“今夏是自2004年以來‘電荒’最嚴重的一年。”國家電網公司此前就做出如此推斷，原因是在用電方面，高耗能產業去年停限產后恢復較快以及夏季空調負荷激增導致用電緊張形勢。在供電方面，目前電煤價格處于高位，加劇了電煤供應緊張。事實上，煤、電、運3個環節如何協調發展亟待解決。

　　煤炭運力尚需進一步緩解

　　中煤集團公司有關負責人反映，目前煤炭外運繼續面臨運力瓶頸制約。

　　據了解，今年以來，隨著煤炭資源整合后國內新增產能逐步釋放，山西、內蒙古、陜西、河南等主產煤省區煤炭產量持續高位運行。其中，山西今年將新增產能約1億噸，內蒙古煤礦建設項目竣工投產9個，形成生產能力2050萬噸每年。盡管受全國范圍內展開的煤礦安全生產檢查行動影響，煤炭產能在一定程度上受到了抑制，但是預計未來一段時間，煤炭產量仍將保持增長勢頭。

　　在煤炭產量釋放的同時，隨著大秦線檢修的結束、包西和太中銀等多條鐵路運輸通道的運營，煤炭運輸瓶頸的問題進一步得到緩解。而且，京滬高鐵、京石客運專線、石武客運專線、津秦客運專線也陸續建成或即將通車，這些都有利于煤運通道的運能釋放。

　　但是，中煤集團的切身感受是，隨著在建項目和兼并重組煤礦技改后的產能釋放，近幾年將是新增產能的高峰期，相比之下，鐵路運力增量很少，運力的制約十分突出。

　　煤價上漲火電企業虧損

　　就在煤炭行業產能釋放的同時，火電企業卻因為煤價上漲致使邊際利潤不斷下滑、虧損面持續擴大。

　　據中國國電集團公司(下稱“國電集團”)有關負責人反映，目前，國電集團已有多家火電企業上網電價不足以彌補發電單位變動成本，出現越發越賠的價格扭曲現象。

　　2011年以來，國電集團入爐綜合標煤單價均在每噸700元以上高位運行。據統計，在上半年集團公司82家火電企業中，入爐綜合標煤單價在每噸900元以上的有12家，其中有4家更是在千元以上。

　　高煤價嚴重侵蝕了火電企業的邊際利潤，度電邊際利潤不足7.7分(國電集團平均度電固定成本)的企業有27家，河南駐馬店、江西九江電廠等已出現負邊際利潤現象。火電企業虧損面已達63%，同比擴大了8個百分點，上半年火電業務同比增虧26.8億元。

　　從2003年到2010年，集團標煤單價累計上漲，漲幅達170.79%，增加成本2411億元，煤價高漲蠶食利潤，火電企業已經不堪重負。

　　現實情況是，國電集團所屬82戶火電企業中，已有11家企業資不抵債，有14家企業資產負債率在90%至100%之間，19家企業處于資金鏈斷裂邊緣。

　　煤電供需矛盾有待解決

　　一方面是火電企業因不斷上調的煤價而不堪重負，已經到了資金鏈斷裂邊緣，另一方面是煤炭企業因運價上漲導致運輸成本不斷上漲，提高煤價的訴求難以抑制。有關人士認為，這種矛盾產生的根本原因是價格機制沒有發揮應有的調節作用。

　　上述中煤集團公司負責人告訴記者，由于“市場煤，計劃電”的矛盾及煤炭、電力兩個行業發展水平的差距，煤電之間存在諸多體制上的矛盾，給兩個行業的發展均帶來一定影響。特別是近幾年來不斷拉大的重點電煤與市場煤價差，極大的影響了煤炭企業兌現重點電煤合同的積極性。

　　原來，煤電價格矛盾只是表面現象，實質是“計劃”與“市場”的矛盾，是“煤炭市場定價機制”和“電價管制機制”之間的矛盾。

　　在煤炭環節，“市場煤”的市場機制其實并不完備。煤炭生產存在計劃內與計劃外的區別，計劃內電煤也被稱為重點合同煤，煤價較低;計劃外電煤靠市場運力，價格較高。在運的環節，受鐵路運力影響，抬高了煤價。特別是計劃外車皮鐵路運煤，要付出更高的成本。在電的環節，“計劃電”無法建立起市場價格傳導機制，壓縮了電廠的利潤空間。此外，為獲取資源收益，各種地方收費也推動了電煤價格上漲。

　　因此，考慮煤、運、電這3個環節，建立競爭性的電煤市場、運力市場和電力市場成為迫切需求。

　　有關人士建議，一是繼續實行煤電聯動，緩解火電企業成本壓力，穩步推進電煤價格市場化進程，同時，通過價格杠桿適度抑制高耗能行業的過快發展，轉變經濟增長方式、推動節能減排。二是推進電力市場改革，逐步形成電力市場化定價機制。三是扶持煤炭企業“煤電一體化”項目建設，鼓勵煤電聯營，特別是鼓勵煤電雙方共同推進坑口電站建設等。