迎峰度夏，全国日发电量屡创新高，可电煤价格仍然没有抬头迹象。去年9月以来，国内煤炭价格已经连续下跌10个月，早已跌破发改委年初设定的5%煤电价格联动预警线，呼吁有关部门下调上网电价的声音渐高。
煤价狂跌，电价何去何从？煤电联营又是企业规避风险的有效途径吗？
煤价连跌10个月，与煤价联动的电价是否该跟上脚步？
三伏天，大范围的极端酷热天气导致全国用电量迅速激增。国家电力调控中心数据显示，7月24日至25日，全国日发电量两次刷新历史纪录，其中7月25日达到168.67亿千瓦时，华北、华东、华中3个区域电网均创历史新高。
但酷暑天气也未能令煤炭价格“解冻”，环渤海动力煤价格继续维持下行，且跌幅再度扩大，国内煤市仍陷“寒冬”。7月31日海运煤炭网指数中心发布的环渤海动力煤价格指数显示：5500大卡动力煤的综合平均价格报收570元/吨，比上周又下降了8元/吨，比年初的633元/吨已经下降63元/吨，降幅接近10%。
分析价格下滑的原因，除了受国内煤炭需求放缓的影响外，还有国际煤炭市场供给过剩的原因。中国煤炭工业协会认为，国际煤炭市场供需严重失衡，价格持续大幅下跌，进口煤大量涌入我国，进一步加剧了国内煤炭市场供大于求局面，推动价格不断下滑。此前还有人寄望于迎峰度夏电煤消费高峰带动电煤价格反弹，如今也希望落空了。7月以来，国内主力电厂存煤可用天数仍然高居20天左右，未来放量采购可能性不大。
煤炭市场的大逆转，也带来了煤炭、电力两个行业的“大变脸”。从前“闭着眼睛都能挣钱”的煤炭行业出现了大面积亏损，上半年规模以上煤炭企业利润同比下降43.9%，亏损企业亏损额198.58亿元，同比增长134.6%。黑龙江、吉林、重庆、四川、云南、安徽等6个省市出现煤炭全行业亏损，有的煤炭企业已经出现了贷款发工资和延迟发放工资的现象。
而经历了多年亏损的火电行业却开始扭亏为盈。2011年的两次电价上调和去年开始的煤价下降，已经令2012年火电业绩大幅增长。业内人士介绍，电煤在火电成本中至少占七成，2013年火电企业还是会延续利润大增的趋势。近期已有多家上市电力企业预告上半年净利润翻番，如桂冠电力增长5.2倍，大连热电增长3.97倍，粤电力A增长3.96倍。
市场价格、企业盈利都发生了巨变，那“计划电”是否应当跟上市场的脚步呢？
去年12月25日，国务院出台“深化电煤市场化改革的指导意见”中规定：当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。如今煤炭价格与年初相比，跌幅已经接近10%，已经远远超出煤电价格联动政策中5%的上限。鉴于政策中提到的“以年度为周期”，业内不少人认为，最迟明年1月有关部门将下调上网电价。
火电行业存在许多影响盈利的不利因素，电价调整时机未到？
不少煤炭行业人士认为，下调电价可以促电力消费，帮助煤炭从“去库存”转向“补库存”，度过困局。也有不少学者认为，下调电价有利于降低工业生产成本，有助于缓解许多产业的困难局面。
但中国电力企业联合会认为，下调上网电价时机未到。中电联副秘书长欧阳昌裕说，虽然火电行业从过去严重亏损转变为当期盈利，但仍然存在许多影响盈利的不利因素。
受全社会用电需求增长下行影响，火电设备利用小时下降，企业边际利润在下降。上半年水电、风电出力较大，设备利用小时数均有较大增长，唯独火电发电量低速增长，设备利用小时同比下降83小时。去年开始的全面脱硝等环保改造工作需要较大投资，国家出台的补贴电价远不能抵消成本的增加。而因往年煤电联动价格远没到位，火电企业历史欠账较多，五大发电集团负债率均在80%以上，远高于国资委预警线。
此外，各地煤价变化情况相异，不少省份出台干预价格的“煤电互保”政策，甚至部分地区煤炭企业上调煤价，例如龙煤集团就要求煤价较去年底价格再上涨90元/吨。火电企业实际享受到的到场煤价下降幅度差异较大。
综合以上因素，中电联建议国家暂不宜下调电价，给火电企业一个休生养息的机会，以恢复火电行业的可持续发展能力。
“其实，电价从来都不是一个简单的成本问题，而是牵涉到经济增速、经济结构调整、节能减排、能源消费总量等诸多宏观问题。”欧阳昌裕说。他介绍，上半年的经济发展数据已经显示，我国的结构调整出现积极变化，其中高耗能产业开始“减速”，高技术产业不断“加速”尤为显著。“如果现在下调上网电价甚至终端电价，很可能诱发高耗能产业的反弹。”欧阳昌裕认为，当前仍要加快推进电价机制改革，让电价真正成为体现燃煤成本、环境成本、资源稀缺程度的指标。针对今年清洁能源快速发展的势头，国家还应当抓紧研究水电价格形成机制，尤其是研究云南、四川、湖南等水电大省的火电价格形成机制。
煤电联营可规避企业风险，但这符合改革方向吗？
市场惊天大逆转，企业该如何规避风险？
中国煤炭工业协会副会长姜智敏认为，企业依靠政府出台“煤电互保”政策是行不通的，因为这是煤炭价格市场化的倒退。“不该走回头路，政府的手应当从价格干预中抽离出来，转而在清理税费、建立退出机制等方面多做文章，促进煤炭行业产业升级。”
其实，在煤炭和电力行业中，有一种趋势没有变，那就是煤电联营。前一阶段煤价飙升，电厂亏损，煤电联营成为电厂摆脱窘境的途径之一；如今煤企亏损，电厂扭亏为盈，煤电联营又成为煤企减亏的选择。
6月20日，山西潞安集团与格盟国际能源有限公司煤电联营合作协议签字仪式在太原举行，这是继同煤集团重组漳泽电力、煤销集团与国际电力合并重组为晋能集团之后，产煤大省山西第三个大型煤电联营合作项目。
中国华能集团副总经理胡建民介绍，为了提高盈利能力，该公司进军煤炭板块，目前煤炭自给率已经超过20%。尽管当前煤炭行业不景气，但如果有合适的机会，华能还是会争取有协同效益、有竞争力的煤炭资源。
姜智敏说，煤炭和电力两个产业依赖性高，互补性强，协同发展条件好，煤电一体化可以实现自我调节，规避市场风险。早在2011年电力行业尚处困境时，大同煤炭集团就收购了漳泽电力47.36%股份，成为漳泽电力控股股东。同煤董事长张有喜当时曾表示，电厂不可能永远亏损，趁低抄底正是进军电力板块的有利时机。而两年多的发展经历也表明，参股漳泽电力，为同煤电力板块充实力量，为煤电一体化发展打好了基础。
截至目前，我国主要煤炭、电力企业几乎都涉足了煤电联营，出现了多种联营模式：煤炭企业控股和建设电站的“神华模式”、煤炭企业兴建电站的“山西焦煤模式”、电力企业兴办煤矿的“鲁能模式”，以及煤电合一、统一经营、电力集团集中控股的“华能伊敏模式”等。由于我国运力资源短缺，大型发电集团和煤炭企业还加快了对铁路、港口和航运的投资，进一步打造煤电运一体化产业链。
但也有专家认为，在“市场煤”和“计划电”的大背景下，煤电联营也只能是治标不治本，甚至可能酝酿新的矛盾。
厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强说，煤电联营是“市场煤”与“计划电”背景下缓解煤电价格矛盾的权宜之举，并不能真正消减价格与价值背离造成的社会性损失。中国国际经济交流中心特邀研究员范必说，全面推行煤电联营有可能催生出若干个占据煤、运、电整个行业链条的特大型能源集团，容易形成新的垄断，对正在推进的煤炭、运力、电力行业市场化改革构成阻力。
此外，煤炭开采和火力发电都属于资金需求大、专业技术性强的行业，在不少联营项目中，许多企业都是初次涉足彼此行业，且多为被动进入，多元化风险不容忽视。有的发电企业大规模进入大型煤化工项目，已经开始面临技术和市场的双重风险。姜智敏提醒，无论市场煤、电势头孰高孰低，煤电联营都应该是资本联合、专业化经营，双方按照股比，定期分红或补充资本金。
