煤炭和煤电如同天平两端的砝码，此起彼伏。

煤价高涨、电力保供等压力下，2021年煤电行业进入前所未有的至暗时刻，发电企业煤炭库存、可用天数在去年下半年创下新低，电厂多发多亏，全行业普遍亏损。

“市场煤、计划电”矛盾加剧是煤电行业亏损的本源。解铃尚需系铃人，完善的煤炭、电价市场化机制是稳定电力供应、实现“双碳”战略的关键。

01

全行业亏损

煤电企业面临极限压力、极限挑战

2021年煤电行业陷入全面亏损，包括五大发电集团在内的煤电企业拉响警报，陷入普遍亏损的泥淖。在资本市场，火电资产频频遭遇抛售，投资者资产配置比例处于低位。

面对煤炭供应紧张、煤价大幅上涨的严峻形势，以及能源安全保供的压力，2021年煤电企业经营困难超出预期，“面临前所未有的极限压力、极限挑战和极限影响”。

华能、大唐、华电、国家能源所属的上市公司均发布业绩预亏公告。其中，华能国际预计亏损98-117亿元，大唐发电预亏90-108亿元，华电国际预亏45-53亿元。根据领航智库统计，A股市值200亿元以上的电力上市公司2021年净利润亏损额为331-399亿元。在清洁能源转型战略下，可再生能源为发电企业贡献了较大利润，剔除可再生能源的业绩对冲，主要发电企业火电板块亏损额预计在1000亿元左右。

在高煤价的市场格局下，上海电力公告称，2021年公司所属燃煤电厂普遍亏损。全年累计煤折标煤单价约1097元/吨（不含税），同比增加442元/吨（不含税），增幅达67%，增加公司全年燃料成本约53亿元。

国电电力初步统计，2021年公司入炉综合标煤单价约890元/吨（不含税），同比上涨约300元/吨，公司燃料成本大幅增加，导致公司年内业绩亏损。

在电力保供的压力下，发电企业按照国家和中央部署，“应发尽发、满发稳发”，极大缓解了电力供应紧张形势。“但面对严峻经营形势，本公司深入推进提质增效、融资创新，努力挖潜增效，但仍然无法弥补煤炭价格上涨给本公司效益造成的极大冲击。”华电国际公告称。

在电力供需紧张的格局下，2021年东北等地区出现拉闸限电、电力中断，对经济社会运行产生重要影响。北京工业大学《电力中断对供应链网络的影响》研究报告提出，局部地区缺电、限电、断电对产业链稳定和居民生活带来广泛而深远的影响。德国全国平均总停电成本约为每小时4.3亿欧元，美国每年电力消费者的停电成本估计为790亿美元。

在全球流动性宽松的背景下，电力中断带来的影响主要通过供应链传播。2021年国内缺电带来的冲击在工业制造领域不断传导，表现为钢铁、水泥、建材、有色、原油等基础原材料价格高涨，由此带来全社会数万亿元以上成本上涨。受此影响，2021年9月国内PPI（工业品出厂价格指数）突破10%，通货膨胀承压。

02

“市场煤、计划电”

矛盾加剧，产业链利益分配失衡

煤炭价格管理失控、电价市场化机制不完善，“市场煤、计划电”矛盾加剧，是煤电企业陷入“扭亏-亏损”恶性循环的根本原因。

在我国特殊的资源禀赋和经济社会治理模式下，煤炭市场化程度远远高于电力行业。自2013年起，我国结束“计划煤、市场煤”的双轨制管理模式，煤价由市场决定。

秦皇岛港是国内重要的煤炭转运集散地，港口煤价是行业风向标。2021年5月以来，秦皇岛5500大卡动力煤市场价格由年初500元/吨攀升至2592元/吨的高位。

与之相对，在电价政府管理的惯性下，国内电力产业发展对价格政策具有强依赖性，政府管理部门是电价调控的主要实施主体。“计划电、市场电”长期并存，政府核准燃煤发电企业基准电价，并对电力市场交易规则进行管控。基于此，发电价格难以及时反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。

在煤炭和电力市场不同价格调节机制的作用下，加之资本炒作，煤炭、煤电矛盾加剧，行业上下游利益分配失衡。在煤价大幅上涨的背景下，2021年煤炭行业赚得盆满钵满，拿走煤电产业链条的大部分收益。国家统计局统计显示，2021年全国规模以上煤炭企业实现利润总额7023.1亿元，同比增长212.7%。4343家规模以上煤炭企业营业收入32896.6亿元，同比增长58.3%。

在“双碳”战略下，缺电、拉闸限电令能源管理者、能源行业措手不及。鉴于电力安全保供的特殊形势，国家发改委在2021年10月启动进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革，这一措施是电价改革中的重要环节，也为煤电企业电价上涨打开了空间。

从政策的要义看，《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）将国内电力市场建设推向一个新阶段。改革方案明确，燃煤发电的电量原则上要全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价；扩大市场交易电价上下浮动范围，上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价、电力现货价格不受上浮20%限制。

在2021年的电力市场中，煤电企业在电价新政、电力市场交易中获得一定裨益，达到调价增收的目标。其中，华电集团煤机交易电价同比提高1.5分/千瓦时，华能集团平均结算电价同比提高2.4分/千瓦时，带来百亿元以上的业绩贡献。

与此同时，2021年下半年国家发改委等部门组织煤炭增产保供、严查恶意炒作囤积，煤炭价格在短期内快速回落，煤电企业的经营压力得以暂缓。

加剧2021年煤炭市场失衡的另一个原因是国际煤炭进口受阻力。2011年开始，中国成为世界最大煤炭进口国。根据国家海关总署统计，在强劲的煤炭需求支撑下，2021年我国进口煤炭3.23亿吨，同比增加1955.9万吨，增长6.6%，印度尼西亚、俄罗斯、蒙古是主要进口国。

03

煤价最低点会在四月份出现？

四月份，正值电厂机组检修期，需求下降。不但取暖负荷减少，下游开展火电机组检修，也是大秦线春季检修阶段，煤炭市场呈供需两弱走势，预计煤价在本周跌至谷底之后会在中低位徘徊。“五一”之后，电厂机组检修完毕，叠加疫情得到有效控制，工业企业开足马力，加快生产；预计工业用电负荷回升，煤炭市场将出现复苏。四月份，受以下因素影响，促使煤价走低。

1.港口煤价显著回落

大秦线检修推迟，电厂借机垒库；而长协兑现率提高，电厂提库压力减轻，采购节奏放缓，港口需求阶段性趋缓。此外，政策压力加大，促使贸易商避险情绪蔓延，加快止盈出货，煤价跌速加快。

2.进口煤价格下行

国内北方供暖期基本结束，疫情起伏难定，煤炭淡季特征明显。而国际煤炭需求缩减，内外贸价差倒挂，外煤需求减弱，贸易商采购进口煤意愿降低，个别电厂中标价格偏低。

3.主产地煤价稳中有降

港口煤价转跌，贸易商采购减少；而疫情影响下，煤炭省际运输受阻，铁路车皮紧张，站台库存高企，煤矿销售不畅。叠加主力煤企外购价下调，内蒙古、山西等地限价保供，市场情绪低落，坑口价格回落。

4.中转运输环节不乐观

上游主要发运长协，铁路发运正常，环渤海港口库存缓慢回升。调出方面，煤价处于下行通道，下游对市场煤采购停滞，整体以长协拉运为主。尽管本月，煤价可能出现起起伏伏，但处于“跌的多，涨的少”的状态，煤价重心下移。

5.海运价格低迷难改

淡季预期升温，垒库窗口期延长，下游保持观望等待，北上拉运积极性减弱，引发沿海煤炭运价承压下行。虽然市场对节后行情抱有看好预期，加上月初部分常规货盘释放，商谈有所回暖；但只是昙花一现，节后，海运费下跌是大概率的事。

因此，考虑当前地缘政治等因素影响，我国需要完善煤炭进出口和储备管理，扩大在亚太动力煤市场的进口，更好引导和稳定市场预期，保证国内能源市场平稳运行。

文章来源： 能源杂志，鄂尔多斯煤炭网