随着冬季和枯水期的来临，近期电煤供需紧张形势开始由局部向全国蔓延，不仅传统缺煤省市如湖南、湖北、江西等地电煤供应紧张，连往年有力支援这些地区的产煤大省河南、贵州等也面临不同程度的“燃煤”之急。以河南为例，截至11月11日，全省有17座发电厂存煤不足3天，缺煤停机容量约560万千瓦，超过省网最大供电能力的15%。

细究电煤供需紧张现象及其本质，这一次电煤吃紧并非“突如其来”，而是“如期而至”，将来还可能来得更猛烈。从现象上看，自今年年初以来，各地“电煤紧张”的警报就一直不绝于耳，在传统的电煤消费淡季——第二季度，也有多个省市发生“煤荒”和电力短缺的情况。因此，当前处于采暖负荷攀升、水电出力下降的时节，出现电煤紧张情况并不“出人意料”。“意料之外”的或许只是电煤紧张的范围进一步扩大、影响进一步加深。

从本质上看，电煤供需紧张是经济发展方式粗放、煤电价格机制不顺、地方发展本位主义等诸多因素交织、衍生的后果。当前电煤供应难以适应需求的季节性、突发性、大规模变动，电煤供需紧张已成常态。一些迹象显示，未来电煤供需形势恐进一步恶化。

首先，今年前三季度，全国电煤消费14.2亿吨，同比增长12.8%，占同期煤炭产量的比重超过50%。由于经济发展方式粗放、电煤需求过快增长，甚至连一些产煤大省都已“自身难保”，继山东之后，河南、安徽于2010年由煤炭调出省变为调入省。照如此发展态势，这些“产煤大省”周边缺煤省市的电煤紧张状况必将进一步加剧。

其次，由于煤电价格“倒挂”，火电企业陷入“越发越亏”窘境，严重挫伤了投资和运营积极性。今年1~8月，火电电源投资同比减少10.3%，截至8月底，火电在建规模同比减少2007万千瓦。除了缩减投资以外，不少企业消极生产，有煤也不愿满负荷发电，这也正是今年第二季度以来出现“电煤库存上升、电力供需吃紧”怪象的重要原因之一。上述状况再无改观，煤电将成为未来电力供应的重大隐忧。

再次，近年来山西、内蒙古、陕西、河南等产煤大省对煤炭资源的行政干预明显加大，一是推进煤炭资源整合、形成地方资源垄断，重组后的大型煤炭企业常采取限产保价等措施，削减了煤炭的可供资源;二是加强对煤炭市场的管制，南方一些产煤省近期已经开始征收惩罚性“煤炭价格调节基金”以限制煤炭出省，个别地方政府甚至在煤矿“蹲点”拉煤，大大降低了煤炭企业的生产积极性。

针对电煤矛盾引发的电力供需紧张，电网企业积极行动，在供应侧和需求侧采用了多种措施。一是积极组织跨区电力电量交易，调剂电力余缺。跨区电网作为经济、高效、安全、清洁的能源输送通道，对于缓解电煤和电力供需矛盾的价值和作用早已通过实践检验。这一点在今年电煤运力不足、供需紧张的情形下体现得更加明显，1~10月，电网企业组织全国电量交易约5300亿千瓦时，按现有发电煤耗计算，相当于实现输煤2.3亿吨，是同期全国铁路电煤运量的六分之一左右，有力支援了华中、华东、华北和南方电煤紧缺地区的电力供应。二是加强电力需求侧管理，抑制电煤和电力供需紧张地区的部分不合理电力需求。通过采取错峰、避峰等有序用电方式和其他经济激励、行政手段，合理安排不同用户的用电方式，在一定程度上限制了对高耗能行业持续过快增长的不合理电力需求，有力地缓解了火电供应压力。

从根治电煤供需紧张的措施来看，主要依靠电网企业来解决并不现实，单纯依靠政府的行政命令、约谈、抽查、限价等行政手段、通过牺牲一方利益来换取另一方利益来“治标”的做法也不可取，有关部门必须加强协作，多措并举，标本兼治。一是以煤价和电价为突破口，加快理顺煤电价格。加强煤炭流通环节的整顿治理力度，加快建设公正、公平、公开的煤炭交易市场。同时加快完善“煤电联动”市场运作机制，提高工业特别是高耗能行业的电价水平，推行“奖少罚多”的居民阶梯电价。二是大力发展跨区输电，有关部门要扭转“远输煤，近输电”的战略思路，对跨区输电工程项目的审批、筹资等方面予以一定的政策扶持，同时统筹送受端电源和电网的规划和建设，使得跨区输电“有电可送、送得出去，受得进来”。三是建立一个跨部门、跨省区、跨行业的电煤供需协调管理机制，具备协调产煤省和缺煤省之间政府关系，发电企业、煤炭企业、电网企业、铁路、港口等参与实体之间利益，电煤产、销、运能力的职责和权利。四是健全以电煤储备为中心的应急体系，加快后续批次煤炭储备基地建设，同时注重基地的精细化和专业化运作，提高煤炭储备基地的管理效率和应急能力。