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记者了解到，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记者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”。
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。
《市场报》 ( 2006-04-17 第04版 ) 本报记者杨曼
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