皖能为何逆市扩建?
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据有关专家计算，对省内多数火电企业来说，在煤价不变的前提下，上网电价需上调4.2分，才可能达到盈亏平衡点。
2011年，原本在冬夏季才会出现的“电荒”已经不分季节的常态化。而火电企业也陷入了普遍亏损的窘境，所谓“电发得越多，亏得越多”，许多企业已经丧失了发电动力，甚至不惜用停机的方式减少发电量，缩减亏损额。
然而，同样深陷亏损泥潭的本土“火电巨头”皖能合肥发电有限公司却在2011年11月24日高调宣布：国家发改委核准的皖能合肥公司6号机组获得批复，动态投资总额达21.3亿元，并将择日正式开工。逆市扩建的底气不由让人心生疑虑。
双重压力
在行业全面亏损的大环境下，高调上马大型机组，皖能的举措着实令人诧异。
国家统计局调查显示，2011年前8个月，华能、大唐、华电、国电和中电投这五大发电集团的资产负债率一直在85％的红线上下徘徊，电力业务亏损超过1004L元。同样，在国家电监会的报告中，上半年全国火电企业亏损面达53.63％，16％的火电企业资不抵债。发电行业呈现出全行业、大面积的亏损。
皖能合肥公司也无法独善其身，其总经理俞民向《徽商》透露，2011年1月～10月，皖能合肥公司亏损额达1.2亿元。
据记者了解，即便是在安徽，火电企业亏损情况之严重，已经影响到对新增机组的投资建设。2010年，国家发改委核准了大唐集团淮北虎山电厂2台60万机组，截至目前，项目始终没有动工。另外一家央企华电六安亦在2010年被核准，而至今仍然未动工。
这与中国电力企业联合会统计相吻合。根据中电联统计，2011年1―10月，全国火电新开工规模比上年同期减少1443万千瓦，同比下降49.4％。
俞民对此深有感触，“火电企业都知道，发电就亏，现在煤电关系不理顺，不但电厂发电积极性不高，对新增装机更无暇顾及，新增火电装机规模下降，无疑给未来用电缺口埋下隐忧。”
然而与许多核而不建的电企相反，皖能合肥电厂的6号机在批文下发当天立即开工建设。明知发电就亏，皖能为何仍如此急迫地着手扩建?
事实上，此举在一定程度上属于无奈之举。“我们是地方企业，发电是我们的主业，保地方用电是我们的责任，不能完全算经济账，能撑多久当然要撑多久。”
在皖能的预计中，2015年属电力受入地区的合肥电网的需电量及最大负荷分别为200亿kwh及4550Mw，“十二五”期间电力亏缺不断加大，正常方式缺电大都超过2150MW，最大缺电达3280MW以上。
保地方用电的压力当头，合肥电厂只能“不论什么困难都要上”。“我们是在苦苦支撑，等待黎明。”俞民无奈地表示，“亏损是必然的!我现在就可以预见。”
而且，对于许多火电企业而言，尽管扩建亏损；不扩建，亏得更狠。“市场煤”价格的持续走高，让更加节能的大机组成了火电企业必然的选择。
俞民给记者算了这样一笔账：原先合肥电厂12.5万千瓦的3号、4号机组的煤耗是370g／kwh，而60万千瓦的5号机煤耗却是310g／kwh左右，节省了60g／kwh，按照单台机组30亿千瓦的发电量计，就节省了18万吨的电煤。
尽管俞民在接收采访时，一肚子苦水，但皖能合肥公司所谓的“无奈之举”在安徽省发改委经济研究院总经济师、产业所所长周云峰眼中却并不是什么严重问题。他认为电企的确在亏损，但更多的只是“账面上的亏损”。
“政府必须要稳定电力供给，再亏，电还是要发的。对电企，国家不会放任不管，补贴是必然的。政府对电企施压也是必然的，因为电企是利税大户，他们的纳税额超过了他们的亏损额。”指标不治本
巧合的是，2011年12月1日，皖能合肥公司6号机开建不到十天，国家就突然出手对电价进行调整。根据国家发改委和安徽省物价局的最新调价文件，安徽省统调火电、水电机组上网电价，每千瓦时提高1.8分钱。同时，国家对发电用煤价格实施临时干预措施，合同煤价限涨5％。
火电企业千呼万唤的“调电价、限煤价”政策终于出台，可俞民并无太多喜悦之情，因为在他看来，每千瓦时提高1.8分基本属于杯水车薪。
不仅如此，俞民对此政策甚至有些抵触，“国家平均上调上网电价2.6分，安徽只调1.8分，地方发电企业本身就无法与五大发电龙头相抗衡，如今地方定价的差距造成双方电价不能保持同步上涨，劣势更加明显。”
在俞民看来，如今五大发电龙头为争夺市场，在全国进行布局、四处渗透，而皖能合肥公司作为地方电企，在承担保障地方用电义务的同时，却无法获得地方政策的相应支持。
“巢湖被拆分，一部分划归合肥，但巢湖电厂那两台60万千瓦的机组却是华能的。”俞民显得有些愤慨。他透露，当年为保长三角用电实施的“皖电东送”，总量758万千瓦的机组，皖能一台都没有。
然而，周云峰却认为俞民的抱怨并无道理。他表示，“不能因为是地方企业，就要地方政府大力支持。对于地方政府而言，谁交税?谁能提供大量的市场份额?谁能保证供电?这些才是重要的。”
事实上，尽管央企的强势地位给地方火电企业造成一定的生存难度，然而这并不是最大的麻烦，问题的根源还是积重难返的煤电体制。
在中国，煤市场是开放的，电煤仍处在国家计划下。按煤炭订货会规定，电煤合同需要电厂与国有煤矿直接签署，价格由发改委制定。除此之外流向市场的自由煤的价格完全由市场的供需来决定。
制度不甚合理，问题自然无法避免。当国家强制零售商按照低于市场价出售电煤时，为了避免损失机会成本，零售商纷纷停售，直接导致发电厂低价购买的电煤严重不足。接着，扣下的低价煤流向市场，中间商中饱私囊的同时，电企的发电成本却成倍的提高。
“发电行业的效益每年都在下降，尽管我们仍然活着，但只是苟延残喘。”俞民的措辞显得有些激烈，“游戏规则要合理，市场煤随随便便就涨价，流失的是国有资产，获利的则是中间商。”
从文件可以看出，与以往只涨电价不限煤价相比，此次调控相对较为科学，但俞民仍然认为，5％的额度还是无法让电企达到盈亏平衡点。
他给记者算到：原先安徽省重点煤是每吨560元，现在限涨5％，也就是最多每吨可以涨28元，之前上调的1.8分电价就被上涨的煤价抵消了1.4分。而据有关专家计算，对省内多数火电企业来说，在煤价不变的前提下，上网电价需上调4.2分，才可能达到盈亏平衡点。
其实，相对于央企、煤企，最让火电企业感到无奈的是处于绝对垄断地位的国家电网。
2003年1月，国务院《电力体制改革方案》(即“5号文”)出台。实行厂网分离之后，国家电网以垄断的姿态坚挺不倒，电厂则在“市场煤”的价格持续高位运行和政府管制的上网电价不变中艰难生存。这样的情况，八年来丝毫没有任何改观。
“电厂是弱势的，因为电厂之间存在竞争，而电网则是我们唯一的买家。”俞民表示，这鸡蛋与石头相碰的结果也可想而知。“介入电网是不可能的，我们也无力改变现状，只能在质量、性能和服务水平上提高自己。”
近几年的“煤电联动”是个出路，不过也仅是治标不治本。
“电网不打开就不能根除现状。”作为电厂一方，俞民希望电网能够完全的实现市场化，用市场来调节电煤、电厂、电网的纠结关系。但这谈何容易。