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自3月份开始的“电荒”已蔓延至十多个省份，面对即将到来的7、8月用电高峰期，电荒的严峻态势令人忧心。社会质疑电荒成因在于发电厂积极性不高，对此国家能源局电力司司长许永盛6月13日表示，今年在电力生产供应高位基础上保持两位数增长之后，不应否认电力系统已经凸显社会责任。发电企业在背负舆论压力的同时，承受了更加严峻的经济压力。
在一系列密集的“调价”和“监督”新政面前，仍未能撼动连续12周上涨的动力煤价格。业内人士直言：“目前煤炭的价格还在涨，秦皇岛5500卡烟煤现在是845元/吨，但是8月份可能将涨到880元，这意味着上涨的2分钱电价被抵消掉了。”
一方面煤价节节攀升，一方面亏损成为火电企业的家常便饭。根据中电联的行业统计调查，今年1—4月份，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团火电亏损额合计105.7亿元，比上年同期增亏72.9亿元。而早在《2010年度电力监管报告》指出，从2008年开始，五大发电集团火电企业连续3年累计亏损分别都在85亿元以上，合计亏损达600多亿元。
即便是今年4月份，国家上调部分省份上网电价，但是由于个别省份没有实施，再加上同期煤价持续上涨，火电企业整体亏损状况依然没有好转。4月份，五大集团火电业务仍然亏损17.1亿元。 6月1日，发改委针对15个省市开展新一轮销售电价上调，火电企业刚巧走到盈亏平衡点，但煤炭价格随之跟进，电企刚刚谋得的一点儿平衡又被悄然打破。无疑电价上调或缓解了火电企业亏损态势，但却不能解决根本问题，这也是从2002年电力体制改革至今煤价涨了几倍，而电价只涨了几分的原因之一。
拨开2011年谈季电荒错综复杂的表象，我们不难发现煤电价格链条上的矛盾既是直观的也是长期以来无法理顺的症结，不但紧扼着发电企业的咽喉，也紧紧维系着电力体制改革的步伐。
中电联认为，造成火电企业亏损的根本原因是煤价上涨。国家电网公司在分析目前出现的电荒原因时认为，煤炭价格大幅度上涨，远高于电价调整幅度，造成火电企业“发电越多亏损越大”，发电意愿不断下降，火电企业开工热情持续黯淡。
2002年至今，国家取消发电用煤指导价格，煤炭价格完全由市场竞争形成。鉴于煤炭资源的稀缺性和国际煤价的影响，煤价的整体发展轨迹成逐年增长的趋势，符合市场供需的价值规律，也符合节能降耗的长远发展要求，本无可厚非。然我国目前及今后很长一段时间，我国的电力来源主要还是依靠“火电”这个“顶梁柱”，源于电力行业的特殊性，及其对国民经济影响的重要性，我国的电力一直处于政府管制价格的状态，随着煤价的节节攀升，煤电之间的矛盾似乎成为看似不可调和的矛盾。
今年以来，市场煤价持续高位运行，特别是4月份以来持续上涨。目前秦皇岛5500大卡煤炭价格已经高于2008年最高点，东南沿海以及华中地区煤炭到岸（厂）的标煤价普遍超过1000元/吨，而这一价格还在逐渐上涨。6月8日公布的最新一期环渤海动力煤价格指数显示，国内动力煤价格继续维持上涨态势，已连续12周上涨。
面对节节攀升的煤价，业界关注之余不乏担忧。
有专家指出，长期以来，我国电力工业主要采用就地平衡模式发展，这一发展模式导致电煤运输压力巨大、电厂电煤成本不断增加。2010年，全国电煤耗用17.3亿吨，其中通过铁路跨省跨区外运14亿吨，占铁路运力的41％。从电煤成本看，长途运输大大增加了电厂的电煤采购成本。据悉，中国很多地方的电煤物流成本达到电煤消费价格一半以上，下游的电力企业不堪重负。
与此同时，在电煤成本中，除开采成本外，各种形式的收费占煤价的比重越来越高。煤炭企业除缴纳企业所得税、增值税等企业需要缴纳的一般性税种外，要缴纳煤炭价格调节基金、铁路建设基金等费用约30种。这些费用占煤炭销售收入的35%~45%。以今年3月末5500大卡动力煤价格为例，主产地山西的上站价格为620～640元吨，集散地秦皇岛港的平仓价格则达到770～780元吨，消费地广州港的提货价更是高达875～890元吨。有的产煤大省，对铁路运输和公路外运的煤炭收取运销服务费、管理费、代销费。煤炭出省还要另外征收“出省费”。除此之外，煤炭企业还要为地方承担河道管理、村庄搬迁、绿化、林业、垃圾处理、医疗卫生等方面公共服务的支出。目前产煤省已经形成了促进煤炭涨价的内在动力，煤炭企业则进一步加大了生产成本和经营负担。而这些中间环节的收费全部要转嫁给下游电力企业。
为调节煤电矛盾，早在2004年国家就出台了“煤电价格联动”机制，目的是通过电力价格调整将煤炭等一次能源价格变化及时传导到售电端，促使消费者依据售电价格变化，及时合理调整用电行为，进而达到优化资源配置和促进结构调整的作用。理论上讲，实施煤电价格联动适当调整发电企业上网电价和电网企业销售电价并不必然带动煤炭价格的上涨。
那么，为什么还存在煤电价格矛盾呢？这里一个深层次的原因是煤炭价格的高涨往往与物价总水平的上涨相伴随，政府为控制物价总水平被迫推迟或停止煤电价格联动。在物价总水平上涨压力得以舒缓的同时，也带来一定负面影响。一是火电企业的普遍亏损，甚至影响到发电机组的安全稳定运行和生产供应。二是制约了价格信号的传导作用，不仅不利于促进企业合理节约用电和产业结构调整，反而会进一步加剧供求矛盾。
为了缓解这一矛盾，在政府的干预下便出现了合同煤。然而在实际的操作中，合同煤的落实却举步维艰。数据显示2010年五大发电集团合同煤的兑现率只有40%，倒卖合同煤中间大量的灰色收入落入私人腰包。煤电联动机制大打折扣，陷入两难境地。这与煤炭市场发育程度低，市场体系不健全有很大关系。虽然我国煤炭体制改革取得了巨大的成功，然如今部分煤炭主产省采取行政方式对煤炭企业进行整合重组，区域性垄断趋势增强，个别地区政府或部门对煤炭价格不恰当的干预，以及各种不合理的乱收费抑制了市场机制的作用，导致市场价格出现不同程度的扭曲，给煤电联动机制正常运行制造了障碍。正如法国经济学家让·雅克·拉平在《规制与发展》书中指出的：市场体系的不健全、不完善，使得发展中国家经常不能严格执行已经确立的规则。
这次电荒的爆发再次将理顺煤电矛盾、完善机制提上日程，其背后盘根错节的复杂关系亟待理清。我们在讲煤炭是稀缺资源的同时，电力又何尝不是稀缺资源，也理应体现其资源特性。倘若电荒不断扩大，对我们的工业经济甚至是社会的稳定将产生无法估量的影响。简单的行政干预或可解当下的矛盾和困难，然寻求煤电体制的改革，彻底理顺煤电价格机制方是长远之策。
改革之路任重而道远。
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