近年来，我省火电发电企业经营困难，持续亏损，“市场煤”和“计划电”的体制性矛盾日益凸显。在电力体制改革短期内难以深入推进的情况下，笔者认为必须要将煤炭、电力两大行业都纳入到改革框架中来，综合考量，促进煤电企业协调发展。
一、鼓励有条件的煤电企业进行联营，建立健全煤企、电企利益主体间的协调发展机制
当前煤炭价格处于低位运行，我省出台鼓励煤电股权联营的政策是比较现实的解决目前问题的办法，煤电联营其实是将两个产业外部成本内部化，解决发电企业的电煤来源和价格波动问题，建立煤电企业利益分享、风险共担的长效机制。
目前全省煤电股权联营工作已全面铺开，可谓动作不断，山西同煤控股漳电、山西煤运战略重组通宝能源、西山煤电收购华电两电厂。但从9月中旬省经信委与9户央企或省外控股电企座谈会了解到，目前煤电联营中还存在以下问题：一是电力企业负债率接近或超过100%，盈利空间有限，影响到煤企合作的积极性；二是五大集团所属发电企业其资产处置权大多在集团本部，发电企业对集团合作意向了解较少，难以有效开展工作；三是煤电双方在控股权问题上意见不一。
针对这种状况，目前应加快推进以下工作：一是省政府要与有关部委、央企主动联系，畅通政策诉求渠道；二是省国资委、省经信委等牵头单位要为煤电企业搭建交流平台，定期举行联席会议，切实做好沟通协调、政策解释、信息公开工作；三是在电量调控、财政贴息、项目扶持上予以倾斜，加大结构性减税工作，解决企业实际困难。
二、尽快启动我省大用户直购电试点工作，建立价格由价值决定、反应供求关系和能源消耗补偿的定价机制
长期以来，我国电价实行的是成本补偿式定价机制，没有完全反映资源稀缺程度和市场供求关系。2005年我国开始大用户直购电试点工作，目前全国共有辽宁、广东、福建、吉林、安徽、江苏6个试点省。大用户直购电在2009年5月至2010年4月的内蒙开展得尤为火爆，多边交易市场的大用户直接交易电量为129.1亿度，占市场交易电量的57.35%。多年实践表明，大用户直购电有利于降低企业用电成本，提高电网运行效率，打破政府主导电价模式，形成科学、规范、透明的电价管理制度，进一步推进电力市场化改革。
今年以来，全国电力供需形势出现逆转，电力大量富余，火电开机严重不足，各地纷纷出台稳增长政策措施。山西应抓住这一有利时机，尽快启动我省大用户直购电试点工作。建议省电监办联合相关部门测算、核定输配电价，对参与交易试点的大用户和发电企业进行调查摸底，抓紧制定 《山西省大用户直购电交易实施方案》，报国家审批。尤其需要引起注意的是，为确保国家对山西大用户直购电的批复量，在大用户的选择上，应尽量选择符合国家产业政策、具有竞争优势的新兴产业作为直购电试点，比如装备制造业、新型煤化工等。
三、推动煤电企业签订长期战略性供需协作合同，建立电煤长期供需管理模式
长期以来，我国电煤价格实行的是重点合同价和市场价双轨制。双轨制初衷是以行政手段将电煤价格限制在较低水平，应对煤价快速上涨给电价带来的冲击，但由于价差过大，引发很多矛盾，各方对煤炭价格并轨的呼声很高。今年以来，重点合同煤与市场煤之间价差几乎消失，电力供应相对宽松，是煤炭价格并轨的最佳时期。9月国家发改委牵头制定了煤炭价格并轨方案，有望在年底出台。
我省要抓住煤炭价格并轨改革的有利时机，加快推动省调现役火电企业与省内煤炭企业签订长期战略性供需协作合同，建立长期协作合同全覆盖的省内电煤供需管理模式。省煤炭管理部门应进一步完善合同范本，监督合同履约，发挥好政府指导和监督职能，保障电煤长期供需顺畅。同时应加快电煤运输绿色通道建设，清理取缔电煤产运销环节中存在的不合理收费，提高流通效率，降低流通成本。
四、加快大型煤炭基地的坑口煤电一体化新型电源项目建设，实现煤电资源共享
建设坑口电厂，可以为电力企业获得充足稳定的煤炭供应，最大限度地减少运输费用，使得处于同一控制下的煤矿和电厂能够有效地降低交易成本,提高经济效益。
山西“十二五”期间，除城市热电联产、电网安全需要建设的电源项目外，新建燃煤发电项目，原则上应按照坑口煤电一体化要求进行规划。这对于延伸煤电产业链条，加快产业结构调整大有裨益。但在具体推进过程中要注意协调解决几个问题：一是出于我国火电厂布局的考虑，国家发改委对上规模的新建火电项目审批程序比较严格。二是我省水资源短缺，新建坑口电厂，会面临的水资源和环境方面的压力。所以坑口煤电一体化项目的建设前期要广泛调研，选好地址，充分论证，兼顾经济效益、社会效益与环境保护，同时还应与国家有关部委进行积极有效沟通，争取项目通过审批，早日落地。
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