受席卷全國的寒潮影響，中國各地用電負荷屢創新高，華中華東多個城市拉閘限電，電煤供需矛盾再度顯現。分析人士指出，理順煤電價格形成機制才是改善電煤供求關系，解決“煤荒”“電荒”的治本之策。

　　國家電力調度通信中心監測顯示，從2009年12月下旬以來，全國發電量持續上升，較去年同期增加約30%，今年1月5日，多個省份的用電負荷再創新高。

　　其中，湖北、重慶用電尤為緊張。今年1月5日，兩地繼續分別拉閘限電292.7萬千瓦和87萬千瓦。到1月6日，武漢電網最大供電負荷預計將達到480萬千瓦，壓限量達到70萬千瓦。

　　國家電力調度通信中心有關負責人表示，國家電網將繼續發揮特高壓系統、直流輸電系統等跨地區、跨省電網的互濟能力，盡最大可能支援電力緊張地區。

　　去年入冬以來，中國多個省份供電形勢持續緊張，其表象為國內經濟復蘇、用電需求強勁、寒潮提前、取暖負荷上升較快，但深層次原因則是電煤供應機制不順。

　　安徽省電力公司調度處處長戴長春說，目前，安徽省冬季電煤庫存僅有50萬噸左右，只夠4天供應量，離正常保證7天的標準供應量存在較大差距。

　　至1月5日，江西各火電廠的電煤庫存僅為85萬噸，遠低于省政府提出的230萬噸的庫存要求。在湖北，荊門、漢川、襄樊等地電廠因缺煤已停止發電。

　　作為產煤發電大省，山西省用電也出現緊張，從1月3日起全省采取錯避高峰的用電方式，5日錯峰最大電量為183.6萬千瓦。

　　國家發改委能源所前所長周鳳起6日表示，天氣因素只是小問題，“煤荒”最根本的原因在于煤電價格機制不順。他同時否認了供不應求導致“煤荒”的說法。

　　業內人士把煤與電的關系形象地稱之為“市場煤、計劃電”。近年來，由于電煤逐步與市場接軌，價格持續攀升，而下游電價一時難以啟動價格聯動機制，從而導致電力企業普遍虧損，電力供應持續吃緊。

　　為理順煤電價格形成機制，從2004年開始，國家通過實施煤電聯動來緩解電廠的困境，即當煤炭的價格累計變化幅度連續在6個月以上超過5%時，通過調整電價來彌補發電企業成本的增加。不過，這一機制未能得到很好的執行。

　　在煤電價格形成機制不順的情況下，煤炭和電力行業開始嘗試“煤電一體化”。業內人士認為，這其實是煤炭與電力兩大產業抗拒市場風險，組織生產自救的無奈之舉。

　　“表面上看，此輪電煤供應偏緊受供求因素影響較大，但如果煤價未來保持上漲，而電價沒有理順的話，那么機制將成為最大的隱患，需要警惕更大范圍的‘煤荒’和‘電荒’。”廈門大學能源經濟研究中心主任林伯強說。

　　2009年11月，國家發改委宣布全國非居民電價每度平均提高2.8分錢。業界人士認為，2010年的電煤價格還是看漲。

　　面對煤電領域的“痼疾”，業內專家積極建言獻策：首先，立足供需，嚴控高耗能項目，大力提倡節能產業；其次適當限制出口，國際能源價格上漲，使得煤礦紛紛擴大出口，建議首先保證國內市場供應。第三，關注煤炭儲備問題。

　　有關專家建議，在煤炭儲備基地的建設過程中，應聯系產業鏈上下游，實現港口、鐵路相結合，并引進多方風險投資，探索建立煤炭安全預警機制，形成煤炭統一采購體制，以真正構建起煤炭安全供應的長效機制。(參與采寫記者王麗麗、鄭曉奕、陳春園、沈翀、蔡敏)