一边是坚挺的煤价，一边是越发电越亏损的电厂，中间伴随着各地此起彼伏的缺电叫苦声，今年的煤电矛盾呈现比往年更为尖锐的态势。而随着冬季取暖用电高峰来临，国内电力紧张形势日趋严峻。记者多方了解到，国家有关部门近期已组织地方相关部门及电力企业研讨电价调整方案，一些地方物价部门已接到调价的明确信号，调价方案可能于近期公布。调价将会是在国内范围内普涨每千瓦时2-3分钱，并且沿袭先上调发电企业上网电价再上调终端非居民销售电价的模式。业内人士认为，目前煤电联动机制仍是解决煤电矛盾的短期有效措施，但长远来看，煤电仍有很多问题待解。
1 火电企业为何亏损？
一度电发电成本0.5元左右，上网电价0.4219元，每发一度电亏损7分多钱
中国电力企业联合会预测，今冬明春国内*大电力缺口在4000万千瓦左右，其中“水煤双缺”的华中和华南地区电力供需矛盾将*为突出。可是与以前长期由于发电装机容量不足导致的“硬缺电”相比，当前面临的则是在装机充裕的情况下的“电荒”。
山东济南市东郊的华能黄台电厂厂长王喜春给记者算了一笔账：到厂市场煤价将近1000元一吨，昂贵的煤价加上其他费用，一度电的发电成本是0.5元左右，而上网电价是0.4219元，意味着每发一度电就亏损7分多钱。
“总资产58亿元，负债已达59.9亿元，8月份开始贷不到款，资金链已断裂。”王喜春进一步透露，电厂从2006年到现在一直在亏损，预计今年将亏损4亿元。由于资金紧张，已拖欠30多家中间商煤款2.2亿元，职工工资也要拖后一个月才发放。
黄台电厂只是众多火电厂的一个缩影。自2004年以来我国煤价累计上涨了200%，而同期电价涨幅不到40%，火电企业利润被“挤压”，造成全行业大面积亏损。大唐集团董事长刘顺达告诉记者，这家发电量占到国内十分之一的大型发电企业，在国内的88家火电厂中已有62家亏损，亏损面达70.5%，其中28家已资不抵债。
从记者调查的情况看，一些价格相对便宜的重点合同电煤兑现率不高。“由于煤炭话语权增强，往往不能严格兑现重点电煤合同的销量和价格。”山东省经信委经济运行局局长邱青森说。预计今年国内消耗电煤约19亿吨，其中约7亿吨为价格较便宜的重点电煤合同量。国家电监会调查发现，这些重点电煤合同的兑现率不到50%，而且煤质下降和各种掺杂使假现象严重。
由于山西、河南、湖南、贵州等省缺煤停机严重，造成的电力供应缺口已影响局部地区经济健康发展，今年以来共有17个省份采取了拉限电和错避峰用电的措施。“缺电导致全省工业经济增速明显下滑，8月份后规模以上工业增速在国内的位次较年初连降八位。缺电还直接影响了一些大项目的落地。”湖南省经信委主任谢超英说。
2 是谁推高了煤价？
煤炭从生产地运到消费地电厂，运输、收费等中间环节费用占煤价的30%-60%
今年以来，市场化的煤价在需求旺盛的情况下一路高涨。今年电煤市场价格自3月份明显上行，7月份秦皇岛港5500大卡山西优混煤均价840元/吨，比3月份上涨78.8元/吨，8月份略有调整后9月份又重新恢复上涨，目前保持在850元/吨左右。
“往年春秋淡季，煤价还有两个下行曲线，今年真是一路向上。”我国*大发电企业华能集团的副总经理寇伟感叹道，煤炭行业平均吨煤利润率高达30%。他还认为，当前煤炭集中度提高，各地政府和大型煤炭企业控制煤炭产量和价格的能力增强，易出现淡季“控产保价”、限制电煤出省等不利现象。 电价调整方案：预计上涨2至3分
我国能源供需“逆向分布”的现实，也是导致煤炭长途运输、价格攀升的重要原因。国家电监会一份调研报告显示，煤炭从生产地运到消费地电厂，运输、收费等中间环节的费用占到煤价的30%-60%。部分电厂反映，仅流通环节不合理收费就占到中间环节费用的50%左右。
“电力与煤炭企业通过中间商签合同，煤电双方都有代理，中间商从中协调电煤与车皮，灰色地带太大。”山东煤炭运销协会顾问李继会说，目前煤炭流通环节乱象丛生，中间环节层层转手加码，获取了合同煤与市场煤之间巨大差价利润，这几乎成为行业潜规则。
而大型能源基础设施建设的滞后，则助长了煤电矛盾的蔓延。新疆哈密地区是我国煤炭资源西煤东运、西电东送的重要能源基地，记者近日在这里看到，由于铁路、公路及远距离输电线路建设滞后，导致一些外来投资者虽占据大量煤炭资源，但迟迟难以动工。煤炭资源“圈而不探、探而不采”的现象十分普遍。
“电煤价格高企，没能带动煤炭产量的增加；电力需求旺盛，也没有提高电力企业的发电动力。”国务院政策研究室综合司副司长范必指出，症结在于目前煤电运环节都存在计划与市场的双轨制，使得市场机制、价格机制在生产经营中的自动调节作用受到抑制，以致长期陷入煤电轮番涨价的恶性循环怪圈。
3 如何打破煤电僵局？
业内人士认为，目前煤电联动机制仍是解决煤电矛盾的短期有效措施
高企的电煤价格、不断扩大的用电缺口以及火电企业持续亏损，使得今冬明春的用电形势很不乐观。市场对上调电价、进而推进电价改革的呼声愈加强烈。
记者多方了解到，国家有关部门近期已组织地方相关部门及电力企业研讨电价调整方案，一些地方物价部门已接到调价的明确信号，调价方案可能于近期公布。调价将会是在国内范围内普涨每千瓦时2-3分钱，并且沿袭先上调发电企业上网电价再上调终端非居民销售电价的模式。
“目前的确存在电价上调的可能，一是因为CPI的下降留出一定的涨价空间；二是可以抑制高耗能企业等不合理用电需求，促进节能减排；三是要保护发电企业的积极性，保证冬季用电供应。”中电联统计部主任薛静认为，适度上调电价对实体经济造成的影响有限，但可遏制火电企业的巨亏状态。
此前一轮电价调整发生在上半年，4月10日12个省份的上网电价平均上调每千瓦时2分钱，两个月后15个省份的工商业、农业销售电价平均每千瓦时上调了1.67分钱，却仍难弥补电价缺口。 电价调整方案：预计上涨2至3分
多数业内人士认同，在目前电价体制改革尚未到位、竞争性电力市场尚未建立的条件下，煤电联动机制仍是解决煤电矛盾的短期有效措施。
“现阶段除了涨价之外，解决煤电问题一要实行煤电联动，在不调终端销售电价的前提下上调上网电价，电网的涨价压力由国家补贴来消化；二要控制煤价上涨，对煤炭企业征收特别收益金用于补贴电网。”中电联行业发展规划部副处长张卫东建议。
针对可能存在的煤电联动后煤炭跟风涨价的循环涨价怪圈，业内人士建议，如果煤价涨得太快，应纳入临时干预范围，建立调价申报制度，或者通过征收暴利税等方式遏制煤炭的涨价冲动。长远看，打破“电荒”困局的*终指向是推进电力体制改革，逐步形成科学合理的电价形成机制。
“‘十二五’期间*有条件推动的是电力体制改革。”国务院发展研究中心产业部部长冯飞认为，电力体制改革关键在三点：一是改革定价机制，不是简单的调价而是形成合理的价格形成机制；二是在电网垄断领域引入有效竞争；三是进一步理顺政府、市场和企业的关系。