即便如此，随着大量火电企业以掺烧为减亏的主要手段，煤泥、褐煤等劣质燃料的价格也开始上涨，其减亏的效果和作用也在逐渐减小甚至完全消失。另一方面，火电厂千方百计挖潜使本以捉襟见肘的设备维修费用又一减再减，设备健康欠账日益增加。火电厂这种啃老本、拼设备的配煤掺烧无异于饮鸠止渴。
　　另一方面，火电厂还要进行升级改造。一种是整套机组的“上大压小”，另一种是环保设施的升级改造。
　　随着节能减排要求的提高，加之节能调度的“威逼”，火电厂中单机容量200MW及以下的机组要么关停，要么实施“上大压小”，新建大容量、高参数的机组实施供热改造，这看起来好像能让老、小电厂起死回生，但未必能够实现。因为“上大压小”新建机组的投产，正赶上现在火电企业行业性亏损的厄运，加之有些替代的老机组折旧还未提尽，老账加新债压得新机组很难实现“即投产、即盈利”的目标。即便是相对容易的供热改造还得看机组供热半径内的热力市场，若热负荷需求量不足，投资供热改造也是等于自寻死路。
　　环保设施的升级改造就更让火电企业纠结了。国家环保部和国家质监总局联合发布的新版《火电厂大气污染排放标准》，相较2003年第二次修订的排放限值更为严苛。环保部副部长吴晓青在解读新标准时提到，到2015年时，需要进行去除氮氧化物改造的现有机组和新增机组容量约为8.17亿千瓦，估计需投资1950亿元，年运行费用约612亿元；除尘和脱硫设施的改造和新建投资费用约需650亿元。
　　根据这个测算，一个装机容量百万千瓦的火电厂，脱硝改造的投资费用约需2-3亿元，这对目前“连买煤的钱都不够，只能依靠银行贷款勉强运转”的大多数火电企业来说，其处境非一个“难”字所能概括得了。氮氧化物减排已列入国家“十二五”规划约束性指标，火电厂当前若得过且过，不实施改造可谓“醉生梦死”。若此时实施改造，在当前的经营状况下，如果得不到及时合理的电价补偿，数亿元的资金投入有可能成为压死火电厂的最后一根稻草。
　　对于当前的煤电矛盾，现在社会上普遍把煤电联营当作解决“煤荒、电荒”的特效药，乞求通过资产重组、联合、兼并等形式，改变电力和煤炭企业当前简单的供需关系，以你我交织的血肉相连，来解决“市场煤”与“计划电”之间的体制与机制矛盾。事实上，这种要求往往是处于巨额亏损状态火电厂的“一厢情愿”。
　　从煤电联营的动机上分析，处于强势的煤矿愿意联营（吃掉）亏损电厂的唯一动力就是扩张，通过发展煤电联营进一步扩大其产业链，稳固其煤炭的销售。但电价改革永远滞后于煤价改革，煤企如果合作参股联营电厂，把煤以“计划价”卖给电厂发电，短期内也很难看到盈利希望，这种没有利润或者利润变小的“补贴”式的合作也就很难提起煤炭企业的兴趣，也不符合市场经济的规律，火电企业寄希望于煤电联营解“燃煤”之急，只能属于剃头挑子一头热。
　　从煤电联营的操作方式上分析，如果两个大型的煤炭企业集团与电力企业集团通过煤电资本的相互持股，参股或者控股，利用不同资本的融合、兼并、重组，实现两个市场主体混合经营，因受煤种、煤量、运力、运距的制约，煤炭企业集团的“特许供应”也只能缓解电力企业集团下属部分电厂的煤电矛盾。如果是某一单个火电厂企图“傍”上大煤矿，资金链都已濒临断裂的电厂还有什么“姿色”博得财大气粗的煤矿的青睐？
　　总之，目前处于不同起跑点的电厂与煤矿依靠市场来做煤电联营，既不是所有火电厂与煤炭企业都能实现，也不是一蹴而就的事情。一旦真的联营，也未必能一了百了，电厂就可能卖煤炭，而不是把煤炭用来发电。
　　（作者单位：大唐江苏分公司总经理工作部）

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