快评 | 时隔3年，煤炭行业亏损面50%左右且持续扩大，国家发改委或将重新启动煤炭市场价格形成机制改革

这一动作距离 2022 年《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》印发已过去三年，而此前 2024 年至今煤炭价格的持续下跌、行业亏损面扩大的现实，让此次改革研究更具现实紧迫性，也预示着我国煤炭市场价格调控将从 “抑涨” 转向 “防跌稳市” 的新平衡。

2016年以来，我国煤价进入新双轨制阶段，国有大矿对下游发电供热用煤企业执行长协价。

长协价格分为年度和月度，年度长协价格基于基准价和市场指数调整，月度长协价格基于现货价调整。

基准价是由国家根据中长期市场情况制定和调整，浮动价按有关煤炭市场价格指数综合确定，现暂采用全国煤炭交易中心综合价格指数、环渤海动力煤价格指数、CCTD秦皇岛动力煤综合交易价格指数；目前长协煤基本覆盖了我国煤炭供应总量的80%左右。而非电热企业购煤可采用市场价。

回顾煤炭市场近四年的波动，价格调控始终围绕 “稳定合理区间” 展开，但市场矛盾已发生根本性转变。

2021年，受供需错配、投机炒作等因素影响，动力煤价格一度突破2000元/吨，远超合理区间上限，不仅推高下游发电企业成本，更对民生用能安全构成威胁。

在此背景下，2022 年国家发改委出台的价格机制改革，通过划定秦皇岛港下水煤（5500千卡）570-770 元 / 吨的中长期交易价格区间，山西、陕西、蒙西煤炭（5500千卡）出矿环节价格合理区间分别为每吨370元~570元、320元~520元、260元~460元，蒙东煤炭（3500千卡）出矿环节价格合理区间为每吨200元~300元，进一步完善煤电价格传导等措施，成功遏制住价格非理性上涨，实现了 2022-2023 年市场的相对平稳。

但 2024 年起，市场形势急转直下。一方面，新能源装机规模快速增长挤压煤炭需求，2024 年全国风电、光伏发电量同比增长 18%，火电利用小时数同比下降 200 小时；另一方面，煤炭产能释放保持高位，晋陕蒙主产地先进产能持续投产，全年煤炭产量同比增长 3.2%，供需逆转下煤价进入下行通道。截至 2025 年 5 月，秦皇岛港 5500 千卡动力煤现货价格跌至 520 元 / 吨，低于 2022 年设定的合理区间下限，2025年上半年，重点煤企亏损面已扩大至 50%左右，部分中小型煤矿被迫停产，煤炭产业链稳定面临新挑战。

7月，国家能源局综合司正式发布《关于组织开展煤矿生产情况核查促进煤炭供应平稳有序的通知》，剑指煤炭行业超产能生产乱象。这场覆盖8省区的产能核查风暴，不仅将重塑煤炭市场秩序，更引发“反内卷”热议，若供给端收缩超预期，三季度煤价或迎来阶段性反弹。

8月上旬，由于矿区暴雨导致产量下降，而酷热天气提振了对这种燃料的制冷需求，秦皇岛港现货价格攀升至每吨678元，创下自3月17日以来的最高点，但随着迎峰度夏接近尾声，煤价上涨趋势恐难以持续。

这种 “涨易破上限、跌易穿下限” 的困境，暴露了原有价格机制在应对市场反向波动时的局限性 ——2022 年改革更侧重 “抑涨” 工具设计，对 “防跌” 的政策储备不足，且未充分考虑新能源替代加速、产能释放节奏等新变量，这也成为此次启动改革研究的核心动因。

02 上一轮改革的成效与遗留问题

2022 年启动的煤炭价格机制改革，在特定时期内实现了政策目标，其核心成效集中在三个方面：一是通过 “价格区间 + 干预措施”，将煤炭中长期交易价格稳定在合理区间内，2022-2023 年秦皇岛港下水煤中长期合同履约率保持在 95% 以上，有效平抑了现货价格波动；二是打通煤电价格传导通道，燃煤发电上网电价浮动范围扩大至 20%，并允许高耗能企业电价不受上浮限制，2023 年火电企业亏损面较 2021 年下降 35 个百分点；三是建立 “产供储销” 协同机制，全国煤炭库存较 2021 年增长 20%，提升了能源应急保障能力。

但随着市场环境变化，原有机制的短板逐渐显现。其一，价格区间调整滞后于成本变动，2022-2025 年煤炭企业环保投入、智能化改造成本年均增长 8%-10%，而合理区间未同步更新，导致部分企业在价格跌至区间下限时陷入成本倒挂；其二，“防跌” 调控工具缺失，2022 年改革仅明确 “价格过度下跌时采取措施引导回升”，但未细化储备收储、产能调控等具体手段，2024 年以来多地尝试启动地方储备收储，但因资金、规模限制效果有限；其三，未充分衔接新能源发展趋势，原有机制以 “保障煤炭供应” 为核心，未考虑新能源替代对煤炭需求的长期影响，导致部分产能规划与实际需求脱节，加剧了 2024 年以来的供过于求。

此外，也意味着此次改革研究将更注重行业实际诉求 —— 作为连接政府与企业的桥梁，协会可更精准反映煤企在成本核算、产能调控、转型发展等方面的痛点，为改革方案提供更贴近行业实际的建议。

03 新一轮改革的预期方向：平衡 “稳价” 与 “转型”

结合当前市场矛盾与行业诉求，此次改革研究，预计将围绕 “完善区间调控、补充防跌工具、衔接能源转型” 三大方向展开，核心是构建 “既能防大涨、也能防大跌” 的动态平衡机制。

从具体路径看，可能包含三方面突破：一是优化价格合理区间的确定机制，将煤炭企业环保、智能化改造等刚性成本纳入核算体系，建立 “成本 + 合理利润” 的区间动态调整模型，避免价格区间与实际成本脱节；二是补充 “防跌” 调控工具，研究建立国家级煤炭储备动态调节机制，当价格连续 3 个月低于区间下限时启动中央储备收储，同时探索 “产能弹性调控”，通过暂停新增产能审批、引导煤矿弹性生产等方式调节供给；三是衔接新型能源体系建设，在价格机制中纳入 “煤炭与新能源协同” 考量，例如对参与 “煤电 + 新能源” 联营的煤企给予价格政策倾斜，或在需求预测中加入新能源替代系数，引导产能有序释放。

值得注意的是，此次研究可能推动改革方案更注重 “行业可持续发展”—— 例如建议将煤炭中长期合同覆盖率进一步提高至 90% 以上，通过稳定订单缓解企业经营压力；同时推动建立 “煤炭行业转型基金”，从价格调控配套政策层面，支持煤企向清洁高效利用、新能源领域转型，减少单纯依赖价格波动的经营风险。

04 对产业链的影响：从 “稳供给” 到 “促协同”

新一轮价格机制改革若落地，将对煤炭产业链产生多维度影响，其核心是从 “单一稳价” 转向 “产业链协同发展”。

对煤炭行业而言，改革将通过 “动态区间 + 防跌工具” 缓解当前亏损压力，一方面，合理区间上移可改善企业成本收益关系，预计若区间下限上调 50-80 元 / 吨，重点煤企亏损面可缩小至 20% 以内；另一方面，国家级储备收储、产能调控等工具可减少价格过度下跌导致的产能无序退出，保障行业基本盘稳定。但同时，改革也可能倒逼煤企加速转型 —— 若政策将 “新能源转型投入” 与价格政策挂钩，将推动更多煤企布局煤电一体化、煤层气开发等领域，降低对传统煤炭销售的依赖。

对煤电行业而言，改革将进一步完善煤电价格传导机制。当前煤价下跌虽缓解火电成本压力，但长期价格大幅波动仍不利于电力稳定供应。预计新一轮改革将推动 “煤电价格与煤炭中长期价格挂钩” 的机制常态化，例如在中长期合同中明确 “电价随煤价浮动” 的计算公式，避免煤价暴涨时火电亏损、煤价暴跌时电价联动滞后的问题，同时可能探索 “煤电容量电价” 与 “电量电价” 分离，保障火电企业在新能源替代背景下的合理收益，稳定电力系统调节能力。

对下游用能企业而言，改革带来的 “煤价稳区间” 将降低成本波动风险。2024 年以来煤价下跌虽短期利好高耗能企业，但价格过度下跌导致的煤炭供应不稳定，已出现部分地区冬季用煤紧张的苗头。改革后，煤价稳定在更新后的合理区间内，既可避免 2021 年那样的成本激增，也能防止因煤企亏损导致的供应中断，为下游企业制定生产计划提供稳定预期。

05 结语：在 “稳” 与 “变” 中寻找平衡

时隔三年重启煤炭价格机制改革研究，既是对当前行业困境的回应，也是适应新型能源体系建设的必然选择。与 2022 年相比，此次改革面临的挑战更为复杂 —— 既要解决短期 “煤价破下限、行业亏损” 的问题，也要兼顾长期 “新能源替代、行业转型” 的需求；既要发挥市场在资源配置中的决定性作用，也要强化政府在调控中的引导作用。

此次研究为改革方案注入了更多行业视角，有望实现 “政策目标” 与 “企业诉求” 的平衡。未来几个月的研究过程中，如何动态调整价格区间、如何设计精准的 “防跌” 工具、如何衔接新能源发展，将成为核心议题。而最终形成的改革方案，若能实现 “防大涨、防大跌、促转型” 的多重目标，将不仅保障煤炭产业链稳定，更能为我国能源结构转型提供更坚实的支撑。