我国煤、电矛盾由来已久。
2021—2022年，煤价飙升，火电企业出现巨亏，而此前的2012—2015年期间，煤炭企业因煤价下降而亏损严重。
但2022年冬季以来，煤炭价格从远高于中长期合同的2000元/吨以上，一路下跌至近800元/吨，签订的电煤中长期合同履约形势出现“反转”，违约主体由以煤炭企业为主逐渐转换成以电厂为主，电煤中长期合同再次面临新一轮履约率下降的风险。
电煤需求不振，火电厂强势
2022年10月，国家发改委印发《2023年电煤中长期合同签订履约工作方案》（下称《方案》）。《方案》明确规定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；纳入年度电煤中长期合同监管台账的合同，应按双方合同确定的月度履约量足额履约。确因特殊原因难以按月度分解量全额履约的，经供需双方协商一致，可在月度之间进行适当调剂，但季度履约量、全年履约量必须达到100%。
2023年入秋以来，高温天气减少，水电好转挤压煤电需求，导致电厂用煤需求有所下降。供应方面，今年1-7月，中国生产原煤26.7亿吨，同比增长3.6%，进口煤炭2.6亿吨，同比大幅增长88.6%。截至9月1日，环渤海九港煤炭库存2194.4万吨。
供应环境宽松、煤炭库存高企叠加需求不振，国内煤炭供需格局进一步调整，煤炭行情淡季前置，电煤中长期合同履约形势毫无意外地出现“反转”。
中国煤炭运销协会副理事长石瑛表示，当前煤炭市场供需偏弱，各环节煤炭库存持续攀升，“买涨不买跌”情绪浓重，煤炭中长期合同违约现象增多，部分中长期合同兑现率下降，煤炭中长期合同的权威性受到挑战。
电煤长协价按照“基准价+浮动价”价格机制签订和执行，基准价5500大卡动力煤675元/吨。浮动价则实行月度调整，当月浮动价按全国煤炭交易中心综合价格指数、环渤海动力煤综合价格指数、CCTD 秦皇岛动力煤综合交易价格指数综合确定。
由于长协浮动价随市场煤价格变动而变化，在当前供应充足、煤炭市场运行偏弱、煤炭价格呈下跌趋势的情况下，企业“买涨不买跌”情绪浓厚。加上今年进口煤大幅增长，沿海电厂购煤选择增多，沿海八省电厂日耗煤由7月的240万吨下降至目前的218万吨左右，煤炭需求在短期内不会大幅提升。
因此，电厂对价格较高的煤炭购买意愿低，电煤中长期合同违约现象逐渐增多，并且违约主体逐步由以煤炭企业为主转换成以电厂为主，电煤中长期合同将再次面临新的履约难题。
根据“月度履约量足额履约”，“季度履约量、全年履约量必须达到100%”等原则，煤炭企业和电厂双方都应该按时按量按质履约电煤中长期合同。但由于煤炭供需、价格市场变化较快，监管的重心并未发生改变。
在今年举办的全国夏季煤炭交易会上，山西焦煤代表提出“中长期合同方面，目前只对供给侧单方监管严，对需求侧基本没有监管。如果煤矿少发了煤就需要‘欠一补三’（补偿欠发数量三倍的煤炭量），但如果是电厂不接煤，执行‘欠一补三’肯定很难。现在部分煤矿已经出现顶库，但是电厂又不接煤，中长期合同的煤也不敢卖，这个情况需要调节。”
在经历了上一轮煤炭供应紧张周期后，部分下游煤电企业在确认用煤需求时会留出一定的富余量来签订中长期合同，煤炭企业却不能以销定产。近期，化工煤和水泥煤出现负增长、进口煤大量涌入，导致部分煤矿发生顶库；6月末，全国火电厂存煤达到2亿吨，存煤可用约30天，达到历史最高水平。
由于保供等原因，煤炭企业每天都有产量任务，叠加年度考核等因素导致部分煤卖不出去，煤矿也无法检修的现象，对煤炭企业良性发展造成一定影响。
随着阶段性用煤高峰的结束，部分产地煤炭产量可能会有所减少；圣诞出货季临近带来的运费上涨，将使得进口煤较国内煤炭的价格优势收窄；各环节煤炭供应将略微减少。
但相对供应端而言，由于水电出力增加、可再生能源发展迅猛、用电需求量下降、电厂关停部分机组且电厂储煤高企，未来数月煤炭需求将持续放缓，市场将处于供大于求的状态。虽然上一轮煤炭价格的下跌使得煤价回归到了此前的合理价格区间，但在迎峰度冬阶段到来之前，市场煤价可能再次进入下行通道，这样一来电厂的履约意愿将进一步下降。
煤炭工业协会甚至因此不得不发声要求，加强行业自律。当前煤炭市场处于振荡下行状态煤炭企业要加强行业自律，积极应对市场变化，促进煤炭供需实现动态平衡。要强化电煤中长期合同履约严肃性，严格规范合同履约行为，大型煤炭企业将质量检验、船舶运输、用户征信、合同执行等方面的违约失信信息进行共享，推动实现中长期合同功能从“煤保电”到“煤电互保”的转变，共同承担国家能源安全责任。
煤电博弈，煤企业绩承压
张雯雯分析认为，当前，动力煤市场供需仍显宽松。1—7月，生产原煤26.7亿吨，同比增长3.6%，进口煤炭2.6亿吨，同比增长88.6%。截至8月10日，中电联燃料统计口径内燃煤电厂煤炭库存1.08亿吨，同比增长1834.9万吨，电厂煤炭库存基本处于近年高位水平。预计2023年下半年保供稳价政策不变，国内煤炭产量将平稳增长，同时进口煤在优势支撑下，整体供应充裕。后期，第二、第三产业虽可稳步发展，但整体需求释放有限，加之“迎峰度夏”结束后需求回落，整体煤炭消耗增速放缓。
在张雯雯看来，预计2023年下半年动力煤市场供需宽松格局不变，煤价将区间震荡运行。随着煤电燃料成本压力或将继续降低，火电企业业绩有望进一步改善。
不仅如此，全社会用电量的增长预期也将对火电企业的业绩形成支撑。
中电联统计中心副主任蒋德斌在2023年上半年电力供需报告发布会上表示，下半年总的电力消费趋势特征是：电力消费增速将比上半年进一步回升，实现中高速增长。综合考虑宏观经济、夏季气温、上年基数等因素，根据不同预测方法并结合专家的预判，预计今年下半年全社会用电量同比增长6%—7%。
值得一提的是，随着煤炭价格下行，火电企业利润回归，煤炭企业则呈现出下滑之势。
2023年上半年，中国神华（601088.SH）预计实现归属于公司股东的净利润323亿—343亿元，同比下降16.5%—21.4%；陕西煤业（601225.SH）预计实现归属于上市公司股东的净利润112亿—118亿元，同比减少53%—56%。
6月28日召开的上半年煤炭经济运行分析座谈会指出，上半年，我国煤炭经济运行总体相对稳定，但供需矛盾日益凸显。当前，国内煤炭市场供需偏弱，中下游环节煤炭库存屡创历史新高，用户“买涨不买跌”情绪浓重，煤炭中长期合同违约现象增多，部分中长期合同兑现率下降，部分无法兑现的电煤长协资源无法转售其他用户，煤炭企业销售难度加大。
安信证券预测，煤价下行叠加部分履约率下降，煤企2023年半年报业绩普遍回落。
煤电联营、煤电一体化再提上日程
在煤炭、火电企业业绩“反转”的节点上，二者之间的矛盾再次引发外界思考。
众所周知，我国煤、电矛盾突出，利润博弈的现象长时间存在。2021—2022年，煤价飙升，火电企业出现巨亏，而此前的2012—2015年期间，煤炭企业因煤价下降而亏损严重。
安信证券分析指出，煤电矛盾的本质是煤、电定价机制市场化程度不同。“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。”
为有效化解煤电矛盾，国家发展改革委积极采取煤炭稳价保供措施，不仅调整了煤价合理运行区间，还加强电煤长协合同监管，要求严格落实“三个100%”（100%签约率、100%履约率、100%执行价格政策）。
记者注意到，国务院国资委、国家发展改革委等部门还对实行煤电联营，推动煤电一体化给予倡议指示。
2022年12月和2023年1月，国务院国资委和国家发展改革委分别在有关会议上提出，要深化或推进煤炭与煤电、煤电与可再生能源“两个联营”。
事实上，在“双碳”目标愿景下，未来煤炭消费量将逐渐降低，同时煤电则由主体电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型，发电量随之降低，二者均面临战略转型升级的共同诉求。
安信证券分析认为，煤、电利润重新分配下，煤企“煤电一体化”或是优质选择。“平抑周期波动、协同上下游降本，煤电一体强化业绩稳定性。煤电联营可以使煤企和电企建立一种互补的、长效的利益共享、风险共担的机制，降低因为煤价波动带来的经营风险，确保电厂燃料长期稳定供应的同时还可减少中间采购环节，大幅降低发电成本并锁定下游火电利润。”
此前，在2022年年底，国家电投与中煤集团通过市场化方式开展专业化整合，旨在实现体制性、稳定性保供，涉及煤电装机容量超过1000万千瓦，并在新能源技术开发、研发及“两个联营”等领域展开更多合作。
进入2023年，国家电投加速布局“两个联营”，旗下贵州金元与鑫盛源公司、国源矿业、聚达矿业、大坝煤矿等公司签订合作协议，推动煤电联营落地落实。
