而变输煤为输电，已开始进入议事日程。根据国家电网的规划，将在2012年前建成“两纵两横”特高压骨干电网，项目建成后，可将山西等煤电基地、内蒙古和河北风电基地、西南水电基地的电力送往京津冀鲁、华东、华中等用电量大的地区。届时，每年可跨区输送电量3000亿千瓦时，相当于输送煤炭1.5亿吨。

    当然，造成电煤告急，拉闸限电的根本原因还在于煤电价格机制没有理顺。厦门大学能源经济研究中心主任林伯强说，如果煤价未来保持上涨，而电价没有理顺的话，那么机制将成为最大的隐患，需要警惕更大范围的“煤荒”和“电荒”。

    对于一直阻碍煤价市场化的电价机制，《国家发展改革委关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见》表示，将积极稳妥地推进电力市场化改革，在有条件的地区推行竞争确定电价的机制。

    此次发改委指出，煤炭价格继续实行市场定价，由供需双方企业协商确定，坚持以质论价、优质优价等原则，进一步完善反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本的煤炭价格形成机制。我国将参考国际通行做法，尽快建立和完善我国电煤市场价格指数，通过价格信息网络及时发布，为供需企业协商价格提供参考依据，引导生产和消费。

    目前，我国实行的煤电联动机制，是在一个煤电价格联动周期内，原则上不少于6个月，如果电煤平均出矿价比前一周期变化幅度达到或超过5%，在电力企业自行消化30%的基础上，相应调整电价。但目前这一煤电联动机制却难以执行。为此，发改委表示，将在过渡期内完善煤电价格联动机制，调整发电企业消化煤价上涨比例，设置煤电联动最高上限，适当控制涨幅，保持煤炭、电力价格基本稳定。

    但国泰君安研究员王威认为，对2010年电力改革的进展仍不宜预期过高。他说，在继续强化、落实煤电联动政策之余，大力铺开直购电试点并小范围展开输配电价制定及竞价上网试点工作，是最有可能出现的组合拳。一方面，通过煤电联动保障电力供应的稳定，并向用电主体传导能源价格信号；另一方面，通过直购电及各种试点，为最终实现电价市场化开辟试验田。（记者　吕福明）