盡管已經進入白露，秋季本不是用煤高峰，但煤價卻創下新高。

　　開源證券研究報告顯示，本周動力煤價格強勢上漲，秦港Q5500動力煤價格漲至1168元/噸，已突破8月初前高點，同時產地價格也普遍上漲，現貨表現再度超預期。

　　從6月份迎峰度夏開始，煤炭供應不足，煤價持續處于“煤超瘋”的狀態。受此影響，火電企業日子頗為艱難。近期，上海、內蒙古、寧夏等多地都開始上調電價。

　　“對于電力企業而言，上調電價在一定程度上能夠緩解燃料成本壓力，使得電廠對高價煤采購能力提升，對改善電廠持續低庫存的局面有一定積極意義。”中宇資訊分析師徐媛媛向《證券日報》記者表示，但目前國內甚至國際市場煤炭供應都處于偏緊狀態，因此，煤價拐點的到來還取決于煤炭供應的增量。

　　多地開始上調電價

　　高煤價之下，已經有不少地區開始上調電價，以緩解高成本之痛。

　　9月1日，上海市發改委發布關于印發《進一步規范本市非電網直供電價格行為工作指引》的通知提出，非電網直供電終端用戶用電價格按照“基準電價+上浮幅度”確定，最大上浮幅度不得超過10%。

　　此前，內蒙古、寧夏等多地政府陸續發文允許交易電價基準上浮不超過10%。

　　7月份，內蒙古工信廳、發改委聯合發布《關于明確蒙西地區電力交易市場價格浮動上限并調整部分行業市場交易政策相關事宜的通知》表示，自2021年8月起，蒙西地區電力交易市場燃煤發電電量成交價格在基準價的基礎上可以上浮不超過10%。

　　受益于此，內蒙華電9月2日、3日、6日連續三天漲停;9月7日收盤時，內蒙華電股價上漲4.24%。

　　近期，大唐國際、北京國電電力等11家燃煤發電企業聯名要求，允許市場主體實行“基準價+上下浮動”中的上浮交易電價;促進重簽北京地區電力直接交易2021年10—12月份年度長協合同，上浮交易價格。

　　事實上，由于煤價上漲，電企處境艱難，上調電價成了“救命稻草”。

　　根據國家發改委2019年頒發的《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》，煤電上網電價最高可在基準電價(原標桿電價)基礎上下浮15%、上浮10%，且2020年不得上浮、2021年1月1日起可以上浮。

　　國泰君安研報表示，2021年以來，煤價大幅上揚并維持高位運行，煤電企業燃料成本大幅上漲，高企的燃料成本使煤電企業產銷成本嚴重倒掛，企業發電意愿受到壓制。當前電力供需緊張疊加高煤價的形勢有望推動電價機制改革提速，還原電力商品屬性。而市場化交易價格有望成為改革的抓手，允許市場電價上浮的政策有望在其他省份陸續推出。

　　供應缺口大 煤價創新高

　　從迎峰度夏以來，煤價一直居高不下。盡管有關部門不斷增產保供，但整體上煤炭還是處于供不應求的狀態。

　　近日，產煤大省陜西發布了《陜西省市場監督管理局關于規范煤炭企業價格行為的政策提醒函》，煤炭主產地榆林市開始了“抑制煤炭價格百日行動”，進一步規范煤炭市場價格行為，嚴厲打擊煤炭企業銷售價格過快或過高上漲、串通漲價或哄抬價格等違法行為。

　　但即便如此，由于供應不足，煤價還是創下新高。

　　生意社數據顯示，今年6月4日，動力煤(京唐港動力煤市場)的報價約為930元/噸;到9月3日，動力煤(京唐港動力煤市場)的報價約為1150元/噸，3個月的時間就上漲了約23.66%。

　　“煤價創新高主要還是因為供應缺口太大。”易煤研究院研究員楊潔向《證券日報》記者表示，以陜煤小保當煤礦混煤為例，去年冬天的競拍價最高價是560元/噸，8月30日最新的價格是850元/噸，現在的庫存水平是2017年以來同期最低水平，供應的增量是從8月中下旬才開始，而且增量太少，8月中下旬，水泥、化工、供暖的需求也開始增加，這就造成雖然供應有增量，但是供求缺口沒有改善，港口、電廠庫存還在下降。

　　值得一提的是，為加快釋放煤炭先進產能，國家有關部門和內蒙古自治區積極推動露天煤礦接續用地辦理，盡快恢復正常生產。繼上月20多座露天煤礦取得接續用地批復后，近日又有16座鄂爾多斯露天煤礦取得接續用地批復，涉及產能2500萬噸/年左右，還有產能近5000萬噸/年的露天煤礦將于9月中旬取得接續用地批復。全部正常生產后，月可增加產量700萬噸以上。

　　徐媛媛還表示，供應方面，近期增產增供措施的落地效果逐步顯現，但產能釋放依舊不及預期，且與需求增量相比略有差距，各環節煤炭貨源供應仍維持偏緊格局。在諸多利好因素影響下，煤炭價格漲至歷史絕對高位。

　　在她看來，隨著電煤消耗明顯回落，環渤海港口存煤穩步提升，優質煤不再奇貨可居，用戶可選擇性增強，價格將回歸理性，但考慮到目前社會庫存偏低，疊加后期迎峰度冬補庫，在供需兩旺的格局下，煤價深跌的可能性不大。