19日全国火力发电企业平均每千瓦时再次提高了２分钱，此举无疑在一定程度上暂缓了电力行业困境。然而，据有关权威部门的测算，目前的上网电价与实际能够弥补电力行业整体亏损的价格仍有一定距离；调价固然是解决当前问题的方式之一，而“煤电运”是一个相互咬合的整体，三者的生产运行秩序问题更需关注。

    今年，火电企业亏损数量明显增加，前５个月进入统计局统计范围的规模以上的火电企业亏损面达到52.86％，比去年同期亏损面最高值高19.68个百分点，处于近三年最严重的水平。而６、７月以来，以五大电力集团为首的电力企业亏损势头没有得到遏制。据了解，7月１日上调电价后，煤价也跟随上涨，而且涨幅超过电价，大部分发电集团亏损势头仍在继续。
    据中电联有关人士透露，电力企业如想整体扭亏，上网电价还应在此次基础上再调３分左右，这也就意味着上网电价累计要调整７-8分左右。但这也只是不考虑煤价上涨，上网电价的单方面上调。
    电煤需求量大，供应不足的供需矛盾是造成当前局面的主因。在电价机制改革无法一步到位，电力行业并购重组，淘汰落后产能，进行结构调整仍需较长时间的情况下，我们须对煤电运这一体系内的生产运行秩序中出现的许多问题给予强烈关注。
    从电力行业来看，随着电力企业财务成本的上升，资产负债率的提高，电企更需加强内部管理，严控成本支出，合理布局产业结构；同时对外控股上游煤炭资源也是必不可少的手段。国资委就多次强调，即使电价上调到位，电力企业仍要学会过紧日子。
    从煤炭行业和运输行业来看，以山西为例，煤炭产量，尤其是小煤矿产量下降所导致的短期内供需紧张，仍在持续地推高煤炭价格。但煤炭统计数量也值得商榷，比如，部分大矿买小矿时的重复统计等情况的存在，可能造成统计的煤炭产量大于实际的煤炭产量。
    此外，在国内电煤价格两次限价后，一些煤炭供应方如果执行限价，将减少盈利，所以当前煤炭交易价格变得更为不透明。不少重点交易地区的煤炭交易价格煤炭供求双方都不愿说。部分煤炭供应方更愿意将合同煤转为市场煤出售，发电企业重点合同煤难以完全保证。即使履行合同价或限价要求，提供的电煤还存在热值不足、电煤价格名义不涨而实际涨的问题。
    追溯到中间流通环节，当前煤炭资源稀缺、有效产能不足、需求旺盛的现实，为暗箱操作、违规交易等提供了便利。目前市场煤和重点合同电煤价差达到500元左右，在利益驱使下，“市场煤”很容易搭上重点合同电煤的便车，以至于出现当前电煤运输的一个奇怪现象：电力企业表示年初签订的重点合同中电煤的兑现率大约在50%-60%；而铁路部门上报发改委的数据显示，电煤兑现率达到90%以上。这也为我们的行业监管层提出了更高的要求。