[ 中电联电力行业燃料统计数据显示，上周纳入统计的发电集团燃煤电厂本月累计发电量同比增加6.3%，燃煤电厂耗煤量本月累计同比增加3.3%。 ]

7月份通常是电煤需求的旺季，但当前煤炭价格仍在低位小幅徘徊。

中国电煤采购价格指数（CECI）发布的最新一期周报显示，沿海指数中高热值煤种现货成交价格较上期分别上涨2元/吨、5元/吨。CECI曹妃甸指数5500千卡/千克报622元/吨，较年初下降151元，年内降幅约19%，继续徘徊在近四年来的低位。

作为典型的周期型行业，煤炭的价格涨跌并不是一件新鲜事。但今年的情况特殊之处在于，去年中国新能源的装机首次超过煤电，在可预见的未来，外有新能源的电量冲击，内有清洁减碳的要求，双重压力下煤炭和火电企业需要站在当下的财务表前主动求变，为将来争取更多的生存空间。

多位行业人士认为，对于煤电企业而言，当前应加大力度投入此前推进节奏有所滞后的“三改联动”和新一代煤电升级行动，以此提升煤电企业应对日益严苛的减碳要求以及参与电力市场的竞争力。而从外部环境来看，应尽快完善辅助服务市场、容量成本回收机制等制度建设，充分体现煤电在单一电能量之外的多维度市场价值，从而保障煤电企业的可持续发展。

煤价下行重塑利益分配

今年以来煤炭价格整体持续下行，导致煤炭企业业绩承压和煤电企业盈利上浮。

7月8日，CECI发布的曹妃甸指数显示煤种5500千卡/千克、5000千卡/千克、4500千卡/千克平均价格分别为622元/吨、554元/吨、488元/吨，尽管分别较上期价格环比回升了1~2元/吨，但较年初每吨价格均下降了百元以上。

从往年的情况来看，随着夏季气温高峰的来临，电煤消耗增加，从而带动煤炭价格此时出现上涨。但从现有的情况来看，尽管发电厂的电煤日耗的确有所上升，但仍然没有促使煤炭价格出现大幅反弹，仅是止跌以及持稳。

中电联电力行业燃料统计数据显示，上周纳入统计的发电集团燃煤电厂本月累计发电量同比增加6.3%，燃煤电厂耗煤量本月累计同比增加3.3%。全国多地出现高温闷热天气，叠加经济增长双重拉动，是各地电力负荷快速攀升的主要原因。

入夏以来，华东地区，江苏、安徽、山东、河南、湖北等地电网创历史新高。4日，全国最大电力负荷达到14.65亿千瓦，创历史新高，较去年同期增长接近1.5亿千瓦。

“今年上半年，国内煤价整体处于不断下探寻底过程中。虽然进入迎峰度夏用煤旺季，但受到目前矿山供应充足、各环节库存高位等因素影响，综合来看煤价企稳的可能性更大，反弹动力不强。”易煤研究院院长张飞龙对第一财经记者分析称。

CECI最新一期周报给出了类似的判断。报告认为，由于目前产地供应能力相对充足，非电需求处于传统淡季，降温负荷虽有增长预期，但考虑到目前库存偏高，供需关系暂不会扭转，预计近期坑口价格窄幅震荡，港口现货价格以僵持维稳为主。

这意味着煤炭企业和煤电企业的状况在短期内很难逆转。

中国煤炭工业协会发布的《2024煤炭行业发展年度报告》显示，2024年全国规模以上煤炭企业实现营收3.16万亿元，同比下降11.1%；利润总额6046.4亿元，同比下降22.2%，亏损企业达到2175家，行业亏损面为42%。报告认为，今年煤炭市场供需将保持相对平衡并向宽松转变。

陕西一位煤炭行业资深从业人士告诉第一财经记者，虽然动力煤属于政策煤种,以长协价企稳为主，但是面对持续走低的现货价格，存在价格倒挂的现象，这使得长协履约情况并不乐观。同时，一些高库存的煤炭贸易商和企业为了去库存而降价促销，也加剧了煤价的阴跌和局部踩踏。

降本增效、并购重组，煤炭企业谋求自救

第一财经记者注意到，为了应对煤价下行压力，当前不少煤炭企业都已开展自救。

6月中旬，晋能控股集团常顺煤业发布公告称，面临外部市场波动、内部多重压力等挑战，公司围绕“降成本、增收入、割赘肉、止出血、堵漏洞”五大核心目标制定实施方案，列出19条经营管理措施任务分解表，全面启动专项行动，切实推动企业瘦身健体、轻装上阵。

尽管这是行业下行周期的常规手段，但在上述行业人士看来，依靠部分煤企自身的降本增效和稳产减产的“自律行动”能够起到的作用相对有限，难以从根本上扭转煤价下行对广大煤企造成的利润损失。如果下半年煤价持续下行甚至突破绿色区间，不排除需要外力干预促使煤炭行业集体减产。

另一个值得注意的变化是，“煤电联营”再次成为颇受行业关注的商业模式。不同点在于，煤价从高峰一路跌落，煤炭资产的估值由此发生变化，也改变了煤炭企业和火电企业推进收购和重组的潜在动力。

今年5月，淮河能源公司发布公告称，披露拟通过发行股份及支付现金方式购买控股股东淮南矿业持有的电力集团89.3%股权事项，交易价格为116.94亿元，并已获得安徽省国资委的批复。本次交易完成以后，电力集团将成为淮河能源全资子公司，淮河能源火电装机将从351万千瓦增至961万千瓦，并掌握顾北煤矿等煤炭资源。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对第一财经记者表示，煤电联营本质上是把电价的矛盾内部化。由于目前国内从煤价到电价的传导机制并不完全畅通，行业需要自行消化，煤价的涨跌往往决定了煤炭和火电企业哪个“吃到甜的那头甘蔗”。当煤价跌时火电企业受益，当煤价涨时煤炭企业受益。因此采用煤电一体化联营模式，可以提升企业经营业绩的稳定性，对冲市场风险。

但这类交易也容易存在估值的错判。国内某大型火电企业管理人士对第一财经记者表示，前几年该企业所持有的火电厂陷入连年亏损时曾甩卖数家给当地的煤矿公司，没有撑到扭亏的时间，但在今年看来，当时的估值可能偏低了。他提醒，煤矿资产作为高固定资产，收购同样需要在一个合适的价格出手，并且考虑到未来中长期的走势。

“现在火电正在从基荷电量提供者转变为系统调节者，但可以确定的是，火电企业本身还将承担重要的电力系统保障责任，以及与之匹配的盈利能力。而煤炭市场在经历了前几轮的涨跌之后，产量上可能会先达峰再递减，而后进入漫长的缩量态势，因此煤炭企业寻求联营的紧迫性相对更强，存在谈判空间。”上述管理人士分析称。

准备粮草，火电企业闯关电力市场

对比煤炭企业的挣扎自救，众多火电企业因为低煤价摆脱了连续数年的经营困境，日子肉眼可见地好过了起来，但未来的挑战也并不少，直面竞价的电力市场即将到来。

火电企业的竞争对手，既有同类，也有新能源。

上海国际问题研究院项目组与国际环保机构绿色和平发布的报告显示，“十四五”以来，国内煤电核准的规模呈“倒U形”趋势，截至2025年一季度，总装机规模约2.89亿千瓦，是“十三五”时期获批总量的近2倍。近五年累计新核准煤电装机规模最大的五个省份依次为广东、江苏、内蒙古、安徽和陕西。

从去年开始，新审批通过煤电装机地区出现向风光资源丰富的西部地区转移。对此，绿色和平东亚办公室气候与能源项目经理高雨禾对第一财经记者分析，以内蒙古为代表的中国西部地区，也是中国以集中式可再生能源为主的风光大基地。西部新审核更多煤电项目与新能源“打捆”政策相关，目前政策要求部分新能源项目，特别是外送项目必须配套一定比例的煤电从而提升系统的可调度性，这是西部地区煤电项目扩张的一个重要原因。

尽管这些煤电看似效率高、技术先进，但可能并非是系统“调谷”能力的解决方案，反而有可能加剧电力系统向下灵活性的不足，导致自身在市场竞争中处于不利地位。

高雨禾解释，即使大型燃煤机组处于“热备用”状态并满足20%~30%的最小出力要求，但由于系统中开机数量过多，因此并无法有效降低供给。例如，若某时刻电力需求为1000MW，当系统中已有4台1000MW机组以25%的最小出力运行，此时新增备用煤电机组将进一步加剧供大于求的电力供需失衡。此外，由于大型燃煤机组增减出力的响应时间较长、爬坡速率较慢，长期低负荷运行会增加设备损耗、煤耗和碳排放。

为此，有关部委已经提出前瞻性谋划新一代煤电战略布局。在“三改联动”的基础上深化拓展，进一步提升煤电清洁降碳、安全可靠、高效调节、智能运行水平，为煤电深度适配新型电力系统建设、强化兜底保障功能、化解碳排放约束指明了发展方向。

林伯强告诉记者，当前低煤价的良好外部市场环境相当于给了火电企业进行改造以主动适应电力市场的“粮草”，部分企业也在以切实行动加大投入，但也不得不考虑一些现实问题，比如包括辅助服务市场在内的电力市场机制并不完善，怎么改、改多少，如何计算投入产出，这些仍然处于模糊地带，需要政策进一步厘清才能提振企业的信心。