在电价提升、煤价下降、利率下降、电量减少“一升三降”的形势下，火电行业经营状况正在好转。

以电力亏损重灾区山西为例，1~5月，山西电力工业实现利润11.0亿元，比上年同期增加25.36亿元。五大电力集团代表中电投，上半年火电板块同比减亏5.78亿元。

基于此，煤炭行业人士最先发声：“煤价降了，电价为什么不相应降低？道理很简单，煤炭高价时，发电企业联动呼声最高。低煤价，应该相应调低电价。”

更有赞成者认为，当前经济下行、电力需求增速下滑是煤电联动的好时机。“如果雨季一旦结束，火电将重新抬头。届时，煤炭、电力供应紧张或许再度出现，煤电联动的时间窗口将会失去。”

我国煤电联动政策始于2004年年底。当时国家规定，以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，便将相应调整上网电价。同时，发电企业要自行消化30%的煤价上涨因素。

发电企业对此举手反对。主要理由如下：一是火电企业因煤价上涨造成的历史亏损尚未得到补偿；二是既往煤电联动并未照章执行，发电企业仍坚持发“政治电”；三是与煤炭、油气相比，电价仍处于低位，应上调而非下调。

有能源专家与发电企业持相同意见，其认为，在既往的电价调整过程中，因煤电联动不到位、电价调整幅度被控制。在电价改革的过程中，伴随电价上涨。在电力需求减少的形势下，提高电价显然时机不合适。

煤、电企业出于自身利益诉求，对煤电联动政策判断各不相同。但从价格监管层面看，电价的行政调控模式，让煤电联动陷入困顿。

从电改历程纵向分析，煤电联动是电力体制改革的过渡方案。本意是通过行政调控手段，协调煤炭和电力利益。但是在执行的过程中却大打折扣。在煤价一路飙升的背景下，决策部门因通胀等顾虑中止联动。

这一举措的直接影响是，煤电矛盾恶化，火电企业连年亏损，资产负债率高企。2011年五大发电集团电力业务亏损151.17亿元，同比负增长348.32%，资产负债率超过国资委限制的85%高限。

更重要的影响在于，决策部门错过通过电价引导电力消费、推进电力改革的机会。以至于，今年上半年在居民阶梯电价改革过程中，反对声音频频。

由此来看，改革电价行政管理模式是关键所在，重启煤电联动不过是修修补补，不是电改的核心。从市场基本规律来判断，应该将价格交给市场。在供需双方谈判、博弈、市场微调的过程中，产生价格。

就电力而言，应该建立竞争、开放的电力市场，形成多买多卖的市场格局。当然，电力产品事关国民经济命脉。政府需要在提供公共产品和商品之中做出选择，准备定位。到底是管理价格，还是监管市场？