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“没有永远的朋友，也没有永远的敌人，只有永远的利益。”—— 这句话用在形容煤、电这对冤家关系，再恰当不过。
近期，能源行业“市场煤、计划电”的固有矛盾，在富煤区宁夏再度上演。
事件缘由7家火电企业联名向宁夏自治区经信委递交了一份《关于近期火电企业经营情况的报告》，上书煤炭成本显著增加导致火电企业不堪重负，要求降煤价。
这7家企业中，既包括华能、大唐、华电、国电四大发电集团所属的宁夏分公司，也包括中铝、京能、申能驻宁夏的火电企业。
而涉事另一方煤企代表——神华宁煤集团运销公司则霸气回应：二季度的合同价将维持一季度水平，不签约，就停供。
宁夏火电企业全面亏损，是一个可怕的信号。“煤电顶牛”历史难题再现，更值得探讨。
此轮煤电博弈的首战场缘何剑指宁夏？事件是否有扩大化趋势？发改委紧急出台的煤电长协通知真的意在“灭火”？
必然中的偶然
作为西北传统富煤省份，宁夏之前一直是煤炭调出省，为何此次率先爆发？
宁夏是全国煤炭主产区，煤炭资源已探明储量316.5亿吨，全国第六。煤炭工业起步于1956年，先后建成石嘴山、石炭井、灵武三个矿区，石嘴山、石炭井、灵武三个矿务局。
伴随西部大开发前十年发展战略的实施，神华宁煤集团先后进行了两次重组。
2002年12月，宁夏自治区党委政府对亘元、太西、灵州三个煤炭集团和原宁夏煤业集团实施战略重组，组建了新的宁夏煤业集团有限责任公司。
4年后，神华集团对宁夏煤业集团实施增资扩股，再次战略重组为神华宁夏煤业集团公司，其中神华集团占比51%，宁夏自治区政府占比49%。
4年后，神华集团对宁夏煤业集团实施增资扩股，再次战略重组为神华宁夏煤业集团公司，其中神华集团占比51%，宁夏自治区政府占比49%。
“当前，宁夏地区煤企以神华宁煤为首。2016年全年，宁夏地区共产原煤6728.4万吨，而神华宁夏去年一家产量就在6000万吨以上。”一位熟悉宁夏煤炭行业的人士向记者表示，“可以说神华宁夏在当地市场占有绝对领导地位，其话语权和其他省份的重点煤企对比，优势更加明显。”
在宁夏，多数电厂都是宁东能源化工基地的配套设施，不少电厂建设初期也是按照宁东矿井煤炭指标设计。加之外煤入夏，既要面临跨局运输、汽车限载等困难，又要面对区内不鼓励态度，导致宁煤在当地的议价能力超强。
“超低排放改造后电价疏导不到位，上海庙至宁夏区内煤炭铁路运输通道人为设阻，多数在宁发电企业持续出现亏损局面。”华电集团一位不愿具名的从业人员向记者表示。
随着2016年底神华宁煤集团煤制油项目正式投产，年耗煤2000万吨的需求使得宁夏煤炭资源供应进一步趋紧，2017年宁夏全区煤炭缺口或将达到2500万吨左右。
煤炭价格上涨的刚性因素增加，导致发电成本提高，压缩了电力直接交易的让价空间，给降低用电成本带来新的困难，进而直接影响了原材料行业的稳定发展。
“宁夏高度重视煤炭供应趋紧问题，正在科学测算2017年及“十三五”期间的煤炭需求量，挖掘宁夏煤炭产能，拓展区外煤炭购进渠道，从而缓解煤炭供应偏紧问题。”宁夏经信委主任许宁透露。
在中宇资讯煤炭市场分析师关大利看来，即使部分电厂不采购，宁煤也完全有能力通过其煤化工项目将现有煤炭储量消化。加之二期煤制油计划2018年6月申报核准，煤化工对煤炭的需求能力进一步加大。
“这些因素都为煤企在谈判桌上增添了更多的筹码。可以说宁夏出现的这次事件，是必然中的偶然。”关大利分析。
而在信达证券区块链专家王明（化名）看来，此次煤电顶牛事件率先在宁夏爆发，也与其背后的政治因素密切相关。
“在我国，煤企大都是地方企业，而发电集团大多数是央企，煤企和电企顶牛的同时，央地关系也一直紧张，”王明说，“但宁夏较为特殊。神华在宁夏的煤化工项目投资了上千亿，这是宁夏区政府非常看重的。二者关系不可言喻”。
此外，记者还注意到，不仅是宁夏，素有“江南煤海”之称的贵州也出现了煤炭偏紧的情况。为保证省内电力供应，贵州省已于3月16日晚12时“封关”，禁止电煤、中煤（介于精煤和矸石中间的煤）等多个品种出关，而禁令结束时间尚未确定。
风水轮流转
“煤超疯”持续疯狂，“电老虎”苦不堪言。煤企与电企的新一轮博弈已然白热化。
在宁夏，多数电厂都是宁东能源化工基地的配套设施，不少电厂建设初期也是按照宁东矿井煤炭指标设计。加之外煤入夏，既要面临跨局运输、汽车限载等困难，又要面对区内不鼓励态度，导致宁煤在当地的议价能力超强。
“超低排放改造后电价疏导不到位，上海庙至宁夏区内煤炭铁路运输通道人为设阻，多数在宁发电企业持续出现亏损局面。”华电集团一位不愿具名的从业人员向记者表示。
随着2016年底神华宁煤集团煤制油项目正式投产，年耗煤2000万吨的需求使得宁夏煤炭资源供应进一步趋紧，2017年宁夏全区煤炭缺口或将达到2500万吨左右。
煤炭价格上涨的刚性因素增加，导致发电成本提高，压缩了电力直接交易的让价空间，给降低用电成本带来新的困难，进而直接影响了原材料行业的稳定发展。
“宁夏高度重视煤炭供应趋紧问题，正在科学测算2017年及“十三五”期间的煤炭需求量，挖掘宁夏煤炭产能，拓展区外煤炭购进渠道，从而缓解煤炭供应偏紧问题。”宁夏经信委主任许宁透露。
在中宇资讯煤炭市场分析师关大利看来，即使部分电厂不采购，宁煤也完全有能力通过其煤化工项目将现有煤炭储量消化。加之二期煤制油计划2018年6月申报核准，煤化工对煤炭的需求能力进一步加大。
“这些因素都为煤企在谈判桌上增添了更多的筹码。可以说宁夏出现的这次事件，是必然中的偶然。”关大利分析。
而在信达证券区块链专家王明（化名）看来，此次煤电顶牛事件率先在宁夏爆发，也与其背后的政治因素密切相关。
“在我国，煤企大都是地方企业，而发电集团大多数是央企，煤企和电企顶牛的同时，央地关系也一直紧张，”王明说，“但宁夏较为特殊。神华在宁夏的煤化工项目投资了上千亿，这是宁夏区政府非常看重的。二者关系不可言喻”。
此外，记者还注意到，不仅是宁夏，素有“江南煤海”之称的贵州也出现了煤炭偏紧的情况。为保证省内电力供应，贵州省已于3月16日晚12时“封关”，禁止电煤、中煤（介于精煤和矸石中间的煤）等多个品种出关，而禁令结束时间尚未确定。
风水轮流转
“煤超疯”持续疯狂，“电老虎”苦不堪言。煤企与电企的新一轮博弈已然白热化。
2016年煤炭去产能效果显著，煤价开始反弹，煤企逐渐实现业绩反转。中国神华集团2016年年报显示，2016年公司实现营业收入1831.27亿元，同比增长3.4%，实现净利润227.12亿元，同比增长40.7%。
来自中国煤炭工业协会的数据显示:2016年全国煤炭企业补贴后的利润总额为320.8亿元，同比增长363.7%；资产负债率为72.07%亿元，同比增长0.19个百分点；成本费用利润率1.35%，同比增长1.52个百分点。在A股上市的26家煤企中，2016年上半年合计净利润为103.64亿元，同比增长27.83%。
然而，煤炭价格持续上涨却成为新一轮电企业绩不断下滑的主因。
2015年，电企享受了四年低煤价后，盈利达到历史顶点。然而进入2016年，却开始亏损。大唐发电2016年报显示，公司2016年净利润为-26.23亿元，同比下降193.39%。
大唐亏损并非个例。分析五大发电主要上市公司2016年财报，火电行业2015年的光鲜已成历史。
对比2016年与2015年的经营业绩，五大发电旗下主要上市公司基本延续了2015年营业收入下降的趋势，除营业收入和净利润双提升的国电电力，其余四家净利润均持续下滑，降幅超过三成甚至腰斩。
事实上，随着发用电计划逐步放开，火电企业售电的单位利润也在持续走低。数据显示，2016年上半年电力行业毛利率在全行业排行中倒数第二。
与此同时，来自国家统计局的数据显示，2016年，电力、热力生产和供应业的利润总额下降了17.5%，煤炭开采和洗选业则增长了223.6%。
随着煤价的上涨，电力行业的成本不断被拉高，反之，当煤价下跌时，电力行业又在拼命压价，挤压了煤炭行业的利润空间。那么，这一上下游博弈究竟应该如何缓解？
业内人士一语中的：市场上经常看到煤炭价格大幅涨跌，但电力价格却在缓慢调整，是因为煤炭的市场化进展要快于电力行业的市场化进程，才导致了“市场煤”和“计划电”之间的矛盾。
对此，广发期货煤炭事业总监崔春光建议：煤炭企业和电力企业相互参股，可用对冲的方式平抑原材料的价格波动。
“我们要让市场客户享受煤炭价格下跌带来的利处，同时承担基础能源（原材料）上涨带来的负担。” 崔春光说，“第二种形式就是加速电力价格的市场化进程。”
一个成熟的市场应该把销售电价一并归于其中，最终体现在煤炭价格与销售价格的一个联动，体现电力成本的供需关系，还原电力企业电力商品的属性。
“煤电联动是唯一能缓解煤电矛盾的途径。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强对记者表示，“但目前的煤电联动并不理想，两个行业的博弈仍在继续。”
而对于煤炭价格的下一步走势，多数受访者坦言，随着供暖节的结束，供给量的提升，煤价下行趋势明显。
“水力发电将出现一个持续回升的趋势，对于火电有着明显的替代作用，也会直接压制煤炭价格的上行。”方正中期期货煤炭研究员王盼霞预测。
看不见的手
“煤电顶牛”的本质是利益之争，即上游供应商与下游使用者之间的博弈。在解决上下游之争的过程中，除了市场本身，政府这只“看不见的手”也一直进行协调和干预。
此次宁夏7大电企联名上书最终以地方部门表示不会干预而收尾。不难看出，这在一定程度上反映了地方政府部门希望煤电双方要严格按照中长期合同来执行的态度。
当前，随着首批105家增量配电业务改革试点项目的落地，新电改步入实操阶段。鉴于此，有评论指出：当前情势下，宁夏7大电企建议政府协调减少直接交易电价让利幅度或暂缓直接交易显然不合时宜，有悖改革方向，其思想还停留在计划经济年代，希图政府给“奶瓶”。优胜劣汰，大浪淘沙，撑不住的电企必须出局。
2012年，国务院发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，宣布自2013年起，取消电煤价格“双轨制”，煤炭企业和电力企业自主衔接签订合同并确定价格、鼓励双方签订中长期合同。
然而事实上，煤炭企业和电力企业在年度合同上多采取“定量不定价”的方式。无论煤炭价格飙升低迷，电煤长协经常会出现违约，煤炭和电力企业都会选择更有利于自己的定价策略，再进行协商。
煤电双方矛盾由来已久，企业也早已习惯向政府伸出“援助之手”。
4月7日，国家发改委火速印发《关于加快签订和严格履行煤炭中长期合同的通知》，要求加快煤炭中长期合同的签订，并严格履行。5天后，再次紧急下发《关于召开发电计划放开和降低电煤采购成本座谈会的通知》。4月14日，又继续召集华能、大唐、华电、国电等五大发电集团在内的电企进行座谈。
“与以往相比，此次电煤中长期协议明确了定价机制，采取煤炭供应基准价格基础上，建立随市场变化的挂钩机制，基准价基础上的价格波动由双方合理分担。随着一系列调控措施的效果陆续显现，供需矛盾趋于缓和，预计煤价会出现理性回落。”关大利分析。
据悉，《通知》要求：截止到4月底，凡签约量比例低于75%，季度履约率低于80%或半年履约率低于90%的企业，国家发改委或省级经济运行部门对相关企业进行约谈和通报；对全年签约量占比低于75%或履约不到90%的相关煤炭企业，执行用电量差别电价，对有关发电企业核减计划电量，在参与电力直接交易给予一定限制；对相关中央和省级煤炭、电力等国有企业，国有资产监督管理部门将在有关考核和评价中予以统筹考虑。
“此次煤电长协让煤炭企业在产销量上吃了定心丸，对煤电双方曾经历的过山车的价格波动做了终结，对煤电双方的效益也吃了一个定心丸。”中国煤炭工业协会会长王显政对此评价。
一周时间，国家发改委连出台两则重磅通知，确实与之前“只见行动不见通知”的打法大不一样。这也从一个方面反映出，当前煤价上涨的警报并未完全解除。
“如此密集采取行动，是应对当前高煤价和高需求的有效之举，更是未雨绸缪以免需求在高位继续增长导致煤价失控。从现在的应对情况看，我们不得不为主管部门点个赞，他们今年的行动不仅比去年的反应更快，而且效果更明显。”一位不愿具名的从业人员如上评价，“至于最终能否使煤价降到合理区间，既要看政策措施，又要看企业执行情况，还得看老天是否给力，即水电及其他清洁能源能否整体出现增长，以替代部分火电。”
事实上，在上述座谈会后，煤炭巨头们已经开始实际行动。神华最新煤价信息显示：4月17日00:00开始，神华月度现货价降5元/吨，即5000大卡由原来的609元/吨降至605元/吨； 5500大卡由原来的670元/吨降至665元/吨。
下一个宁夏
电企联名上书地方政府不是个例，“煤电顶牛”也非宁夏一方问题。
2016年12月，华能、华电、大唐以及国电在内的4大电力央企，就曾以电煤价格超出企业成本为由，联合向陕西省政府提交了报告，希望政府上调电价。
去年以来，由于煤价大幅反弹，电企结束了低成本高盈利时代。不少电企开始亏损，面临的处境也愈加艰难。
年初，中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）发布的《2016-2017年度全国电力供需形势分析预测报告》指出：2017年全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩。火电设备利用小时进一步降至4000小时左右，电煤价格继续高位运行，部分省份电力用户直接交易降价幅度较大且交易规模继续扩大，发电成本难以及时有效向外疏导，煤电企业效益将进一步被压缩，企业生产经营继续面临严峻困难与挑战。
截至2016年底，全国煤电装机9.4亿千瓦，煤电设备利用小时数4250小时，创1964年以来最低水平。
与此同时，随着燃料、环保等发电成本不断上涨，煤电上网标杆电价接连下调，发电计划进一步放开将导致交易电价大幅降低，企业利润也出现“断崖式”下降。
以五大发电集团为例。2016年，五大发电集团煤电利润同比下降68.6%，各季度同比分别下降33.2%、61.4%、79.5%、96.6%，降幅呈不断扩大态势。按下水煤年度合同基准价格535元/吨计算，煤电企业今年将面临全面亏损风险。
“全国纳入规划、核准在建及其他项目总规模达3.5亿千瓦，其中核准在建项目235个、1.86亿千瓦，未核先建和企业自备电厂项目3800万千瓦，如果全部投产，2020年我国煤电装机近13亿千瓦，将突破11亿千瓦的十三五控制目标，煤电利用小时数将降至3600小时左右。”中电联常务副理事长杨昆接受记者采访时坦言。
值得关注的是，西北地区仍有大量的新型煤化工项目已经或即将投产，加之大量跑马圈地准备上马的，这些项目多集中在陕西、内蒙古等西北富煤省份，未来对的煤炭消耗量依然巨大。
以最新被纳入我国能源战略储备的煤制油为例。截至2017年3月，中国煤制油装置运行总能力为703万吨/年。“十三五”期间，随着多套煤制油项目陆续落成，中国煤制油运行总装置能力将达3175万吨/年。按照4比1的出油比，仅煤制油一项，或将耗煤4000万吨。
由此来看，宁夏暴露的煤电矛盾仅仅是个开端，类似问题或将在其他省份持续上演。
来自中国煤炭工业协会的数据显示:2016年全国煤炭企业补贴后的利润总额为320.8亿元，同比增长363.7%；资产负债率为72.07%亿元，同比增长0.19个百分点；成本费用利润率1.35%，同比增长1.52个百分点。在A股上市的26家煤企中，2016年上半年合计净利润为103.64亿元，同比增长27.83%。
然而，煤炭价格持续上涨却成为新一轮电企业绩不断下滑的主因。
2015年，电企享受了四年低煤价后，盈利达到历史顶点。然而进入2016年，却开始亏损。大唐发电2016年报显示，公司2016年净利润为-26.23亿元，同比下降193.39%。
大唐亏损并非个例。分析五大发电主要上市公司2016年财报，火电行业2015年的光鲜已成历史。
对比2016年与2015年的经营业绩，五大发电旗下主要上市公司基本延续了2015年营业收入下降的趋势，除营业收入和净利润双提升的国电电力，其余四家净利润均持续下滑，降幅超过三成甚至腰斩。
事实上，随着发用电计划逐步放开，火电企业售电的单位利润也在持续走低。数据显示，2016年上半年电力行业毛利率在全行业排行中倒数第二。
与此同时，来自国家统计局的数据显示，2016年，电力、热力生产和供应业的利润总额下降了17.5%，煤炭开采和洗选业则增长了223.6%。
随着煤价的上涨，电力行业的成本不断被拉高，反之，当煤价下跌时，电力行业又在拼命压价，挤压了煤炭行业的利润空间。那么，这一上下游博弈究竟应该如何缓解？
业内人士一语中的：市场上经常看到煤炭价格大幅涨跌，但电力价格却在缓慢调整，是因为煤炭的市场化进展要快于电力行业的市场化进程，才导致了“市场煤”和“计划电”之间的矛盾。
对此，广发期货煤炭事业总监崔春光建议：煤炭企业和电力企业相互参股，可用对冲的方式平抑原材料的价格波动。
“我们要让市场客户享受煤炭价格下跌带来的利处，同时承担基础能源（原材料）上涨带来的负担。” 崔春光说，“第二种形式就是加速电力价格的市场化进程。”
一个成熟的市场应该把销售电价一并归于其中，最终体现在煤炭价格与销售价格的一个联动，体现电力成本的供需关系，还原电力企业电力商品的属性。
“煤电联动是唯一能缓解煤电矛盾的途径。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强对记者表示，“但目前的煤电联动并不理想，两个行业的博弈仍在继续。”
而对于煤炭价格的下一步走势，多数受访者坦言，随着供暖节的结束，供给量的提升，煤价下行趋势明显。
“水力发电将出现一个持续回升的趋势，对于火电有着明显的替代作用，也会直接压制煤炭价格的上行。”方正中期期货煤炭研究员王盼霞预测。
看不见的手
“煤电顶牛”的本质是利益之争，即上游供应商与下游使用者之间的博弈。在解决上下游之争的过程中，除了市场本身，政府这只“看不见的手”也一直进行协调和干预。
此次宁夏7大电企联名上书最终以地方部门表示不会干预而收尾。不难看出，这在一定程度上反映了地方政府部门希望煤电双方要严格按照中长期合同来执行的态度。
当前，随着首批105家增量配电业务改革试点项目的落地，新电改步入实操阶段。鉴于此，有评论指出：当前情势下，宁夏7大电企建议政府协调减少直接交易电价让利幅度或暂缓直接交易显然不合时宜，有悖改革方向，其思想还停留在计划经济年代，希图政府给“奶瓶”。优胜劣汰，大浪淘沙，撑不住的电企必须出局。
2012年，国务院发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，宣布自2013年起，取消电煤价格“双轨制”，煤炭企业和电力企业自主衔接签订合同并确定价格、鼓励双方签订中长期合同。
然而事实上，煤炭企业和电力企业在年度合同上多采取“定量不定价”的方式。无论煤炭价格飙升低迷，电煤长协经常会出现违约，煤炭和电力企业都会选择更有利于自己的定价策略，再进行协商。
煤电双方矛盾由来已久，企业也早已习惯向政府伸出“援助之手”。
4月7日，国家发改委火速印发《关于加快签订和严格履行煤炭中长期合同的通知》，要求加快煤炭中长期合同的签订，并严格履行。5天后，再次紧急下发《关于召开发电计划放开和降低电煤采购成本座谈会的通知》。4月14日，又继续召集华能、大唐、华电、国电等五大发电集团在内的电企进行座谈。
“与以往相比，此次电煤中长期协议明确了定价机制，采取煤炭供应基准价格基础上，建立随市场变化的挂钩机制，基准价基础上的价格波动由双方合理分担。随着一系列调控措施的效果陆续显现，供需矛盾趋于缓和，预计煤价会出现理性回落。”关大利分析。
据悉，《通知》要求：截止到4月底，凡签约量比例低于75%，季度履约率低于80%或半年履约率低于90%的企业，国家发改委或省级经济运行部门对相关企业进行约谈和通报；对全年签约量占比低于75%或履约不到90%的相关煤炭企业，执行用电量差别电价，对有关发电企业核减计划电量，在参与电力直接交易给予一定限制；对相关中央和省级煤炭、电力等国有企业，国有资产监督管理部门将在有关考核和评价中予以统筹考虑。
“此次煤电长协让煤炭企业在产销量上吃了定心丸，对煤电双方曾经历的过山车的价格波动做了终结，对煤电双方的效益也吃了一个定心丸。”中国煤炭工业协会会长王显政对此评价。
一周时间，国家发改委连出台两则重磅通知，确实与之前“只见行动不见通知”的打法大不一样。这也从一个方面反映出，当前煤价上涨的警报并未完全解除。
“如此密集采取行动，是应对当前高煤价和高需求的有效之举，更是未雨绸缪以免需求在高位继续增长导致煤价失控。从现在的应对情况看，我们不得不为主管部门点个赞，他们今年的行动不仅比去年的反应更快，而且效果更明显。”一位不愿具名的从业人员如上评价，“至于最终能否使煤价降到合理区间，既要看政策措施，又要看企业执行情况，还得看老天是否给力，即水电及其他清洁能源能否整体出现增长，以替代部分火电。”
事实上，在上述座谈会后，煤炭巨头们已经开始实际行动。神华最新煤价信息显示：4月17日00:00开始，神华月度现货价降5元/吨，即5000大卡由原来的609元/吨降至605元/吨； 5500大卡由原来的670元/吨降至665元/吨。
下一个宁夏
电企联名上书地方政府不是个例，“煤电顶牛”也非宁夏一方问题。
2016年12月，华能、华电、大唐以及国电在内的4大电力央企，就曾以电煤价格超出企业成本为由，联合向陕西省政府提交了报告，希望政府上调电价。
去年以来，由于煤价大幅反弹，电企结束了低成本高盈利时代。不少电企开始亏损，面临的处境也愈加艰难。
年初，中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）发布的《2016-2017年度全国电力供需形势分析预测报告》指出：2017年全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩。火电设备利用小时进一步降至4000小时左右，电煤价格继续高位运行，部分省份电力用户直接交易降价幅度较大且交易规模继续扩大，发电成本难以及时有效向外疏导，煤电企业效益将进一步被压缩，企业生产经营继续面临严峻困难与挑战。
截至2016年底，全国煤电装机9.4亿千瓦，煤电设备利用小时数4250小时，创1964年以来最低水平。
与此同时，随着燃料、环保等发电成本不断上涨，煤电上网标杆电价接连下调，发电计划进一步放开将导致交易电价大幅降低，企业利润也出现“断崖式”下降。
以五大发电集团为例。2016年，五大发电集团煤电利润同比下降68.6%，各季度同比分别下降33.2%、61.4%、79.5%、96.6%，降幅呈不断扩大态势。按下水煤年度合同基准价格535元/吨计算，煤电企业今年将面临全面亏损风险。
“全国纳入规划、核准在建及其他项目总规模达3.5亿千瓦，其中核准在建项目235个、1.86亿千瓦，未核先建和企业自备电厂项目3800万千瓦，如果全部投产，2020年我国煤电装机近13亿千瓦，将突破11亿千瓦的十三五控制目标，煤电利用小时数将降至3600小时左右。”中电联常务副理事长杨昆接受记者采访时坦言。
值得关注的是，西北地区仍有大量的新型煤化工项目已经或即将投产，加之大量跑马圈地准备上马的，这些项目多集中在陕西、内蒙古等西北富煤省份，未来对的煤炭消耗量依然巨大。
以最新被纳入我国能源战略储备的煤制油为例。截至2017年3月，中国煤制油装置运行总能力为703万吨/年。“十三五”期间，随着多套煤制油项目陆续落成，中国煤制油运行总装置能力将达3175万吨/年。按照4比1的出油比，仅煤制油一项，或将耗煤4000万吨。
由此来看，宁夏暴露的煤电矛盾仅仅是个开端，类似问题或将在其他省份持续上演。
