自2016年下半年以來，受電煤鐵路、水路運輸通道制約、全國煤炭產能下降、煤炭價格大幅上漲、本地電煤供應嚴重不足等綜合因素影響，重慶、貴州的電煤供應形勢一度非常緊張。電煤成本高企與發電收入銳減，導致當地發電企業大面積虧損。

　　而縱觀整個西南地區，一邊是四川、云南的水電嚴重棄水，一邊是重慶、貴州的電煤供應危機——相鄰的四省市，電力市場卻呈現“水火兩重天”的局面。

　　業內人士指出，我國資源分布同生產力發展格局嚴重不相匹配，尤需在國家層面上實現資源優化配置。立足國家利益、打破省際壁壘已是能源革命的當務之急。

　　電煤供應拉響“紅色警報”

　　在重慶市和貴州省，煤與電長期對立，而電煤價格一直是雙方博弈的焦點。在2011年電煤供應緊張致使火電發電量減少后，2016年，電煤供應再次出現緊張局面，煤電關系再現對立。

　　去年至今，受煤炭需求增加、來水減少等影響，素有“江南煤海”之稱的貴州，煤炭價格大幅上漲、電煤供應緊張，電廠存煤大幅下降，上游煤價上漲疊加下游電價下降，一些電廠虧損嚴重，部分機組被迫停運，外送電量被迫調減。

　　貴州省能源局有關負責人說，受煤炭需求增加、來水減少、去產能控產量等因素影響，去年下半年開始煤炭市場出現較大波動，煤炭日產量去年9月份探底至19萬噸，日供電煤量只有8萬噸。

　　該負責人介紹，電煤告急以來，貴州省成立了省煤炭生產供應調度指揮辦公室，掛圖作戰、掛牌督戰。2016年下半年將占全省煤炭產量60％以上的9家國有企業和20家骨干民營企業納入重點調度。并撥付了獎補資金6億元用于煤炭生產及保障，省級財政還安排專項資金補助煤礦技術改造、設備更新和轉型升級貼息貸款。同時，加快證照辦理，延長企業采礦許可證時間，加速釋放有效產能。

　　在2016年的最后一天，貴州省能源局、貴州省經信委等部門組織煤炭、火電發電企業等在貴陽簽訂電煤生產供應和采購責任書，動員雙方簽訂電煤供需中長期合同。

　　而針對今年2月份以來貴州電煤進入紅色預警的嚴峻局面，南方電網按照“以煤定電”的原則安排貴州送電，1月至4月調減貴州外送電量81億千瓦時，并充分利用通道能力增加云電送出。同時，密切跟蹤貴州電煤供應情況，依靠貴州省政府組織各火電廠繼續加大電煤采購力度，提高電廠電煤存量，加強機組運行維護和超低排放改造工作，公司最大限度降低電煤供應不足對電力供應產生的影響。

　　盡管采取一系列激勵措施解除了電煤紅色預警，但受到融資難、涉法涉訴問題較多、煤—電—用全產業鏈聯動機制缺失等影響，煤炭產能釋放緩慢，供應總體偏緊局面短期內仍難以化解。

　　“旺季不旺”凸顯產能過剩危機

　　在“276個工作日”制度的推動下，2016年全國原煤產量持續下降，煤炭需求卻因天氣、宏觀經濟回暖等因素意外走強，導致全國煤炭供應持續偏緊，煤炭價格一路飆升。

　　然而，煤炭價格“淡季不淡”，價格上漲直接傳導至煤電企業，推高了發電成本，讓煤電企業“旺季不旺”，甚至陷入大面積虧損。貴州某火電公司有關負責人介紹，煤價直線上漲，省內火電企業煤價平均上漲150元左右。去年公司火電發電量304億千瓦時，單位售電成本0.2947元/千瓦時，其中燃料成本0.1453元/千瓦時。

　　一些煤炭、電力企業負責人介紹，煤電對立時，政府“有形之手”往往依據市場反轉情況“頭痛醫頭、腳痛醫腳”；同時發電企業對政府有依賴心理，不愿占壓資金增加庫存而持觀望態度，造成煤與電這對“難兄難弟”互相傷害。

　　同時，地方在電力體制改革中要求發電企業通過市場交易電量向用戶讓利，令煤電企業的現金流更加“吃緊”。

　　“去年公司市場交易電量占總發電量的一半以上，每度電向用戶平均讓利9分錢。平均售電不含稅價為0.2399元/千瓦時，低于標桿電價4分錢/千瓦時。上游煤價上漲疊加下游電價下降，導致每發一度電虧損3到5分錢，全年預計虧損10億元以上，一些機組被迫停運。”上述火電公司有關負責人說。

　　一些煤電企業認為，虧損的直接原因是煤炭行業與煤電企業價格機制的沖突，以及部分省份發用電計劃過快放開。同時，電力直接交易規模大幅度拉低發電企業交易電價，加上直接交易電量不再享受脫硫脫硝和超低排放的電價補貼，原先煤電聯動的上網標桿電價已經名存實亡。

　　但也有分析人士指出，煤電企業大面積虧損的根本原因在于整個電力行業產能過剩，主要是火電項目核準權由國家發改委下放地方后，煤電建設在產能已經過剩的情況下并未放緩。由于投資慣性的作用，煤電產能過剩風險仍在進一步加劇。而據中國電力企業聯合會統計，2016年全國火電設備平均利用小時已降至4165小時，為1964年以來最低水平，比上年度降低199小時。

　　水火“冤家”如何解

　　記者近期在川、渝、滇、黔等西南四省市調研時發現，不僅煤與電有“死循環”難解，水電、火電更是一對“冤家”。但隨著全國性電力需求增速放緩，無論是水電還是火電，當前的發展都極為困難，這進一步凸顯了能源供給側改革的急迫性。

　　西南某大型國有煤企負責人認為，“多年來水電、火電不匹配，多是水火不濟，水多時壓火，壓火則壓煤；網電之爭、電價之爭，降電價則降煤價。棄水保火，保了火也相應保了煤，煤電雖為唇齒相依，但卻形不成共同體，反而成了一種矛盾體。”

　　經過多年發展，四川、云南水電裝機位于國內前列。但近年來，在裝機迅速增長和用電增速放緩的雙重壓力下，川滇棄水愈演愈烈；相應地，兩省火電企業的設備利用小時數也嚴重下降，生存空間越來越小。記者從國家電網四川省電力公司了解到，2016年四川的火電利用小時數首次低于2000小時，較上一年減少了近20％。

　　擁有兩臺60萬千瓦燃煤機組的國電成都金堂發電有限公司（以下簡稱“國電金堂電廠”），是目前成都市范圍內唯一一座火電廠。國電金堂電廠總經理覃明東告訴記者，由于金堂電廠承擔著為成都電網調峰的特殊職能，成為整個四川唯一沒有調度全停的火電廠，但即便如此，2016年的設備利用小時數還不到2012年時的一半，長期處于“單機、低負荷”狀態運行。

　　“十二五”以來，電力供需形勢隨著宏觀經濟運行的變化進入新常態。這固然是當前西南地區的水電與火電“兩敗俱傷”不可忽視的大環境，但長期以來以省為壑的發展路子已不能適應能源革命的需要。

　　首先，立足國家利益、加大宏觀調控力度已是當務之急。國務院發展研究中心研究員王亦楠撰文指出，我國資源分布同生產力發展格局嚴重不相匹配，尤需在國家層面上實現資源優化配置（西電東送、西氣東輸、南水北調等），宏觀調控絕不是可有可無、可多可少的。火電大擴容的直接后果是嚴重擠占了可再生能源的市場空間，該建的跨省送電通道被擱淺、該輸出的電力輸不出去，省際壁壘和地方保護已成清潔能源發展的嚴重羈絆。

　　其次，加大全國層面的統籌平衡，實現資源最優配置。四川、云南等地的電力行業人士建議，應加大統籌平衡，在全國范圍內統籌火電和清潔能源建設，堅持開發與市場消納相結合，統籌水電的開發與外送，打破兩網和省間壁壘，實現西南水電資源在更大范圍內的優化配置和全國共享。

　　第三，業內人士建議國家相關部門可進一步完善跨省跨區水火電交易機制和外來水電參與調峰機制，緩解購電省份火電機組停機備用、深度調峰等壓力；在確保消納國家計劃分配跨省區發購電量的前提下，明確跨省區發購電量同比例參與受電省份電力市場化交易等問題。

　　此外，健全煤—電—用利益聯動機制。一方面，組織煤、電企業簽訂有量有價的電煤供銷年度中長期合同，推進電煤中長期購銷合同簽訂和履行；另一方面，深化電力體制改革，豐富交易品種，指導煤炭、電力、用戶適時調整價格策略，形成利益共享、風險共擔、協同發展的聯動機制。

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