不久前，位于山西运城风陵渡经济开发区的山西大唐国际运城发电有限责任公司（下称“大唐运电”），盼来了一群来自两千公里外的南方客人。
这家曾由大唐发电（601991.SH）投建并控股的火电企业，正经历成立以来的第二次寒冬。
在2011年的上一轮寒冬中，该公司的两台60万千瓦机组被迫停机两个月。无奈之下，大唐运电和位于山西中南部的其他12家火电企业一起，短短三个月内，连续两次向山西省电力协会求援。
如今，大唐运电身处与七年前相似的窘境。当中国（海南）改革发展研究院（下称“中改院”）的专家组来访时，这家负债率超过150%的火电企业，正面临资金链断裂的危局。
2017年，该公司亏损2.42亿元，累计亏损高达25.57亿元。今年以来，亏损还在扩大。
为保障电力供应，该公司两台机组仍在高速运转。但上游高企的煤价，让机组高速运转发出的轰鸣声显得尤为刺耳。
同样高企的还有贷款利息，数以亿计的利息让这家当地的明星企业艰难维系。
大唐运电的境遇仅是中国数百家火电企业当下所处困境的一个缩影。它所在的山西省，几乎所有火电企业都在亏损中煎熬。中改院专家在调研中发现，山西省83%的火电企业亏损。国家统计局的数据显示，当前全国火电企业亏损面仍接近一半。
去年，五大发电集团火电板块亏损132亿。业内人士分析称，预计2018年全年火电板块亏损额将在140亿元左右，亏损面超过50%。
煤电博弈的关键时刻，国家欲出手稳定煤价，缓解下游火电企业经营困境。11月29日，国家发改委发布《关于做好煤炭中长期合同签订履行有关工作的通知》，鼓励煤电双方在2019年合同签约中，由2018年的一年期，提高至签订两年及以上量价齐全的中长期合同。
不过，无论是提高上网电价，还是签订煤炭长协，对煤电企业来说都只是权宜之计。每当危机出现时，电改都会被提及。但在各方较量下，电改依旧在艰难中前行。
困境求援
北京黄寺大街1号，是中煤集团总部所在地。一个月前，这家国内第二大煤炭央企的高层，频繁地会见着来自下游几大发电央企的代表团。
这些身处困境的电力央企，迫切希望能够尽快跟中煤集团签订新一年的煤炭长协合同，以对冲来自煤价可能继续上涨的风险。
在中国，煤电装机在全部电力装机中的占比超过一半。而在火电企业的成本构成中，燃料成本大约占到2/3。
去年，五大发电集团的火电板块亏损超过百亿，如果没有来自煤炭企业的长协合同，这些电力巨头的财报将更加难看。
在长达十余年的较量中，分处产业链上下游两端的煤企和电企轮流“坐庄”，一荣则一损。
当中煤集团代表在最新的长协合同上落笔签下自己名字时，他或许会想起四年前电力企业的傲慢。
彼时，煤炭行业处在低谷。包括第一大煤炭央企神华在内的煤炭企业，在与发电企业的较量中处于下风。
2015年度长协签订过程中，华能、国电、华电等大型发电集团虽口头答应神华签约，却要求长协价与低位的市场煤价持平。
当年，电企只接受“定量不定价”，即按年度确定煤炭采购量，但价格要按季度或者月度另行签约。最终，神华被迫在价格上做出让步，并放宽了对合同兑现率的要求。
角色很快转换。2016年，煤价飙涨50%，两大煤炭央企和五大发电央企，在煤炭工业协会的牵线下，终于坐在一张谈判桌上。它们签订以535元/吨为基准价的2017年度长协，并紧盯着煤价的变动趋势。
不幸的是，对于电力企业来说，煤炭价格持续走高。这迫使它们不得不放下过去的傲慢，求救于煤炭企业。
待到2018年度长协签订时，中煤集团一改过去优先保证发电央企的长协煤供应方案，让央企与地方国企享受同等待遇。
长协合同量大幅下降，使发电央企叫苦不迭。它们不得不“上书”国家发改委，请求出手调控煤炭供应及铁路运力支持。
时光流转到2018年11月，又到了一年一度签订长协合同的时节。
此时，中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数）5500大卡综合价在590元/吨附近波动，仍高于国家规定的570元/吨绿色区间上限。煤盈电亏的形势还将持续。
几个月前，国家能源集团已与华能、大唐等十余家国内大型电企分两批签订长协，合同期限由过去的一年延长到三年。这家现今中国最大的煤炭供应商，将在未来三年里为签约电企提供总量接近1.5亿吨的煤炭。
但这远不能满足电企们的需求，它们再次转向中煤集团求援。
最终，中煤与华能、大唐、华电、国电投、华润电力、国投电力等六大发电央企签订五年长协。根据协议，中煤集团将在未来五年间，向六家电企供应煤炭超过5亿吨。
谈判中，煤电双方对535元/吨的基准价予以认可。双方约定，2019年至2021年，下水煤长协价格以535元/吨为基础按月调整；2021年至2023年，价格由签约各方根据市场走势协商确定，如无重大政策调整则顺延前期定价机制。
除了煤炭央企，电力央企还求救于地方国有煤炭企业。2016年，位于山西的五家省属煤企陆续与发电央企签订长协。当时，这些刚刚从行业寒冬中复苏的煤企，迫不及待地要在下一轮煤价下跌前握住长期稳定的合同。
然而，煤价并没有下跌。随之而来的是近两年火电企业大面积亏损。如今的火电行业，如同一个危重病人，依赖上下游的输血勉力维持。
大唐运电所在的山西中南部地区，由于亏损严重，部分企业发电意愿不强、电煤库存不足，已严重影响当地电力安全稳定运行。
在山西运城零下1度的黑夜里，大唐运电仍在苦苦支撑。中改院专家组的到来，或许带来了一丝亮光，但很难改变这家煤电企业的亏损困境。
电改之困
困境中，大唐运电的老员工向中改院专家回忆起七年前火电行业危机时的情景。
那是他们第一次切身体会煤与电的矛盾。从2008年至2011年10月，山西火电企业的到厂标煤单价从340多元/吨涨到800多元/吨，涨幅130%以上。然而，上网电价仅上涨37.5%。
由于公司无力偿还年底到期的银行贷款，三家供应商与之走上法律程序。那一年，大唐运电共亏损5.73亿元。
七年轮回，往日情景重现。自2016年煤价由年初不足400元/吨上涨到年底600元/吨左右后，最近两年煤价总体保持在高位运行。
中国电力企业联合会（下称“中电联”）发布的CECI沿海指数显示，今年前三季度，5500大卡综合价波动区间为571-635元/吨，各期价格均超过国家规定的570元/吨绿色区间上限。
截至目前，这一数据仍在590元/吨附近波动，火电企业的成本压力依然沉重。
但原料成本攀升并没有传导到电价上来。自去年6月监管层提高煤电标杆电价合计1.1分/度后，火电上网电价再未上涨。
为打破煤与电的矛盾，国家能源集团成为煤电联营的典范。神华与国电的结合，使新组建的国家能源集团同时拥有规模庞大的上游煤炭资源和下游火电资产。但即便如此，这家全球最大煤炭巨头旗下的火电板块也尴尬地处于亏损当中。
国家能源集团的尴尬折射出中国电改面临的困局。这不仅是“市场煤”与“计划电”的矛盾。
当“计划电”受到抨击时，下面这组数据尤为耐人寻味。
2018年1-9月，煤电上网电量平均电价（计划与市场电量加权平均电价）为0.3640元/千瓦时，市场交易（含跨区跨省市场交易）平均电价为0.3368元/千瓦时。在成本高企时，“市场电”却比“计划电”价格更低。
迫于生存的压力，火电企业决定结盟。2016年，山西省电力行业协会曾召集4家央企发电集团山西公司、4家省属发电集团、15家发电厂，在太原市西山酒店召开“大用户直供电座谈会”。
参会的23家火电企业共同签署了《山西省火电企业防止恶意竞争保障行业健康可持续发展公约》，并对山西省2016年第二批直供电交易中的让利幅度进行约定。
但此举很快遭到举报。经过近一年的调查取证和案件审理，国家发改委给出《行政处罚事先告知书》。
接到告知后，案件出现波折。山西省电力行业协会和华电山西、大唐山西等18家企业对拟作出的行政处罚存在异议，并提出听证申请。
它们认为，市场竞争中不低于成本的竞争应当认为是合法竞争，在经济不景气的情况下应当允许行业联盟。这些长期身处垄断行业的公司和协会甚至提出，《反垄断法》不适用于电力市场。
在经历568天的博弈后，这起全国首例直供电价格垄断协议案终于“靴子”落地。国家发改委公布了对协会和23家企业的处罚决定，并开出一张7338万元的罚单。
案件背后关于“市场电”的顾虑却未曾散去。半个月前，由于电力现货市场试点工作进展不顺，国家能源局不得不将试点试运行期限放宽半年。
在去年9月确定的第一批8个试点中，仅有广东如期实现2018年底前的试运行。其他地区大多还停留在方案制定阶段。
过去十年来，电改进展缓慢。这项被称为中国最难推进的改革依然处在深水区，各方在利益较量下暗流涌动。
这一次，轮到火电行业在困境中夹缝求生。
