（1千伏以下峰电）为1.194元/千瓦时。在电煤价格开始大幅下跌后较长时间，全国没有相应下调上网电价和销售电价而是提高了电价。
山西火电上网电价在2011年12月—2013年8月间达到最高值0.3977元/千瓦时；北京一般工商业电价从2014年1月开始达到最高值1.4002元/千瓦时，分别比煤价最高的2011年10月上涨了8%和17%。
今年以来全国电价进行了两次调整，燃煤机组降价3分/千瓦时，一般工商业电价降低超过4分/千瓦时，减轻工商企业负担470亿元左右，成为供给侧改革“降成本”的一个亮点。但这两次调价降幅有限，且降价范围没有覆盖所有电价类别和所有地区，包括北京在内。目前，全国大部分地区工商企业的用电成本仍处于历史高点。
与此同时，售电和购电的价差却不断扩大。假如山西的火电送到北京，价差从2011年10月的0.8258元/千瓦时，扩大到2016年10月的1.0797元/千瓦时。也就是说，每输1千瓦时的电，输电企业2016年要比2011年多收入0.25元。输电环节占销售电价的比例从2011年的69%提高到2016年的77%。
显然，在这一轮煤电矛盾中，电网企业效益得到保证，发电企业上网电价无法反映燃料成本的变化，企业效益随着煤价波动而波动。下游工商企业用电成本居高不下，没有分享到电煤整体降价带来的收益。
电价调整滞后带来的问题
在本轮煤电矛盾中，电价调整滞后并不利于发展实体经济和减缓经济下行压力。
首先影响企业经济效益。高用电成本成为我国企业提高经济效益的障碍之一。不仅重化工企业、制造企业和基础设施建设，不少高新技术企业也是耗电大户。IBM统计，能源成本一般占数据中心总运营成本的50%。
其次是削弱了制造业国际竞争力。目前，美国工业用电平均电价为0.43元人民币/千瓦时，商业用电平均电价为0.67元人民币/千瓦时。据政府权威部门测算，我国工商业电价平均比美国高45%。美国制造业回归很大程度上得益于用电成本下降，这一优势甚至吸引了我国沿海地区一些高载能工业向美转移。
再次是不利于消纳电力产能。2011年以来全国60万千瓦及以上火电装机平均每年增长5600多万千瓦，发电量增速却在零增长附近徘徊。平均发电设备利用小时数从2011年的4731小时，降到2015年的3969小时，今年还会继续下降。由于目前大部分地区的电价仍由国家制定，过剩的电力产能无法通过价格杠杆进行疏导。
最后是抑制电力需求增长。如果用电比烧煤更有经济性，广大农村地区就可以更有效地推动以电代煤。中国大陆工业化、城镇化进程尚未完成，2015年人均用电4142千瓦时，是OECD国家平均水平的45.4%、韩国和台湾地区的1/3。到本世纪中叶，我国要达到中等发达国家水平，电力需求仍有很大增长空间。释放这些潜在需求，需要电力保持合理、经济的价格水平。
理顺电价完善电力定价机制
上一轮煤电矛盾中，一个重要的改革成果是实现了电煤计划内与计划外并轨。但遗憾的是，在这一轮煤电矛盾中，有关部门又在人为地调控煤炭价格和供求关系。当前，在电力市场化改革任务尚未全面完成的情况下，要使广大工商企业保持合理的用电成本，须从调价和改革两方面着手。
第一，降低工商业电价和部分地区火电上网电价。统计分析表明，大部分地区一般工商业电价，比电煤价格在600元/吨历史价位时的电价高出0.15-0.2元/千瓦时。价格主管部门可以考虑将工商业电价调整到与历史煤价相当的电价水平，这将减轻企业成本6000-8000亿元。同时，根据发电企业的承受能力，调整部分地区火电上网标杆电价。
第二，大幅度扩大电力直接交易和市场化定价的比例。从近年来电力直接交易试点情况看，参加交易的电力大用户用电成本普遍降低，对发电企业的销售电价影响不大，出现了发电方和用电方双赢的结果。当前，可以大幅度增加电力直接交易占火电发电量的比例，逐步取消煤电联动。
现在各地在推进电力直接交易中，有的电力调度部门将直接交易的电量从分配给发电企业的发电量计划中扣除，影响了发电企业的利益。当前，应当按照电力体制改革的要求，下决心取消各地自行制定的发用电计划，从而减少政府部门对企业售电和用电行为的行政干预，也为电力直接交易扫清障碍。
第三，抓紧推进输配电价格改革。发电和用电企业自主定价后，过网费执行输配电价是降低电力交易成本的关键。目前，国家已在18个省级电网和1个区域电网开展了输配电价改革试点，有关部门原计划用三年时间完成这项改革。考虑到改革的方向和操作内容已无太大争议，应当加快在全国核定和执行输配电价的进程；严格监管电网企业新建项目，减少不必要的建设支出，防止输配电价定得过高；加强对输配电成本监管，取消交叉补贴，将电网企业内部各类交叉补贴由“暗补”改为“明补”；加快电力市场建设，电网企业不再对电力统购统销，进而逐步退出购电和售电主体。