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煤炭行业市场分析

L“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

一业绩表现看，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。

2021年，受煤行业供给侧改革后产能供给不足、下游用电需求旺

盛、水力发电疲软等因素影响，国内煤价从1月开始震荡上行，10

月达到全年最高水平。据煤资源网,2021年秦皇岛港动力煤Q5500

平仓价中枢达到1029元/吨，较2020年价格中枢568元/吨上涨约

81%2022年，在俄乌冲突、极端高温天气、煤新增产能释放有

o

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。煤定价方面，

2016年以前我国煤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。

图1.主要火电企业燃料成本占总营业成本比重（％）

■20202021B2022

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。2021年将煤电电价准浮

动空间由原木的-15%至10%调整至目前的±20%,并有序放开全部燃

煤发电电量上网电价。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。

2.当前时点下，煤企“煤电一体化”发展需求强烈

2.1.煤价下行叠加部分电厂履约率下降，煤企业绩出现回落

2023年至今煤价中枢有所下移，煤炭行业亏损程度扩大。据国家统

计局，截至2023年6月底，全国规模以上煤炭企业4890家，较去

年同期增加326家，较2022年底增加272家。亏损煤炭企业数量进

入2023年后明显扩大，截至2023年6月上升至2084家，亏损比

例达到43%,较去年同期增加781家亏（损比例29%）,较2022

年底增加962家亏（损比例24%）。行业利润方面，受宏观经济弱

复苏”、煤炭供给宽松、各环节库存高企等影响，市场煤价格下行较

为明显。据煤炭资源网，截至2023年7月14日秦港动力混煤Q5500

价格较年初下跌幅度为28.4%,煤价中枢约为1009元/吨。而煤炭开

采和洗选业在2023年16・月实现利润总额4127.6亿元，同比减少

23.3%o与此同时行k【吨煤利润为179元/吨，较去