新形势下的燃料管理工作
受国际金融危机和国内产业结构调整，经济增长前低后高的影响，我国去年的电力生产和电煤消耗均出现一些较大的变化，尤其是四季度经济增长势头迅猛和寒冷天气影响，部分地区出现电力供应紧张和电煤严重不足状况，对国民经济和煤炭市场均产生一些影响。今年我国经济保持平稳较快的发展态势，对电力的需求将同步增长，电煤供应工作还会面临较大的压力。下面我就电力生产及电煤炭供应有关情况作一些分析，并就如何搞好新形势下的电煤工作提一些建议供大家参考。
一、 今年上半年电力生产及电煤供需情况
1、电力生产情况
今年一季度全国发电量延续去年四季度的增长水平，累计完成9498亿千瓦时，同比增长20.8%，其中火电完成8179亿千瓦时，同比增长24.3%。水电同比下降5%，一季度全国全社会用电量9695亿千瓦时，同比增长24.2%，增速同比提高28.2%百分点
1-6月份，全国工业增加值增长速度为17.6%。其中，轻工业增长13.6%，重工业增长19.4%。
1）、用电市场情况
1-6月份，全国全社会用电量20094亿千瓦时，同比增长21.57%，6月份，全国全社会用电量3520亿千瓦时，同比增长14.14%。
1-6月份，第一产业用电量451亿千瓦时，同比增长5.61%；第二产业用电量15155亿千瓦时，同比增长24.24%；第三产业用电量2086亿千瓦时，同比
增长16.19%；城乡居民生活用电量2402亿千瓦时，同比增长13.93%。
1-6月份，全国工业用电量为14933亿千瓦时，同比增长24.20%；轻、重工业用电量同比分别为增长13.71%和26.46%。
2）、发电生产情况
1-6月份，全国规模以上电厂发电量19706亿千瓦时，比去年同期增长19.3%。其中，水电2592亿千瓦时，同比增长3.6%；火电16326亿千瓦时，同比增长21.9%；核电334亿千瓦时，同比增长2.6%。全国主要电网统调发电量18405亿千瓦时，最高发电电力合计52271万千瓦，与去年同期相比分别增长23.50%（日均）和14.22%。
截止6月底，全国6000千瓦及以上电厂发电设备容量86917万千瓦，同比增长11.6%。其中，水电17248万千瓦，同比增长15.3%；火电66533万千瓦，同比增长9.3%；核电908万千瓦，与去年持平；风电2175万千瓦，同比增长82.2%。
3）、主要技术经济指标完成情况
1-6月份，全国发电设备累计平均利用小时为2295小时，比去年同期增长190小时。其中，水电设备平均利用小时为1419小时，比去年同期下降122小时；
火电设备平均利用小时为2534小时，比去年同期增长300小时。
1-6月份，全国供电煤耗率为334克/千瓦时，比去年同期下降6克/千瓦时。全国发电厂累计厂用电率5.69％，其中水电0.50％，火电6.36％。线路损失率5.57%，比上年同期下降0.05个百分点。
4）、电力建设情况
1-6月份，全国电源基本建设完成投资1344亿元，其中水电295亿元，火电500亿元，核电258亿元，风电285亿元。全国电源新增生产能力（正式投产）3383万千瓦，其中水电615万千瓦，火电2421万千瓦，风电330万千瓦。
2、电煤供需情况
今年一季度全国重点电厂电煤累计供应量为
2.98亿吨，同比增加1.01亿吨，增长51.1%。电煤累计消耗量为2.93亿吨，同比增加7380万吨，增长33.6%。
1-6月份全国重点电厂电煤累计供应量为59565万吨，同比增加17007万吨，日均供煤329万吨,增长40%;累计消耗量为57607万吨，同比增加13725万吨，日均耗煤318万吨,增长31.3%。全国6000千瓦及以上电厂累计供电煤耗率为334克/千瓦时,同比下降6克/千瓦时,
6月底全国重点电厂电煤库存5780万吨，同比增加638万吨，增长12.4%，可使用天数为18天，较2009年底增加1950万吨。
七月份累计供煤10461万吨,日均供337.5万吨;
累计耗煤10107万吨,日均耗用326万吨.库存继续上升达6133万吨,可用19天.
今年一季度，全国电煤供需形势总体呈现“前期偏紧，后期平衡”的特点。从需求侧看，工业生产形势总体良好，加之来水偏枯，电煤消耗水平保持相对高位，但受春节节假日和天气转暖影响，较迎峰度冬高峰水平有所回落。从供应侧来看，主要原产地产煤和煤炭进口保持较快增长，铁路、港口的煤炭运力运量保障有力，全国电煤供应能力相对充足。从供需形势来看，一月份全社会电力需求旺盛、电煤日均耗煤水平持续上升，全国特别是华中各省市电煤供需偏紧；二月份。受假日停工影响，电煤消耗水平显著回落。由于节前节后电煤供应较为充足，全国电煤供需形势逐渐趋松；三月份随着工业复产，电力需求和电煤消耗快速增长，部分地区出现了电煤供应紧张的趋势。三月中下旬工业用电逐步趋稳，同时随着天气回暖取暖负荷下降，抵消了部分新开项目拉动的电力需求，全国电力需求相对稳定，重点电厂日均电煤消耗量保持在330万吨左右，供给量与消耗量的剪刀差逐渐缩小，电煤库存保持稳定。一季度全国发电设备累计平均利用小时1125H，同比增加117小时，其中火电设备利用小时1285H，同比增加182H，全国供电煤耗率
为332克，同比下降6克。
二季度，煤炭供需延续“淡季不淡，总体平衡”的基本态势，煤炭市场供需和价格出现小幅波动。四月份从需求侧看北方供暖基本结束，煤炭消费步入“淡季”，但上旬由于气温偏低电力需求保持较高水平，供应量略低于消耗量，电煤库存小幅下降，下旬随着气温回升，电力负荷下滑，加之江河来水增加水电出力上升，电厂耗煤水平显著下降，各地电煤库存明显上升。从供应侧看，主产地山西、内蒙、陕西、宁夏等地煤炭产能相对充足，但本月开始的全国煤矿安全生产大检查将持续两个月，除影响现有矿井产量，也将延迟各地复产煤矿和在建煤矿的投产日期，另外，大秦铁路检修工作也降低了煤炭供应的实际能力。综合上述两方面因素，全国煤炭供需形势在保持“总体平衡”的基本格局基础上出现局部紧张。四月中下旬全社会及主要港口的煤炭库存逐渐下降，中转地和消费地的煤炭市场价格出现小幅上涨。
4月份全国重点电厂电煤日均消耗量约为319万吨，同比增加86万吨，环比减少13万吨。
进入5月份，全国电煤供需形势将持续“总体平衡”的格局。随着气温回升供热负荷下降加之来水超丰、水电出力加大，全国电力电量平衡对火电的依赖
程度减轻，电煤消耗水平进一步下降，重点电煤消耗量日均为305.9万吨，环比下降14万吨。同时为了确保迎峰度夏的电力供应， 各地电厂将积极开展储煤工作，电煤库存水平略有上升，华中、南方等地电煤供需形势有所缓和。
6月份入夏后，上中旬气温低于往年,全国电力需求增速下滑，由于国家加强了对高耗能产业的调控力度，电力负荷平稳,电煤日耗量增速明显回落,出现环比下降,进入下旬,全国范围出现高温天气,电力负荷迎来新的高峰，由于水电来水较好,而供应侧山西等省煤炭生产继续保持较高水平，煤炭铁路和港口运力运量保障有力，电煤供应相对充足，全国日均供煤334万吨，同比增加70万吨，环比增加11万吨，电煤耗用虽有较高的增长,但总体上仍保持供需平衡,全月耗煤日均307万吨,同比增加47万吨,增长18.19%，环比持平,总体来看6月份电煤供应平衡有余，原河南等省电煤供应偏紧的局面进一步缓解，全国重点电厂电煤库存环比继续大幅上升。为迎峰度夏高峰准备了充足的燃料。
7月份日均耗煤虽达到326万吨,高于1-7月平均日耗319.4万吨的水平,但由于供煤状况良好,库存仍持续上升,度夏高峰时段没有出现因电煤供应紧张而
影响电力生产的情况.
二、2010年电力生产建设与电煤需求预测
电煤需求增长与电力发展、电力结构变化、经济增长速度、电煤质量变化等密切相关，这是我们分析预测电煤供需形势的基本依据。为此对2010年电力、煤炭及电煤供需情况做以下预测。
2009年投产新机8970万千瓦，年底全国发电装机容量达87407万千瓦。预计2010年基建新增装机8500万千瓦，全国装机容量将达到9.5亿千瓦。
1、电力建设、电源结构趋于合理化，节能减排成效显著。
电源结构调整力度加大，一是水电投产处于高峰期，2009年新投产电力装机中水电机组为1989万千瓦，占了22%以上，2009年底全国水电装机容量1.96亿KW，占总装机容量的22.46%，我国已成为世界上水电装机规模最大的国家。二是火电装机大型、高效化。2009年底全国已投运百万千瓦超超临界机组21台，在建和规划建设的超（超）临界机组达250台，其中100万KW机组44台，09年投产的火电机组80%以上为30万千万以上设备，目前30万千瓦及以上的大火电机组的比重已从2000年的42.67%提高到2009年的69.43%，60万千瓦及以上的清洁高效机组成为新建项
目的主力机型。三是新能源开发力度加大，2009年底全国核电装机容量908万千瓦，在建施工规模2192万KW；风电机组投产速度加快、规模加大，2009年底全国并网风电装机容量1760万千瓦，并网风电装机和发电量连续四年翻倍增长。2010年风电装机将达到2630万千瓦。四是随着电网建设速度加快和特高压输电线路示范工程的投入运行，网间送售和互供电量加大，进一步促进了资源的优化配臵。五是结构调整和节能效果明显，2009年全年关停小火电机组容量2617万千瓦，“十一五”前四年全国已累计关停小火电机组6006万千瓦，提前一年半完成“十一五”关停任务。2009年规模以上电厂供电煤耗为340克/千瓦时，同比降低5克/千瓦时。“十一五”前四年规模以上电厂供电煤耗累计下降30克/千瓦时，据抽样统计100万千瓦、60万千瓦等级机组平均供电煤耗分别为293克和319克/千瓦时。而5-10万千瓦容量和5万以下容量等级机组供电煤耗分别高达383克和392克/千瓦时。
2、电力需求，回升态势逐步形成，需求拉动明显。
2009年上半年电力需求不足，主要原因是一直疲软的工业生产使电力需求回升的动力不足，而出口拉
动很小形不成规模动力。我国第三产业需求稳定，与城乡居民生活用电一起是稳定电力需求的坚实基础，而对电力需求影响最大的第二产业则在四季度摆脱一直负增长的局面，出现环比增长的好势头，国家刺激经济的措施逐步发挥作用。房地产、汽车和扩大内需市场拉动了钢铁、建材、能源等工业生产的增速，使得用电量出现较快增长，由于08年下半年用电基数较低，09年下半年用电增速明显上升，全年电力需求增速呈现明显“前低后高”态势。
今年全国电力需求将稳步增长，电力供需总体平衡但局部地区、个别时段会出现电力供应紧张态势。
综合考虑当前国内外经济形势、发展环境和国家转方式、调结构的要求，预计2010年全社会用电量将呈“前高后低”的发展态势。上半年增速超过10%，下半年逐步回落。
今年开局，我国经济延续2009年四季度的较高增长势头，加上寒冷天气的影响和来水偏枯，发电量尤其是火力发电出现了较高的增长。二季度，尤其是5月份后，水电出现30%以上的增长，而用电量增速平稳，电煤消耗出现环比下降，库存上升。七月份我国已进入迎峰度夏高峰，用电量不断攀升，7月6日电量达到创纪录的129亿，电煤消耗也将随之增加，但
由于我国工业生产增速平稳，高温并未对电力和电煤供应造成影响
3、电煤需求预测
2010年世界经济复苏和发展呈现复杂的局面。我国政府实行了强有力的调控措施，2010年仍将延续去年下半年的增长势头，实现经济平稳较快的增长，预计GDP将达到9%左右。按照2009年电力弹性系数计算，有关部门预计2010年全社会用电量39700亿千瓦时，增速达9%,全年发电量设备利用小时在4600小时左右，火电利用小时数4900-5000小时，电力行业节能降耗效果继续显现，耗用原煤比火电发电量增速低1-2个百分点。按2009年累计发电供热耗煤15.4亿吨统计数据比较今年电煤消耗将保持7-8%的增长水平，预计达到16.5亿吨。
4、煤炭生产及供应情况预测
近年来，我国煤炭行业的固定资产投资持续快速增长，年平均增速在25%以上，陆续形成新的生产能力支撑。2010年，国内煤炭产量将有大幅度增长，但铁路运输能力不足将抑制煤炭有效供给。
2008年和2009年，煤炭行业固定资产投资分别同比增长33.6%和25.9%。预计2010年，全国仅千万吨级的新增大型煤矿项目就涉及14780万吨年产能，
大型矿井的新增年产能和整合完成的中小型矿井的新增年产能将达到3.8亿吨。我国煤炭供给增量主要来自山西、陕西、内蒙古、新疆，供给增量约为2.9亿吨，其他地区供给增量在9000万吨左右。
目前我国铁路在进行线路提速改造，并从客运中让出部分运力给货运，新建铁路项目也在加快。由此预计，2010年我国铁路煤炭运输能力将以较快速度增长。但是，铁路运输制约煤炭供应的基本状况在短时间内难以改变。预计2010年主要煤炭产区新增煤炭运力在2.3亿吨左右，而同期新增煤炭生产能力2.5亿吨以上。受铁路建设滞后的制约，有效产能增速仍将低于产能增速。
据国家统计局数据，2009年全年煤炭产量30.5亿吨，增长8.8%，今年上半年全国原煤产量15.7亿吨，同比增长20.1%；净增量为2.63亿吨。今年前五月，煤炭行业实现利润1225亿元，同比增长80.9%，增幅同比提高76.7%。7月下旬，秦皇岛港口动力煤价格开始出现微幅下调，这是市场所释放出的一种信号，那就是今年夏季我国煤炭市场供需关系较为宽松，这也是多年来市场动力煤价格首次在夏季用煤高峰时期发生下滑，从一定程度上预示着我国下半年煤炭市场的走势。
综合考虑煤炭资源整合在全国范围内展开和国内运力瓶颈等因素，预计2010年国内煤炭有效供给增量在3.6亿吨左右，国内煤炭有效供给总量在33.2亿吨左右。
2009年，我国首次成为煤炭净进口国，原煤进口量1.26亿吨，同比增长211.9%。净进口量1.03亿吨。今年，随着世界经济的复苏，国际煤炭价格已呈上涨态势，并开始失去对国内煤炭价格的优势。目前，沿海用户进口煤炭的动力已经有所减弱，预计全年煤炭进口量将较去年有一定幅度下降。不过，受国内煤炭需求增长和煤种匹配等因素的影响，我国煤炭进口量还会保持一定数量，如一季度海关统计进口煤炭4440万吨、出口煤炭570万吨、净进口3870万吨。1-5月累计进口6899.45万吨，其中电煤2356.93万吨。预计全年煤炭进口量在1亿吨左右，出口量将恢复到3000万吨，净进口量在7000万吨左右。
综合以上分析可以看出，电煤的有效总供给量将达到34亿吨左右，而总需求量据有关部门估计为33亿吨,供应总量是充足的，有保证的 ，最近国家有关部门负责人表示，2010年我国煤炭供需将呈现基本平衡态势，煤炭供大于求的局面没有改变，这是根据煤
炭产能、实际产量和近年来的需求量做出的科学判断。
据最新预测，2020年我国发电量将达到7.6万亿千瓦时以上，发电装机容量将达到16.4亿千瓦， 2010－2020年的10年间，全国将新增发电装机容量6亿千瓦，（其中核电装机8600万千瓦、风电装机1.3亿千瓦）。年均增加6000万千瓦，低于2005－2010年平均年增加量，火电装机依然占到全国装机容量的75%左右。由于大型高效机组比例增加和节能降耗措施的实施“十二五”期间，电煤耗量的增长也出现平稳、缓慢的态势，对煤炭的需求放缓也将缓解前几年煤炭市场的供求失衡和过热的现象。
三、加强电力燃料调控与管理，保证电煤持续稳定供应。
由于种种主客观原因造成的年底年初电煤紧张已经过去，春节后的电煤供应已恢复到正常状态，库存恢复到正常水平，秦皇岛等北方港口库存上升、价格下降，海运费下跌，南方各港库存充足，到港电煤价格趋于合理，华东、华中各省电煤库存普遍达20天以上。这种状态在二季度虽出现一定的波动，短时间内出现库存下降，价格上升的状况但总体上供应保持均衡和平稳。六月底库存达到5780万吨可使用18天,而随着下半年经济增长的变化和天气因素的影响，电
煤供应还会出现一些波动，但总体供求平衡趋势不会发生改变。
由于我国能源结构的特殊性决定，我国电力供应在相当长时间还需依靠火力发电，而煤炭等化石能源的稀缺性越来越高，电煤供应紧张情况时隐时现，我国煤炭供需总体平衡并不排除局部地区、个别煤种在个别时段出现供应偏紧的可能。电煤问题已经成为保持国民经济持续稳定健康发展的一大问题，应该引起相关部门的高度重视。我们也应采取相应措施来应对：
1、电煤供应中存在的主要问题及原因分析 随着电力生产规模的不断扩大和电煤消耗量的不断增长，长期积累在煤电两大行业间的供需矛盾在近几年出现愈演愈烈之势，常因电煤供应不足造成电力生产的剧烈波动。除电煤供应紧缺外，电煤价格争议、质量纠纷近几年也越来越突出，并成为煤电之争中的主要矛盾。它多次并持续影响煤电运有效衔接，还关系到国民经济能否全面协调健康发展。
1）煤炭资源和铁路运力阶段性不足，品种性短缺和地区间不平衡是造成多次电煤紧张的主要原因。
从原煤生产和铁路运煤增长情况来看与电煤供应的变化是非常一致的。
一是我国煤炭近年来保持了持续稳定增长，但与
我国经济快速发展、电力、钢铁、有色、建材的产量增幅相比出现总体上的供不应求。2005-2009年煤炭产量增幅分别为7.87%、8.1%、8.21%、7.63%，8.8%。远低于我国GDP和工业生产的增长幅度。
二是我国的煤炭资源集中分布在山西、陕西、蒙西等三西地区，而我国经济发达省份和负荷中心多集中在华东、中南，西煤东运、北煤南运是我国煤炭运输格局的主要特点。近年来铁路煤炭运力增长主要集中在大秦、侯月线等西煤东运主干线上，而依靠铁路直达运输的华中地区调入煤炭受限，在调剂丰枯矛盾、迎峰度夏和遇到自然灾害时往往出现地区性、时段性紧张。
三是重点合同量不足，新机用煤很难保证。近年来电煤的重点合同虽有增加，但同新机投产量和电煤需求量增长相比，重点合同比例在连年下降。以2010年为例，重点订货量为7.21亿吨，占全国直供电厂需煤量的60%左右，比03年订货比例的80%低了20个百分点。另外因价格、运力等因素影响，部分电煤合同计划兑现率处于较低水平，也进一步加大了重点供应量的不足。
受我国煤炭赋存条件所限，我国的优质动力煤和贫瘦煤资源比较短缺，随着多年的开采和消费，出现
优质煤、个别煤种资源枯竭，无替代资源接续现象，发电企业很难按设计煤种采购到合适的燃料。
2）电煤价格矛盾突出是煤电矛盾的核心问题。 价格是市场经济最基本的问题。它是生产、流通、消费，乃至整个社会经济生活的重要调节器。近年来电煤供应紧张，既有资源影响，也有运力因素制约，但“煤、电” 价格不同形成体系，是一个比较核心的问题。我国煤炭已进入市场化，但电价仍由国家统管，发电企业不能完全按市场经济规律的基本要求组织生产和开展经营活动，煤、电两种价格机制并行这种状况是煤电企业长时间不能和谐并存的根本原因，
自03年放开煤价以来出现大幅度的上涨，据统计2004-2008年全口径电煤到厂综合价从268.45元上涨为476.18元，上涨幅度为77%。其中国家重点订货合同价格从267.17元上涨为482.22元，上涨幅度为80%。而同期相比，因煤而调整的电价只上升了6.56分，可消化煤价上涨因素130元左右。为此2008年仅五大电力集团就亏损326亿元，其中主业（火电）亏损超过400亿元。鉴于电力企业亏损严重、经营困难等因素，2009年度的煤炭产运需衔接时，煤炭与电力企业双方因价格分歧过大一直未达成协议，使电煤供应在总体平衡中产生许多不确定性，也加深了煤电企业之间的隔阂
和壁垒，加剧了原本就有的矛盾。
3）煤质下降对电煤的量、价以及安全生产造成一定的影响。
近几年与煤炭供应相比，优质煤资源更为短缺，供应更为紧张，电煤质量普遍下降。电力企业受市场影响，供煤渠道增多，尤其在供应紧张情况下往往是饥不择食，而市场煤质低下、以次充好现象增多。2003年全国电煤平均发热量为4950大卡，而到2008年仅为4410大卡，下降了540大卡左右，降幅13%。2009年由于供应条件改善，电煤质量有所提高。
煤质下降一是相当于隐形涨价，二是降低了铁路运输效率，三是影响发电企业的安全生产和节能降耗导致燃烧不稳、效率降低、磨损严重、事故增加、环保超标等一系列不良后果。
2、 促进电煤供应的优化和持续稳定的建议。
1）做好当前的煤炭供应工作。煤电运既是一个产业链、供应链同时又是一条利益链。为此相关行业、企业应以大局为重实行互利、互惠、互保。煤炭企业在安全生产的前提下努力提高产量，增加供给，通过资源整合保证总体产量不下降以保证有效供应。运输行业及时调整运力，保证重点地区、重点电厂的煤炭供应。发电企业要建立科学的管理机制，落实好计划、
调运、市场采购、进厂验收、使用、储备各环节的工作，积极与煤炭、铁路、港航等部门密切合作，组织力量保证电煤供应。针对电煤重点合同履约率不高等问题相关部门应采取综合措施，加强对重点合同的监管力度，提高履约率，保证电煤供应。
2）综合考虑煤电油运各种因素，做好“十二五”能源总体规划，统筹解决能源供应的结构性问题。今年是十一五计划执行的最后一年，有关部门正在制定十二五”能源总体规划，我们应及时向有关部门反应电煤供应中存在的问题，以增加电煤供应的保证度。
一是要依据电力生产建设发展规划和结构调整，分析预测电煤需求，根据煤炭资源结构变化趋势，优化配臵新、老机组发电用煤资源结构，稳定供应主渠道。
二是应根据煤炭资源及需求地区性、结构性特点，优化电煤铁路、港航运输流向，建立健全能源综合运输调配体系，提高相关部门能源跨区调配能力，增强应对能源资源需求突发性、大规模变动的能力加强国家对煤炭资源的调配力度。
三是加快大型煤炭基地建设的进程，煤炭行业要向技术水平高、安全设施好、环保措施配套、高产能方向发展，以提高煤炭生产的集中度和规模化。这是
我国走向工业化国家的必然进程，在这个过程中，电力企业应做促进派。支持国有大矿发挥煤炭企业技术、装备、管理和人才优势，兼并改造小煤矿，提高国家对煤炭资源的控制能力，这个过程要短，以尽快增加煤炭供应的保障度。
四是适时建立国家煤炭应急储备制度。煤炭资源作为关系国计民生的基础性资源，国家应该具备相当的调配能力，应从宏观制度层面，构架煤炭储备体系，以应对电煤频繁告急。启动煤炭储备机制不仅可以缓解能源安全与经济发展提速间的冲突与矛盾，也可以平抑煤炭市场异常波动，防止过度投机行为。
3）尽快疏导煤电价格矛盾。在现有体制机制下，煤电价格矛盾是当前我国最突出的价格矛盾。因此建议，在宏观经济形势尤其是物价趋于稳定后，首先解决长期积累的煤电价格矛盾，建立煤、电价格形成机制，把煤电价格矛盾的解决放在首要位臵。
一是在解决煤电价格矛盾时，既要确立煤价和电价合理的市场关系，也要对电价、煤价的形成机制进行改革。在按照社会平均成本核算的前提下，制定煤炭和电力合理的比价关系。从“供求关系决定价格”的市场规律来讲，在电煤资源紧缺的情况下，电煤价格上涨无疑是必然趋势。但是如果放任电煤价格无序
上涨，一方面将全盘动摇国家以发电企业过去数年的平均成本确定上网标杆电价的机制；另一方面严重影响电煤供应的稳定，出现亏损欠贷资金链断裂的恶性循环，进而影响国民经济的稳定。虽然市场对资源的配臵是通过价格波动的形式来实现的，但单纯的市场机制具有自发性、事后性和微观性，如果缺乏引导和监管，其对于经济总量平衡、结构调整、生态平衡和环境保护的调解就显得无能为力，并可能引发生产自发波动和两极分化。
在这方面政府的调控是十分必要的，今年国家发改委数次干预重点煤价的上涨行为对控制和稳定当前煤炭市场价格就起到重要作用。
二是要形成规范的煤电联动机制，对电价实行有效的价格监管和适时调整。煤电联动机制自2004年底执行以来已数次进行了电价调整，解决了部分电煤涨价后的电力成本增高的矛盾。，但也存在调整不及时、不到位等问题。现阶段，应完善煤电价格联动机制，按政策规定的时限和煤价上涨的幅度及时出台电价调整措施。同时调整发电企业消化煤价上涨比例，设臵煤电联动最高上限，适当调控涨幅。以此同时建立完善我国电煤市场价格指数，通过价格信息网络及时发布，为供需双方提供参考依据，引导生产和消费。
4）提高电厂的储煤能力，应对突发事件对电煤供应的冲击。
为保证安全稳定发供电，电厂必须储存一定量的燃料。目前我国电厂设计存煤量一般在10－15天，坑口电厂仅有3－5天用量。主要成因一是建国以来，国家非常重视电力的发展，在计划经济时期，政府配臵资源，把保证电力用煤当作能源供应的重点，煤种、资源量、运力都给予保证。二是在机组容量较小、经济发展速度较低的时期，现有的库存容量基本能够满足安全发电需要。三是电力建设投资定额限定了储煤场地和设施的选择余地。随着电力的快速发展，大容量高效率机组的增加，电煤市场化的变迁，以及社会对电力安全程度要求的提高，原有的存煤能力已明显不足，表现出电厂的应急能力脆弱，对安全发电造成威胁。遇到夏季用电高峰、枯水季节、冬季采暖用煤高峰、天气异常、煤矿安全事故等任何状况，都会引起电煤供应紧张，影响正常稳定发电。2008年年初的一场冰雪灾害造成的电煤供应全面紧张，充分说明没有足够的库存，难以应对突发事件对电煤稳定供应的冲击。
2008年底我国煤炭库存率（年末煤炭库存量占为年煤炭消费量的百分比）为6％，库存量约为20天的
消费量。而国际煤炭库存率一般在10%左右，电煤库存量为40－50天的消费量，比我国高一倍还多。以美国为例，作为世界第二大煤炭生产国和消费国。虽然其煤炭在能源消费中的比例并不高，也不存在铁路运输的制约因素，但其非常重视煤炭的战略库存。煤炭库存率一直在10%以上，电厂的煤炭库存也保持在1.1亿吨-1.2亿吨，正是有这一合理库存制度的有力保障，美国近几十年没有出现过煤荒。所以有关专家建议全国煤炭库存率应提高到11%左右。目前至少应增加1亿吨库存。电厂煤炭库存也作为重点给于保障。中南地区13个缺煤省区的燃煤电厂的煤炭库存应保持在60天左右的消费量。以30天的消费量作为警戒线；北方电厂的煤炭库存可为40-50天的消费量。以20天的消费量为其警戒线。同时国家有关部门也应该建立煤炭库存的预警制度并加强对社会煤炭库存运行的监测监控力。
3、深化煤炭产运需衔接机制的改革,规范电煤年度订货工作。
价格是市场经济最基本的问题。它是生产、流通、消费，乃至整个社会经济生活的一种重要的调节器。近年来电煤供应紧张，既有资源影响，也有运力因素制约，但“煤、电” 价格不同形成体系，是一个比较
核心的问题。我国煤炭已进入市场化，但电价仍由国家统管，发电企业不能完全按市场经济规律的基本要求组织生产和开展经营活动，煤、电两种价格机制的冲突不仅直接影响煤电运有效衔接，还关系到国民经济能否全面协调健康发展。
煤炭较电力早一步进入市场，并因供求关系紧张在价格上出现了一定大幅度涨价情况。国家在1985年到1993年一直实行煤运加价电加价政策，1994年起煤价彻底放开，由供需双方协商定价，但因电价由国家管制，电力用煤量大，国家及时发布电力用煤价格文件予以控制，并在局部煤价失控时进行必要的行政干预。所以煤价放开后，电煤价格是有波动，但基本控制在一定范围内。2005年随着煤炭市场的进一步升温和国家加大对订货改革的力度。才使得市场煤和计划电之间出现了旷日持久的“煤电之争”
2005年全国煤炭交易会改为全国煤炭产运需衔接会，数量由供需双方在煤、电、运三方共同制定的衔接框架方案内自主衔接，价格也由供需双方自主衔接。不再直接对企业分配资源。2006年的产运需衔接会上又进一步实施改革,一是取消电煤价格临时干预措施，由企业自主协商定价。二是铁路重点运力不再翻版，坚持供需双方签定的合同为基础，根据上年实
际完成情况和新增生产能力予以调整。2007年，继续推进改革“三个深化”：（一）彻底取消延续50多年的由政府组织产运需企业召开订货会的做法。（二）进一步引入竞争机制，凡符合国家产业政策的企业，不分所有制、不分隶属关系，均可以自主参加衔接。（三）在坚持供需双方企业根据市场供求关系协商定价的基础上，明确了以质论价、优质优价、同质同价的原则。2008年在前几年改革的基础上，继续推进煤炭市场化改革。一是深化垄断行业改革，引入竞争机制。在煤炭资源和运力的配臵上，以公平竞争为基础，在竞争机制的轨道上保障重点。二是按照完善反映市场供求关系，资源稀缺程度、环境损害成本的生产要素和资源价格形成机制的目标，继续推进煤炭价格市场化改革。
应该说电煤价格市场化是必然的发展趋势，目前国家已经完全放开对于电煤价格的控制。但在目前电价市场化改革未到位情况下，电力企业被臵于不公正的市场位臵，一是面对供应量不足、品种不对路的矛盾，缺乏对电煤的选择权，往往是被动的接受，二是在煤价上涨时丧失了话语权，协商定价成为空话。煤价在放开后象一匹脱了缰的野马涨个不停，电力企业受到电价管制和煤价的双重压力出现巨额亏损。煤电
之间的矛盾呈愈演愈烈之势。
今年国家首次取消了煤炭产运需衔接汇总会，由供需双方在国家发布的跨省区煤炭铁路运力配臵意向框架内进行数量衔接和协商定价。
由于首次完全用市场的方式进行衔接订货，缺少了必要的引导和控制，所以造成数量和价格上的失控，据煤炭网公布的消息，2010年全国煤炭产运需衔接网上汇总总量超过17亿吨。煤价涨幅30-50元/吨，远远超过国家发布的框架方案9.065亿吨的指标，价格也远远超过电力企业的承受能力。对这一现象应如何看待呢？我认为经过了2009年一年的煤电顶牛，供需双方都比较理智地看待我国的经济发展，对整个经济形势的走势和预测都更加冷静，全面和实际，同时以下四方面原因也促成了合同的顺利签订。
一是普遍对2010年的经济预期和电力市场预测向好，增加了对电煤消耗量的增长预期。电力企业在煤炭订货时往往把增加数量放在首位考虑。
二是随着我国去年下半年经济回暖，电力需求转旺，发电量有所增加，同时电价调整，也使电力企业利润水平上升、经营环境好转，对煤炭涨价的消化能力进一步增强。
三是近几年来年度煤炭订货留的缺口较大，重点
合同量已由2004年占电煤消耗总量的80%降为2008年的60%，电力企业需要通过这次订货补充一些缺口，尤其是新机用煤的缺口。
四是重点订货价格低于市场煤炭价格，由于经济原因，近几年重点合同的兑现率一直偏低，除神华、中煤等兑现率较高外，其他矿点普遍低于60%，使得电力企业不得不“宽打窄用”，增加订货数量。
全国煤炭年度订货工作，从相继放开电煤价格到取消政府组织订货活动到最终取消行业汇总会，无论从形式还是内容都发生了重大变化。这是一个艰难的转型过程。应该循序渐进的进行并最终形成价格的公平、公正的煤炭市场。但在这个过程中，由于煤炭市场仍处于紧缺与缓和的交替波动中，而且紧缺的时候更多，使得市场的供应方占据了主导位臵，并逐步强化了煤企对市场的垄断，而将最大的消费者电力企业臵于非常被动和不利的位臵。今年的订货汇总结果就说明了这一点。
多环节、大批量的电煤供应，订货衔接工作必不可少。政府有关部门在这项工作中具有不可或缺的地位和作用。由于电煤供应的特殊性（量大、持续、社会性），和国家仍将对电价实施监管等原因，国家在放开煤炭市场的同时也更要加强调控和监管，尤其是在
每年的订货框架方案中，明确电煤的总量和特殊地区（华中、华北）的供应量，并用政策来保证其落实。在深入改革的情况下一是应强调要求企业订立中长期合同。电煤供应中，电厂、煤矿之间的供需关系是根据机组设计、供应中不断筛选并经过长期磨合而形成的，具有相对固定性，具备订立中长期合同条件，建议可将原重点合同和区域电煤供需合同直接转换为电煤中长期合同。没有必要再进行重新双向选择、重新签订合同。二是要强调落实新机用煤资源、运力的配臵及相关价格政策。由于资源运力紧张，在近几年电煤订货中新机订货面临很大困难，存在较大缺口。新机订货中价格基本上是市场价，而电价则实行标杆电价，所以新机投产后全部亏损，完全体现不出其高效、低耗的经济性。三是针对运输瓶颈制约问题，政府要加强对铁路运输的监管力度。电煤供、运、需三方订立具有法律效力的合同，多开直达列车，增开万吨大列。同时政府加强对铁路月度运输计划编制和实施的监管，确保合同兑现。。
4、培育和发展我国煤炭市场体系
鉴于目前煤炭卖方市场的形成，应抑制煤炭企业对市场的垄断和对数量、价格的单方控制，建立有序、公正、公开的煤炭市场。根据国际国内煤炭交易活动
的分析，结合我国特有的煤炭产供销现状，我国煤炭市场应有序地进行培育和发展，其基本原则应当是：尊重市场，政府调控；统筹规划，循序渐进；企业主导，自主交易；政策支持，配套发展。
我国煤炭市场建设的战略目标应当是在开放、竞争、统一与有效监管的体制环境下，以形成充分的煤炭市场为出发点，通过对市场主体的再造、市场价格体制机制的改革、市场秩序的规范与监管、市场行为的规制与引导等措施，建立以主要煤炭生产企业和电力企业集团直接谈判定价、中长期合同为主导，分品种、分区域、有层次、相互竞争、有形市场和虚拟市场并存的现代煤炭市场体系，为市场配臵资源和定价、安全经济供应煤炭提供保障，为构筑未来我国统一能源市场打下基础。实现这个目标要分两步走。
第一阶段即运能短缺和煤炭资源品种不能充分满足需求阶段。突出以下几点：一是调整煤炭生产和销售结构，扩大生产，增加供给，改善煤炭供需关系，满足国民经济快速增长对煤炭的需求。二是通过有效的市场监管和宏观调控，防止煤炭市场垄断势力的强化，同时确保煤炭价格和煤炭市场不会发生大的波动从而引起一连串的经济与社会问题。三是在政府宏观调控指导下，组织好全国调出调入省份的产运需衔接
活动和本省区内的产运需衔接会，发挥行业牵头单位的协调引导作用，突出骨干电力企业集团和煤炭生产企业的主体地位。四是以市场导向为主，政府协助为辅，有序建立区域性和集散地、港口的煤炭交易所，为不同层次的煤炭生产企业和用户提供交易平台。五是在有限的运力基础上，尽量引入竞争机制使煤炭产、运、需按市场化方式衔接。
第二阶段（预计2010年后，10年左右），即运能相对能满足市场要求，煤炭生产、需求和运输部门向市场化方向改革基本完成阶段。这一时期，全国主要骨干煤炭生产企业和各大电力集团企业主导煤炭市场经济活动和经济利益的格局基本形成，煤炭资源和运力按供需双方选择完全进行市场化优化配臵，煤炭供应能保障我国煤炭需求，我国煤炭市场在国际煤炭市场上有相应地位，煤炭柜台市场和期货市场投入运营。电煤供应中，直接和中长期合同供应量占60％－70％；贸易量25％－35％；柜台市场和期货市场实物交割量占2％－5％，我国建立综合煤炭市场体系的目标初步实现。
在全国煤炭市场体系建设中，应发挥政府的监管和调控作用，主导制定实施方案，有关行业组织联合制定交易规则，同时积极扶持和构建跨行业的协调服
务机构和配套服务机制，形成完善的交易体系
5、坚持与时俱进，提升自主创新能力。
当前电力燃料工作的紧迫任务是：正确分析并努力把握市场变化趋势；加强国民经济运行及煤电运相关行业发展趋势的分析；加强所在区域地方经济发展规划对电煤供应需求的研究；把握、遵循电煤供应工作的客观规律，掌握市场的主动权。与此同时还要根据形势的发展和市场的变化坚持与时俱进，坚持科学发展观，提升企业的自主创新能力。在这方面有很多工作需要去做，如煤电一体化建设；燃料储备机制的建立；科学配掺技术的运用；电力燃料管理先进设备、设施的推广等都需要我们去扎扎实实地做好，同时加强燃料管理人员的培训，提高业务素质和综合分析处理问题的能力，以适应市场经济对电力燃料管理工作的要求。提高科学管理水平，也是目前需重点落实的工作，在这方面需要大家共同去努力。
新形势下的燃料管理工作
受国际金融危机和国内产业结构调整，经济增长前低后高的影响，我国去年的电力生产和电煤消耗均出现一些较大的变化，尤其是四季度经济增长势头迅猛和寒冷天气影响，部分地区出现电力供应紧张和电煤严重不足状况，对国民经济和煤炭市场均产生一些影响。今年我国经济保持平稳较快的发展态势，对电力的需求将同步增长，电煤供应工作还会面临较大的压力。下面我就电力生产及电煤炭供应有关情况作一些分析，并就如何搞好新形势下的电煤工作提一些建议供大家参考。
一、 今年上半年电力生产及电煤供需情况
1、电力生产情况
今年一季度全国发电量延续去年四季度的增长水平，累计完成9498亿千瓦时，同比增长20.8%，其中火电完成8179亿千瓦时，同比增长24.3%。水电同比下降5%，一季度全国全社会用电量9695亿千瓦时，同比增长24.2%，增速同比提高28.2%百分点
1-6月份，全国工业增加值增长速度为17.6%。其中，轻工业增长13.6%，重工业增长19.4%。
1）、用电市场情况
1-6月份，全国全社会用电量20094亿千瓦时，同比增长21.57%，6月份，全国全社会用电量3520亿千瓦时，同比增长14.14%。
1-6月份，第一产业用电量451亿千瓦时，同比增长5.61%；第二产业用电量15155亿千瓦时，同比增长24.24%；第三产业用电量2086亿千瓦时，同比
增长16.19%；城乡居民生活用电量2402亿千瓦时，同比增长13.93%。
1-6月份，全国工业用电量为14933亿千瓦时，同比增长24.20%；轻、重工业用电量同比分别为增长13.71%和26.46%。
2）、发电生产情况
1-6月份，全国规模以上电厂发电量19706亿千瓦时，比去年同期增长19.3%。其中，水电2592亿千瓦时，同比增长3.6%；火电16326亿千瓦时，同比增长21.9%；核电334亿千瓦时，同比增长2.6%。全国主要电网统调发电量18405亿千瓦时，最高发电电力合计52271万千瓦，与去年同期相比分别增长23.50%（日均）和14.22%。
截止6月底，全国6000千瓦及以上电厂发电设备容量86917万千瓦，同比增长11.6%。其中，水电17248万千瓦，同比增长15.3%；火电66533万千瓦，同比增长9.3%；核电908万千瓦，与去年持平；风电2175万千瓦，同比增长82.2%。
3）、主要技术经济指标完成情况
1-6月份，全国发电设备累计平均利用小时为2295小时，比去年同期增长190小时。其中，水电设备平均利用小时为1419小时，比去年同期下降122小时；
火电设备平均利用小时为2534小时，比去年同期增长300小时。
1-6月份，全国供电煤耗率为334克/千瓦时，比去年同期下降6克/千瓦时。全国发电厂累计厂用电率5.69％，其中水电0.50％，火电6.36％。线路损失率5.57%，比上年同期下降0.05个百分点。
4）、电力建设情况
1-6月份，全国电源基本建设完成投资1344亿元，其中水电295亿元，火电500亿元，核电258亿元，风电285亿元。全国电源新增生产能力（正式投产）3383万千瓦，其中水电615万千瓦，火电2421万千瓦，风电330万千瓦。
2、电煤供需情况
今年一季度全国重点电厂电煤累计供应量为
2.98亿吨，同比增加1.01亿吨，增长51.1%。电煤累计消耗量为2.93亿吨，同比增加7380万吨，增长33.6%。
1-6月份全国重点电厂电煤累计供应量为59565万吨，同比增加17007万吨，日均供煤329万吨,增长40%;累计消耗量为57607万吨，同比增加13725万吨，日均耗煤318万吨,增长31.3%。全国6000千瓦及以上电厂累计供电煤耗率为334克/千瓦时,同比下降6克/千瓦时,
6月底全国重点电厂电煤库存5780万吨，同比增加638万吨，增长12.4%，可使用天数为18天，较2009年底增加1950万吨。
七月份累计供煤10461万吨,日均供337.5万吨;
累计耗煤10107万吨,日均耗用326万吨.库存继续上升达6133万吨,可用19天.
今年一季度，全国电煤供需形势总体呈现“前期偏紧，后期平衡”的特点。从需求侧看，工业生产形势总体良好，加之来水偏枯，电煤消耗水平保持相对高位，但受春节节假日和天气转暖影响，较迎峰度冬高峰水平有所回落。从供应侧来看，主要原产地产煤和煤炭进口保持较快增长，铁路、港口的煤炭运力运量保障有力，全国电煤供应能力相对充足。从供需形势来看，一月份全社会电力需求旺盛、电煤日均耗煤水平持续上升，全国特别是华中各省市电煤供需偏紧；二月份。受假日停工影响，电煤消耗水平显著回落。由于节前节后电煤供应较为充足，全国电煤供需形势逐渐趋松；三月份随着工业复产，电力需求和电煤消耗快速增长，部分地区出现了电煤供应紧张的趋势。三月中下旬工业用电逐步趋稳，同时随着天气回暖取暖负荷下降，抵消了部分新开项目拉动的电力需求，全国电力需求相对稳定，重点电厂日均电煤消耗量保持在330万吨左右，供给量与消耗量的剪刀差逐渐缩小，电煤库存保持稳定。一季度全国发电设备累计平均利用小时1125H，同比增加117小时，其中火电设备利用小时1285H，同比增加182H，全国供电煤耗率
为332克，同比下降6克。
二季度，煤炭供需延续“淡季不淡，总体平衡”的基本态势，煤炭市场供需和价格出现小幅波动。四月份从需求侧看北方供暖基本结束，煤炭消费步入“淡季”，但上旬由于气温偏低电力需求保持较高水平，供应量略低于消耗量，电煤库存小幅下降，下旬随着气温回升，电力负荷下滑，加之江河来水增加水电出力上升，电厂耗煤水平显著下降，各地电煤库存明显上升。从供应侧看，主产地山西、内蒙、陕西、宁夏等地煤炭产能相对充足，但本月开始的全国煤矿安全生产大检查将持续两个月，除影响现有矿井产量，也将延迟各地复产煤矿和在建煤矿的投产日期，另外，大秦铁路检修工作也降低了煤炭供应的实际能力。综合上述两方面因素，全国煤炭供需形势在保持“总体平衡”的基本格局基础上出现局部紧张。四月中下旬全社会及主要港口的煤炭库存逐渐下降，中转地和消费地的煤炭市场价格出现小幅上涨。
4月份全国重点电厂电煤日均消耗量约为319万吨，同比增加86万吨，环比减少13万吨。
进入5月份，全国电煤供需形势将持续“总体平衡”的格局。随着气温回升供热负荷下降加之来水超丰、水电出力加大，全国电力电量平衡对火电的依赖
程度减轻，电煤消耗水平进一步下降，重点电煤消耗量日均为305.9万吨，环比下降14万吨。同时为了确保迎峰度夏的电力供应， 各地电厂将积极开展储煤工作，电煤库存水平略有上升，华中、南方等地电煤供需形势有所缓和。
6月份入夏后，上中旬气温低于往年,全国电力需求增速下滑，由于国家加强了对高耗能产业的调控力度，电力负荷平稳,电煤日耗量增速明显回落,出现环比下降,进入下旬,全国范围出现高温天气,电力负荷迎来新的高峰，由于水电来水较好,而供应侧山西等省煤炭生产继续保持较高水平，煤炭铁路和港口运力运量保障有力，电煤供应相对充足，全国日均供煤334万吨，同比增加70万吨，环比增加11万吨，电煤耗用虽有较高的增长,但总体上仍保持供需平衡,全月耗煤日均307万吨,同比增加47万吨,增长18.19%，环比持平,总体来看6月份电煤供应平衡有余，原河南等省电煤供应偏紧的局面进一步缓解，全国重点电厂电煤库存环比继续大幅上升。为迎峰度夏高峰准备了充足的燃料。
7月份日均耗煤虽达到326万吨,高于1-7月平均日耗319.4万吨的水平,但由于供煤状况良好,库存仍持续上升,度夏高峰时段没有出现因电煤供应紧张而
影响电力生产的情况.
二、2010年电力生产建设与电煤需求预测
电煤需求增长与电力发展、电力结构变化、经济增长速度、电煤质量变化等密切相关，这是我们分析预测电煤供需形势的基本依据。为此对2010年电力、煤炭及电煤供需情况做以下预测。
2009年投产新机8970万千瓦，年底全国发电装机容量达87407万千瓦。预计2010年基建新增装机8500万千瓦，全国装机容量将达到9.5亿千瓦。
1、电力建设、电源结构趋于合理化，节能减排成效显著。
电源结构调整力度加大，一是水电投产处于高峰期，2009年新投产电力装机中水电机组为1989万千瓦，占了22%以上，2009年底全国水电装机容量1.96亿KW，占总装机容量的22.46%，我国已成为世界上水电装机规模最大的国家。二是火电装机大型、高效化。2009年底全国已投运百万千瓦超超临界机组21台，在建和规划建设的超（超）临界机组达250台，其中100万KW机组44台，09年投产的火电机组80%以上为30万千万以上设备，目前30万千瓦及以上的大火电机组的比重已从2000年的42.67%提高到2009年的69.43%，60万千瓦及以上的清洁高效机组成为新建项
目的主力机型。三是新能源开发力度加大，2009年底全国核电装机容量908万千瓦，在建施工规模2192万KW；风电机组投产速度加快、规模加大，2009年底全国并网风电装机容量1760万千瓦，并网风电装机和发电量连续四年翻倍增长。2010年风电装机将达到2630万千瓦。四是随着电网建设速度加快和特高压输电线路示范工程的投入运行，网间送售和互供电量加大，进一步促进了资源的优化配臵。五是结构调整和节能效果明显，2009年全年关停小火电机组容量2617万千瓦，“十一五”前四年全国已累计关停小火电机组6006万千瓦，提前一年半完成“十一五”关停任务。2009年规模以上电厂供电煤耗为340克/千瓦时，同比降低5克/千瓦时。“十一五”前四年规模以上电厂供电煤耗累计下降30克/千瓦时，据抽样统计100万千瓦、60万千瓦等级机组平均供电煤耗分别为293克和319克/千瓦时。而5-10万千瓦容量和5万以下容量等级机组供电煤耗分别高达383克和392克/千瓦时。
2、电力需求，回升态势逐步形成，需求拉动明显。
2009年上半年电力需求不足，主要原因是一直疲软的工业生产使电力需求回升的动力不足，而出口拉
动很小形不成规模动力。我国第三产业需求稳定，与城乡居民生活用电一起是稳定电力需求的坚实基础，而对电力需求影响最大的第二产业则在四季度摆脱一直负增长的局面，出现环比增长的好势头，国家刺激经济的措施逐步发挥作用。房地产、汽车和扩大内需市场拉动了钢铁、建材、能源等工业生产的增速，使得用电量出现较快增长，由于08年下半年用电基数较低，09年下半年用电增速明显上升，全年电力需求增速呈现明显“前低后高”态势。
今年全国电力需求将稳步增长，电力供需总体平衡但局部地区、个别时段会出现电力供应紧张态势。
综合考虑当前国内外经济形势、发展环境和国家转方式、调结构的要求，预计2010年全社会用电量将呈“前高后低”的发展态势。上半年增速超过10%，下半年逐步回落。
今年开局，我国经济延续2009年四季度的较高增长势头，加上寒冷天气的影响和来水偏枯，发电量尤其是火力发电出现了较高的增长。二季度，尤其是5月份后，水电出现30%以上的增长，而用电量增速平稳，电煤消耗出现环比下降，库存上升。七月份我国已进入迎峰度夏高峰，用电量不断攀升，7月6日电量达到创纪录的129亿，电煤消耗也将随之增加，但
由于我国工业生产增速平稳，高温并未对电力和电煤供应造成影响
3、电煤需求预测
2010年世界经济复苏和发展呈现复杂的局面。我国政府实行了强有力的调控措施，2010年仍将延续去年下半年的增长势头，实现经济平稳较快的增长，预计GDP将达到9%左右。按照2009年电力弹性系数计算，有关部门预计2010年全社会用电量39700亿千瓦时，增速达9%,全年发电量设备利用小时在4600小时左右，火电利用小时数4900-5000小时，电力行业节能降耗效果继续显现，耗用原煤比火电发电量增速低1-2个百分点。按2009年累计发电供热耗煤15.4亿吨统计数据比较今年电煤消耗将保持7-8%的增长水平，预计达到16.5亿吨。
4、煤炭生产及供应情况预测
近年来，我国煤炭行业的固定资产投资持续快速增长，年平均增速在25%以上，陆续形成新的生产能力支撑。2010年，国内煤炭产量将有大幅度增长，但铁路运输能力不足将抑制煤炭有效供给。
2008年和2009年，煤炭行业固定资产投资分别同比增长33.6%和25.9%。预计2010年，全国仅千万吨级的新增大型煤矿项目就涉及14780万吨年产能，
大型矿井的新增年产能和整合完成的中小型矿井的新增年产能将达到3.8亿吨。我国煤炭供给增量主要来自山西、陕西、内蒙古、新疆，供给增量约为2.9亿吨，其他地区供给增量在9000万吨左右。
目前我国铁路在进行线路提速改造，并从客运中让出部分运力给货运，新建铁路项目也在加快。由此预计，2010年我国铁路煤炭运输能力将以较快速度增长。但是，铁路运输制约煤炭供应的基本状况在短时间内难以改变。预计2010年主要煤炭产区新增煤炭运力在2.3亿吨左右，而同期新增煤炭生产能力2.5亿吨以上。受铁路建设滞后的制约，有效产能增速仍将低于产能增速。
据国家统计局数据，2009年全年煤炭产量30.5亿吨，增长8.8%，今年上半年全国原煤产量15.7亿吨，同比增长20.1%；净增量为2.63亿吨。今年前五月，煤炭行业实现利润1225亿元，同比增长80.9%，增幅同比提高76.7%。7月下旬，秦皇岛港口动力煤价格开始出现微幅下调，这是市场所释放出的一种信号，那就是今年夏季我国煤炭市场供需关系较为宽松，这也是多年来市场动力煤价格首次在夏季用煤高峰时期发生下滑，从一定程度上预示着我国下半年煤炭市场的走势。
综合考虑煤炭资源整合在全国范围内展开和国内运力瓶颈等因素，预计2010年国内煤炭有效供给增量在3.6亿吨左右，国内煤炭有效供给总量在33.2亿吨左右。
2009年，我国首次成为煤炭净进口国，原煤进口量1.26亿吨，同比增长211.9%。净进口量1.03亿吨。今年，随着世界经济的复苏，国际煤炭价格已呈上涨态势，并开始失去对国内煤炭价格的优势。目前，沿海用户进口煤炭的动力已经有所减弱，预计全年煤炭进口量将较去年有一定幅度下降。不过，受国内煤炭需求增长和煤种匹配等因素的影响，我国煤炭进口量还会保持一定数量，如一季度海关统计进口煤炭4440万吨、出口煤炭570万吨、净进口3870万吨。1-5月累计进口6899.45万吨，其中电煤2356.93万吨。预计全年煤炭进口量在1亿吨左右，出口量将恢复到3000万吨，净进口量在7000万吨左右。
综合以上分析可以看出，电煤的有效总供给量将达到34亿吨左右，而总需求量据有关部门估计为33亿吨,供应总量是充足的，有保证的 ，最近国家有关部门负责人表示，2010年我国煤炭供需将呈现基本平衡态势，煤炭供大于求的局面没有改变，这是根据煤
炭产能、实际产量和近年来的需求量做出的科学判断。
据最新预测，2020年我国发电量将达到7.6万亿千瓦时以上，发电装机容量将达到16.4亿千瓦， 2010－2020年的10年间，全国将新增发电装机容量6亿千瓦，（其中核电装机8600万千瓦、风电装机1.3亿千瓦）。年均增加6000万千瓦，低于2005－2010年平均年增加量，火电装机依然占到全国装机容量的75%左右。由于大型高效机组比例增加和节能降耗措施的实施“十二五”期间，电煤耗量的增长也出现平稳、缓慢的态势，对煤炭的需求放缓也将缓解前几年煤炭市场的供求失衡和过热的现象。
三、加强电力燃料调控与管理，保证电煤持续稳定供应。
由于种种主客观原因造成的年底年初电煤紧张已经过去，春节后的电煤供应已恢复到正常状态，库存恢复到正常水平，秦皇岛等北方港口库存上升、价格下降，海运费下跌，南方各港库存充足，到港电煤价格趋于合理，华东、华中各省电煤库存普遍达20天以上。这种状态在二季度虽出现一定的波动，短时间内出现库存下降，价格上升的状况但总体上供应保持均衡和平稳。六月底库存达到5780万吨可使用18天,而随着下半年经济增长的变化和天气因素的影响，电
煤供应还会出现一些波动，但总体供求平衡趋势不会发生改变。
由于我国能源结构的特殊性决定，我国电力供应在相当长时间还需依靠火力发电，而煤炭等化石能源的稀缺性越来越高，电煤供应紧张情况时隐时现，我国煤炭供需总体平衡并不排除局部地区、个别煤种在个别时段出现供应偏紧的可能。电煤问题已经成为保持国民经济持续稳定健康发展的一大问题，应该引起相关部门的高度重视。我们也应采取相应措施来应对：
1、电煤供应中存在的主要问题及原因分析 随着电力生产规模的不断扩大和电煤消耗量的不断增长，长期积累在煤电两大行业间的供需矛盾在近几年出现愈演愈烈之势，常因电煤供应不足造成电力生产的剧烈波动。除电煤供应紧缺外，电煤价格争议、质量纠纷近几年也越来越突出，并成为煤电之争中的主要矛盾。它多次并持续影响煤电运有效衔接，还关系到国民经济能否全面协调健康发展。
1）煤炭资源和铁路运力阶段性不足，品种性短缺和地区间不平衡是造成多次电煤紧张的主要原因。
从原煤生产和铁路运煤增长情况来看与电煤供应的变化是非常一致的。
一是我国煤炭近年来保持了持续稳定增长，但与
我国经济快速发展、电力、钢铁、有色、建材的产量增幅相比出现总体上的供不应求。2005-2009年煤炭产量增幅分别为7.87%、8.1%、8.21%、7.63%，8.8%。远低于我国GDP和工业生产的增长幅度。
二是我国的煤炭资源集中分布在山西、陕西、蒙西等三西地区，而我国经济发达省份和负荷中心多集中在华东、中南，西煤东运、北煤南运是我国煤炭运输格局的主要特点。近年来铁路煤炭运力增长主要集中在大秦、侯月线等西煤东运主干线上，而依靠铁路直达运输的华中地区调入煤炭受限，在调剂丰枯矛盾、迎峰度夏和遇到自然灾害时往往出现地区性、时段性紧张。
三是重点合同量不足，新机用煤很难保证。近年来电煤的重点合同虽有增加，但同新机投产量和电煤需求量增长相比，重点合同比例在连年下降。以2010年为例，重点订货量为7.21亿吨，占全国直供电厂需煤量的60%左右，比03年订货比例的80%低了20个百分点。另外因价格、运力等因素影响，部分电煤合同计划兑现率处于较低水平，也进一步加大了重点供应量的不足。
受我国煤炭赋存条件所限，我国的优质动力煤和贫瘦煤资源比较短缺，随着多年的开采和消费，出现
优质煤、个别煤种资源枯竭，无替代资源接续现象，发电企业很难按设计煤种采购到合适的燃料。
2）电煤价格矛盾突出是煤电矛盾的核心问题。 价格是市场经济最基本的问题。它是生产、流通、消费，乃至整个社会经济生活的重要调节器。近年来电煤供应紧张，既有资源影响，也有运力因素制约，但“煤、电” 价格不同形成体系，是一个比较核心的问题。我国煤炭已进入市场化，但电价仍由国家统管，发电企业不能完全按市场经济规律的基本要求组织生产和开展经营活动，煤、电两种价格机制并行这种状况是煤电企业长时间不能和谐并存的根本原因，
自03年放开煤价以来出现大幅度的上涨，据统计2004-2008年全口径电煤到厂综合价从268.45元上涨为476.18元，上涨幅度为77%。其中国家重点订货合同价格从267.17元上涨为482.22元，上涨幅度为80%。而同期相比，因煤而调整的电价只上升了6.56分，可消化煤价上涨因素130元左右。为此2008年仅五大电力集团就亏损326亿元，其中主业（火电）亏损超过400亿元。鉴于电力企业亏损严重、经营困难等因素，2009年度的煤炭产运需衔接时，煤炭与电力企业双方因价格分歧过大一直未达成协议，使电煤供应在总体平衡中产生许多不确定性，也加深了煤电企业之间的隔阂
和壁垒，加剧了原本就有的矛盾。
3）煤质下降对电煤的量、价以及安全生产造成一定的影响。
近几年与煤炭供应相比，优质煤资源更为短缺，供应更为紧张，电煤质量普遍下降。电力企业受市场影响，供煤渠道增多，尤其在供应紧张情况下往往是饥不择食，而市场煤质低下、以次充好现象增多。2003年全国电煤平均发热量为4950大卡，而到2008年仅为4410大卡，下降了540大卡左右，降幅13%。2009年由于供应条件改善，电煤质量有所提高。
煤质下降一是相当于隐形涨价，二是降低了铁路运输效率，三是影响发电企业的安全生产和节能降耗导致燃烧不稳、效率降低、磨损严重、事故增加、环保超标等一系列不良后果。
2、 促进电煤供应的优化和持续稳定的建议。
1）做好当前的煤炭供应工作。煤电运既是一个产业链、供应链同时又是一条利益链。为此相关行业、企业应以大局为重实行互利、互惠、互保。煤炭企业在安全生产的前提下努力提高产量，增加供给，通过资源整合保证总体产量不下降以保证有效供应。运输行业及时调整运力，保证重点地区、重点电厂的煤炭供应。发电企业要建立科学的管理机制，落实好计划、
调运、市场采购、进厂验收、使用、储备各环节的工作，积极与煤炭、铁路、港航等部门密切合作，组织力量保证电煤供应。针对电煤重点合同履约率不高等问题相关部门应采取综合措施，加强对重点合同的监管力度，提高履约率，保证电煤供应。
2）综合考虑煤电油运各种因素，做好“十二五”能源总体规划，统筹解决能源供应的结构性问题。今年是十一五计划执行的最后一年，有关部门正在制定十二五”能源总体规划，我们应及时向有关部门反应电煤供应中存在的问题，以增加电煤供应的保证度。
一是要依据电力生产建设发展规划和结构调整，分析预测电煤需求，根据煤炭资源结构变化趋势，优化配臵新、老机组发电用煤资源结构，稳定供应主渠道。
二是应根据煤炭资源及需求地区性、结构性特点，优化电煤铁路、港航运输流向，建立健全能源综合运输调配体系，提高相关部门能源跨区调配能力，增强应对能源资源需求突发性、大规模变动的能力加强国家对煤炭资源的调配力度。
三是加快大型煤炭基地建设的进程，煤炭行业要向技术水平高、安全设施好、环保措施配套、高产能方向发展，以提高煤炭生产的集中度和规模化。这是
我国走向工业化国家的必然进程，在这个过程中，电力企业应做促进派。支持国有大矿发挥煤炭企业技术、装备、管理和人才优势，兼并改造小煤矿，提高国家对煤炭资源的控制能力，这个过程要短，以尽快增加煤炭供应的保障度。
四是适时建立国家煤炭应急储备制度。煤炭资源作为关系国计民生的基础性资源，国家应该具备相当的调配能力，应从宏观制度层面，构架煤炭储备体系，以应对电煤频繁告急。启动煤炭储备机制不仅可以缓解能源安全与经济发展提速间的冲突与矛盾，也可以平抑煤炭市场异常波动，防止过度投机行为。
3）尽快疏导煤电价格矛盾。在现有体制机制下，煤电价格矛盾是当前我国最突出的价格矛盾。因此建议，在宏观经济形势尤其是物价趋于稳定后，首先解决长期积累的煤电价格矛盾，建立煤、电价格形成机制，把煤电价格矛盾的解决放在首要位臵。
一是在解决煤电价格矛盾时，既要确立煤价和电价合理的市场关系，也要对电价、煤价的形成机制进行改革。在按照社会平均成本核算的前提下，制定煤炭和电力合理的比价关系。从“供求关系决定价格”的市场规律来讲，在电煤资源紧缺的情况下，电煤价格上涨无疑是必然趋势。但是如果放任电煤价格无序
上涨，一方面将全盘动摇国家以发电企业过去数年的平均成本确定上网标杆电价的机制；另一方面严重影响电煤供应的稳定，出现亏损欠贷资金链断裂的恶性循环，进而影响国民经济的稳定。虽然市场对资源的配臵是通过价格波动的形式来实现的，但单纯的市场机制具有自发性、事后性和微观性，如果缺乏引导和监管，其对于经济总量平衡、结构调整、生态平衡和环境保护的调解就显得无能为力，并可能引发生产自发波动和两极分化。
在这方面政府的调控是十分必要的，今年国家发改委数次干预重点煤价的上涨行为对控制和稳定当前煤炭市场价格就起到重要作用。
二是要形成规范的煤电联动机制，对电价实行有效的价格监管和适时调整。煤电联动机制自2004年底执行以来已数次进行了电价调整，解决了部分电煤涨价后的电力成本增高的矛盾。，但也存在调整不及时、不到位等问题。现阶段，应完善煤电价格联动机制，按政策规定的时限和煤价上涨的幅度及时出台电价调整措施。同时调整发电企业消化煤价上涨比例，设臵煤电联动最高上限，适当调控涨幅。以此同时建立完善我国电煤市场价格指数，通过价格信息网络及时发布，为供需双方提供参考依据，引导生产和消费。
4）提高电厂的储煤能力，应对突发事件对电煤供应的冲击。
为保证安全稳定发供电，电厂必须储存一定量的燃料。目前我国电厂设计存煤量一般在10－15天，坑口电厂仅有3－5天用量。主要成因一是建国以来，国家非常重视电力的发展，在计划经济时期，政府配臵资源，把保证电力用煤当作能源供应的重点，煤种、资源量、运力都给予保证。二是在机组容量较小、经济发展速度较低的时期，现有的库存容量基本能够满足安全发电需要。三是电力建设投资定额限定了储煤场地和设施的选择余地。随着电力的快速发展，大容量高效率机组的增加，电煤市场化的变迁，以及社会对电力安全程度要求的提高，原有的存煤能力已明显不足，表现出电厂的应急能力脆弱，对安全发电造成威胁。遇到夏季用电高峰、枯水季节、冬季采暖用煤高峰、天气异常、煤矿安全事故等任何状况，都会引起电煤供应紧张，影响正常稳定发电。2008年年初的一场冰雪灾害造成的电煤供应全面紧张，充分说明没有足够的库存，难以应对突发事件对电煤稳定供应的冲击。
2008年底我国煤炭库存率（年末煤炭库存量占为年煤炭消费量的百分比）为6％，库存量约为20天的
消费量。而国际煤炭库存率一般在10%左右，电煤库存量为40－50天的消费量，比我国高一倍还多。以美国为例，作为世界第二大煤炭生产国和消费国。虽然其煤炭在能源消费中的比例并不高，也不存在铁路运输的制约因素，但其非常重视煤炭的战略库存。煤炭库存率一直在10%以上，电厂的煤炭库存也保持在1.1亿吨-1.2亿吨，正是有这一合理库存制度的有力保障，美国近几十年没有出现过煤荒。所以有关专家建议全国煤炭库存率应提高到11%左右。目前至少应增加1亿吨库存。电厂煤炭库存也作为重点给于保障。中南地区13个缺煤省区的燃煤电厂的煤炭库存应保持在60天左右的消费量。以30天的消费量作为警戒线；北方电厂的煤炭库存可为40-50天的消费量。以20天的消费量为其警戒线。同时国家有关部门也应该建立煤炭库存的预警制度并加强对社会煤炭库存运行的监测监控力。
3、深化煤炭产运需衔接机制的改革,规范电煤年度订货工作。
价格是市场经济最基本的问题。它是生产、流通、消费，乃至整个社会经济生活的一种重要的调节器。近年来电煤供应紧张，既有资源影响，也有运力因素制约，但“煤、电” 价格不同形成体系，是一个比较
核心的问题。我国煤炭已进入市场化，但电价仍由国家统管，发电企业不能完全按市场经济规律的基本要求组织生产和开展经营活动，煤、电两种价格机制的冲突不仅直接影响煤电运有效衔接，还关系到国民经济能否全面协调健康发展。
煤炭较电力早一步进入市场，并因供求关系紧张在价格上出现了一定大幅度涨价情况。国家在1985年到1993年一直实行煤运加价电加价政策，1994年起煤价彻底放开，由供需双方协商定价，但因电价由国家管制，电力用煤量大，国家及时发布电力用煤价格文件予以控制，并在局部煤价失控时进行必要的行政干预。所以煤价放开后，电煤价格是有波动，但基本控制在一定范围内。2005年随着煤炭市场的进一步升温和国家加大对订货改革的力度。才使得市场煤和计划电之间出现了旷日持久的“煤电之争”
2005年全国煤炭交易会改为全国煤炭产运需衔接会，数量由供需双方在煤、电、运三方共同制定的衔接框架方案内自主衔接，价格也由供需双方自主衔接。不再直接对企业分配资源。2006年的产运需衔接会上又进一步实施改革,一是取消电煤价格临时干预措施，由企业自主协商定价。二是铁路重点运力不再翻版，坚持供需双方签定的合同为基础，根据上年实
际完成情况和新增生产能力予以调整。2007年，继续推进改革“三个深化”：（一）彻底取消延续50多年的由政府组织产运需企业召开订货会的做法。（二）进一步引入竞争机制，凡符合国家产业政策的企业，不分所有制、不分隶属关系，均可以自主参加衔接。（三）在坚持供需双方企业根据市场供求关系协商定价的基础上，明确了以质论价、优质优价、同质同价的原则。2008年在前几年改革的基础上，继续推进煤炭市场化改革。一是深化垄断行业改革，引入竞争机制。在煤炭资源和运力的配臵上，以公平竞争为基础，在竞争机制的轨道上保障重点。二是按照完善反映市场供求关系，资源稀缺程度、环境损害成本的生产要素和资源价格形成机制的目标，继续推进煤炭价格市场化改革。
应该说电煤价格市场化是必然的发展趋势，目前国家已经完全放开对于电煤价格的控制。但在目前电价市场化改革未到位情况下，电力企业被臵于不公正的市场位臵，一是面对供应量不足、品种不对路的矛盾，缺乏对电煤的选择权，往往是被动的接受，二是在煤价上涨时丧失了话语权，协商定价成为空话。煤价在放开后象一匹脱了缰的野马涨个不停，电力企业受到电价管制和煤价的双重压力出现巨额亏损。煤电
之间的矛盾呈愈演愈烈之势。
今年国家首次取消了煤炭产运需衔接汇总会，由供需双方在国家发布的跨省区煤炭铁路运力配臵意向框架内进行数量衔接和协商定价。
由于首次完全用市场的方式进行衔接订货，缺少了必要的引导和控制，所以造成数量和价格上的失控，据煤炭网公布的消息，2010年全国煤炭产运需衔接网上汇总总量超过17亿吨。煤价涨幅30-50元/吨，远远超过国家发布的框架方案9.065亿吨的指标，价格也远远超过电力企业的承受能力。对这一现象应如何看待呢？我认为经过了2009年一年的煤电顶牛，供需双方都比较理智地看待我国的经济发展，对整个经济形势的走势和预测都更加冷静，全面和实际，同时以下四方面原因也促成了合同的顺利签订。
一是普遍对2010年的经济预期和电力市场预测向好，增加了对电煤消耗量的增长预期。电力企业在煤炭订货时往往把增加数量放在首位考虑。
二是随着我国去年下半年经济回暖，电力需求转旺，发电量有所增加，同时电价调整，也使电力企业利润水平上升、经营环境好转，对煤炭涨价的消化能力进一步增强。
三是近几年来年度煤炭订货留的缺口较大，重点
合同量已由2004年占电煤消耗总量的80%降为2008年的60%，电力企业需要通过这次订货补充一些缺口，尤其是新机用煤的缺口。
四是重点订货价格低于市场煤炭价格，由于经济原因，近几年重点合同的兑现率一直偏低，除神华、中煤等兑现率较高外，其他矿点普遍低于60%，使得电力企业不得不“宽打窄用”，增加订货数量。
全国煤炭年度订货工作，从相继放开电煤价格到取消政府组织订货活动到最终取消行业汇总会，无论从形式还是内容都发生了重大变化。这是一个艰难的转型过程。应该循序渐进的进行并最终形成价格的公平、公正的煤炭市场。但在这个过程中，由于煤炭市场仍处于紧缺与缓和的交替波动中，而且紧缺的时候更多，使得市场的供应方占据了主导位臵，并逐步强化了煤企对市场的垄断，而将最大的消费者电力企业臵于非常被动和不利的位臵。今年的订货汇总结果就说明了这一点。
多环节、大批量的电煤供应，订货衔接工作必不可少。政府有关部门在这项工作中具有不可或缺的地位和作用。由于电煤供应的特殊性（量大、持续、社会性），和国家仍将对电价实施监管等原因，国家在放开煤炭市场的同时也更要加强调控和监管，尤其是在
每年的订货框架方案中，明确电煤的总量和特殊地区（华中、华北）的供应量，并用政策来保证其落实。在深入改革的情况下一是应强调要求企业订立中长期合同。电煤供应中，电厂、煤矿之间的供需关系是根据机组设计、供应中不断筛选并经过长期磨合而形成的，具有相对固定性，具备订立中长期合同条件，建议可将原重点合同和区域电煤供需合同直接转换为电煤中长期合同。没有必要再进行重新双向选择、重新签订合同。二是要强调落实新机用煤资源、运力的配臵及相关价格政策。由于资源运力紧张，在近几年电煤订货中新机订货面临很大困难，存在较大缺口。新机订货中价格基本上是市场价，而电价则实行标杆电价，所以新机投产后全部亏损，完全体现不出其高效、低耗的经济性。三是针对运输瓶颈制约问题，政府要加强对铁路运输的监管力度。电煤供、运、需三方订立具有法律效力的合同，多开直达列车，增开万吨大列。同时政府加强对铁路月度运输计划编制和实施的监管，确保合同兑现。。
4、培育和发展我国煤炭市场体系
鉴于目前煤炭卖方市场的形成，应抑制煤炭企业对市场的垄断和对数量、价格的单方控制，建立有序、公正、公开的煤炭市场。根据国际国内煤炭交易活动
的分析，结合我国特有的煤炭产供销现状，我国煤炭市场应有序地进行培育和发展，其基本原则应当是：尊重市场，政府调控；统筹规划，循序渐进；企业主导，自主交易；政策支持，配套发展。
我国煤炭市场建设的战略目标应当是在开放、竞争、统一与有效监管的体制环境下，以形成充分的煤炭市场为出发点，通过对市场主体的再造、市场价格体制机制的改革、市场秩序的规范与监管、市场行为的规制与引导等措施，建立以主要煤炭生产企业和电力企业集团直接谈判定价、中长期合同为主导，分品种、分区域、有层次、相互竞争、有形市场和虚拟市场并存的现代煤炭市场体系，为市场配臵资源和定价、安全经济供应煤炭提供保障，为构筑未来我国统一能源市场打下基础。实现这个目标要分两步走。
第一阶段即运能短缺和煤炭资源品种不能充分满足需求阶段。突出以下几点：一是调整煤炭生产和销售结构，扩大生产，增加供给，改善煤炭供需关系，满足国民经济快速增长对煤炭的需求。二是通过有效的市场监管和宏观调控，防止煤炭市场垄断势力的强化，同时确保煤炭价格和煤炭市场不会发生大的波动从而引起一连串的经济与社会问题。三是在政府宏观调控指导下，组织好全国调出调入省份的产运需衔接
活动和本省区内的产运需衔接会，发挥行业牵头单位的协调引导作用，突出骨干电力企业集团和煤炭生产企业的主体地位。四是以市场导向为主，政府协助为辅，有序建立区域性和集散地、港口的煤炭交易所，为不同层次的煤炭生产企业和用户提供交易平台。五是在有限的运力基础上，尽量引入竞争机制使煤炭产、运、需按市场化方式衔接。
第二阶段（预计2010年后，10年左右），即运能相对能满足市场要求，煤炭生产、需求和运输部门向市场化方向改革基本完成阶段。这一时期，全国主要骨干煤炭生产企业和各大电力集团企业主导煤炭市场经济活动和经济利益的格局基本形成，煤炭资源和运力按供需双方选择完全进行市场化优化配臵，煤炭供应能保障我国煤炭需求，我国煤炭市场在国际煤炭市场上有相应地位，煤炭柜台市场和期货市场投入运营。电煤供应中，直接和中长期合同供应量占60％－70％；贸易量25％－35％；柜台市场和期货市场实物交割量占2％－5％，我国建立综合煤炭市场体系的目标初步实现。
在全国煤炭市场体系建设中，应发挥政府的监管和调控作用，主导制定实施方案，有关行业组织联合制定交易规则，同时积极扶持和构建跨行业的协调服
务机构和配套服务机制，形成完善的交易体系
5、坚持与时俱进，提升自主创新能力。
当前电力燃料工作的紧迫任务是：正确分析并努力把握市场变化趋势；加强国民经济运行及煤电运相关行业发展趋势的分析；加强所在区域地方经济发展规划对电煤供应需求的研究；把握、遵循电煤供应工作的客观规律，掌握市场的主动权。与此同时还要根据形势的发展和市场的变化坚持与时俱进，坚持科学发展观，提升企业的自主创新能力。在这方面有很多工作需要去做，如煤电一体化建设；燃料储备机制的建立；科学配掺技术的运用；电力燃料管理先进设备、设施的推广等都需要我们去扎扎实实地做好，同时加强燃料管理人员的培训，提高业务素质和综合分析处理问题的能力，以适应市场经济对电力燃料管理工作的要求。提高科学管理水平，也是目前需重点落实的工作，在这方面需要大家共同去努力。