上篇：煤炭市场的现状、问题和建议
一、现状和问题
１．煤炭生产持续增长，产能接近极限
安徽是产煤大省之一，煤炭产量一直位居全国各省区前列。自２００１年下半年全国煤炭市场开始回升以来，安徽煤炭生产就呈高速增长的态势。在２００２年全省原煤产量为５８６９万吨，增长１４．６％，２００３年为６７２６万吨，再度增长９．１％，今年一季度，面对全国性“煤荒”，各地生产企业再度挖潜，生产１７７０万吨，再增５．２％。如按本季的生产推算，全年产煤将达７０００万吨以上。
在生产连续数年增长的同时，各主力矿区的产能接近极限，如淮北一些生产矿井采区接替紧张其中淮北矿业集团公司大部分矿井分布在闸河老区，目前主采区都已延伸至二、三级水平，煤层储存条件较差，储量锐减，生产能力已经发挥到极限，采区接替十分紧张，部分矿井可采期低于国家规定。从淮南市现有矿井可采掘条件看，生产能力也基本接近极限，如已接近资源枯竭的谢一矿、新庄孜煤矿和新集煤矿，进一步提升产量已较为困难，淮南矿业集团公司所属的张集、谢桥、潘一、潘三等矿区虽有望在加大技术装备的基础上突破设计生产能力，但深部开采的采掘工作面因瓦斯治理的压力加大，按现有的技术条件，短期内煤炭产量也难以大幅提高。
总之，安徽的煤炭产能基本接近潜能，难以大幅提高煤炭产出。
２．需求持续升温缺口仍在扩大
尽管煤炭企业全力以赴，但市场需求却表现出更大吞噬力，经济的迅猛发展，使供需缺口越来越大。煤炭已成了炙手可热的紧俏货。
目前，各大煤炭生产企业门前挤满摩肩接踵的各类求购者，如企业外派驻地经理、采购人员、前来斡旋的政府官员、中间商等。货运场上，各类运输车辆嗷嗷待哺，让人不能不记起十几年前“双轨制”时代的情景。据淮南矿业集团公司、国投新集煤电公司反映，尽管一季度全市煤炭产量比上年同期继续增长，但从执行合同订单和省内外煤炭需求单位追加订购量看，按需求产量初步测算，一季度，淮南市的煤炭供求缺口约在８０万吨（包括当地电厂电煤的需求在内）约占其全部产出的１０％，供求矛盾突出不言而喻。
在淮北市，一些大矿为避免不能稳定供应而引起合同纠纷，已不再新签固定订单，所有超出原订单计划的产出部分，随行就市，挂牌销售。
从煤炭用户看，消费量大增及原煤库存大减也从另一方面印证煤炭的供需缺口。据统计，一季度全省规模以上工业企业煤炭消费量达１２４．３８万吨，比去年同期增长３５．４８％。与此同时，煤炭存量大幅度减少，一季度末，工业生产用煤库存仅为９８．８５万吨，比年初下降２０．４４％。需求缺口在电力生产企业中表现得更为明显，安徽一些电力生产企业以几小时的库存维系电力生产，远低于电煤安全库存量，电力生产停机待煤已不再是特例新闻。
３．价格持续四年上涨
与供需缺口伴随的是煤炭价格一路攀升，并不断突破历史高价。早在２００１年，国家整顿市场经济秩序，重点清理“五小”企业以后，煤炭行业价格就开始回升。当年，在多数行业价格低迷的情况下，安徽煤炭工业的价格涨幅就居各工业部门之首，同比价格指数为１０５．３；在２００２年，全省煤炭行业价格涨幅再度加速，当年价格指数达１１９．９；２００３年上半年煤炭价格在较高价位上有过短暂的回落，但下半年后又再度出现上涨，全年该行业价格指数为１０２．８；今年一季度，煤炭行业指数再度达到１０８．９，同比上升８．９％。也就是说从２００１年至２００４年一季度，整个煤炭行业价格总水平综合涨幅累计上升了４０％。
面对日益膨胀的市场需求，国有大型煤炭企业对计划价格电煤虽无能为力但对自销部分的价格却是水涨船高，且采取以产定销、拍卖等销售方式，定期作价有时甚至一月数价。至今年４月份，计划与市场差价在１００元／吨以上。
４．电煤价格之争难解
作为煤炭消费大户，电力生产企业是最大买主。目前，电煤紧缺是客观事实但电煤紧缺的根本原因在于煤炭的价格之争。据了解，原先电力企业的燃煤基本由计划调配，而后逐步改由市场定价。但煤炭企业的价格上涨要求与电力企业设定的“底线”相差甚远。在２００３年的全国煤炭订货会上，占全国煤炭订货总量５０％以上的电煤价格让双方始终相持不下，电煤采购计划无法落实。当时由于寄希望于国家协调电煤价格，电力企业等待观望，基本没订货，希望买到小煤矿的便宜煤，不想小煤矿的煤价大涨，甚至远远超过国家规定的电煤价格。特别是到了年底，有限的电煤供货合同早已执行完，煤企有了自主卖煤的空间，而钢铁、建材、化工等行业用煤需求猛增，价格又远远高于电煤，“煤荒”引发了“电荒”。
目前这一状况仍在延续并未真正解决 即使国家发改委启用电煤新价，但煤、电双方仍不满意，各算各的账。且随着煤炭紧缺加剧及电煤计划价格与市场价格进一步扩大而使矛盾更加突出。煤企认为，国家煤价早已放开，价格就应按市场需求运作，而不应人为行政计划限定，且电力企业效益显著高于煤企，有足够的实力可消化煤价，按市场规律提供电煤理所当然；而电力企业认为，国家对电力供应价实施限定，而煤是电力主要生产原料，如果只对产出品限价而不对购进品限价企业是不能承受的。
５．“地方保护主义”重新抬头
在煤炭成为市场新宠、价格一路上涨的背景下，销售环节都不同程度地出现了新的食利者，有一些不和谐的苗头。受利益驱动，有少数经营者掺杂使假、以次充好，影响了正常的煤炭经营秩序。同时落地煤的销售环境变差，存在着地方乱收费、收费标准高、垄断运输等一系列问题，阻碍了煤炭生产企业落地煤的正常销售及外运，还有的倒卖提货票，加价提货。
更为严重的是，在需缺的背景下，行政力量的干预度在增强，地方封锁、保护主义在抬头。煤电是经济发展的动力和基础，各地政府在发展经济的目标下，动用各方力量，实施本地优先策略。具体为：价格优惠，供应优先。即供应本地价格要优于外地价格，优先满足本地需求。如一季度淮北矿业集团公司，在多方协调和压力下省内电煤平均售价目前只有１８７．９７元／吨（不含税），比销往省外的低５５．３３元／吨；皖北煤电集团公司电煤出矿挂牌价目前为３８０元／吨，省外重点用户为３００—３３０元／吨，而供省内电煤出矿价格仅２１２．４０元，和省外重点合同用户相差８０—１１０元／吨，同市场价格相差近１６０元／吨。在淮南市，市场价为３７０－３９０元／吨，与本地电厂用煤计划价差也在１００元／吨以上。
无论是输入或输出，行政力量的介入都令煤企多有抱怨，认为其影响了企业的市场运作和经济效益，对企业销售信誉造成了损害。
还有一些受政府高度呵护的企业不但是重点供应的行列且其煤炭销售款清欠难度上升。据淮北矿业集团公司反映，至今年一季度，省内用煤大户如合肥钢厂、铜陵焦化厂、合肥煤气、滁州电厂、淮北焦化等企业拖欠该集团公司煤款８０００多万元，占该集团公司欠款总额的３３．４％，严重影响了该集团公司的资金周转和经济效益。
二、缓解煤炭供求的几点建议
加大对煤炭开采的投入。加速电煤价格与市场接轨步伐。围绕安徽８６３计划，推进两淮煤电一体化建设。加强全社会对煤炭的不可再生性和资源稀缺性的认识，将节能提高到发展战略的高度，加快建设推进资源节约型社会。
下篇：电力市场的现状、问题和建议
一、电力紧缺影响
１．经济持续快速增长，用电需求大幅增加工业用电增加更为迅猛。
近两年来，安徽经济的增长速度较快，电力需求非常强劲。２００３年全社会用电量达到４４５．４２亿千瓦时，同比增长１４．２３％，全年电力统调口径累计用电４１２．６５亿千瓦时，同比增长１３．３４％。
今年一季度，用电量继续加速增长。安徽社会用电１１７．９亿千瓦时，同比增长１６．５５％。统调用电１０８．９亿千瓦时，同比增长１６．５６％。
专家推测全省今年用电仍将保持较快的增长势头。预计全年全社会用电５０５亿千瓦时，增长１３．５％，统调用电量４６７亿千瓦时，增长约１３．５％，统调最大用电负荷９３０万千瓦，增长约１８．５％。
２．装机增长缓慢，电力生产频频停机，供需矛盾日益突出，用电安全面临新的考验，计划供电再度浮出水面。
在需求高速增长的同时，安徽电力生产能力的增加却缓慢。去年安徽统调装机容量（占全社会装机９４％）比上年增加１．３％。今年全省新增装机１０万千瓦，增幅仅为１％。
尽管装机增长不大，但安徽电力的产出总体上能满足省内需求，并未进入硬缺电时期。据调查，全省统调装机容量中，最大发电可调出力为８７０万千瓦。除夏季用电高峰时电力亏缺约６０万千瓦外，其他月份应有１００万－２００万千瓦电力盈余，仍属电力输出省份。
但目前的现实是，面对电力需求的增加电力生产反而是频频停机，使全省电荒加剧。
逆市场而动的电力停机加剧全省电荒电厂停机形成一种倒逼机制，迫使供电公司为确保用电安全和电力调度，再度启用多年未用的《限电序位表》恢复原已废弃的计划用电措施重新分配并严格限定各地的用电计划量，采取拉闸限电措施。
３．拉闸限电日益频繁
今年１－４月份，缺煤、停机、拉闸限电成了安徽供电难以摆脱的恶性循环全省拉闸限电现象再次重演。其中４月中旬拉闸限电负荷达７５万千瓦，加之错峰降负荷，电力供需总缺口达１００万千瓦。省电力公司曾紧急向福建等省高价购买了３０万千瓦负荷电量，以解燃眉之急。一项对一季度规模以下工业抽样调查及调研资料显示，“拉闸限电”已影响到安徽规模以下工业企业的正常生产活动。
拉闸限电的范围涉及安徽多数城市。不但在电力输入的皖南地区，就连安徽北方能源产地也受此影响。在合肥市，一季度电力供应原计划要增长１０．３％，实际只完成５．１％的增幅。在芜湖市，今年最高用电负荷预计会达到７０万千瓦时，但省公司只能给５８万千瓦时的计划用电量。在铜陵市，自４月中旬以来，全市大中型企业不同程度被拉闸限电。尤其是４月１２日以后，用电缺口约为１０多万千瓦。在能源产地淮南，一季度全市每天实际用电负荷４２万—４３万千瓦，而省电力公司分配的计划用量仅为３２万—３３万千瓦的电量。
从全省的经济结构看，目前安徽冶金建材等几大高电耗行业占安徽工业经济比重的１／３强。这些行业的限产、停产，对全省工业经济的影响不可低估。
二、电力生产的隐患
有人曾将无煤停机戏称为电力企业在上演“逼宫”之剧。不可否认，在电力需求高速增长的背景下，电力生产企业对电煤价格及电力定价多有怨言，生产积极性不高。电力生产的停机、降负荷生产也是加剧安徽电力紧缺的直接原因。
当前电力生产面对的主要问题包括以下几方面：电煤库存普遍低于安全线，电力生产安全在危险的边缘。电煤的价格上涨幅度大供应缺口大。电力定价刚性，堵塞了成本上涨的传导通路，电企的盈利空间被极力压缩，滑向亏损边缘。电煤的供应稳定性差、运力紧张及煤质下降等都不同程度地存在，加剧了电煤紧张，给电力生产和设备安全带来了较大的隐患。
三、改善电力产供现状的几点建议
１．形成电煤联动，发挥价格杠杆在市场配置中的基础性作用，加快建立科学的电价形成机制。
２．加强电力消费的市场化引导，推行峰谷分时电价，加大削峰、调峰力度，均衡用电需求，保证生产稳定。
３．加大电力建设的投入，加快实施“皖电东送”工程，推进煤电一体化建设。
针对国内能源需求现状，安徽明确了“建立能源产业基地、实施皖电东送”的战略构想，提出了以“两淮煤炭基地为主，港口、路口电厂为辅”的布局原则。极具现实意义和前瞻性，要大力推进，尽快实施。
皖电东送工程作为国家促进地区协调发展、支持中部地区崛起的一项重大战略性工程，要争取尽快列入国家电力工业“十一五”规划和２０２０年远景目标，并将“皖电东送”、“十一五”及２０２０年送电规模纳入华东电网总体平衡，明确具体受进省份和年度受进规模。
４．加大电网改造投入，加强管理，提高电力服务水平。
５．深化电力行业投资管理体制改革，加快审批改革和降低资本进入的门槛。
６．广泛开展节电降耗活动，建设资源节约型社会。(安徽省城市社会经济调查队 周德同)
煤炭网版权与免责声明：
凡本网注明"来源：煤炭网www.coal.com.cn "的所有文字、图片和音视频稿件，版权均为"煤炭网www.coal.com.cn "独家所有，任何媒体、网站或个人在转载使用时必须注明"来源：煤炭网www.coal.com.cn "，违反者本网将依法追究责任。
本网转载并注明其他来源的稿件，是本着为读者传递更多信息的目的，并不意味着本网赞同其观点或证实其内容的真实性。其他媒体、网站或个人从本网转载使用时，必须保留本网注明的稿件来源，禁止擅自篡改稿件来源，并自负版权等法律责任。违反者本网也将依法追究责任。 如本网转载稿件涉及版权等问题，请作者在两周内尽快来电或来函联系。
网站技术运营：北京真石数字科技股份有限公司、喀什中煤远大供应链管理有限公司、喀什煤网数字科技有限公司
总部地址：北京市丰台区总部基地航丰路中航荣丰1层
京ICP备18023690号-1 京公网安备 11010602010109号
