在中国，煤和电的矛盾一直存在，两者的利润博弈长期存在。2021-2022年，由于煤价飙升，火电企业遭受了巨大的亏损。而在之前的2012-2015年，煤炭企业则因为煤价下降而遭受了严重的亏损。这种反复的煤炭价格波动使得煤炭和火电企业意识到，通过“合作取暖”的方式，发展煤电联营的重要性。

“煤电顶牛”现象长期存在

煤电矛盾长期存在，2021-2022 年煤价高位震荡火电企业业绩承压。火电板块作为煤炭板块的产业链下游，其营业收入主要取决于发电量、上网电价两个因素，而其营业利润与煤价呈负相关关系。从火电企业业绩表现看，煤价波动是火电企业业绩的核心决定要素。根据国内主要火电企业公司公告披露的成本构成，正常年份下煤炭成本约占总发电成本的 55%-70%，其次是折旧、财务、人工等费用，且煤价大涨背景下燃料成本占比提升，导致燃煤电厂利润下滑、甚至亏损的局面。

2022 年，在俄乌冲突、极端高温天气、煤炭新增产能释放有限等多重因素影响下，煤价持续高位运行，秦皇岛港动力混煤 Q5500 平仓价全年价格中枢抬升至1268 元/吨，同比提高约 23%，直接导致 2021-2022 年火电企业燃料成本占比大幅提升，火电企业业绩承压。

煤电矛盾的本质是煤、电定价机制市场化程度不同。煤炭定价方面，2016 年以前我国煤炭价格经历了计划价格、指导价格、市场价格等多种定价机制。2016 年末国家发改委联合煤、电、钢协会共同发布《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》，要求 2016-2020 年间，建立电煤钢煤中长期合作基准价格确定机制，以长协基准价为基础建立价格预警机制，即“基准价+浮动价”的定价模式。电力定价方面，2015 年国家开启电力定价机制市场化改革，2020 年取消“煤电联动”机制，同时将燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价格设定权下放至地方政府，浮动幅度由电力用户等市场主体协商决定。

与相对实现市场化、伴随供需等因素发生变化的煤价相比，发电企业上网电价仍非完全市场化。煤、电双方价格无法有效联动，造成煤炭市场定价与发电政府定价之间的不匹配。在此背景下，若煤价大幅上涨，火电企业的燃煤成本上升同时却无法向下游有效传导，出现煤企大赚、电企大亏现象。

煤电联营助企穿越周期

近两年煤炭价格大起大落，再次让煤炭和火电企业意识到，“抱团取暖”发展煤电联营的重要性。

煤电联营推进速度正在加快。8月21日，江苏徐矿能源股份有限公司宣布，与阜新矿业（集团）有限责任公司共同推进煤电联营，从而实现优势互补、合作共赢。更早前的2022年12月，中煤集团与国家电投达成煤电项目专业化整合协议，涉及的煤电装机容量预计将超过1000万千瓦。据不完全统计，2022年以来煤炭企业加大火电投资力度，年内共80余个煤电项目取得重要进展。

在我国，由于“市场煤、计划电”的格局，煤、电双方价格无法有效联动。煤价大涨时，火电企业燃煤成本上升，却无法向用电侧有效传导，出现煤企大赚、电企大亏的现象。而煤价低的时候，又会出现煤电企业利润高，煤炭企业经营举步维艰的现象。近年来，因煤价上涨、电价降低、利用小时下降等因素，火电企业经营情况持续恶化，企业大面积亏损。虽然2021年10月份国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》发布以来，燃煤发电机组市场交易电价有所上浮，但仍远低于煤价的上涨幅度，企业经营压力持续积累。

煤电联营有望缓解煤电矛盾，实现煤企、电企双赢。即便我国出台了一系列政策保障煤炭供应和价格平稳运行，但高度市场化的煤炭行业仍难摆脱市场周期性运行规律。有效推动煤炭、煤电领域融合发展，最直观的益处是可以让煤电企业少受煤价波动影响，电煤供应和成本相对稳定；煤炭企业同样可以抵御煤价大起大落风险，提升业绩稳定性。

为化解煤电“顶牛”现象，2017年11月，中国国电集团与神华集团合并重组为国家能源投资集团有限公司，煤电联营迈出重要一步。从效果来看，2011年至今，上市公司中国神华发电分部80%以上煤炭源于内部采购，且采购价格均低于外部销售价格，最大限度降低了电厂用煤成本。

长期看，煤电联营还有利于推动资源向优势企业集中，实现煤炭、煤电产业链供应链同类业务横向聚集、上下游纵向贯通，大幅提升煤电与煤炭企业的资源配置效率和发展质量，切实增强行业市场竞争力和影响力。

当然，煤电联营还只是在企业内部平衡煤炭和发电业务之间的利益分配，并不能从根本上解决煤电矛盾。解决煤电矛盾的核心还是完善电价机制，只有深化电力市场化改革，才能推动实现资源高效利用，实现行业高质量发展。

让煤电系统“弹起来”

让煤电系统成为一个灵活可控的系统，保障煤、电平稳运行的基本盘。

考虑到中国煤炭供需形势、电煤价格呈现一定的周期性波动，煤电博弈长期存在但无法分割。当煤炭价格处于上行阶段时，上游煤炭企业供应主动性差，保供意识薄弱；当煤炭价格处于下行阶段时，下游电力企业执行电煤中长期合同积极性下降，观望情绪浓厚。

任纪舜介绍，目前难以划分出前寒武的构造单元，只能划分出显因此，亟需让煤电系统“弹起来”，让其成为一个灵活可控的系统，保障煤、电平稳运行的基本盘，稳定煤炭供需双方利益关系、促进上下游协调发展，实现“煤电互保”。具体可从以下几方面着手推进：

第一，完善电煤大数据平台。加强电煤统计数据规范性、准确性，摸清全国煤炭产能、有效产量、煤质等供应能力底数，以全国煤炭交易中心为基础，加强能源数据平台建设。优化电煤监测预警，建立电煤储备管理信息系统和储备动用投放机制，完善应急保供协调机制推动建设电煤储备基地动态监测及调度管理“全国一张网”。

第二，优化职能监管机构。国家将合同监管的权限赋予给工商行政管理部门/市场监督管理和其他有关行政主管部门。其中一般合同由市场监督管理部门进行监管，考虑到电煤合同的特殊性，应指定专门的机构或部门对其进行监管，并在立法上进一步明确该机构对此类合同的监管权源，实现依法监管。

第三，按需核准煤炭产能。建立电煤储备管理信息系统和储备动用投放机制加强统计数据规范性、准确性，摸清全国煤炭产能、有效产量、煤质等供应能力底数加强能源安全监测预警，根据供需失衡的实际原因有序增减煤炭产能核增避免因临时核增产能导致短期无法形成有效产量或产能过剩。

第四，建立煤矿弹性产能和弹性生产机制，弹性签订电煤中长期合同。综合评估煤矿资源条件、采矿能力、煤层煤质等，设立煤炭产能弹性释放或收缩的阈值和等级，推动煤炭产能由刚性管理转为弹性管理。根据电煤供需情况、产能核准、电量需求、可再生能源出力等弹性签订电煤中长期合同，考虑试点在迎峰度夏、迎峰度冬期间签订中长期合同，其余煤炭需求相对较弱时段逐步放开煤炭市场。

第五，煤电合一发展。要从根本上解决煤炭与电力行业利益不一致问题，增强煤电产业链稳定性与抗风险能力，建议鼓励煤电联营发展，两者形成利益共同体，一方面可对原材料供应形成保障，另一方面降低电厂亏损面积。

第六，控制进口煤炭质量、规模。国际能源网获悉，1-5月我国进口褐煤7122万吨，占总进口量的39%，严重挤占了我国煤炭市场，对我们煤炭生产造成了挤压。因此，加强原产地管理和通关检验，防止劣质煤进入国内，根据国内煤炭供需状况及其他能源情况等确定煤炭进口规模非常重要。

第七，强化煤电双方契约精神。由于之前煤价偏高，煤炭企业违约现象明显，监管重心也集中在煤炭行业。随着电煤供需、价格的周期性变化，需动态调整监管重心，加强在煤炭价格下行阶段对煤电企业的监管力度，利用好信用监管等手段促进电、煤双方良性发展。

文章来源： ​经济日报，报告派研读，国际能源网