近日，国家发改委价格司赴华能集团开展专题调研，召开煤电企业座谈会，听取企业意见建议。与会企业表示，近期国家综合采取一系列措施深化煤电上网电价市场化改革、加强煤炭市场调控，成效显著，煤炭价格逐步趋于理性，煤电企业经营困难得到缓解。

今年以来，由于煤价高企，火电企业经营普遍承压，如何有效破解“煤电顶牛”矛盾备受业内关注。分析人士认为，随着国家层面的高度重视，在积极保供以及进一步推动煤电价格形成机制更加市场化的背景下，煤电企业有望逐渐走出困境。

（文丨中国能源报实习记者 姚美娇）

规模以上煤企要拿出八成产能保供

为贯彻落实国家发改委关于深入推进煤炭产供储销体系建设，进一步完善煤炭中长期合同制度，保障煤炭稳定可靠供应要求，省能源局就2022年度煤炭中长期合同签订履约工作作出安排。

确保重点电煤供应

签订煤炭中长期合同，是保持煤炭稳定可靠供应、减少煤炭价格波动、促进煤炭市场供需平衡，保障国家能源安全的重要措施。山西省要求，煤炭中长期合同的供应方原则上覆盖所有全省煤炭生产企业，相关企业要切实承担起煤炭保供稳价社会责任。

煤炭中长期合同的需求方重点覆盖发电供热企业、纯供暖企业、地方政府推荐的农村居民采暖用煤经营单位、承担政府煤炭储备任务的储备基地，以及化肥生产企业等重点用户单位，鼓励冶金、建材、化工等其他行业用户签订煤炭中长期合同。

煤炭中长期合同原则上以年度合同为主。鼓励供需双方签订3年及以上有明确价格机制的中长期合同，建立长期稳定战略合作关系。

煤炭企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量的50%以上，其中，规模以上煤炭企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量的80%以上。

建立稳定价格机制

山西省要求，供需双方能够就中长期合同价格协商达成一致意见的，按照双方商定意见执行。不能达成一致意见的，应按照“基准价+浮动价”机制确定。

  基准价是指：下水煤合同基准价按照煤炭市场价格机制明确的长期合同合理区间中值确定，铁路直达煤炭合同基准价为坑口价格加运杂费，坑口价格按照煤炭市场价格机制区间中值确定。

  浮动价是指：浮动价实行按月度调整，结合全国煤炭交易中心价格指数、环渤海煤炭价格指数、CCTD秦皇岛煤炭价格指数、中国沿海电煤采购价格综合指数综合确定。

山西省强调，中长期合同要真实有效，严禁以抢占铁路运力等为目的签订虚假合同，一经发现，记入企业信用记录，并对其下一年度的中长期合同签订实施限制。

加强合同履约监管

山西省对煤炭中长期合同履约情况实行按日填报、分月统计、按季考核。供方企业要向中国太原煤炭交易中心能源电子商务平台及时、如实报送履约数据，未按期报送履约情况且经提示仍不报送的，视为未履约。国家发改委定期对不按要求履约的企业，组织约谈相关责任人，并会同有关部门依法依规实施失信惩戒。

从即日起，合同签订双方可登录中国太原煤炭交易中心官网（网址：http://www.ctctc.cn），点击进入“2022年煤炭购销合同（含中长期）签订入口”，开展年度交易活动，交易平台24小时开放，全天候服务。

2022年全省煤炭购销合同（含长期）汇总工作于2021年12月13日24时结束，按照国家发改委、省委、省政府有关要求，包括铁路合同、公路合同、下水煤合同、保热供电等全部合同均要完成签订。未在规定时间内完成合同签订的，原则上不再保留运力。对于未按照要求签订合同的企业，将采取相应的处罚措施。

01煤电板块前三季度业绩承压

中电联统计与数据中心10月发布的《2021年三季度全国电力供需形势分析预测报告》显示，今年前三季度，我国电煤供应持续紧张，煤炭价格持续急剧上涨，煤电企业大面积亏损。

多家发电力上市公司此前发布的2021年第三季度业绩报告显示，各公司均出现不同程度的亏损。其中第三季度，华能国际净利亏损近35亿元，华电国际净利亏损17.74亿元，大唐发电净利亏损16.23亿元。

与发电行业大面积亏损形成鲜明对比的，是煤炭行业业绩的走高。截至10月28日，27只煤炭（中信）成分概念股公布的三季度业绩显示，其中25只概念股的三季报净利润同比上涨，其中21只概念股涨幅超过50%。

不过，10月以来，在国家发改委等行业主管部门的连续干预下，国内煤炭市场已经趋稳。10月中下旬以来，动力煤市场价格大幅下降。“政策调控煤价，这个制约煤电企业的不利因素正被慢慢排除。”一位业内人士指出，随着北方入冬，供暖供电同时进行后，北方煤电企业以及在北方有布局的发电企业今年四季度业绩将大概率出现回暖。

02煤电上网电价真正市场化很关键

记者注意到，今年前三季度，基于煤电联营发展模式的火电企业利润亏损相对较小。对此，有分析人士表示，煤电一体化发展或许是缓解煤电矛盾的出路之一。

“煤电一体化能够将两个产业的外部矛盾内部化，用煤炭的利润部分弥补煤电的亏损，但不能从根本上解决煤电矛盾。长期来看，把煤和电捏在一起是有利于加速企业转型，还是会对转型造成拖累，现在还难下定论。”华北电力大学经济与管理学院教授袁家海指出，“从根本上解决矛盾，需要煤电的上网电价实现真正意义上的市场化，从市场改革的角度做文章。”

国家发改委今年10月印发的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》明确，将从10月15日起有序放开全部燃煤发电电量上网电价，并扩大市场交易电价的上下浮动范围。《通知》同时提出，加强分类调节，高耗能行业由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。

“当前新能源供应占比还不够高，煤电是参与市场电量交易的主体，工商业用户全部进入市场，因此如果高耗能行业的用电能不受限制，且价格自由浮动的话，火电与高耗能行业交易时可以将全部的发电成本都打进报价，如此‘煤电顶牛’矛盾至少可以大幅改善。”袁家海表示。

03明年有望迎来转折

在业内人士看来，随着电价市场化改革的推进，火电企业的经营压力将有所缓解，但在降碳目标下，火电占比逐步下降成为火电企业无法逃避的问题。

“现在的电价改革还是基于发电量，未来煤电会加速向调节型电源转变，平均利用小时数会越来越低。在此情况下，煤电光靠多发电来挣钱的商业模式难以适应未来的市场环境。所以，电力市场结构也要改革。”袁家海说，“建议下一步将煤电的可靠容量价值、对电力系统的容量贡献进行科学衡量，并给予合理的回报。”

“另外，‘十四五’期间现货市场肯定会在全国大范围开展。在过去没有现货市场时，我们有深度调峰补偿机制，下一步这个补偿机制要升级成更加市场化的辅助服务机制。在辅助服务市场中，为新能源消纳和电力安全提供保障的灵活煤电设计更加市场化的补偿机制，使其降低利用小时的同时可以得到合理的辅助服务补偿。”袁家海进一步说。

中电联11月发布的“2021年1-10月份电力工业运行简况”显示，今年1-10月，全国火电设备平均利用小时为3665小时，比上年同期增加293小时。其中，燃煤发电设备平均利用小时为3786小时，比上年同期增加336小时，燃气发电设备平均利用小时为2259小时，比上年同期增加136小时。

“火电明年起有望迎来底部反转，其中煤价、电价、利用小时数等要素皆有望释放较大业绩弹性。新增火电产能急刹车后，虽然总发电装机规模增速较高，但可用容量增速较低，随着全社会用电量持续增长，火电利用小时数有望维持较高水平甚至阶段性步入上行区间。”东方证券指出。