据重点新闻消息，在区域煤电矛盾焦灼，电煤紧缺，机组缺煤停机、出力下降和非计划停运现象突出的背景下，今年安徽省煤电矛盾相对缓和。
今年以来，安徽省政府在确定“皖煤保皖电”政策的同时，制定点对点供应计划确保电煤供应，保障重点合同煤履行率达100%以上，并进一步通过政府行政手段干预、调控煤电矛盾。同时，新一轮“皖电东送”通道建设已经启动，煤电一体化也在逐步深化，在煤电矛盾日益严重的今天，另类安徽样本逐渐浮出水面。
点对点计划保障电煤供应
作为传统煤炭基地，安徽省多年来一直是煤炭净调出省份，但今年这一状况将发生逆转。根据安徽省发展改革委的消息称，预计今年安徽省商品煤资源量约1.18亿吨，而总需求约为1.26亿吨，缺口达800万吨。
1~7月份，全省原煤产量增长3.59%，而发电量却增长了14.30%，煤炭产量远远跟不上发电增长需求。
记者日前从国家发展改革委了解到，前三季度，安徽省累计生产原煤1.01亿吨，同比增长4.42%。其中国有重点煤矿生产原煤9749吨，增长4.68%，累计销售煤炭8679万吨，同比增长4.6%。销往省内5752万吨，增长2.06%。销往省外2927万吨，增长9.87%。
9月末，全省煤矿库存煤127万吨，同比增长53%。
根据资料显示，按照安徽省政府“皖煤保皖电”要求，今年6~7月，安徽省淮南、淮北、皖北和国投新集四大矿业集团供应合同电煤共计885.70万吨，合同兑现率105.05%。其中，淮南574.40万吨，淮北139.5万吨，皖北66.00万吨，国投新集105.60万吨，合同兑现率分别达到110.00%、105.50%、101.40%和162.50%。
今年迎峰度夏期间，安徽省根据全年的电力需求和电煤保障形势，加大对电煤干预协调，督促四大煤矿与省内发电企业签订电煤供应合同。在已签订电煤供需协议5953万吨（占电煤总需要量的80%以上）的基础上，安徽省经信委拟订夏季省调主力电厂点对点供应计划。计划以煤电双方已有合同为基础，对新增机组等少数电厂适当调增（150万吨左右）省内资源，并要求煤炭和发电企业按序时进度完成下达的电煤供需计划。
2004年末，国家发展改革委确定了与煤价联动的电价调整机制。近年来，国家虽然已对煤电矛盾突出的地区上网及销售电价进行了调整，但是绝大多数地区的煤电矛盾仍旧凸显。当前，市场煤、计划电矛盾问题突出，在国家层面因种种原因而无法进行相关调控的情况下，地方政府通过一系列行政手段调控煤电关系无疑对矛盾的解决起到至关重要的作用。若此时地方政府加强行政调控手段，加大煤电干预力度，强化措施到位，区域煤电矛盾或可得到有效缓解。
“现在我们机组的运行很正常，因为是先天的地理优势，合同煤供应充足，而且质量有保障，再加上占用国铁的道路不是很多，不会存在运煤途中调度的问题，有些厂可能还存在合同煤不到位，或者占用国铁线太长必须听从调度等问题，所以，我们现在迎峰度冬的用煤可以基本保证。”安徽一家大型电力企业高管接受《每周能源观察》采访时表示。
加强电网建设护航“皖电东送”
10月13日，在安徽省政府第85次常务会议上，《安徽省“十二五”能源发展规划》审议通过。与《安徽省“十一五”能源发展规划》中“加快两淮坑口电站建设，按照优化发展火电的方针和‘以两淮煤电为主，辅以港口和路口电源，点面结合、分步实施’的原则”相比，此次《“十二五”能源发展规划》明确了保供给、调结构、“三优先”（填平补齐、坑口电站、负荷中心项目）和煤电一体化发展、支持后发地区火电发展的原则，并确定全面加强电网建设，开工建设皖电东送淮南至上海等1000千伏特高压输变电工程，积极发展智能电网，实施新的一轮电网改造升级工程。
10月19日，皖电东送1000千伏淮南-浙北-上海特高压交流输电工程建设动员大会在北京召开。工程的建设实施将显著增强皖电东送的能力，进一步保障华东地区电力供应。新一轮的“皖电东送”通道建设将全面开启，我国“十二五”特高压电网大规模建设即将拉开帷幕。
记者从有关方面了解到，“长三角”地区无油、少气、缺煤，而安徽省的煤炭资源总量约占华东地区的一半，大幅度提高煤炭产能是区域市场对安徽省煤炭行业发出的强烈信号。安徽省目前－1000米以上的煤炭保有储量为247亿吨，客观上也具备较好的资源保障条件。预计到2020年，安徽淮南煤田将成为华东地区最大的动力煤供应基地。
由于煤炭资源充足，区位优势突出，安徽省煤炭资源在满足全省国民经济和社会发展的需求之外，具有足以保证建设大型坑口发电基地的能力，安徽无疑是面向上海、浙江、江苏的重要电力供应基地。
助推煤电一体化“淮南模式”
2005年，国内出现了大面积的缺电现象。在此情况下，淮南矿业集团和上海电力股份有限公司各出资50%，组建淮沪煤电有限公司，下设田集发电厂和丁集煤矿，规划装机容量为240万千瓦。同年，淮浙煤电有限公司也正式成立，淮南矿业集团与浙江能源集团均持股50%，下设凤台发电厂和顾北煤矿，其煤炭电厂的装机规模和产量与淮沪煤电公司完全一致。
中电联2011年初发布的《煤电一体化问题研究报告》显示，2009年度，淮沪和淮浙两个项目产煤891万吨，总发电量136.9亿千瓦时，销售收入64.5亿元，利润总额4.7亿元。其中田集和凤台两座发电厂，发电利用小时数高于安徽省内调机组1400小时以上，赢利水平也远高于其他机组。
然而，对于被业界视为煤电联营典范的“淮南模式”来说，在度过了“蜜月期”后，淮南模式也开始隐忧凸显。
一方面，淮南模式下属的煤电公司按照均股设立，双方互派高管，但在当前卖煤远比卖电挣钱的大背景下，煤电双方围绕“多卖煤还是多卖电”的争执将使双方此前达成的平衡难以持续。
另一方面，当时淮南两个煤电一体化项目是在国家“皖电东送”的大背景下应运而生的，在并网问题上受到了特殊关照，直接被纳入了华东电网的“十一五”规划。但时至今日，该电网通道已经接近满负荷运转，而新的并网通道迟迟得不到批复，导致淮南模式下的两个煤电一体化项目二期工程迟迟无法动工。
我国当前煤电一体化项目普遍存在煤炭资源竞争激烈、开发成本逐年提高，煤电项目核准周期不同步，电网输送线路难配套、水资源缺乏等诸多困难。安徽省在煤炭上虽没有山西等省资源丰富，但在保持煤电利益格局的平衡和进入门槛对等的问题上，会引导不同主导方下的煤电一体化项目朝着同一方向协调发展。