灯火璀灿,流光溢彩！2008，中国，北京，第29届奥林匹克运动会，开幕式亦或闭幕式，同一个世界，同一个梦想。在这激动人心的一刻，中国走向世界，世界关注中国，面对这桌百般回味的盛宴，它没有理由不聚集人们更多的目光。异彩纷呈的背后，有谁曾想到台前幕后，一支“亏损大军”在举全力保障奥运期间的用电需求。
奥运期间，迎峰度夏，用电需求激增，煤价持续上涨，煤炭供不应求，发电严重亏损……发电企业顾全大局，再次以“履行社会责任”的高度政治责任感，伴随奥运会的胜利谢幕，“奥运保电”取得阶段性的胜利。残奥会的保电工作仍将继续。“奥运保电”不需要奖牌，但可曾换取来自全国人民哪怕一丝的理解与感动？！
似乎只有国家发改委明白发电企业的“苦衷”——从8月20日零点起，全国上网电价上调，苏浙沪地区每千瓦时上调2.5分，其他地区每千瓦时上调1~2分不等。这恐怕是奥运期间最令发电企业振奋的消息！上网电价上调2分钱，加上首次上调的1.7分钱，相当于化解电煤每吨涨价不到80元，而煤价一项成本的上涨反映到电价上每千瓦涨8分钱，两次调价仍未根本弥补发电亏损。虽然仍不能满足发电企业的预期，但最起码使发电企业现金流得到保障，对发电企业化解“资金断裂”的危机起到了及时有效的作用。同时又说明，发电企业的亏损问题越来越受到国家发改委的重视。
第二次调价与首次调价不同，销售电价不作调整。此举等同于让电网公司的利润的一部分弥补了发电企业的部分亏损，“谁愿意自己碗里的饭突然被别人挖走一勺子”，电网公司自然感到郁闷和不平。近几年，电网公司也不容易，在电网建设上投入了大量成本，但毕竟还有利可图，相比于发电企业“日子好过多了”。但话又说回来，没有发电的支撑，又哪来电网的“坚强”，本是“同胞兄弟”，唇齿相依，定当同生共死、和衷共济。国家发改委作出的调价举措，是居于经济社会发展全局的考虑，作为国有经济的领军企业，无论是发电还是电网，定当“顾全大局”。
另有消息显示，距离7月24日国家发改委第二次电煤限价令发布一个月，电煤限价临时干预政策对秦皇岛煤炭价格产生了较大影响，8月初，煤价继续下滑，最低成交价已达到860元/吨的限价水平。不过，媒体记者从秦皇岛港交易商处了解的情况则是，目前煤炭真实交易价格确有下降，但实际仍有交易以900-1000元每吨的价格进行。很显然，一纸“限价令”对“煤老大”仍未发生多少效用，这并不出乎意料，“想重新套回一匹脱缰的野马谈何容易”，何况“煤老大”是多方“既得利益集团”组成的“野马群”。限价令收效甚微，原因恐怕得归结为忽视了“重点煤合同兑现率”，其实，提高重点煤合同兑现率才是控制煤价的关键。众所周知，如果重点合同煤有保证，电企对市场的需求变少，“煤老大”便没了涨价资本，而现在的情形是，重点煤合同兑现率仅在20%左右的水平，电企不得不高价采购市场煤保发电，正中“煤老大”涨价的下怀。
今夏出现“电荒”，根源是出现了“煤荒”。进入迎峰度夏，电煤频频告急，各大电企煤炭库存跨过红线，诸多机组因“无煤”停摆。为何“煤荒”，和煤矿安全生产整治和资源整合导致产能减少而需求增加不无关系，不过，单纯地归结为这一因素想必过于“头脑简单”，业内专家普遍认为，当前我国的煤炭产量并不小，已经达到年产25亿吨以上，电煤供应紧张的主要原因并非产量不够，而在于市场价格和运销瓶颈，可谓“一语道破天机”。那么，有没有中间环节囤积资源制造“煤荒”顺势涨价的可能，或许从各大码头堆积如山的煤船上能找到答案。不得不佩服“煤老大”神通广大，能够化腐朽为神奇，把石头泥巴当煤卖，所以在一阵紧张之后煤炭供应很快趋于“平稳”。可惜，石头毕竟是石头，泥巴毕竟是泥巴，电企毕竟是电企，电企没有“点石成金”的本事，把石头泥巴变成电能。然而，电企宁愿自己变“砖厂”，也不能“缺煤停机”不讲责任和大局。这也正中“煤老大”的下怀。
不得不责问这样一些问题：25亿吨的产能，煤企产出的煤到底卖给了谁？明明只有4000多大卡的煤，却要按5000大卡结算，煤价真的降了吗？石头泥巴也能当煤卖，煤炭市场到底是个什么市场？煤与电的纠葛何时才是尽头？
能源价格上涨已是国际总趋势，煤价不仅要上涨，而且应与国际接轨。不过更值得关注的是，现行的煤炭市场规不规范，煤价的上涨幅度和周期合不合理，到底谁在分享煤价上涨带来的实惠。2008年7月份有媒体批露，一吨成本只有100多元的煤，运到电厂就变成了600多元，而且还买不到，山西私营老板每天赚100万。如此看来，煤价的涨跌并未顺应市场，真正享受到涨价实惠的也不是国有煤矿“主力军”，而是私营老板等“中间环节”在操纵煤价获取暴利。这说明，煤炭市场形成之后，在资源管理、价格体制、物流渠道方面还存在许多亟待解决的问题，“寄生虫”（即得利益集团）太多。然而，中间环节的价格操纵不除，规范有序的煤炭市场就难以形成，煤炭价格的涨跌就不能真正顺应市场需求变化。而对于电企，正迫切需要一个供应、涨幅平稳，供给过程干净的煤炭市场。
面对高昂的煤价，高容量、高参数大机组也在亏损，但其抗御电煤涨价风险的能力远远优于小机组，主要是其在供电煤耗等经济指标上的优势明显，缓和了部分成本上涨压力。因此，在寄希望于电价上调的同时，加速淘汰落后产能，进一进提升经营管理水平，优化经济指标和成本要素，提高发电侧的能源利用效率，继而提升抗御电煤涨价风险的能力，也是摆在发电侧的现实问题。厂网分开后，火力发电企业切实树立起了经营的理念，在经营管理上切实上升到了新的水平，供电煤耗等经济指标较过去明显优化，但与国际先进水平相比仍存在差距，这便是国内火力发电企业今后需要继续努力的地方。
在能源日益紧缺的大背景下，国家的能源政策不断发生根本性的改变，能源价格趋势将持续上涨，这对占发电装机容量80%的火力发电企业盈利能力的影响是长远的。伴随这一变化，国家能源法、可再生能源法、节能调度等一系列新政策相继出台，对节约能源、开发和利用可再生能源方面采取鼓励措施，为发电侧的转型带来新的机遇。加速电源结构调整，提升水电、风电、核电产业的比重，加强对科研等高附加值产业的开发，变单一的发电型集团为能源综合利用集团，减小对煤价、电价的过度依赖，或许才能真正壮大发电产业。
作为二次能源的电价与一次能源的煤价形成倒挂，是件极不正常的事情，不过是对一次能源的一种转换，并不是对煤炭的终端消费者，为何要承担起本应由终端消费者承担的煤价上涨成本？而眼下的情形是，电企已远远超出了自身的承载能力。然而，煤与电形成一个共同的产业链，哪一环节的发展受到制约，都将涉及到整个产业链的健康运行，最终影响到经济社会的平稳运行。现行的“双轨制”调节手段，虽然也能兼顾煤电双方的利益，也能缓和“煤电矛盾”，但效果并不明显，而且出现循环往复，“这边电价刚涨那边煤价再次上扬”，两个价格机制“各自为战”导致的最终结果是机制的失控、调节的失灵。如何从提升能源利用效率和顺应市场规律的角度出发，形成一个统一的价格体系和定价机制，均衡煤电双方的利益，是化解“煤电矛盾”的关键。
现行的电价调整政策，国家出于控制CPI和PPI的角度出发，对调整电力终端销售价格持谨慎的态度。居于考虑国民经济平稳运行的整体层面出发调节电价无可非议，只是限制销售电价的增长所带来的弊端也不容忽视，低廉的能源销售价格不利于能源利用效率的提高，能源资源成了“有钱人”的奢侈品，而许多人的财富是在过度消耗廉价的能源资源中获得。我们常常看到这样的情形：一边是电力的供不应求，一边是电能的极大浪费，最根本的原因是电能价值未合理体现造成的，低廉的销售电价触动不了终端消费的利益神经。煤炭价格一涨，立马触动了发电企业的“节能降耗”，过去也在提倡，却没如今般立竿见影的效果，主要是过去煤价便宜，对发电效益无关痛痒。这充分说明，没有比提升能源价格更能约束人们的消费行为，继而使节能变成一种自觉的意识和行为。
电力到底该如何定价？依笔者看，一是要顺应市场需求，二是要促进能源利用效率，三是要利于煤炭、电力及其整个产业链的协调发展。而且应该坚持分类定价的原则，让能耗高、能源需求大的终端消费者承担起能源涨价的成本。原因很简单，他们消耗了本应由全国人民共享的能源资源。《循环经济促进法》即将施行，它除了能为“提高能源利用效率”构筑一道屏障，是否也能为促进能源价格机制建设提供帮助呢？
