答： 这次电煤价格调控措施主要包括三个方面：

一是适当控制合同电煤价格上涨幅度。对纳入国家跨省区产运需衔接的年度重点合同电煤、产煤省（区、市）自产自用的电煤，允许2012年合同价格适当上浮，但涨幅不得超过上年合同价格的5%。

二是对市场交易电煤实行最高限价。从2012年1月1日起，要求秦皇岛港、黄骅港、天津港、京唐港、国投京唐港、曹妃甸港、营口港、锦州港和大连港发热量5500大卡的电煤平仓价最高不得超过每吨800元，其他热值电煤平仓价格按5500大卡限价标准相应折算

三是全面清理整顿涉煤基金和收费。将清理各地针对煤炭征收的各种政府性基金和收费，降低煤炭企业经营成本。除国务院批准设立的矿产资源补偿费、煤炭可持续发展基金，以及依法设立的对煤炭征收的价格调节基金外，省级以下地方人民政府自行设立的附加在煤炭上征收的所有基金和收费项目，必须在2011年12月31日前自行取消.[详细]

一是增加市场供应。加快释放煤炭产能，增加煤炭尤其是电煤供应；加强铁路运力调配，优先保障电煤运输，尤其是长期合同电煤的运输；加快煤炭产地向消费地的铁路建设，着力消除铁路运力瓶颈制约。

二是加强运行情况监测。各地价格主管部门将按月监测主要煤炭生产经营企业的电煤结算价格、产量、合同兑现率、热值等情况，并通过新闻媒体向社会公布，接受社会监督。

三是加强价格监督检查。国家发展改革委已经制订了工作方案，将通过专项检查、重点抽查、联合督查等形式，对实施电煤临时价格干预措施进行监督，严肃查处违反国家电煤价格调控政策，擅自涨价、变相涨价等行为。对典型案件要进行通报批评和公开曝光。[详细]

这次实行的电煤临时价格干预，主要目的是规范煤炭市场秩序，保持煤炭市场价格稳定，促进煤炭、电力行业协调发展。当煤炭市场供求基本平衡，电煤价格在全国范围内趋于稳定后，国家发展改革委将及时公告解除临时价格干预措施。[详细]

火电企业80%的发电成本是煤炭，煤炭价格上涨直接影响发电企业成本增加。在调整电价的同时，如果不适当控制电煤价格上涨偏快的势头，将不可避免地导致发电企业成本继续快速上升，重新陷入经营困难，甚至造成煤、电价格轮番涨价，影响下游各行各业以及广大人民群众的切身利益。[详细]

为促进可再生能源发展，《可再生能源法》规定，可再生能源发电价格高出常规能源发电价格部分，在全国范围内进行分摊。据此，自2006年开始，国家在销售电价中开征了可再生能源电价附加。目前，我国可再生能源电价附加征收标准为每千瓦时4厘钱，每年征收金额100亿元左右。随着可再生能源发电迅猛发展，可再生能源电价附加资金已入不敷出。2010年度，缺口20亿元左右；2011年缺口100亿元左右。根据国家可再生能源发展规划，可再生能源电价附加资金需求还会进一步增加。因此，本次电价调整将可再生能源电价附加标准由现行每千瓦时0.4分钱提高至0.8分钱。[详细]

据预测，火电厂大气污染物排放新标准实施后，到2015年，火电烟气脱硝容量将达到7.2亿千瓦，需要上千亿的脱硝投资和大量的运行费用。但目前火电企业因电煤价格持续上涨，行业大面积亏损，生产经营困难，环保排放标准的提高所需要大量的资金和成本将难以消化。为了提高火电企业脱硝的积极性，此次出台脱硝电价补偿政策，对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂，每千瓦时加价0.8分钱，以弥补脱硝成本增支。[详细]

一是将第一档电价改为近期保持基本稳定，保障80%的居民户电价不作调整。

二是对城乡低保户和农村五保户家庭设置每户每月10度或15度的免费电量，减少电价调整对低收入群体的影响。

三是提高分档电量标准，将第一档电量扩大到覆盖80%的居民家庭，第二档扩大到覆盖95%的居民家庭。

四是拉大各档价差。第一档电价基本不作调整，第二档电价适当提高，第三档电价提高幅度大一些，从而使用电量较少居民家庭少负担电费，由用电量较多的居民家庭多负担电费。[详细]

阶梯电价和峰谷分时电价并不矛盾，可以并行。二者都是重要的需求侧电价管理制度，只是侧重点有所不同。居民阶梯电价主要是鼓励电力用户节约用电；峰谷分时电价主要是鼓励电力用户在高峰时少用电，在低谷时多用电，削峰填谷，提升电力系统运行效率。浙江省在实行居民阶梯电价的同时，执行居民峰谷分时电价制度，效果较好。在此次下发的居民阶梯电价指导意见中，明确提出鼓励实行居民峰谷分时电价，并要求各地制定居民峰谷分时电价办法。在实行阶梯电价的同时是否执行峰谷分时电价，可由居民自行选择。[详细]

此次全国销售电价每千瓦时平均提价约3分钱，如按此标准调整居民电价，所有居民家庭电费支出都将增加，但如果实行阶梯电价，用电量不同的居民用户用电负担有所差异。

与电价普调相比，实行阶梯电价后，月用电量在第一档以内的居民家庭，电费支出相对减少；月用电量超过一定数量后，用电量越多增加电费相对越多。

此外，由于对城乡低保户、农村五保户设置每月10度或者15度免费电量，每年每户还可减少电费支出60元至90元。[详细]

自2004年以来我国煤价累计上涨了200％，而同期电价涨幅不到40％，火电企业利润被"挤压"，造成全行业大面积亏损。

与以前长期由于发电装机容量不足导致的"硬缺电"相比，当前面临的则是在装机充裕的情况下的"电荒"。 山东济南市东郊的华能黄台电厂厂长王喜春给记者算了一笔账：到厂市场煤价将近1000元一吨，昂贵的煤价加上其他费用，一度电的发电成本是0.5元左右，而上网电价是0.4219元，意味着每发一度电就亏损7分多钱。

从记者调查的情况看，一些价格相对便宜的重点合同电煤兑现率不高。"由于煤炭话语权增强，往往不能严格兑现重点电煤合同的销量和价格。"山东省经信委经济运行局局长邱青森说。预计今年全国消耗电煤约19亿吨，其中约7亿吨为价格较便宜的重点电煤合同量。国家电监会调查发现，这些重点电煤合同的兑现率不到50％，而且煤质下降和各种掺杂使假现象严重。

今年以来，市场化的煤价在需求旺盛的情况下一路高涨。华能集团副总经理寇伟认为，煤炭行业平均吨煤利润率高达30％，由于当前煤炭集中度提高，各地政府和大型煤炭企业控制煤炭产量和价格的能力增强，易出现淡季"控产保价"、限制电煤出省等不利现象。

我国能源供需"逆向分布"的现实，也是导致煤炭长途运输、价格攀升的重要原因。国家电监会一份调研报告显示，煤炭从生产地运到消费地电厂，运输、收费等中间环节的费用占到煤价的30％－60％。部分电厂反映，仅流通环节不合理收费就占到中间环节费用的50％左右。

此外，目前煤炭流通环节乱象丛生，中间环节层层转手加码，获取了合同煤与市场煤之间巨大差价利润，这几乎成为行业潜规则。

国务院政策研究室综合司副司长范必指出，症结在于目前煤电运环节都存在计划与市场的双轨制，使得市场机制、价格机制在生产经营中的自动调节作用受到抑制，以致陷入煤电轮番涨价的恶性循环怪圈。

高企的电煤价格、不断扩大的用电缺口以及火电企业持续亏损，使得今冬明春的用电形势很不乐观。市场对上调电价、进而推进电价改革的呼声愈加强烈。

多数业内人士认同，在目前电价体制改革尚未到位、竞争性电力市场尚未建立的条件下，煤电联动机制仍是解决煤电矛盾的短期有效措施。

针对可能存在的煤电联动后煤炭跟风涨价的循环涨价怪圈，业内人士建议，如果煤价涨得太快，应纳入临时干预范围，建立调价申报制度，或者通过征收暴利税等方式遏制煤炭的涨价冲动。长远看，打破"电荒"困局的最终指向是推进电力体制改革，逐步形成科学合理的电价形成机制。

国务院发展研究中心产业部部长冯飞认为，电力体制改革关键在三点：一是改革定价机制，不是简单的调价而是形成合理的价格形成机制；二是在电网垄断领域引入有效竞争；三是进一步理顺政府、市场和企业的关系。