“電荒”、“煤荒”如同一對孿生兄弟，近年頻頻發難，以致發改委兩度上調電價，并對電煤實行臨時價格干預。有消息稱，7月底秦皇島5500大卡動力煤平倉價每噸下跌了40元至50元，8月初最低成交價已接近每噸860元的限價水平，并據此認為，煤價下跌為發改委限價政策所致。

    事實上，上述觀點忽略了一個重要的事實，即動力煤平倉價為國內現貨市場報價，并非發改委限價的重點合同電煤和非重點合同電煤價格，而電煤又以動力煤平倉價作為計價標準。因此，市場上就存在了兩種動力煤平倉價：發改委限價范圍內的與由市場供求決定的。而正因為電煤最高限價低于市場交易的現價，在巨大的市場利益面前，煤炭生產企業供應電煤的意愿明顯不足，以致煤電供需矛盾進一步加劇。
    如果要探究“煤荒”背后隱含的利益博弈，則必須從發改委推出限價令的初衷談起。發改委上調電價而壓低電煤價格的舉措，無疑是為緩解火力發電企業的成本壓力，提高其生產積極性，避免陷入煤、電價格輪番上漲的困境。電力企業的成本壓力主要體現在電煤價格的大幅攀升、電廠脫硫成本增加兩個方面。數據顯示，2007年以來全國發電用煤累計每噸上漲80多元，發電企業普遍出現虧損；近兩年共有2億多千瓦燃煤機組加裝煙氣脫硫設施，相當于上網電價每千瓦時提高1.5分錢。發改委從保證電力供應的大局出發，以犧牲煤企利益出臺的限價令，自然成了“煤荒”的催化劑。
    成本分析表明，近年來煤炭生產成本呈逐年上升趨勢。其中既有勞動力成本上升，安監成本、環境保護投入相應增加等剛性因素，還有諸如征收資源稅這類新增的成本。此外，市場因素也不容忽視。煤炭作為石油最重要的替代能源，價格自然與原油期貨價格保持了高度相關性。原油期貨價格近期雖有大幅回落，但仍然保持在每桶110美元以上的高位，無疑對煤價形成強有力的支撐。加之我國能源消費以煤炭為主，煤炭產地主要集中在山西及周邊省份，受運力限制，大同優混煤每噸680元的坑口價，到秦皇島的動力煤平倉價便高達每噸900元。
    不難看出，在煤價未有效回落至限價令區間之前，電煤價格的雙軌制就還會存在，利益博弈導致的“煤荒”也會持續下去。特別是在夏、冬兩季的用電高峰，對電煤供給的壓力不可小覷。冬季進入枯水期后，旺盛的需求必須由火電填補，冬儲煤顯得尤為重要。在市場需求難以逆轉的現實面前，煤價下行空間并不多，電煤供需矛盾依然十分突出。
    因此，限價令并不能有效根治“煤荒”，長遠來看，必須從理順價格機制上下工夫，真實反映電力生產的成本，并合理引導高耗能產業的有序發展。此外，大力發展風能、太陽能、核能等新興能源，改善我國能源生產結構，也是必不可少的手段之一。