受席卷全国的寒潮影响，中国各地用电负荷屡创新高，华中华东多个城市拉闸限电，电煤供需矛盾再度显现。分析人士指出，理顺煤电价格形成机制才是改善电煤供求关系，解决“煤荒”“电荒”的治本之策。

　　国家电力调度通信中心监测显示，从2009年12月下旬以来，全国发电量持续上升，较去年同期增加约30%，今年1月5日，多个省份的用电负荷再创新高。

　　其中，湖北、重庆用电尤为紧张。今年1月5日，两地继续分别拉闸限电292.7万千瓦和87万千瓦。到1月6日，武汉电网最大供电负荷预计将达到480万千瓦，压限量达到70万千瓦。

　　国家电力调度通信中心有关负责人表示，国家电网将继续发挥特高压系统、直流输电系统等跨地区、跨省电网的互济能力，尽最大可能支援电力紧张地区。

　　去年入冬以来，中国多个省份供电形势持续紧张，其表象为国内经济复苏、用电需求强劲、寒潮提前、取暖负荷上升较快，但深层次原因则是电煤供应机制不顺。

　　安徽省电力公司调度处处长戴长春说，目前，安徽省冬季电煤库存仅有50万吨左右，只够4天供应量，离正常保证7天的标准供应量存在较大差距。

　　至1月5日，江西各火电厂的电煤库存仅为85万吨，远低于省政府提出的230万吨的库存要求。在湖北，荆门、汉川、襄樊等地电厂因缺煤已停止发电。

　　作为产煤发电大省，山西省用电也出现紧张，从1月3日起全省采取错避高峰的用电方式，5日错峰最大电量为183.6万千瓦。

　　国家发改委能源所前所长周凤起6日表示，天气因素只是小问题，“煤荒”最根本的原因在于煤电价格机制不顺。他同时否认了供不应求导致“煤荒”的说法。

　　业内人士把煤与电的关系形象地称之为“市场煤、计划电”。近年来，由于电煤逐步与市场接轨，价格持续攀升，而下游电价一时难以启动价格联动机制，从而导致电力企业普遍亏损，电力供应持续吃紧。

　　为理顺煤电价格形成机制，从2004年开始，国家通过实施煤电联动来缓解电厂的困境，即当煤炭的价格累计变化幅度连续在6个月以上超过5%时，通过调整电价来弥补发电企业成本的增加。不过，这一机制未能得到很好的执行。

　　在煤电价格形成机制不顺的情况下，煤炭和电力行业开始尝试“煤电一体化”。业内人士认为，这其实是煤炭与电力两大产业抗拒市场风险，组织生产自救的无奈之举。

　　“表面上看，此轮电煤供应偏紧受供求因素影响较大，但如果煤价未来保持上涨，而电价没有理顺的话，那么机制将成为最大的隐患，需要警惕更大范围的‘煤荒’和‘电荒’。”厦门大学能源经济研究中心主任林伯强说。

　　2009年11月，国家发改委宣布全国非居民电价每度平均提高2.8分钱。业界人士认为，2010年的电煤价格还是看涨。

　　面对煤电领域的“痼疾”，业内专家积极建言献策：首先，立足供需，严控高耗能项目，大力提倡节能产业；其次适当限制出口，国际能源价格上涨，使得煤矿纷纷扩大出口，建议首先保证国内市场供应。第三，关注煤炭储备问题。

　　有关专家建议，在煤炭储备基地的建设过程中，应联系产业链上下游，实现港口、铁路相结合，并引进多方风险投资，探索建立煤炭安全预警机制，形成煤炭统一采购体制，以真正构建起煤炭安全供应的长效机制。(参与采写记者王丽丽、郑晓奕、陈春园、沈翀、蔡敏)