隨著冬季和枯水期的來臨，近期電煤供需緊張形勢開始由局部向全國蔓延，不僅傳統缺煤省市如湖南、湖北、江西等地電煤供應緊張，連往年有力支援這些地區的產煤大省河南、貴州等也面臨不同程度的“燃煤”之急。以河南為例，截至11月11日，全省有17座發電廠存煤不足3天，缺煤停機容量約560萬千瓦，超過省網最大供電能力的15%。
細究電煤供需緊張現象及其本質，這一次電煤吃緊并非“突如其來”，而是“如期而至”，將來還可能來得更猛烈。從現象上看，自今年年初以來，各地“電煤緊張”的警報就一直不絕于耳，在傳統的電煤消費淡季——第二季度，也有多個省市發生“煤荒”和電力短缺的情況。因此，當前處于采暖負荷攀升、水電出力下降的時節，出現電煤緊張情況并不“出人意料”。“意料之外”的或許只是電煤緊張的范圍進一步擴大、影響進一步加深。
從本質上看，電煤供需緊張是經濟發展方式粗放、煤電價格機制不順、地方發展本位主義等諸多因素交織、衍生的后果。當前電煤供應難以適應需求的季節性、突發性、大規模變動，電煤供需緊張已成常態。一些跡象顯示，未來電煤供需形勢恐進一步惡化。
首先，今年前三季度，全國電煤消費14.2億噸，同比增長12.8%，占同期煤炭產量的比重超過50%。由于經濟發展方式粗放、電煤需求過快增長，甚至連一些產煤大省都已“自身難保”，繼山東之后，河南、安徽于2010年由煤炭調出省變為調入省。照如此發展態勢，這些“產煤大省”周邊缺煤省市的電煤緊張狀況必將進一步加劇。
其次，由于煤電價格“倒掛”，火電企業陷入“越發越虧”窘境，嚴重挫傷了投資和運營積極性。今年1~8月，火電電源投資同比減少10.3%，截至8月底，火電在建規模同比減少2007萬千瓦。除了縮減投資以外，不少企業消極生產，有煤也不愿滿負荷發電，這也正是今年第二季度以來出現“電煤庫存上升、電力供需吃緊”怪象的重要原因之一。上述狀況再無改觀，煤電將成為未來電力供應的重大隱憂。
再次，近年來山西、內蒙古、陜西、河南等產煤大省對煤炭資源的行政干預明顯加大，一是推進煤炭資源整合、形成地方資源壟斷，重組后的大型煤炭企業常采取限產保價等措施，削減了煤炭的可供資源;二是加強對煤炭市場的管制，南方一些產煤省近期已經開始征收懲罰性“煤炭價格調節基金”以限制煤炭出省，個別地方政府甚至在煤礦“蹲點”拉煤，大大降低了煤炭企業的生產積極性。
針對電煤矛盾引發的電力供需緊張，電網企業積極行動，在供應側和需求側采用了多種措施。一是積極組織跨區電力電量交易，調劑電力余缺。跨區電網作為經濟、高效、安全、清潔的能源輸送通道，對于緩解電煤和電力供需矛盾的價值和作用早已通過實踐檢驗。這一點在今年電煤運力不足、供需緊張的情形下體現得更加明顯，1~10月，電網企業組織全國電量交易約5300億千瓦時，按現有發電煤耗計算，相當于實現輸煤2.3億噸，是同期全國鐵路電煤運量的六分之一左右，有力支援了華中、華東、華北和南方電煤緊缺地區的電力供應。二是加強電力需求側管理，抑制電煤和電力供需緊張地區的部分不合理電力需求。通過采取錯峰、避峰等有序用電方式和其他經濟激勵、行政手段，合理安排不同用戶的用電方式，在一定程度上限制了對高耗能行業持續過快增長的不合理電力需求，有力地緩解了火電供應壓力。
從根治電煤供需緊張的措施來看，主要依靠電網企業來解決并不現實，單純依靠政府的行政命令、約談、抽查、限價等行政手段、通過犧牲一方利益來換取另一方利益來“治標”的做法也不可取，有關部門必須加強協作，多措并舉，標本兼治。一是以煤價和電價為突破口，加快理順煤電價格。加強煤炭流通環節的整頓治理力度，加快建設公正、公平、公開的煤炭交易市場。同時加快完善“煤電聯動”市場運作機制，提高工業特別是高耗能行業的電價水平，推行“獎少罰多”的居民階梯電價。二是大力發展跨區輸電，有關部門要扭轉“遠輸煤，近輸電”的戰略思路，對跨區輸電工程項目的審批、籌資等方面予以一定的政策扶持，同時統籌送受端電源和電網的規劃和建設，使得跨區輸電“有電可送、送得出去，受得進來”。三是建立一個跨部門、跨省區、跨行業的電煤供需協調管理機制，具備協調產煤省和缺煤省之間政府關系，發電企業、煤炭企業、電網企業、鐵路、港口等參與實體之間利益，電煤產、銷、運能力的職責和權利。四是健全以電煤儲備為中心的應急體系，加快后續批次煤炭儲備基地建設，同時注重基地的精細化和專業化運作，提高煤炭儲備基地的管理效率和應急能力。 |
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