记者：出现2011年以来的这一轮煤电矛盾的原因是什么？
范必：这主要源于我国对电价和电量的计划管理。我国价格主管部门对燃煤火电上网电价和销售电价，按照煤电联动的原则进行调整。这是一种模拟市场的定价方式。有关部门根据统计的煤价波动情况，每隔一个周期在全国统一调整一次电价。由于各地的电煤和电力供求情况千差万别，一次调价的幅度往往很难化解所有矛盾。历次煤电联动又存在明显的滞后性、被动性，往往使供求矛盾越积越多，直到形成全局性的影响。
同时，各地经济运行主管部门向发电企业分配发电量计划，计划内发电量按照国家规定的电价上网，超出部分则要低价上网。
在计划电价和计划电量的双重管制下，电力企业无法根据用煤成本和电力供需情况自主决定电力的生产和销售的量与价。在这一轮煤电矛盾中，无论煤价涨与跌，工商业电价始终保持在高位。
“调价和改革”双管齐下
记者：如何化解煤电矛盾？
范必：关键是让市场说了算。在当前没有全面完成电力市场化改革任务的情况下，要使广大工商企业保持合理的用电成本，需要从调价和改革两方面采取措施。
第一，降低工商业电价。在这一轮煤价断崖式下跌期间，错过了降电价的最佳时机。尽管如此，降价仍有空间。2016年10月31日，秦皇岛5500大卡煤价为600元/吨。统计分析表明，这一时点上我国大部分地区一般工商业电价，比相同历史煤价时的电价高出0.15-0.2元/千瓦时。如果将工商业电价调整到与历史煤价相当的电价水平，按2015年全国工商企业用电4万多亿千瓦时计算，这将减轻企业成本6000亿-8000亿元。
第二，大幅度扩大电力直接交易和市场化定价的比重。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。当前，可以大幅度增加电力直接交易占火电发电量的比重，逐步取消煤电联动，尽快形成“多买多卖”的电力市场格局。
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。下一步应当按《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》和《关于有序放开用电计划的实施意见》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。
