专家认为，电力企业的亏损并不仅仅在于电煤价格上涨，电力企业本身的市场化程度低下、员工福利过高、主辅业没有彻底分离、企业办社会等问题都是造成电力企业亏损的重要原因。
日前，国家发改委发布了《电力行业２００５年运行分析及２００６年趋势预测》报告，指出了电力企业的经济状况：２００５年电力全行业亏损企业１２８０户，亏损额１２７亿元，其中火力发电亏损企业数增长３．４％，亏损额增长１０．１％。报告指出，从总体看来，火力发电企业在销售收入增长１９％的情况下，利润只增长２％，亏损有所加大，应收账款增加，负债率上升，经营状况有所恶化。
“电荒”这个词人们已经是耳熟能详，在此背景下，发电企业利润下降、甚至出现行业大面积亏损的消息也频频见诸报端。去年上半年５大发电集团中两个整体亏损，剩下３个也仅仅是微利或盈亏平衡，这是华能、华电、国电、中电投和大唐５大发电集团成立以来首次出现的情况。据中国电力企业联合会透露，电力行业２００５年全年的亏损面达到了２７．１２％。此次，发改委的报告也充分证实了电力企业的日子其实并不好过。
进入４月，对峙了长达３个月之久的电煤订货之争终于开始收尾了。在这场“电喊贵、煤喊冤”的拉锯战中，电煤合同一度陷入僵局。２００６年全国重点煤炭产运需衔接会几乎是无果而终。发改委为此发出了名为《关于继续做好部分电煤价格协商，保障２００６年煤炭电力生产供应的紧急通知》的文件，要求尚未签合同的部分重点煤炭、电力企业，必须抓紧时间，在２月份之内完成全年电煤合同和运输合同签订任务。价格战从１月一直“打”到了４月，据中国电力企业联合会的最新统计数据显示，截至３月２４日煤电合同签约率已达７０％，全国４．９亿吨电煤重点合同中的２／３已经签订，共计３亿多吨。与以往不同的是，今年签订的合同不再是只签量不签价的“无价”合同，而是以电煤价格的变化换来的，据了解，在已签订的合同中，电煤的价格从不涨价到每吨上涨４０元左右不等。
就在煤电争论喋喋不休的时候，山西电煤供应却已经开始频频告急。３月底，山西长治一家电厂的用煤突然中断，阳泉一家电厂的用煤也被限量供应。４月初，长治另一家大型电厂的用煤也已经严重紧缺。而此时，山西全省境内，包括娘子关、侯马电厂等多家电厂的电煤库存已经到了警戒线以下！对于电力企业而言，真可谓一波未平一波又起，中国电力企业联合会秘书长王永干在谈到２００６年面对的问题时表示，目前电煤价格矛盾愈演愈烈，发电企业的生产经营面临着较大的压力。他担心，发电企业全面亏损的局面很有可能出现。
成本大能耗高 电企步履维艰
据统计，自去年５月１日国家启动并实施煤电价格联动方案以来，发电企业经营效益下滑、亏损的情况有明显好转，但受到电煤价格上涨和火电设备利用小时数下降的不利影响，火力发电企业利润增长缓慢，２００５年全年仅增长２％。电力企业尤其是火电企业面临全行业危机，根源在于电力定价体制，也就是近年来纷争不断、逐步升级的“煤电之争”。发电越多亏损越大的尴尬，折射的正是电力定价体制的困局。
“电煤价格疯涨，而电力价格不涨，成本太高。”这几乎是所有电力企业分析其亏损原因的第一句话。中国电力企业联合会秘书长王永干说，去年电煤每吨上涨的１５元，需要每度电提高２．５２分才能解决，去年电煤价格上涨的成本还没有消化，今年电煤价格又要上涨，这让电力企业感到难以消化。据中国煤炭运销协会透露，截至３月３１日，电煤合同落实率已经达到８０％，每吨煤价上涨幅度约为５％。通讯员了解到，今年安徽电煤价格每吨涨价２１元，上涨幅度为６．４％；山西电煤合同价格从不涨价到每吨上涨４０元不等，每吨平均上涨９．２元，涨幅在３％左右；河南也提出今年电煤价格根据市场形势平均每吨上涨约１０元。王永干表示，这样的涨价幅度对电力企业而言是难以承受的。他认为，在目前电价不上涨的情况下，如果要使得电力企业的利润不下滑，只能是煤炭保持原来的价位。“如果只是放开煤价，而将下游企业的电价绑死，必然会导致电力行业利润削减。”
自４月１０日起，国家铁路货物统一运价由现行平均每吨公里８．６１分调整至９．０５分。有关人士认为，此次运价提高加剧了电煤成本上涨的压力。据中信证券测算，铁路货运价格平均每吨公里提高了０．４４分，使吨煤运费成本上涨２．６１８元，电力企业成本压力进一步加大。
部分电力企业不景气还有西气、东气等的供应量无法满足燃气电厂发电用气需求的原因。华东地区有４００万千瓦的燃气机组不能投入生产运行，无法参与当地电力电量平衡，加剧了该地区的电力紧张局势。另外，南方等地区也存在燃气电厂投产即停产的情况，发电公司资产保值增值面临很大困难，而且，受国际市场燃油价格高位运行及国家宏观调控政策影响，国内燃油电厂生产成本高于上网电价，生产运行异常困难。
除了上述几个因素，在采访中业内人士还向通讯员分析了电力利润下降的另一个原因：高耗煤机组大负荷运转，低耗煤的先进机组“吃不饱”。一些耗煤量高的小发电机组，年利用小时数往往超过８０００（全行业平均数为５４１１小时)，而部分煤耗低的大型先进机组年利用小时数却低于５０００。专家介绍，一台１３．５万千瓦的小机组，比３０万千瓦的机组耗煤要高１５％，比６０万千瓦的机组耗煤要高２６％。高耗煤机组大量发电，利润却上不去；一些新电厂却因为发电量不足，而固定成本和折旧成本太高，经营也出现困难。因此在煤价普遍上涨的大环境下，２００５年电力行业出现亏损也就不可避免了。
涨价不是惟一出路 提效还需自身挖潜
据悉，电力行业正在等待国务院批准第二次煤电联动方案，在这个方案中，又传出电价即将上调的消息。中国电力企业联合会燃料分会负责人杨林军表示，按照电力方的测算，电价可能涨１分，也可能涨２分。涨价的理由是在电煤价格完全放开的情况下，发电成本大幅提高，而电价还没有市场化，发电企业全面亏损的局面很可能出现。大部分电力企业将解困的方案寄托于政府的干预，即煤电价格联动。“电力企业并不反对煤炭企业提高价格，但一个基本原则是煤炭涨价的同时电力也要随之联动，实现价格调整。”王永干说。
针对电煤会上煤电双方价格分歧较大的问题，发改委经济运行局副局长朱宏任表示，国家对电煤价格实行“放开、稳定、监管”三原则。他表示，电煤价格放开是大前提，资源价格改革要求必须走出这一步。在煤炭供应从十分紧张转为供求基本平衡之际，适时放开价格是较好的时机。”
煤炭市场研究专家李朝林指出，电力企业的亏损并不仅仅在于电煤价格上涨，电力企业本身的市场化程度低下、员工福利过高、主辅业没有彻底分离、企业办社会等问题都是造成电力企业亏损的重要原因。李朝林表示，我国多数电力企业目前还是属于高耗能低产出，不少电力企业的单位电度产品的煤炭消耗远远超过４００克，有的甚至超过５００克，超出国外同类电力企业耗能的２０％以上。因此，电力企业自身也要靠挖潜提效，节能降耗将是电力企业最直接的效益。此外，打破行业垄断，实现合理竞争，并向下游输配电企业争取利益也是不可缺少的手段。“如果电力企业的市场化程度提高了，高耗低效的小型发电企业带来的负效应消除了，电网的垄断削弱了，发电企业低耗高效平等竞争了，电力行业的利润倒可能会有所提高”。
相关链接 煤电博弈大事记
１９９３年，国家宣布放开煤炭价格，实行电煤“价格双轨制”。
２００４年１２月中旬《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》标志着我国煤电价格联动机制已经正式启动。
２００５年“全国煤炭订货会”易名为“２００５年度全国煤炭产运需衔接会”，政府部门不再直接干预煤电的市场交易行为。
２００５年４月底，我国实行首次煤电联动方案：自２００５年５月１日起，全国销售电价平均每度上涨了２．５２分。
２００５年６月初，国务院出台《关于促进煤炭工业健康发展的若干意见》，要求改革电煤价格形成机制。
２００５年１２月底，发改委宣布全面放开电煤价格。
