業內極為關注的2009年“煤炭產運需銜接會”（下稱銜接會）以破裂收場，表明“計劃電價”所導致的矛盾和問題，已到了難以調和的地步。從1998年到2008年，電力和煤炭產業經歷了兩個輪回，而“市場煤”（煤炭市場定價）和“計劃電”（電價計劃管制）的體制格局依然如故。“煤電矛盾”的不斷升級，造成價格信號的嚴重扭曲，已對中國的經濟運行產生了嚴重影響。
2008年上半年，中國經濟已現下滑征兆，出口、工業增速和企業利潤增速均出現下滑；規模以上工業增加值和企業實現利潤的增速雙雙下滑。然而，由于價格信號的扭曲，電煤價格出現一輪逆勢飆升的行情。國家有關部門此時正忙于“限價”，這直接影響了中央對經濟形勢的判斷。
在銜接會上，冶金、工業用煤的價格已隨行就市做了調整，合同簽訂相當順利；但占“半壁江山”的電煤談判由于煤企的加價要求而破裂。其中最大的原因在于，“市場煤、計劃電”的體制，導致電煤價格脫離了供需關系，煤炭企業已經習慣了到時加價，通過“煤電聯動”將提高的價格傳導給下游——有多高的煤價，根據“成本定價、煤電聯動”的原則，電價都會相應“順出去”。實際上，同時期，以內蒙古為代表的很多地方，電力已供過于求，大量閑置。
談判破裂，再次凸顯進行電價改革和電力體制改革的必要性。電價改革，本應是中國電力體制改革的核心任務。這在2002年中央和國務院批準的電力體制改革方案中，已有明確表述。令人遺憾的是，近年來，電力體制改革陷于停滯，電價改革亦裹足不前。由于“煤電聯動”政策的實施，倒逼電價逐年把煤價“順出去”，導致電價政策在計劃的道路上越走越遠。“煤電聯動”機制，實質上成了煤炭和電力輪番漲價的機制，成為消費者不斷為之“兜底埋單”的機制。
在上網電價方面，中國近年采取的是平均成本定價。2004年，中國按價區分別確定了各地水火電統一的上網電價水平，并事先向社會公布。新建發電項目實行按區域或省平均成本統一定價，即“標桿電價”（“標桿”是指參照的標準）。“標桿電價”政策的出臺，摒棄了2004年以前按照補償個別成本的原則定價的模式，開始按照區域社會平均成本實行統一定價，不再實行一機一價。不過，下一步“競價上網”的改革試點，近年進展并不順利。
電網輸配電價方面，輸配電成本費用不清晰，未能建立有效的電網輸配電成本約束機制，從而導致獨立和合理的輸配電價機制和水平難以確立。其中一個現象是，電網企業降低或變相降低上網電價。某發電集團的統計數據顯示，上網電價每度電比國家確定的“標桿電價”低0.03元左右。而國家電監會的調研情況也表明，電網在銷售電價方面也存在提高、變相提高銷售電價的行為。此外，還存在對自立項目提高標準收費等問題。
雖然國家有關部門近期出臺了“輸配電價標準”，不過，上述問題使得實際執行中，輸配環節所收取的費用要遠高于標準。而跨地區（跨省、跨區域）電能交易價格和峰谷、豐（水）枯（水）電價政策，是電網“盤剝”發電企業的又一途徑。
有關方面的調查表明，跨省的交易規定不明確、不合理，交易中存在著上網電價偏低、電網收取費用偏高的問題；峰谷、豐枯電價政策不盡完善、合理，不同程度地降低了發電企業上網電價水平；新建發電機組試運營期間上網電價較低，不足以彌補變動成本，而且試運行時間普遍較長；此外，可再生能源發電價格、接入工程價格及電價附加補貼支付等政策也還有待研究完善。在銷售環節，銷售電價偏于僵化。這種基于計劃定價的方式，難以有效調節電力供求關系。
近日，國家發改委副主任、能源局局長張國寶撰文指出，金融危機使能源供需矛盾得到緩和，為能源行業“休養生息”、解決一些深層次矛盾提供了重要機遇。事實上，電價的改革也是如此。未來一兩年，將是一個難得的改革契機。
從上網電價看，應當用市場的辦法和力量來解決煤、電價格矛盾，而不是繼續“順出去”；應當加快電力定價機制的改革，讓市場去發現價格，而不是政府人為地確定價格。簡單地說，應用市場倒逼機制來約束煤炭和電力企業加強管理，降低成本，減少對價格調整的預期，這也可以減輕政府的壓力和矛盾。
從輸配電價看，要盡快建立獨立和合理的輸配電價機制；盡快實施電網的主輔分離和主多分離改革，解決輸配電主業、輔業和多經混業經營問題；理清資產和成本，使得輸配電成本真實可控。煤電之爭，看似兩個中國式“卡特爾”的利益沖突，而解決問題的關鍵在于政府能否推進電力改革；其關鍵是實施輸配分開，發電企業與供電企業建立長期協議機制。
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