12月29日，中国煤炭运销协会新数据显示，2011年全国跨省煤炭衔接量已超出发改委预定的93200万吨总衔接量，但业内人士普遍认为，在煤价不让涨的前提下，明年重点电煤合同终履约率堪忧。当前，湖北、陕西、四川等部分地区电厂存煤量不断下降，甚至出现了拉闸限电的现 象 ， 其 根 源 就 在 于“市场煤、计划电”。在日益吃紧的电煤供应形势面前，煤电联动或许才是“煤荒”和“电荒”难题的破解之道。
供应
多省份电煤存缺口
日前冷空气开始影响我国大部分地区。在寒流面前，原本就已经偏紧的电煤供应更是“捉襟见肘”，截至目前，湖北、陕西、四川等省份已经出现较大供电缺口，部分地区甚至拉闸限电。
21日，陕西电网正式启动《2010年有序用电预案》，全省用电限制230万千瓦时。目前，陕西电力紧张的主要原因是电煤库存持续快速下降。省内各电厂日均进煤8.3万吨，日均耗煤11.5万吨，电煤库存日均下降3.2万吨。个别电厂电煤库存严重告急，6座电厂库存低于5天。
陕西电网称，随着气温降低，陕西电网负荷还将进一步攀升，预计今冬陕西电网大负荷将达到1350万千瓦时，同比增长14.9%，大日用电量2 .7亿千瓦时，同比增长15 .1%，陕西电网面临的供电形势更加严峻。
22日零时起，湖北省开始实施有序用电方案，首日限电2000万千瓦时。此前一周，全省电煤库存已连续7天低于警戒线之下，目前仅为173万吨。据对当前快速下滑的电煤库存和不断攀升的用电需求分析，预计到月底前全省每日电煤缺口将达到3万吨，即日缺电量6000万千瓦时。
另据四川电力公司透露，受低温影响，四川用电负荷、用电量持续攀升，加上电煤供需紧张，四川今冬用电形势不容乐观。据预测，迎峰度冬期间全川总用电量将达到450亿千瓦时，省内水电可发电量206亿千瓦时，加上已落实外购电量21亿千瓦时，还有近230亿千瓦时的缺口。
四川电力公司称，截至12月20日，全网存煤量322万吨，各主力电厂存煤可用天数不足30天。按照目前的消耗速度，预计到明年1月中旬，全网电煤库存量将下降到150万吨，严重影响今冬明春电力可持续供应能力，届时四川可能发生拉闸限电。
中投顾问预计，随着元旦以及春节假期的临近，国内煤炭企业的生产也会受到一定的影响，从往年经验来看，每年的1、2月份国内煤炭产量处于相对低位，而1、2月份又刚好是冬季用煤高峰期，因而煤炭供应紧张的局面很有可能会进一步加剧。
病根
“市场煤、计划电”
中投顾问能源行业研究员宋智晨指出，目前我国煤炭市场已经开始出现局部供需关系失衡的状况，而造成这一现象的主要原因在于过高的市场煤价使得煤电双方的分歧不断加深，从而导致电煤供应难以保障。
业内人士称，眼下我国的结构性缺电是煤电矛盾积压造成的燃料供应问题。只要煤电矛盾的根源———“市场煤”、“计划电”的体制得不到理顺，煤电之间的痼疾就无法化解。
以眼下合同电煤谈判为例，发改委此前明确要求，煤炭企业要严格价格自律，2011年重点合同电煤价格要维持2010年水平不变，不得以任何形式加价。煤炭生产和运销企业不得人为干扰和炒作煤炭价格，自觉不涨价、不提价。这一要求被指触动了煤炭企业利益，在执行层面可能遭遇暗中抵制。
“市场煤涨价而合同煤不涨价，国内煤炭企业很难接受这一事实。只要煤炭企业与电力企业之间的根本矛盾不解决，煤炭供需谈判工作的困境就还将持续。”宋智晨说。
中国煤炭市场网专家李朝林分析，有的地区煤炭企业销售的重点合同电煤的价格是每吨500多元，而非重点合同的价格达到了每吨700多元，二者差距非常悬殊。政府的干预有可能使重点合同电煤价格和非重点合同电煤价格的差距继续扩大。
根据中国煤炭运销协会数据显示，截至2010年12月29日16时53分，2011年全国跨省煤炭衔接量已初步汇总101631.509万吨，已经超出发改委预定的93200万吨总衔接量。但业内人士对2011年重点电煤合同终的履约率表示担忧。
“即使签订了重点电煤合同，铁路运力能否落实、煤炭质量能否保证仍然放心不下。”山东一家大型电厂老总对《经济参考报》记者说。
据报道，发改委已牵头组织电企、煤企及铁路三方，对2010年30万吨以上的重点电煤合同进行了抽查，结果发现合同兑现率不足50%。类似的情况有可能在明年重演。
中国煤炭运销协会副秘书长梁敦仕告诉《经济参考报》记者，目前来看，全国煤炭产运需衔接还算顺利，一旦煤电双方合同签订完毕，协会将尽力协调运力问题，至于煤炭企业是否会按照合同约定兑现，则是企业行为，协会无法干涉。
不容乐观的是，根据发改委下发的通知，今年的合同煤量将超过9亿吨，其中电煤大约在7亿吨左右，大概占到我国电煤消耗总量的四成左右，也就是说，国内的火力发电企业还有六成左右的电煤缺口需要通过市场渠道或者其他方式来解决。
煎熬
“煤荒”阴影笼罩电力公司
挥之不去的“煤荒”阴影正在让电力公司备受煎熬。
五大发电公司山东分公司某高层告诉《经济参考报》记者，当前，煤炭问题已成为制约发电企业生产经营和发展的大问题。市场煤与计划电的双体制运行，使发电企业生产经营面临巨大压力。山东地区大部分企业已经没有边际利润，自身的“造血”功能丧失，普遍出现巨额亏损，需要银行信贷资金的“输血”才能维持生存，在当前信贷收紧的趋势下，资金链随时可能出现断裂的危险。
上述人士表示，由于煤炭价格大幅上涨，并持续高位运行，发电行业出现了增产增收不增效的严峻局面，在能耗和财务费用、管理费用持续下降的情况下，亏损仍很严重，经营状况持续恶化。
山东省经信委经济运行局副局长史玉明介绍说，今年以来，由于电煤价格居高不下，省内电厂亏损严重，34家主力电厂亏损额已接近30亿元，资金供应出现困难，而去年是保持盈利的。
“煤电价格本来是水涨船高之事，上调上网电价会有效减轻发电企业压力，但现实来看很难理顺煤电价格。预计春节前后，很难实施煤电联动政策，但明年上半年是否会实施，业内预期较大。”史玉明说。
2009年签订的电煤重点合同价格普遍上调40元，但由于今年以来物价上涨较快，通货膨胀压力较大，发改委此前制定的煤电联动政策迟迟不动，上网电价始终保持不变。其结果就是，由于上网电价相对较低，陕西、河南、湖南等多个省份的部分电厂已出现停机限电现象。
史玉明提醒说，在保障煤炭安全生产情况下，煤炭主产区稳定产量与价格，保障市场煤炭供应。每年临近春节，受煤炭安全生产因素，职工放假等因素影响，一些煤炭企业产量会出现下降。特别是内蒙古自治区等一些产煤大省，因控制煤炭产量，对电煤需求带来不利影响。
上述电企高层建议，应尽快实施煤电联动政策。同时，进一步规范煤炭交易，控制煤价，提高发电企业重点合同量，并建立相应的兑现保障机制，帮助发电企业尽快扭亏脱困。