[ CCTD（中国煤炭市场网）的数据显示，5月底，北方港口主流品种平仓价格比上月底上涨40元~50元/吨。分析认为，目前市场仍处于需求淡季，但随着气温回升，需求略有改善，价格弱势反弹。 ]

眼下全国多地开启高温模式，夏季电力高峰在即。不少投资者在互动平台发出“灵魂拷问”：作为电力保供主体，今年煤电企业业绩能否更进一步？

数年来，煤电企业生存境遇颇为曲折。2021年到2023年，多家主营煤电的企业历经巨亏、减亏、扭亏的市场行情，逐渐恢复往日活力。尤其是今年开始，煤电的电价机制从单一制改为两部制，即新增了容量电价以稳定煤电收入来源。

多位业界人士看来，虽然今年有了电价机制新政的加持，但是煤电企业能否延续业绩好转趋势，仍然存在一些变量。其中最大的变量是煤炭价格。

“站在当前的市场看来，今年煤电出现类似两三年前那样大的亏损可能性微小，不过仅凭电价新政也很难让煤电的日子过得多么滋润。基于容量电价的补偿标准低而且考核严格的背景，煤电的上网电价浮动范围又很小，那么变动的燃料成本还是影响它收益的主要因素。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对第一财经分析称。

煤价或小幅震荡

往年通常7、8月份气温最高，也是煤炭需求的传统旺季。在此之前的一两个月，煤炭就会因补充库存出现上涨的行情，从中也可窥见电煤高峰的价格走势。

今年5到6月，煤炭的价格呈现弱势震荡。CCTD（中国煤炭市场网）的数据显示，5月底，北方港口主流品种平仓价格比上月底上涨40元~50元/吨。分析认为，目前市场仍处于需求淡季，但随着气温回升，需求略有改善，价格弱势反弹。

易煤研究院院长张飞龙对第一财经记者表示，今年夏季的煤炭价格预计将在一个较为稳定的区间小幅震荡徘徊，背后原因主要有三个方面。“首先，今年5月以来，整个市场已经为迎峰度夏做了相对充分的准备，包括电厂本身，还有港口和沿海的贸易商，都有比较明显的累库情况。其次，从供应端来看，今年整体的进口量维持在较高的水平，全年朝着5亿吨的量级走。最后，今年的降水和水电的出力情况比去年好很多，所以煤电的日均消耗量不大。”

海关总署数据显示，今年1月到5月，全国煤炭累计进口量高达2.05亿吨，同比增长12.6%。5月份，全国进口煤炭4381.6万吨，较去年同期增加423.2万吨，增长率为10.69%。

上半年，煤炭进口量多次出现“超预期”增长，也被视为弥补国内资源不足、稳定煤价的一个重要方式。与大众对于国内煤炭储量大、自给自足的刻板印象不同，今年前四个月国内原煤产量有所收缩，其中的缺口被一些进口煤所填补。

国家统计局数据显示，4月份，规上工业原煤产量3.7亿吨，同比下降2.9%。1到4月份，规上工业原煤产量14.8亿吨，同比下降3.5%。

张飞龙表示，国内原煤产量的下降，与山西等大省的减产有关。2021年国内煤价暴涨、多地开启抢煤竞赛，此后山西等省份维持了较高的煤炭产量，并核增了部分煤炭产能。但是由于超能力生产、产能核增后基础设施跟不上、安全监管制度没有完全落实等多方面原因，当地矿难事故率明显提高。去年下半年起，国家有关部门加强了安全监管，叠加倒查煤炭系统反腐等因素，于是山西等省份原煤产量下滑。

从供应侧来看，进口煤的增长补充了国内原煤产量下滑的缺口。从需求侧来看，用电量的增长及其他能源的出力预期，决定了煤电的需求空间，从而影响煤炭的供需和价格。

近期，从全国多省份以及电力公司披露的情况来看，今年的水电出力较往年更为丰沛。4月份，“水电大省”云南、贵州、广西三省份的水力发电量分别同比增长26.7%、38%、24.8%，四川省水力发电量同比增长0.8%。上市公司湖北能源（000883.SZ）日前公告显示，5月份水电发电量同比增加101.33%，今年累计完成水电发电量同比增加161.33%。

CCTD上周发布的市场研报认为，进口煤维持高位运行、水电出力增加等因素都构成后市煤炭价格的利空因素。不过，受到“三超治理”影响，山西省的煤炭产能将维持偏低水平运行。总体而言，随着动力煤市场逐步摆脱需求淡季，阶段性补库将带动需求短期释放，动力煤市场价格将总体表现为波动上行。

“电改”有喜有忧

煤价影响电企的成本，电价影响电企的收益。与外界对于今年起实施的煤电“两部制”电价机制改革而产生的看好情绪不同的是，多位煤电从业者向记者表达了他们的担忧。

容量电价和电量电价共同构成了两部制电价的两个部分。从业者的担忧不仅在于容量电价的补偿标准低、分年到位，而且有门槛高、考核严格、获取不易等消极因素，还有电量电价随之发生的变化。

“在我们看来，这次两部制电价本质上是一次结构性改革，分到手里的收益并不能确定比以前多了还是少了。打个比方，原来一盘晚餐里既有肉有又菜，它是同时给你的，但是现在分成了肉和菜两个部分单独给你，同时这盘晚餐的总量是固定的。”某大型电力央企管理人士对第一财经记者称,“我们现在遇到的一个问题就是，电改之后不少省份联系我们，称容量电价新增了，那么电量电价就要降低，降幅在每度电1到6分钱之间。”

上述“总量固定”的说法，来源于国家明确要求“2024年度煤电中长协价格不得超过2023年的中长协价格扣除度电容量电费后的水平”。中国电力企业联合会首席专家陈宗法此前公开表示，业内原本以为容量电价是在现有煤电电价之上新增一项价格，并按回收全部固定成本核定。但事实上，这次改革国家有关部门从稳定终端用户电价水平出发，协调地方政府、电力企业达成共识，将现行的煤电电价进行了结构性分拆，变成容量电价和电量电价。

该电力央企人士告诉记者，如果按照如此降幅，部分地区煤电收入甚至不如以前。“举个例子，某个地方正常来说煤机要降两分钱一度电，容量电价大概能拿回两分钱一度电，我们整体收入就能跟以前持平。但是有的地方砍价比较狠，要求我们把电量电价降得很大，容量电价根本拿不回那么多，这就相当于变相调价了。地方的目的可能在于降低终端电价、刺激经济，但是没有考虑到我们煤电应有的合理收益和亏损情况。”

值得注意的是，在电量电价下调的背景下，受新能源大规模接入影响，煤电的利用小时数也在下降，这或将使得煤电企业的电量电价收入进一步下滑。

同时，据业内人士分析，若燃煤发电上网标杆电价调整，由于风光等新能源上网电价普遍参考的是燃煤标杆电价，那么相应收益也会调整。因此，多地要求降低煤电上网电价，可能不仅会降低煤电业务的收入，而且还会减少新能源板块的收入，这加剧了在煤电和新能源领域重资投入的大型电力企业的财务困境。

“我们希望有关部门能够再考虑一下，容量电费如何调整能够真正补贴其固定成本，电量电费能否根据煤炭价格的波动放开一定的浮动比例，如此能够给予煤电企业较为稳定的收入来源。”上述人士称。

陈宗法表示，容量电价是一种好机制，对煤电企业是一种长期利好，有利于固定成本的回收，促进能源保供与清洁转型。但要使煤电企业从根本上脱困，提高长期投资的积极性，推进新型电力系统建设，目前最重要的还是要管控煤价，保持煤电合理的比价。同时，煤电企业更不能“躺平”，还需在煤电降本增效、清洁转型以及“两个联营”上不懈奋斗。