7月份通常是電煤需求的旺季，但當前煤炭價格仍在低位小幅徘徊。

中國電煤采購價格指數（CECI）發布的最新一期周報顯示，沿海指數中高熱值煤種現貨成交價格較上期分別上漲2元/噸、5元/噸。CECI曹妃甸指數5500千卡/千克報622元/噸，較年初下降151元，年內降幅約19%，繼續徘徊在近四年來的低位。

作為典型的周期型行業，煤炭的價格漲跌并不是一件新鮮事。但今年的情況特殊之處在于，去年中國新能源的裝機首次超過煤電，在可預見的未來，外有新能源的電量沖擊，內有清潔減碳的要求，雙重壓力下煤炭和火電企業需要站在當下的財務表前主動求變，為將來爭取更多的生存空間。

多位行業人士認為，對于煤電企業而言，當前應加大力度投入此前推進節奏有所滯后的“三改聯動”和新一代煤電升級行動，以此提升煤電企業應對日益嚴苛的減碳要求以及參與電力市場的競爭力。而從外部環境來看，應盡快完善輔助服務市場、容量成本回收機制等制度建設，充分體現煤電在單一電能量之外的多維度市場價值，從而保障煤電企業的可持續發展。

煤價下行重塑利益分配

今年以來煤炭價格整體持續下行，導致煤炭企業業績承壓和煤電企業盈利上浮。

7月8日，CECI發布的曹妃甸指數顯示煤種5500千卡/千克、5000千卡/千克、4500千卡/千克平均價格分別為622元/噸、554元/噸、488元/噸，盡管分別較上期價格環比回升了1~2元/噸，但較年初每噸價格均下降了百元以上。

從往年的情況來看，隨著夏季氣溫高峰的來臨，電煤消耗增加，從而帶動煤炭價格此時出現上漲。但從現有的情況來看，盡管發電廠的電煤日耗的確有所上升，但仍然沒有促使煤炭價格出現大幅反彈，僅是止跌以及持穩。

中電聯電力行業燃料統計數據顯示，上周納入統計的發電集團燃煤電廠本月累計發電量同比增加6.3%，燃煤電廠耗煤量本月累計同比增加3.3%。全國多地出現高溫悶熱天氣，疊加經濟增長雙重拉動，是各地電力負荷快速攀升的主要原因。

入夏以來，華東地區，江蘇、安徽、山東、河南、湖北等地電網創歷史新高。4日，全國最大電力負荷達到14.65億千瓦，創歷史新高，較去年同期增長接近1.5億千瓦。

“今年上半年，國內煤價整體處于不斷下探尋底過程中。雖然進入迎峰度夏用煤旺季，但受到目前礦山供應充足、各環節庫存高位等因素影響，綜合來看煤價企穩的可能性更大，反彈動力不強。”易煤研究院院長張飛龍對第一財經記者分析稱。

CECI最新一期周報給出了類似的判斷。報告認為，由于目前產地供應能力相對充足，非電需求處于傳統淡季，降溫負荷雖有增長預期，但考慮到目前庫存偏高，供需關系暫不會扭轉，預計近期坑口價格窄幅震蕩，港口現貨價格以僵持維穩為主。

這意味著煤炭企業和煤電企業的狀況在短期內很難逆轉。

中國煤炭工業協會發布的《2024煤炭行業發展年度報告》顯示，2024年全國規模以上煤炭企業實現營收3.16萬億元，同比下降11.1%；利潤總額6046.4億元，同比下降22.2%，虧損企業達到2175家，行業虧損面為42%。報告認為，今年煤炭市場供需將保持相對平衡并向寬松轉變。

陜西一位煤炭行業資深從業人士告訴第一財經記者，雖然動力煤屬于政策煤種,以長協價企穩為主，但是面對持續走低的現貨價格，存在價格倒掛的現象，這使得長協履約情況并不樂觀。同時，一些高庫存的煤炭貿易商和企業為了去庫存而降價促銷，也加劇了煤價的陰跌和局部踩踏。

降本增效、并購重組，煤炭企業謀求自救

第一財經記者注意到，為了應對煤價下行壓力，當前不少煤炭企業都已開展自救。

6月中旬，晉能控股集團常順煤業發布公告稱，面臨外部市場波動、內部多重壓力等挑戰，公司圍繞“降成本、增收入、割贅肉、止出血、堵漏洞”五大核心目標制定實施方案，列出19條經營管理措施任務分解表，全面啟動專項行動，切實推動企業瘦身健體、輕裝上陣。

盡管這是行業下行周期的常規手段，但在上述行業人士看來，依靠部分煤企自身的降本增效和穩產減產的“自律行動”能夠起到的作用相對有限，難以從根本上扭轉煤價下行對廣大煤企造成的利潤損失。如果下半年煤價持續下行甚至突破綠色區間，不排除需要外力干預促使煤炭行業集體減產。

另一個值得注意的變化是，“煤電聯營”再次成為頗受行業關注的商業模式。不同點在于，煤價從高峰一路跌落，煤炭資產的估值由此發生變化，也改變了煤炭企業和火電企業推進收購和重組的潛在動力。

今年5月，淮河能源公司發布公告稱，披露擬通過發行股份及支付現金方式購買控股股東淮南礦業持有的電力集團89.3%股權事項，交易價格為116.94億元，并已獲得安徽省國資委的批復。本次交易完成以后，電力集團將成為淮河能源全資子公司，淮河能源火電裝機將從351萬千瓦增至961萬千瓦，并掌握顧北煤礦等煤炭資源。

廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強對第一財經記者表示，煤電聯營本質上是把電價的矛盾內部化。由于目前國內從煤價到電價的傳導機制并不完全暢通，行業需要自行消化，煤價的漲跌往往決定了煤炭和火電企業哪個“吃到甜的那頭甘蔗”。當煤價跌時火電企業受益，當煤價漲時煤炭企業受益。因此采用煤電一體化聯營模式，可以提升企業經營業績的穩定性，對沖市場風險。

但這類交易也容易存在估值的錯判。國內某大型火電企業管理人士對第一財經記者表示，前幾年該企業所持有的火電廠陷入連年虧損時曾甩賣數家給當地的煤礦公司，沒有撐到扭虧的時間，但在今年看來，當時的估值可能偏低了。他提醒，煤礦資產作為高固定資產，收購同樣需要在一個合適的價格出手，并且考慮到未來中長期的走勢。

“現在火電正在從基荷電量提供者轉變為系統調節者，但可以確定的是，火電企業本身還將承擔重要的電力系統保障責任，以及與之匹配的盈利能力。而煤炭市場在經歷了前幾輪的漲跌之后，產量上可能會先達峰再遞減，而后進入漫長的縮量態勢，因此煤炭企業尋求聯營的緊迫性相對更強，存在談判空間。”上述管理人士分析稱。

準備糧草，火電企業闖關電力市場

對比煤炭企業的掙扎自救，眾多火電企業因為低煤價擺脫了連續數年的經營困境，日子肉眼可見地好過了起來，但未來的挑戰也并不少，直面競價的電力市場即將到來。

火電企業的競爭對手，既有同類，也有新能源。

上海國際問題研究院項目組與國際環保機構綠色和平發布的報告顯示，“十四五”以來，國內煤電核準的規模呈“倒U形”趨勢，截至2025年一季度，總裝機規模約2.89億千瓦，是“十三五”時期獲批總量的近2倍。近五年累計新核準煤電裝機規模最大的五個省份依次為廣東、江蘇、內蒙古、安徽和陜西。

從去年開始，新審批通過煤電裝機地區出現向風光資源豐富的西部地區轉移。對此，綠色和平東亞辦公室氣候與能源項目經理高雨禾對第一財經記者分析，以內蒙古為代表的中國西部地區，也是中國以集中式可再生能源為主的風光大基地。西部新審核更多煤電項目與新能源“打捆”政策相關，目前政策要求部分新能源項目，特別是外送項目必須配套一定比例的煤電從而提升系統的可調度性，這是西部地區煤電項目擴張的一個重要原因。

盡管這些煤電看似效率高、技術先進，但可能并非是系統“調谷”能力的解決方案，反而有可能加劇電力系統向下靈活性的不足，導致自身在市場競爭中處于不利地位。

高雨禾解釋，即使大型燃煤機組處于“熱備用”狀態并滿足20%~30%的最小出力要求，但由于系統中開機數量過多，因此并無法有效降低供給。例如，若某時刻電力需求為1000MW，當系統中已有4臺1000MW機組以25%的最小出力運行，此時新增備用煤電機組將進一步加劇供大于求的電力供需失衡。此外，由于大型燃煤機組增減出力的響應時間較長、爬坡速率較慢，長期低負荷運行會增加設備損耗、煤耗和碳排放。

為此，有關部委已經提出前瞻性謀劃新一代煤電戰略布局。在“三改聯動”的基礎上深化拓展，進一步提升煤電清潔降碳、安全可靠、高效調節、智能運行水平，為煤電深度適配新型電力系統建設、強化兜底保障功能、化解碳排放約束指明了發展方向。

林伯強告訴記者，當前低煤價的良好外部市場環境相當于給了火電企業進行改造以主動適應電力市場的“糧草”，部分企業也在以切實行動加大投入，但也不得不考慮一些現實問題，比如包括輔助服務市場在內的電力市場機制并不完善，怎么改、改多少，如何計算投入產出，這些仍然處于模糊地帶，需要政策進一步厘清才能提振企業的信心。

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