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去年入冬以來，華東區域發電企業紛紛告急，電煤供應困難，發電企業電煤庫存急劇下降，威脅著電網的安全運行。為了及時掌握華東區域發電企業2008年電煤供應及合同簽訂情況，摸清電煤價格的變化情況，以進一步分析電煤價格對華東區域發電企業經濟效益的影響，我局對部分發電企業電煤供應情況進行了調研，現將調研了解到的相關情況分析如下：

一、調研發電企業基本情況

參與調研的發電企業共計64家，裝機容量6677萬千瓦，占2007年底華東區域燃煤電廠總裝機容量的54.52%，其中上海6家、江蘇22家、浙江13家、安徽12家、福建11家。

參與調研的發電企業2007年發電量3330億千瓦時，使用原煤14614萬噸，平均熱值約5161大卡/千克，平均到廠價478.51元/噸，其中運價59.07元/噸。

參與調研的發電企業2008年預計發電量3714億千瓦時，較2007年增長11.56%；預計耗用原煤16522萬噸，較2007年增長13.04%；簽訂量價已落實合同的電煤13178萬噸，占預計耗煤量的79.76%，其中重點合同電煤量12539萬噸，占2008年預計耗煤量的75.89%，市場采購電煤量639萬噸，占2008年預計耗煤量的3.87%；量價落實合同的電煤平均到廠價542.98元/噸，較2007年增長13.47%，其中，運價77.06元/噸，較2007年增長30.47%。

二、2008年調研電廠電煤合同簽訂情況

2008年64家調研電廠全部簽訂了合同，我們進行簡單歸類，簽訂方式按大類有三種，分別是重點合同、市場采購合同和有量無價合同。重點合同指年初在煤炭訂貨會上簽訂的合同，市場采購合同指電廠和煤炭經銷商在年初訂貨會后簽訂價格相對較高的合同，有量無價合同指已簽訂電煤合同量但價格隨行就市的合同，合同簽訂的具體情況如下：

1、合同簽訂比例總體尚可，但各廠之間差異較大

64家調研電廠三種合同合計簽訂的電煤量占預計耗煤量的99.55%，其中：64家企業都簽訂了重點合同，重點合同簽訂的電煤量為12539萬噸，占預計耗煤量的75.89%；7家企業簽訂部分市場采購合同，電煤量為639萬噸，占預計耗煤量的3.87%；10家企業簽訂了有量無價合同，電煤量為3271萬噸，占預計耗煤量的19.79%。

但各發電企業合同簽訂情況差異較大，從重點合同來看，最高的江蘇天生港電廠，簽訂的重點合同占預計耗煤量的137%，

而最低的福建漳平電廠僅簽訂了12%。

圖12008年各電廠重點合同簽訂比例分布圖

從上圖可知，重點合同簽訂電煤量占預計耗煤超過100%的有18家（上電股份由5家電廠組成），占統計電廠的28.13%；50%-100%的有37家（浙能投由11家電廠組成），占統計電廠的57.81%；低于50%的有9家，占統計電廠的14.06%。

2、重點合同的兌現率不高

按重點合同的往年兌現率估算，2008年調研發電企業的重點合同兌現率不超過84%。

從往年情況來看，各廠之間差異較大，64家電廠中，除上海外高橋三廠是2008年正式投運電廠外，有14家電廠的兌現率為100%，90%-100%有19家，70%-90%的8家，50%-70%的為19家，50%以下的為3家，比如重點合同簽訂率占預計耗煤量137%的天生港電廠，其2006年的合同兌現率為46.81%，2007年的合同平均兌現率54.7%。

圖22007年各電廠重點合同兌現率的分布圖

由于重點合同的兌現率較低，部分電廠采取了多簽訂重點合同的方式，保障電煤供應，64家電廠有18家重點合同簽訂電煤量占預計耗煤超過100%，其累計預計發電耗煤4450萬噸，已簽重點合同量4806萬噸。

3、各省的合同簽訂情況差異較大

匯總各省情況，華東區域預計耗煤量16522萬噸，簽訂重點合同12539萬噸，分析往年的兌現率和今年的實際情況，2008年統計電廠的重點合同預計兌現率為83.73%。為保證生產需要，各發電企業積極努力，簽訂了市場采購合同638.6萬噸，有量無價合同3270.5萬噸，考慮運力緊張和煤礦資源緊缺，市場采購和有量無價合同以50%的兌現率進行估算（其中，浙能投有量無價合同兌現率以60%計算），2008年電煤缺口3841萬噸，占預計耗煤量的23.25%。

●浙江、安徽、福建的預計兌現率較高，主要是浙江的浙能投、國電北侖、國華寧海都屬于集團性煤電合同簽訂方式，電煤量可以在集團中協調，對電廠來說增加了調節手段；安徽的大部分、福建的小部分電廠采用本地電煤，運力壓力相對較輕，煤炭資源也相對豐富，有其區域優勢，福建值得一提的是可門、寧德兩個大電廠，雖然來煤均需在秦皇島港口起運，但電廠落實了專用的運輸船舶，兌現能力提高。

●浙江、安徽的電煤缺口相對較少，分析主要原因，也是兩個。一是安徽是煤炭大省，資源豐富，保證了電煤供應；二是浙江的浙能投作為省級發電集團，擁有較多的發電機組，集中采購的優勢得以體現，并已簽訂了每月協商價格的有量無價合同2274萬噸，電煤來源有保障。

上海、江蘇、福建的電煤缺口相對較大，上海、江蘇主要是兌現率比較低，而福建主要新電廠較多，合同簽訂量較少。

4、集團統一簽訂方式的電煤量和兌現率均高于電廠自我簽訂方式

重點合同簽訂量和兌現率都高于100%的電廠一共有8個電廠，分別是國電集團所屬的常州電廠、北侖電廠、宿遷電廠、福州電廠，國華屬下的太倉電廠、寧海電廠，有煤炭投資背景的田集電廠和合資電廠合肥二廠。

國電和國華所屬電廠的電煤由集團統一采購調運，按月根據煤炭需求計劃組織落實保障供應，均未發生由于煤礦、運力或其他原因造成的電煤無法兌現的現象。合肥二廠為合資發電企業，投運至今一直由淮南國投新集和淮北礦業集團兩個大型煤礦保證電煤供應，有階段性出現由于煤礦出煤情況和鐵路車皮計劃情況而導致的來煤不足情況，但未出現合同不兌現的現象。田集電廠隸屬淮滬煤電有限公司，由上海電力股份和淮南礦業集團共同投資，電煤分別來自安徽丁集煤礦和淮南礦業集團，運力已安排。

調研電廠還有兩個集團也是采取統一采購方式，分別為浙能投和上海電力股份。

浙能投所屬的11家電廠的電煤由浙江浙能富興燃料公司進行統一采購，2008年簽訂重點合同2182萬噸，主要來源是神華、中煤、同煤、伊泰和淮南煤礦，兌現率在90%，燃料公司另與山西、內蒙其他煤炭公司簽訂了按月協商價格的合同2274萬噸，兌現率估計在60%，兩者合計3240萬噸，浙能投總缺口500萬噸左右。

上海電力股份公司重點合同簽訂電煤量最大為1337萬噸，比全年預計電煤耗量高2個百分點，由上海電力燃料公司統一采購，一共簽訂了29個合同，電煤主要來源為山西、內蒙、河南、陜西、安徽、江蘇（其中：神華、伊泰、滿世、中煤的電煤量占了近60%），提供給上電股份所屬的吳涇二廠、外高橋一廠、江蘇賈旺、闞山等電廠。上海電廠海運來煤均委托中海發展股份有限公司承運，長江來煤大部分由長航貨運公司承運，港內運輸由燃料公司自行負責。但近兩年上海電廠的合同兌現率較差，2006年為61%，2007年為50%，主要原因有：一是運力難度加大，中海公司多艘33年船齡的老舊船到期報廢，新增運力跟不上；吳涇地區又受航道和夜航的影響；神華集團因為提高黃驊港裝載效率，限制2.5萬噸以下船舶數量，致使原本運力不足的困難，又新添了調運的難度；二是煤炭供需緊張，山西受礦難影響，一段時間內，除同煤、平朔等大礦還在生產外，其他地方煤礦一律停產，山西發煤站幾乎無煤可發；山西、河南、安徽等產煤省，地方政府為保證省內電廠燃料的供應，限制煤炭出省，也進一步加劇了煤炭供應的緊張。上海電力股份公司目前正在發揮集團采購優勢，派專人赴港口協調裝船，加快船只周轉速度，力爭神華、伊泰、滿世、中煤的合同兌現率能達到90%以上。保守估算2008年神華、伊泰、滿世、中煤的合同兌現率80%，鐵路運至賈旺電廠煤廠交貨的兌現率80%，其他合同兌現率50%，則上海電力股份重點合同預計實際兌現電煤為1039萬噸，缺口為250萬噸。

總體來說，集團統一采購方式的合同簽訂量和兌現率要優于電廠自我采購方式。

三、電煤價格情況

2008年華東統計電廠簽訂量價落實合同13178萬噸，原煤到廠價格為542.98元/噸（含稅，下同），運費77.06元/噸，分別較2007年價格上漲64.47元/噸和18.00元/噸，增長率為13.47%和30.47%。

1、各省的電煤價格均漲幅較大

從分省電煤價格來看，2008年，已簽訂合同的電煤價格福建最高，為606.67元/噸，其它依次為上海553.25元/噸、浙江546.02元/噸、江蘇535.61元/噸、安徽485.76元/噸，分別比2007年增加了114.78元/噸、68.17元/噸、45.62元/噸、71.44元/噸、46.53元/噸，增長率在9%-23%之間。其中運費價格也是福建最高，達102.91元/噸，其它依次為浙江98.52元/噸、江蘇84.74元/噸、上海76.28元/噸、安徽38.95元/噸，分別比2007年增加了34.08元/噸、24.63元/噸、15.98元/噸、28.48元/噸、4.82元/噸，除安徽增長率為14.13%，其他省市均超過了23%。

福建電煤價格最高運價也最高，是因為福建本地的小煤礦只能提供小電廠用煤，其大電廠全部采用北方電煤，本身煤價就高并且為海運，運輸價格超過100元/噸。

安徽省電煤價格較低，比最高的福建低了121元/噸，是因為安徽的發電企業基本購入的是本省煤炭，2008年安徽調研電廠簽訂購煤合同2322萬噸，其中購本省電煤2081萬噸，占合同量的89.64%，到廠價為477.20元/噸，比購外省電煤價格559.75元/噸低了82.55元；購本省電煤平均運價26.34元/噸，比購外省電煤的平均運價105.27每噸低了78.93元。

上海、江蘇、浙江電煤價格相差不是很大，江蘇稍低因為還有徐州礦務局提供了部分煤炭。浙江因為浙能投只提供了簽訂合同的平倉價或場地價，在此按運價100元/噸估算到廠價，會有一些差異，但差異不會太大?？傮w來說，三個省都是缺煤省，所需煤炭基本外購。

如果進一步考慮合同約定熱值，華東平均標煤價格為731.78元/噸，比2007年標煤價格漲了82.73元/噸，增長率為12.75%。四省一市標煤價格的高低排序不變，依然是福建、上海、浙江、江蘇、安徽，差距稍微縮小，最低的安徽標煤價格比最高的福建低了99.98元/噸。

2、市場采購合同的電煤價格遠高于重點合同

2008年華東區域統計電廠簽訂的重點合同12539萬噸，原煤到廠價538.97元/噸，運費77.92元/噸。簽訂市場采購合同量為639萬噸，平均到廠原煤價為621.87元/噸，運費60.20元/噸。

和已簽定的重點合同價格相比，市場采購到廠價格高了約83元/噸，運費低了約18元/噸。主要原因是639萬噸電煤中有47%是安徽統計發電企業在本省內進行市場采購，一方面安徽電煤的價格相對其他省市較低，另一方面就近采購的運費較低。另外，市場采購是調研發電企業在年初進行，尚有約3841萬噸電煤缺口需要在2008年逐漸通過市場采購彌補，2008年最終的價格還不明朗，但上漲的趨勢卻是可見的，外二、華能福州已簽的市場采購電煤比重點合同的到廠價每噸高了170元左右。

但如果從標煤價格來看，重點采購的價格比市場采購的低了118元/噸，重點合同的約定熱值比市場采購的稍高。

3、區外來煤價格高于區域內電煤價格

從2008年已落實的重點合同來看，華東區域調研電廠向華東外煤礦簽訂合同量為9458萬噸，占75.43%，平均價格549元/噸，其中運價為92元/噸；與華東區域內煤礦簽訂合同量為3081萬噸，占24.57%，平均價格508元/噸，其中運價為46元/噸。

華東區域外電煤來源主要是大的煤炭集團，神華3141萬噸、中煤1368萬噸、伊泰590萬噸，占外來煤的54%，其他煤炭供應商所在省市有：山西1564萬噸、陜西819萬噸、內蒙313萬噸、山東80萬噸、河北120萬噸、河南190萬噸、其他1243萬噸、國外30萬噸。

華東區域內電煤來源為安徽2738萬噸、江蘇223萬噸、福建121萬噸，安徽電煤量最大，占華東區域內電煤合同量的89%。

從其價格情況來看：國外進口煤炭價格最高為700.4元/噸，比重點合同的平均價格高了161元/噸，河北來煤最低，到廠價為450.7元/噸，比平均價格低了88.27元/噸，其它從高到低依次為：山東592.36元/噸、內蒙587.34元/噸、其他585.6元/噸、陜西562.53元/噸、中煤544.8元/噸、伊泰542.16元/噸、山西542.13元/噸、神華537.05元/噸、江蘇535.2元/噸、淮南524.57元/噸、河南520.2元/噸、皖北518.46元/噸、福建502.36元/噸、淮北498.53元/噸、新集477.82元/噸、安徽其他456.97元/噸。

作為華東區域的產煤地安徽，其煤價總體來說比較低。安徽煤礦供應本省電廠的價格略低于供應區域其它省市電廠，2008年安徽調研發電企業重點合同購本省煤礦1784萬噸，價格為470.16元/噸，其中運費27.12元/噸；其它省市調研發電企業購安徽省煤礦重點合同電煤954萬噸，價格為572元/噸，比安徽本省電廠的價格高了102元/噸，其中運費84元/噸，比本省的高了57元/噸。

圖42008年調研電廠重點合同電煤價格情況表

4、集團采購方式價高量可控，有一定優越性

從采購方式來看，按大類可分為兩種方式，一種是集團集中采購，所屬集團燃料公司組織供應，統一采購、統一調運與協調。電廠配合參與訂貨工作，具體由燃料公司負責同煤礦、鐵路簽訂煤量和運力。一種是電廠自行采購。

華東區域采用集團采購的有浙能投、國華、國電及上電股份所屬電廠，其余電廠均自行采購。2008年集團采購的統計電廠預計耗煤6858萬噸，已簽字重點合同5449萬噸，重點合同簽訂率79.46%，比自行簽訂合同的其他電廠73.37%高了6個百分點，預計重點合同兌現率88.21%，比自行簽訂方式高了8個百分點，而且，集團方式在簽訂重點合同之外另外簽訂了市場采購合同和每月協商的有量無價合同，使得預計缺口煤量也遠低于自行簽訂的方式，但采取集團簽訂方式的平均到廠價相對較高，為555.42元/噸，比自行簽訂方式的每噸高了30元。

5、煤炭運輸價格及其他費用在不斷提高

華東區域來煤的運輸方式，按大類可分為三種：一種主要是神華、伊泰、中煤等來煤，也有部分山西、陜西的來煤，在秦皇島、黃驊港、天津港、京唐港等北方港貨，其到廠價格為平倉價+海運價+港口費用+內陸或內河運輸費用（或者直接到廠）；另一種是陜西、山西的來煤及安徽運往其他省份或本省較遠區域的來煤，一般通過鐵路運輸，其到廠價格為車板價+鐵路運輸價+中轉站費用+內陸或內河運輸費用；還有一種是安徽本省來煤，供安徽本省電廠，主要是鐵路直達或汽車運輸。

由于對報表口徑理解上的一些差異，部分發電企業將運輸所有環節的費用都納入運價，另一些發電企業將運價和其他費用進行了剝離，為了有一定的可比性，我們按電廠提供的運價進行統計，2008年為77.06元/噸，比2007年增加18元/噸。但如果把所有環節的費用都納入，則2008年的運價為88.31元/噸。

從電廠報送的相關數據來看，北方港口平倉的海運運輸價大約在70-90元/噸之間，其他雜費在15元左右，海運成本占煤炭綜合成本已上升到20%，基本趨勢是煤炭上漲、油價上漲，海運價也跟隨其上漲。還有一些是從日照港或青島港中轉下水到廠，海運價60—80元/噸。

鐵路運輸由于鐵路運費按噸公里計費，運輸距離對價格影響較大，據淮南田家庵電廠介紹，從2007年11月開始噸公里運費由0.0434元調至為0.0454元，運輸線越長，費用越高，江蘇電廠的鐵路運輸來煤運費大約90-130元/噸，其中其他雜費在20元/噸左右。

安徽對本省電廠來說，車板價外的其他費用包括運費合計大約在20-40元/噸之間。

從2008年已簽訂的合同情況來看，運價的上漲率高于煤價上漲，特別是由于油價上漲，運力安排緊張，運價的上漲趨勢明顯。

四、煤價上漲趨勢對發電企業效益的影響

從2008年已簽訂量價落實合同價格情況來看，原煤價格上漲了64.47元/噸，上漲幅度為13.47%。按匯總調研電廠發電煤耗314.04克/千瓦時計算，單位發電燃料成本將上漲24.14元/千千瓦時。

我們對2007年41家發電企業的財務快報進行了匯總，發電企業的效益情況并不樂觀，41家統計電廠利潤總額75億元，發電單位利潤（利潤總額除以發電量）36.77元/千千瓦時。

由于電煤調研采集的樣本與財務快報樣本不一致，為增加可比性，我們以發電單位利潤（即利潤總額除以發電量）來測算2008年的利潤空間。

假定其他各項單位成本皆維持在2007年水平不變，預計調研電廠的單位燃料成本增長預測，2008年華東區域發電單位利潤為12.63元/千千瓦時，各省市分別為：上海20.53元/千千瓦時、江蘇3.67元/千千瓦時、浙江29.5元/千千瓦時、安徽-3.09元/千千瓦時、福建-15.52元/千千瓦時。由于江蘇、福建統計電廠樣本缺乏大部分的60萬機組財務數據，財務快報統計的發電單位利潤偏低，預計的2008年發電單位利潤亦偏低?？紤]樣本的差異性，估計江蘇、福建的盈利空間在上海和安徽之間，華東區域安徽的盈利空間最低，部分電廠將虧損經營。

以上數據是在已簽訂合同的價格水平上進行測算。事實上，2008年，調研發電企業簽訂的重點合同占預計耗煤量的75.89%，考慮預計兌現率為83.73%，估計重點合同能保證約66%的預計電煤量，其缺口需要在市場予以補充。從發改委公布的動力煤市場交易價格情況來看，電煤價格又在上漲，4月末，具有代表性的秦皇島港發熱量5500大卡/千克動力煤的平倉價格為595-605元/噸，同比上漲了160元/噸，比上月上漲了約5元/噸，比已簽訂的同等發熱量重點合同電煤價格460元/噸高140元/噸左右。秦皇島至上海和寧波方向2-3萬噸船舶的煤炭運價分別為每噸100-105元和103-108元，比3月末上漲了20元/噸左右。從安徽得到的消息，淮南礦務局已電話通知，電煤價格又將提高，計劃內提高60元/噸，計劃外提高80元/噸。

由此可見，電煤價格水平有繼續上漲的趨勢，從華東區域電廠情況看，贏利空間略高于1分錢，如煤價再平均提高60元/噸左右，華東區域發電企業將面臨全面虧損，嚴重影響發電企業的正常經營，形勢非常嚴峻。

五、基本結論和建議

歸納電煤供應及價格對發電企業經營影響的程度，有以下幾點基本結論：

1、電煤供應偏緊，合同簽約及兌現率不高

2008年華東區域簽訂重點合同占預計耗煤量僅75.89%，預計兌現率為83.73%，市場采購合同和有量無價合同兌現率大約在50%，64家調研電廠中缺口電煤量占40%以上的有15家。

主要原因是在電煤供應偏緊的狀態下，煤炭行業在煤、電兩大行業的博弈過程中處于賣方市場，大量減少重點合同電煤的計劃量，可把合同煤變成市場煤，以獲取更高的收益，利益驅動造成了電煤供應無序的狀態。

2、電煤價格上漲過快，資源性產品價格缺乏形成機制

2008年華東調研電廠已簽合同原煤到廠價格為542.98元/噸，運費77.06元/噸，分別較2007年上漲了64.47元/噸、18.00元/噸，上漲幅度分別為13.47%、30.47%，從目前市場變化趨勢看，煤價上漲不可避免，上漲的幅度還將增大。“計劃電”和“市場煤”的矛盾正在加大。

煤炭行業名義放開，實際已成為寡頭壟斷市場，煤炭市場化并未真正建立起來，部分煤炭壟斷寡頭通過控制產量也控制了價格，缺乏監管措施；電力行業是對電力產品加工服務的行業，在產品終端用戶電價被管制后，其上游價格漲幅勢必要在生產、經營環節消化。在現行管理體制下，上網電價是國家核定的，國家不調整電價，則資源性產品價格變化因素全部要電力產品加工環節消化，顯然是不可取的，最終將導致無錢買煤而停機。資源性產品價格形成機制缺乏是當前造成電煤供應緊張的根本原因。

3、電煤運輸瓶頸依然存在，運輸價格及其他費用攀升

毋庸置疑的是，在電煤價格增長的過程中，運輸價格及其他費用的不斷增加，也是電煤到廠價增長幅度加快的主要原因，2008年華東調研電廠已簽電煤合同的運費增長幅度遠遠高于原煤到廠價的增長幅度就是一個實例。

電煤運輸的兩大環節，鐵路運輸和港口業務，都屬于國家專營，也是一種體制壟斷性行業，缺乏有效的監管，這幾年，鐵路運力緊張、噸公里運價上漲，港口滯期嚴重、船舶滯期費增加，國際油價屢創新高、燃油附加費增大，還有海輪進港的貨物港務費、海輪使用的拖輪費、礦務專線費、征收可持續發展基金、礦山生態環境治理保證金以及煤礦轉產發展資金等各種費用，高運費是高煤價的一個重要因素，適度的調整和規范工作迫在眉睫。

4、發電企業缺乏經營主動權，資金困難將使經營更加困難

由于煤價的上漲，發電企業的利潤空間大大壓縮，資金短缺現象加劇。部分發電企業已出現資金鏈斷裂的征兆，危及到企業的生存。有的企業已經不得已調整了折舊年限，對電網安全生產極為不利。

在煤炭處于賣方市場的狀況下，電煤合同談判過程中，發電企業只能被動接受高位煤價。據統計，對華東發電企業而言，燃料成本已占到總發電成本的70%以上，而上網電價政府批復，無法疏導，將給電廠的資金鏈帶來極大的難度。

為此，建議著眼于當前、兼顧長遠來疏導解決電煤供應問題，特提出以下幾點建議：

1、分類疏導，盡快出臺第三次“煤電聯動”政策

在電價改革還未到位的情況下，煤電聯動仍不失為一種可行的解決“市場煤”和“計劃電”矛盾的辦法，以暫時緩解發電企業的困難，建議不搞全國一刀切，對困難地區、困難電廠實行分類疏導，盡快出臺第三次“煤電聯動”政策。

2、干預煤炭價格，協調電、煤矛盾

據國家統計局的數據顯示，1-4月份累計，居民消費價格總水平同比上漲了8.2%，要完成今年全年物價指數漲幅控制在4.8%的目標，后幾個月難度之大可想而知。而目前奧運會召開在即、夏季電力需求高峰也已經開始顯現，今年保障電力生產和供應更加重要，在這樣的關鍵時刻，如果短期內電價上漲無望，那么，干預煤炭供求或價格以協調煤、電矛盾，也能成為保證電力生產和供應的手段和措施。

3、真正解決電、煤矛盾，理順能源價格機制是關鍵

我國火力發電量一直占全國總發電量的80%左右，電力供應對電煤依賴性高，電煤供應已經成為事關經濟社會發展全局的重要問題。

從表面上看，由于煤、電雙方對電煤價格分歧太大，處于互不相讓、僵持不下的局面。實際上背后隱藏的是煤、電雙方以及相關的鐵路、交通、港口等行業的深層次矛盾。全靠行政干預或宏觀調控政策很難奏效，必須借助于市場手段來落實調控措施，通過建立和完善市場機制來理順能源價格體系。

首先，規范電煤市場。對目前的煤炭行業資產進行重組，改變目前的煤炭寡頭壟斷局面，考慮煤炭資源的地區性以及煤炭運輸和電能輸送的能力，組建多個煤炭企業集團，形成充分競爭態勢，通過市場手段形成合理的煤炭價格。

其次，整治流通環節。由于煤炭供應偏緊，煤炭流通環節趁勢擴大利益空間。流通環節過多，收取各種雜費，造成了流通環節的混亂。需要出臺政策加大整治力度，規范流通環節的行為。

再其次，建立電能市場。建立市場化電能價格形成機制，讓煤炭市場的價格順利傳導到電能消費者，形成能源使用的消費者響應。華東區域電力市場已具備啟動的基本條件，可以在國內先行試點，以積累經驗，予以推廣。

同時，加大宣傳措施，調節能源消費模式，增進消費者能源節約意識，提高能源使用效率，造福子孫后代。