电煤价格高位上涨
截至3月底，全国电煤库存2266万吨，与去年同期相比减少389万吨；日最大缺煤停机容量为4000万千瓦，存煤低于3天耗用水平的机组容量超过7000万千瓦。来自中国电力企业联合会日前发布的一季度发电企业运行报告显示：一季度全国电煤供应形势较为严峻。
这份报告披露，一季度电煤价格继续处于高位上涨。在2007年全国电煤价格平均上涨35—40元/吨、涨幅超过10%的基础上，2008年的煤炭产运需衔接会签订的电煤合同平均价格再次上涨35—45元/吨，部分地区甚至超过70元/吨，完全超出了企业的承受能力。受灾害、电煤价格持续高位、清洁环保上网电价增加，企业财务费用和利息支出增长等因素影响，电力行业利润下滑十分明显。1—2月份，电力行业利润总额由去年同期的216.10亿元下降到95.41亿元，同比下降55.85%，低于煤炭行业利润增速（66.8%）122.85个百分点。其中火电企业利润仅为25.49亿元，同比下降了75.39%；水电企业利润仅完成9465万元，同比下降73.45%；核电企业和新能源发电企业分别实现利润7.29和1.39亿元，同比分别下降32.38%和9.05%。
中电联预计，今年第二季度及下半年，电力供需将承接2、3月份以来逐月恢复增长的势头，保持平稳较快的增长，增速可能继续缓慢走高；在装机规模和输配规模稳步增长的情况下，电力供应能力进一步增强，全国电力供需形势总体基本平衡，个别省份略有紧张，电煤供需形势整体偏紧并在部分地区将更显突出，电煤供应和来水情况将是影响今年电力供需的决定性因素。
煤电一体化谋长远调控加保障解近渴
一方面电煤价格急速上涨，电厂亏损，购煤积极性下降；另一方面，受宏观调控制约，电价短期上调的可能性不大。那么，如何能够保证电厂运营、电力正常供应？业内人士提出，这需要政府、行业、企业共同协作，采取更加有力、更有针对性的措施加以解决。
从长远看，以能源体制改革为契机，鼓励电力和煤炭企业的重组、联营和多元化发展。由于大的煤炭企业和电力集团都是国有企业，按照国外能源市场化发展的经验，许多电力企业本身就是集煤炭、电力生产和运营于一体的能源公司。鉴于此，一是借助国家加强对能源行业重视、组建国家能源局的有利时机，鼓励电力企业和煤炭企业的优化重组，进一步总结和研究煤电一体化的方式和机制问题，建立煤电互保的机制体制，这对稳定和平衡电煤市场化带来的煤价波动，减少电力企业经营风险和困难具有非常重要的意义；二是加强电煤与铁路运力的协调，优先规划和建设重要的运煤通道，解决运输瓶颈问题；三是要以“十一五”规划为指导，利用电力工业发展产业政策，鼓励有条件地区加快建设大型煤电基地，借助电网输电线路包括特高压的建设，变输煤为输电，优化电煤资源及运输流向结构，缓解煤炭运输压力；四是大力推动电源结构多元化，加快发展水电、核电、风电等新能源和可再生能源，逐步减少对煤炭的依赖。
从近期看，应加大对电煤的保障力度，做到“可控、可调、监管、服务”。
可控——煤炭按市场化运作，是资源型价格改革的重要内容。但实践证明，放开煤价也有市场失灵的部分，因此需要国家调控。在电力企业经济效益急剧下滑、煤炭企业利润大幅上升的状况下，采取行政、法律和经济手段加强对煤炭价格管理，严格提价限价政策措施。比如有关部门要加强对电煤市场价格和电煤市场的必要控制，从稳定市场的角度出发，坚决打击少数煤炭企业不守信用、哄抬煤价的行为，维护良好、守信的电煤市场秩序。铁路交通运输部门则对运价和运力及时做好运力调整和优化，重点做好运力紧张地区的电煤抢运工作。
可调——电力价格由国家控制，电煤是重要的保障物资，但是在煤价过快上涨、行业经营情况整体恶化的情况下，电力价格也应该并可以进行适当的调整，这也是宏观调控的重要内容。在近期物价上涨压力较大、煤电联动比较困难的情况下，国家可将集中调控改为电煤价格分散疏导，并将电煤价格疏导责任落在各地方政府，各省根据省内电力企业亏损和电煤价格上涨现实情况，有差别的进行适当的价格疏导，或进行适当的政府补贴，在尽量不增加社会负担的情况下维持企业基本的正常经营。
监管——电煤走向市场经济需要加强监管。通过加强对煤炭流通环节的监管，确保电煤的正常流通，比如对年初已经签订的供应合同执行情况检查，确保按签约合同的量、价供货，提高合同的兑现率，优先重点保障重要电厂的电煤供应，还要协调煤炭产运需三方尽快签定补充合同。
服务——煤炭协会和中电联应该协助政府为企业做好服务工作。配合政府做好协调，调研、测算、监督，认真做好行业自律。
多方面解决电网建设困难，支持和促进电源与电网协调发展。进一步加快电力工程特别是电网工程项目的核准，将输电走廊通道纳入各级政府的地方规划和土地利用规划。将电源和电网送出项目同步核准，避免电源资源的闲置浪费。考虑到电网公司在抗灾中的损失和目前的实际困难，应拓展电网融资渠道，通过部分减免税途径帮助电网度过资金“瓶颈”的难关，尽快修复电网，同时要兼顾地方电网公司、农电企业的修复资金短缺问题，统筹规划。
切实加强电力需求侧管理工作，利用经济手段调节高耗能用户用电需求。从今年供需形势和平衡情况来看，电煤供应缺口、迎峰度夏期间的高负荷以及来水的不确定性都可能会增加电力供需矛盾，而需求侧管理（指对用电一方实施的管理）是有效解决今年部分地区出现的电力缺口的重要手段。因此，电力企业和用户要继续提高对需求侧管理工作的认识，落实好错峰、避峰、限电等有序用电方案，千方百计确保居民生活用电和重要用户用电不受影响，尽最大可能移峰填谷，减小实际发生的电力负荷缺口。建议继续执行差别电价政策，用经济手段限制高耗能、高污染企业用电，停止不符合产业政策、违规建设和淘汰类企业用电，为国家节能降耗服务；要进一步发挥价格杠杆的作用，用经济手段调节用电需求。
■新闻背景
煤电价格联动时下，面对电力企业罕见的全线亏损，加上可能产生的电荒，使得人们再度将目光转向煤电价格联动。
据了解，2003年，电力体制改革，厂网分开后，国家逐渐放开了发电用煤价格。2006年，国家又取消了对重点电煤合同的政府指导价，让电煤价格完全由市场调节。由于这几年我国国民经济快速发展，全国各地陆续投资新建了一大批重化工业、高耗能企业，扩大了电力的需求，对煤炭的需求相应增加，因此，电煤价格一路攀升，涨幅每年都在10％左右。由于电价锁定，电煤价格却已基本放开，不断上涨的电煤价格，使大部分电厂处于亏损状态。
因此，在2004年12月，国家出台了煤电价格联动政策，规定当煤炭的价格累计变化幅度连续在6个月以上超过5％时，国家将通过调整电价来弥补发电企业成本的增加。2005年4月和2006年6月，我国分别实行了两次煤电价格联动，全国平均上网电价分别上调了1.78分/千瓦时和1.174分/千瓦时，消化了电企70%的成本上涨，对解决发电企业的经营困难起到了很大的作用。
电力作为上游重要的能源价格，会直接影响到下游许多行业的成本，产生成本推动型通货膨胀。而且电力需求具有刚性，电价一旦上调极有可能引发终端消费价格的集体上涨，加剧通胀压力。据测算，电价上涨1分，CPI将上涨0.4个百分点。目前物价上涨压力明显，2月份CPI指数为8.7，3月份为8.3，这说明通胀压力依然沉重，电价调整不得不统筹考虑各种因素。
国家发改委官员日前表示，现在整个物价指数居高不下，而且今年价格调控的目标任务也很艰巨，因此，今年何时、以何种方式实施“煤电价格联动”，要根据经济形势、价格总水平的走势，在物价指数可容纳的范围之内统筹考虑。