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。
