您的位置：市场煤计划电 电企亏损政府出手降煤价
“南方电厂采购的动力煤加上高昂的运输费用，成本更高。”张叶青表示，华南一些电厂实际成交的价格在680元~700元/吨，煤电厂现在处于全面亏损状态。
煤价上涨导致电力企业亏损，既然电价不能轻易涨，政府只有向采取措施降煤价。
“市场煤、计划电”的矛盾再次上演。
近期华能、华电、国电、华润电力企业下发通知，以5500大卡平仓价685元/吨作为最高限价，超过此价的货源原则上不得采购，如果一定要采购，需要提交申请，报经集团公司批准方可购买。
电企难以消化煤炭市场价格波动背后是电力市场建设还不完善。一度“煤电联动”被视作是类市场化调节的尝试，但实际中受调整的滞后性矛盾挤压。据中国国际经济交流中心特约研究员范必介绍，在当电煤价格处在855元/吨的高点时，山西火电平均上网电价为0.3682元/千瓦时，北京一般工商业电价(1千伏以下峰电)为1.194元/千瓦时。后来电煤价格走低，但并没有相应下调上网电价和销售电价，甚至山西火电上网电价在2011年12月~2013年8月间达到最高值0.3977元/千瓦；北京一般工商业电价从2014年1月开始达到最高值1.4002元/千瓦，分别比煤价最高的2011年10月上涨了8%和17%。
由于国家电网一直占据“发、输、配、售”的重要位置，凭借其垄断地位，独立的输配电价被搁置，目前的价格容易失真。
新近颁布的《输配电价管理暂行办法》《输配电定价成本监审办法（试行）》等政策因为明确了独立的输配电价形成机制，而被视作电改推进中的“一大步”。但在实际落实中，输配电资产如何有效核定成本、政府电力监管部门如何改革以及电网企业内部相关部门改变原有的运营模式和组织管理模式目前尚未有细则出台。
中金公司近期的研报表示：电价改革是电改9号文的首要任务，但是电价定价办法落后于其他实施管理办法出台，这表明电价改革涉及到多方利益，遇到的阻力较大。未来关键还是厘清电网输配电成本及各项费用，从而理顺电价形成机制。