"营业额上升，净利润下降"，这与2015年煤电企业大量盈利时的状态截然相反。近两年，煤电企业力拓市场、争发电量，同时提升机组能效、降低污染排放，而电力体制改革推进，计划电量减少，度电利润降低，又对电厂的管理水平提出了更加严苛的要求。煤电企业竞争力不断提升，但面对坚挺的煤炭价格和紧张的煤电矛盾，煤电企业有些无计可施。

　　6月份，财政部先后发布《关于降低国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准的通知》和《关于取消工业企业结构调整专项资金的通知》，要求自7月1日起，两项政府性基金征收标准统一降低25%，工业企业结构调整专项资金将取消。7月以来，各省相继发布具体落实办法，并上调燃煤发电上网标杆电价，一时间，"煤电迎来拐点"等声音开始出现。

　　上网电价上调对煤电企业来讲固然是好事，但在帮助煤电企业改善经营情况方面，只能说是"杯水车薪"。

　　煤炭上网电价上调的空间，主要来源于工业企业结构调整专项资金的取消，电价上调幅度各地区之间差异较大，河南上调幅度达到2.28分/千瓦时，广东则仅为0.25分/千瓦时。0.25分的度电价格涨幅，对早已在竞价交易中"浴血奋战"多时的广东煤电企业而言，虽是利好消息，但比起其长期经营压力而言，显得微不足道。

　　值得一提的是，在财政部消息发布之初，各省出台落地文件前的这段时间，部分听闻电价利好的煤炭企业又提高了电煤价格。"肉还没吃到嘴里，已经被咬走了一口。"某电厂市场部负责人如是说。

　　煤炭价格对煤电企业经营状况的影响，足以抵消企业自身的努力成果。华能国际公布的半年报中，公司营业收入增加11.36%，管理费用下降16.65%，但营业成本涨幅近四成，使得该公司争发电量、提质降费产生的收益被稀释。根据公告，华能国际上半年经营活动产生的现金流净额较上年同期减少了35.51%。

　　各地在公布电价结构调整实施方案时并未明确指出上调空间的构成，具体上调幅度也与原专项资金的征收标准有出入。有业内专家表示，各省具体电价调整幅度的制定，可能还与输配电价核定、各省原煤电联动降价幅度等多种因素相关。

　　电价结构调整同步伴随着工商业电价的进一步下调，从另一个侧面来看，电价结构调整与其说是为了改善煤电企业的困境，更像是国家层面对于宏观经济的整体调控，在推进电力体制改革同时，对电网、电厂改革红利分配方案的调整。单靠一次电价上调，无法扭转煤电企业经营困难的现状。

　　环渤海动力煤价格于去年下半年大幅上涨，至今已将近一年。尽管国家发改委等部门出台一系列办法，试图让煤炭价格回归理性区间，动力煤价格仍居高不下，今年以来的最高价格甚至超过去年下半年峰值，最新一期的环渤海动力煤价格指数也锁定在583元/吨的高位。

　　高昂的煤炭价格下，许多煤电企业曾寄希望于煤电联动机制启动，但在煤电装机过剩、电力体制改革以及工商业减负任务等多因素作用下，启动煤电联动使电价得到相应提升的方案缺乏可行性。煤电矛盾，已逐渐升级为经济社会发展需求、国家能源规划、央企资产增值保值等各项重要事项相互影响的复杂问题。

　　在此背景下，十六部委联合发布《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》，提出化解煤电产能过剩、支持煤电整合等政策，试图通过加速煤电行业内部过剩产能的淘汰进程，为提供优质产能的企业营造较为健康的经营环境。化解煤电产能过剩风险并非新的要求，此次十六部委联合发文，既重申了政府对于推进供给侧改革的决心，也从侧面反映了煤电行业竞争环境的严峻。

　　无论是淘汰落后产能缓解装机过剩，还是推进煤电企业与煤炭企业的重组合作，都是目前较为现实的缓解煤电矛盾之举，但只要煤电仍在我国电力行业占据主导地位，市场煤与计划电的矛盾仍将长期持续。