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煤电价格联动是指电价随煤价变化也相应进行上下浮动的价格形成机制。
上网电价调整标准=煤价变动量×转换系数
其中，转换系数与供电标准煤耗、发热量、消化比例等因素有关，具体计算方法为：
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(2)销售电价与上网电价联动
销售电价调整标准=上网电价调整标准×比例系数
其中：
| 比例系数= | 1 | |
| 1-输配电损耗率 |
煤电价格联动政策主要包括以下几方面的内容：
1.从长远看，要在坚持放开煤价的基础上，按照国务院颁布的《电价改革方案》规定，对电力价格实行竞价上网，建立市场化的煤电价格联动机制。
2.上网电价与煤炭价格联动。根据煤炭价格与电力价格的传导机制，建立上网电价与煤炭价格联动的公式。以电煤综合出矿价格(车板价)为基础，实行煤电价格联动。为促进电力企业降低成本、提高效率，电力企业要消化30%的煤价上涨因素。
3.建立电煤价格信息系统及指标体系。计算平均煤价及变化幅度，定期对外发布，作为煤电价格联动的计算依据。
4.上网电价调整后，相应调整电网企业对用户的销售电价。居民电价、农业电价、中小化肥电价一年最多调整一次，其他用户电价随上网电价变化相应调整。
5.确定电价联动周期。原则上以不少于6个月为一个煤电价格联动周期。若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%，相应调整电价；如变化幅度不到5%，则下一周期累计计算。
6.按电网区域分价区实行煤电价格联动。由国家发改委根据煤炭平均车板价变化情况，按区域电网或在区域电网内分价区实施煤电价格联动，并将具体实施情况报国务院备案。
7.政府依法对煤炭价格进行适当调控。为避免煤炭价格发生剧烈波动，依据《价格法》的规定，由国务院授权国家发改委在煤炭价格出现大幅度波动时，在全国或部分地区采取价格干预措施。
从治理的角度看，能源政策和机制创新是系统性的变革过程：包括制度、理念、文化、利益格局、执行模式、权力结构、组织机构等诸多方面的创新，同时还包括一阶创新(对现有政策工具的完善)、二阶创新(引入新的工具)以及三阶创新(治理范式的根本创新)。结合我国实际，本文提出如下创新煤电联动机制的举措：
(一)完善中央与地方政府收益分成模式
地方政府之所以干预电煤市场，与其不掌握资源处置权有关。基于此，可由中央政府行使配置权和收益权，并按照煤炭资源生产规模大小分类，委托省级人民政府进行代管。目前，常规煤矿按产能分类的标准为：120—600万吨/年为大型煤矿、45—90万吨/年为中型煤矿、30万吨/年以下为小型煤矿，可以引人该分类标准作为选择委托省级与以下各级地方人民政府进行代管的依据。建立并完善中央政府与地方政府收益分成制度，变革简单的税收模式，逐步更新现有的资源收益分配方式，尝试对现有以资源税、城建税、教育费附加、企业所得税、个人所得税、房产税、土地使用税、印花税、车船使用税为主的九大地方煤炭税种进行系统性改革，从税收制度方面完善煤炭企业与地方政府的收益分配方式，建立合理有效的征税监管体系，确保地方政府从煤炭资源开发中获益。对煤炭开发企业核定成本，并限定其利润范围，资源增值收益部分国家拿大头，各级地方政府按比例分成，以此引导政府减少在煤电市场的干预行为，消除价格“泡沫”。
(二)完善行业评估体系
应从完善能源治理结构的角度建立合理的煤炭和电力行业评估体系。目前，无论是从国家战略发展需要还是从能源行业的安全稳定角度出发，都应对中国煤炭电力行业的现状进行全面评估，为采用科学手段规划未来行业发展提供依据。由于能源问题已成为在中国“人口红利”逐步消失后影响中国经济发展速度的战略因素，因此应提高紧迫性，将煤炭与电力行业发展的各项数据进行科学分析和评估，引入先进的数据挖掘和统计计量技术，提高评估预测精度与覆盖范围，为煤电定价和联动提供有效数据。在实践中，可以连同国家统计局、海关总署、国家能源局、世界能源研究机构、各煤炭生产企业、中国电力企业联合会、发电与输电企业等，建立网络信息报送和共享平台，实现数据的动态发布，从而为煤炭和电力企业的议价提供依据。
(三)通过部门整合集中履行国家能源管理职权
将国家各部委下属相关部门合并，收归新成立的能源局统一管理，负责全国煤炭资源的使用与监督。这样不仅提高了煤电价格形成中政府监管的效率，确保了部门间信息共享和决策的高效，还可以大幅度精简政府编制，促进公共部门人力资源的充分利用。同时，还应注意到这一部门的权力过大，因此应设立相关监察部门，监督其权力使用情况，使其与能源局相互制约，防止能源局的腐败问题等。在整合成立新机构后，应在短期内将工作重点放在使税费进一步合理化并降低煤炭运销企业的负担上，避免发电成本因地方政府逐利被抬升。从长期来看，该管理机构的运行目标与职能应包括：(1)密切观察并动态分析各地煤炭行业与电力行业在价格形成机制过程中的合作与协商情况，做好全国范围内的煤电联动情况分析，提供有关政策执行评估报告；(2)查找和分析各地导致煤电联动情况出现问题的原因所在，责成地方政府和行业部门进行联合监督，通过税收与财政杠杆平衡煤炭与电力行业的关系；(3)及时总结有关规律，考虑制定在市场化条件下煤炭行业生产的保护性政策，从而为维护其生产可持续性提供条件。
(四)建立国储机制完善煤炭资源配置
建议由国家主导，中央政府与大型火电企业共同出资建立国储机制，实现煤炭资源的国储供给，并在实践中摸索确定合适比例，经由国储调度配置，实现点对点供应。国储机制应尽量避免中间占用，严格限制加价幅度，建立以市场经济为主的资源调配机制。确立并巩固市场交易中的买方主体地位，结束中间流通环节独占暴利的局面。为确保这一体制的运行，必要时，应采用立法途径，在国家层面尽早制定实施《煤炭能源储备法》，从储备目的、储备来源、储备与市场配置关系、储备机构的建立与管理、储备机构的行业自律与外部监督、储备预测预警机制、储备中心的标准化管理、储备规划的修订与完善、生态环境保护与补偿、国家储备与国际储备的关系等方面建章立制，形成具有权威性和可操作性的法律框架。
(五)建立市场化交易试点
积极探索电力市场化交易试点，建立中央与地方政府共同监管下的区域性市场，活跃电力产品的市场化交易，激活电力价格形成的市场化机制。在实施过程中，应尝试在供需富余前提下，按供需关系实现各自利润最大化，完成购售电买卖交易，也即探索直供电机制创新。应正确处理直供电与涨价的关系，直供电不意味着不涨价，假设不涨价，交易将又回到非市场化的旧轨道上，成本传递将无法进行，供给需求将被抑制，流动环节的价格泡沫又将出现。同时，也要选择适当的直供电对象，将其与用电形势是否紧张、现有电费是否偏高、企业未来经营是否需要大规模用电等因素相结合。此外，还必须注意中国的基本国情，考虑到用电户的支付意愿与实际能力，避免电力企业在市场化交易中的保护性收益成为可能被公众诟病的“与民争利”的焦点所在，更需避免由于市场化交易过度导致电价快速上升，从而加剧通货膨胀和全局性物价上涨的风险。