引言

2025年6月国家发改委价格司发布2025年度课题委托研究征集公告，其中招标课题之一为《改革完善煤炭市场价格形成机制研究》（研究重点：围绕煤炭市场和价格运行情况、煤炭生产和流通成本变动、煤电企业经营状况等，对煤炭价格区间调控政策实施效果开展综合评估，系统梳理政策执行效果、存在的主要问题，在分析研判今后一段时间煤炭、煤电市场和价格形势基础上，提出改革完善煤炭市场价格形成机制的意见建议），在2022年国家发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》后，时隔三年再次讨论煤炭市场价格形成机制。

1. 我国煤炭价格形成机制及价格合理区间变革历程

新中国成立至今，我国煤炭价格形成机制经历了从国家制定煤炭价格阶段、煤炭价格双轨制阶段、逐步向市场化过渡阶段、市场化探索阶段、深化市场化改革阶段的转变。20世纪80年代前，煤炭价格主要由国家制定，1994年1月国家放开了除电煤以外的市场煤价格，取消对统配煤矿的补贴，煤炭企业拥有了充分的经营权和定价权，标志着煤炭企业开始向市场经济过渡。2012年12月国务院发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，提出要形成科学合理的电煤运行和调节机制，2013年经国务院同意，我国取消电煤价格双轨制，改为由煤炭企业和电力企业自主协商确定价格，同时鼓励双方签订中长期合同。

2016年供给侧改革后，煤价大幅上涨致电厂盈利大幅走弱。虽然自2013年煤企和电企已经开始自主协商签订定量定价的长协合同，但由于2014-2015年期间受国内调整经济结构、煤炭产能增加以及进口煤炭冲击等因素影响，煤炭价格处于下行通道，秦皇岛Q5500山西产动力煤一度在2015年11月末跌破350元/吨，行业亏损面超过80%，电力企业往往选择放弃长协合同煤而去采购价格更低的市场煤，因此此阶段内煤炭长协价格并未实际严格执行。为了化解过剩产能，提升行业集中度，2016年初国务院发布《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》，政策初期市场反应平淡，5月后煤炭产能收缩，叠加市场需求回暖和煤炭运力紧张，煤价开启反弹，2016年11月上冲至700 /吨，2017年全年秦港Q5500动力煤均价638元/吨，同比+34%。伴随燃煤成本提升，火电厂2017年盈利大幅走弱，2017年五大发电集团火电业务亏损132亿元，继2008年后再次出现火电业务整体亏损。

2017年初，为平抑煤价大幅波动、保障上下游产业健康发展和经济平稳运行，国家发展和改革委员会、中国煤炭工业协会、中国电力企业联合会和中国钢铁工业协会联合下发《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》，明确煤炭价格合理区间。《通知》提出，2016-2020年期间，在煤炭综合成本的基础上，充分考虑煤炭市场发展情况、经济社会发展水平、社会可承受能力等因素，按照兼顾煤电煤钢双方健康、稳定发展的原则，原则上以年度为周期，建立电煤钢煤中长期合作基准价格确定机制；以重点煤电煤钢企业中长期基准合同价为基础，建立价格异常波动预警机制，动力煤价格划分为“红-黄-绿”三种区域。当价格位于绿色区域，充分发挥市场调节作用，不采取调控措施；当价格位于黄色区域，重点加强市场监测，密切关注生产和价格变化情况，适时采取必要的引导措施；当价格位于红色区域，启动平抑煤炭价格异常波动的响应机制。2017年提出价格异常波动预警机制后，秦皇岛港Q5500长协价格基本在绿色区域内运行，港口现货价格在2017、2018年呈现宽幅震荡格局，在2018年年中后，随着煤炭产能逐步释放，同时经济增速放缓压制需求，多重因素影响下价格中枢连续下移，市场交易活跃度降低，港口现货价格亦逐渐收敛在绿色及黄色区域内（470-600元/吨）窄幅波动。

2022年2月，为平抑煤价，发改委再次发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，煤价逐步回归合理区间。2021年中国经济提前复苏，需求端用电量超预期增长10.7%，而在能耗双控政策下供给收紧，原煤产量同比仅增5.9%，叠加澳煤进口限制，煤价出现大幅上涨，电厂盈利再度承压。为了引导动力煤价格在合理区间运行，发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，并提出能够满足“煤炭生产、流通、消费保持基本平稳，煤、电上下游产业实现较好协同发展”的秦皇岛港下水煤（Q5500）及晋陕蒙等地煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间。



本次煤炭市场价格形成机制专题调研工作为在2022年国家发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》后，时隔三年再次讨论煤炭市场价格形成机制。调研要求深入分析各单位煤炭市场和价格运行情况、煤炭生产和流通成本变动情况、企业经营情况、煤炭价格区间调整政策存在的问题等。我们认为，参考前两次电煤价格合理区间的制定，要满足“完全成本+合理利润”的状态：既要覆盖煤矿开采的完全成本，又要结合煤电行业运行情况，给予煤矿一定的合理利润。

2. 从成本视角看动力煤价格合理区间

2018-2020年国内煤价在相对合理区间内运行，对应规上吨原煤利润总额在60-80元/吨左右，彼时规上吨原煤完全成本在515-565元/吨水平。国家统计局每月公布规上煤炭开采和洗选业利润总额数据以及规上原煤产量数据，我们粗略用以上两个指标作比，可以近似得到规上吨原煤利润总额，同时我们用秦皇岛港Q5500动力末煤价格-吨原煤利润总额，近似代表规上吨原煤完全成本。

从近十年规上吨原煤利润总额来看，2015年随着国内煤价下跌，一度跌至12元/吨，即面临全行业亏损的情况，2016年供给侧改革后，吨原煤利润总额得以恢复，并在2017年走高。2017年初面对高煤价，国内建立以重点煤电企业长期基准合同价（535元/吨）为基础的“红-黄-绿” 价格异常波动预警机制后，规上吨原煤利润总额有所回落，但在2018-2020年仍然保持近60-80元/吨的盈利，这一阶段港口现货煤价及秦皇岛港长协价格多数在绿色及黄色区域内（470-600元/吨）窄幅波动，煤价整体处于相对合理区间运行。

2025年上半年吨原煤利润总额再次回落至60元/吨左右水平，但对应吨原煤完全成本提升至615元/吨水平，较2018-2020年提升约50-100元/吨。2021年国内煤价大幅上涨后，规上吨原煤利润总额在2022年一度达到227元/吨的水平，随后自2022年开始回落，2025年上半年规上吨原煤利润总额再次回落至60元/吨左右，与2018-2020年煤价相对合理水平时的利润相当，但对应此时吨原煤完全成本已提升至615元/吨，较2018-2020年提升约50-100元/吨。参考2014-2015年经验，若煤价再度下跌，造成规上吨原煤利润继续缩小，进而造成行业整体亏损情况时，国内或有相关政策出台维护煤炭行业利润，故2025年上半年煤炭行业的经营情况或已是政策调控应对的临界点。



我们选取12家上市动力煤上市公司，包括中国神华、中煤能源、陕西煤业、兖矿能源、新集能源、晋控煤业、华阳股份、山煤国际、兰花科创、电投能源、昊华能源、甘肃能化，分别对其进行成本拆分。其中税金及附加中资源税均分摊至煤炭业务，其他税金及附加、销售费用、管理费用、财务费用、研发费用均按照自产煤营收占公司营收比重进行分配。

所选取的12家上市公司中，中国神华由于煤炭销售规模大、产品种类较多、部分自产煤与外购煤混合运输及销售等原因，在2020年财报中没有按煤炭来源（自产煤和外购煤）分别核算煤炭销售收入、成本及毛利，华阳股份则由于在2020年财报中同样未区分自产煤及外购煤财务数据，同样无法单吨拆分自产煤成本。为方便比较，我们用中国神华、华阳股份外的10家动力煤上市公司数据进行计算，以各家公司2025H1自产煤销量为权重，结合各家公司2025H1自产煤吨煤销售成本和吨煤完全成本，计算得到10家上市公司的加权平均吨煤销售成本及加权平均吨煤完全成本，结论如下：

1）10家上市公司吨煤销售成本及吨煤完全成本在2020年以来基本有不同幅度的提升，与上文图7的趋势一致，其中：2020年10家动力煤上市公司加权平均吨煤销售成本184元/吨，2024年提升至273元/吨，提升幅度为89元/吨；2020年10家动力煤上市公司加权平均吨煤完全成本266元/吨，2024年提升至361元/吨，提升幅度为95元/吨。

2）2025年上半年国内煤炭行业基本面承压、价格走弱，在此背景下煤企普遍采用降本增效措施，部分煤企吨煤销售成本及完全成本较2024年有所下降，但从以上10家上市公司来看，10家动力煤上市公司加权平均吨煤销售成本280元/吨，较2024年提升7元/吨，10家动力煤上市公司加权平均吨煤完全成本361元/吨，与2024年基本持平，整体而言10家上市公司在2025H1吨煤成本较2024年变化不大。但其中，陕西煤业2025H1吨煤成本上升明显，2025H1公司吨煤销售成本305元/吨，较2024年上升45元/吨，吨煤完全成本380元/吨，较2024年上升49元/吨，或主要与公司“一票制”结算下，运费成本增加有关，剔除该影响后，根据公司公告，吨原选煤完全成本280元/吨，同比下降 1.39 元/吨。故从上市公司来看，在2025年煤价下行阶段，煤企吨煤成本总体已经进行了一定程度的压降。

近年来煤企成本提高具有一定刚性，煤企成本或难以降回至2020年前水平。从煤企各项成本的构成来看，原材料、燃料及动力、人工成本、税金及附加等成本均有不同程度的提升：

1）人工成本：近年来国内采矿就业人员平均工资增速明显，2019-2024年CAGR为9.1%，远高于制造业6.4%的复合增长率，从上市公司生产成本来看，吨煤人工成本近年来亦有不同程度上升。

2）原材料、燃料及动力成本：参考图14，从上市公司数据来看，中国神华、中煤能源、陕西煤业、兖矿能源、新集能源、兰花科创、电投能源2024年吨煤原材料、燃料及动力成本较2020年水平均有不同程度提升。

3）折旧与摊销：煤企的折旧与摊销主要涉及采矿权摊销和井巷资产折旧，其中采矿权是指在依法取得的采矿权许可证规定的矿区范围和期限内开采矿产资源和获得所开采矿产品的权利；井巷工程资产是指为采矿或者其他目的在地下开掘的井筒、巷道和硐室等工程所形成的资产总称，主要包括井筒、井底车场、运输大巷和回风大巷等。从上市公司财报来看，陕西煤业、兖矿能源、新集能源、兰花科创等公司近年来吨煤折旧与摊销有不同程度上升。

4）维简费：维简费是我国境内所有煤炭生产企业从成本中提取，专项用于维持简单再生产的资金。企业根据原煤实际产量，每月按下列标准在成本中提取煤矿维简费，其中：河北、山西、山东、安徽、江苏、河南、宁夏、新疆、云南等省（区）煤矿，吨煤8.50元；黑龙江、吉林、辽宁等省煤矿，吨煤8.70元；内蒙古自治区煤矿，吨煤9.50元；其他省（区、市）煤矿，吨煤10.50元。经梳理：

a.各家上市公司维简费每年单吨计提变动幅度不大，企业或基本按照要求计提，但在维简费的使用上年度间波动相对较大；

b.在2025年煤炭行业经营业绩承压的情况下，中煤能源、新集能源等公司相比2024年的单吨维简费使用上有较为明显提升，一定程度上通过降本缓解煤价下滑带来经营压力；

c.从维简费单吨结余来看，大部分煤企单吨结余并不多，普遍在10元/吨以下，说明煤企靠维简费的使用进行降本的空间相对有限。

5）安全生产费：安全生产费用是企业按照规定标准提取在成本（费用）中列支，专门用于完善和改进企业或者项目安全生产条件的资金。2022年国内发布《企业安全生产费用提取和使用管理办法》（财资〔2022〕136号），对于煤炭生产企业，将煤（岩）与瓦斯（二氧化碳）突出矿井安全费用提取标准，由每吨煤30元上调到50元，相比此前计提标准有所提高；此外，新增规定了高瓦斯矿井，水文地质类型复杂、极复杂矿井，容易自燃每层矿井吨煤计提30元的标准。煤炭生产企业依据当月开采的原煤产量，于月末提取企业安全生产费用，且当企业安全生产费用月初结余达到上一年计提金额3倍及以上的，自当月开始暂停提取安全生产费用，直至安全生产费用结余低于上一年应计提金额三倍时恢复提取。经梳理：

a.2022年安生生产费新规提高部分计提标准后，煤企单吨安全生产费计提金额多数不同程度增长，说明计提标准的提高提升了煤矿的生产成本，但除了中煤能源、兰花科创等外，2023年至今多数煤企单吨计提金额并无明显变化，表明安全生产费的计提对成本波动影响较小；

b.2025H1煤企安全生产费单吨使用金额较2024年全年水平有不同程度降低，导致2025H1安全生产费单吨结余普遍有不同程度增长，但从2025H1单吨结余与单吨计提金额比较来看，结余金额普遍没有达到计提金额的3倍，故短期内煤企普遍或无法通过阶段性暂停提取安全生产费用来降低成本。

6）资源税：资源税为煤企税金及附加成本中的重要组成部分，近年来煤炭主产地提高煤矿资源税税率，其中：自2024年4月1日起，山西省煤炭资源税税率上调，原矿税率由8%调整为10%，选矿税率由6.5%调整为9%，煤成（层）气税率（原矿）由1.5%调整为2%；自2019年10月1日起，内蒙古自治区煤炭资源税的适用税率由9%调整为10%；自 2024年7月1日起，新疆煤炭资源税将原矿税率由6%提高为9%、选矿税率由5%提高为8%。从上市公司财报来看，该规定亦使得煤企生产成本有所增加。

综上所述，出于煤价要覆盖煤企完全成本的角度来看，合理区间下限即港口动力煤Q5500价格在620元/吨以上较为合理。2018-2020年国内煤价在相对合理区间内运行，参照统计局数据口径，对应吨原煤利润总额在60-80元/吨左右，彼时港口吨原煤完全成本在515-565元/吨水平；2025年上半年规上原煤利润总额再次回落至60元/吨左右水平，但对应港口吨原煤完全成本提升至615元/吨水平，较2018-2020年提升约50-100元/吨，此时对应2025H1秦皇岛港Q5500动力末煤均价在676元/吨。

与此同时，我们通过拆分部分动力煤上市公司成本进行验证，10家上市公司吨煤销售成本及吨煤完全成本在2020年以来基本都有不同幅度的提升，其中2020年10家动力煤上市公司加权平均吨煤销售成本184元/吨，2024年提升至273元/吨，提升幅度为89元/吨，2020年10家动力煤上市公司加权平均吨煤完全成本266元/吨，2024年提升至361元/吨，提升幅度为95元/吨。2025H1煤企或通过降本增效一定程度上降低了完全成本，考虑到近年来煤企成本提高因素具有一定刚性，成本进一步降低的空间已相对有限，煤企成本或难以降回至2020年前水平。故我们认为，如果区间下限570元/吨主要保证煤企能够有部分盈利，则当前底部区间或应提升至620元/吨以上。



3. 从煤电利润看动力煤价格合理区间

煤电盈利成本明显负相关，2015年、2021-2022年表现出利润分配的极端不合理特征，极端利润分配格局后煤电利润分配再次向合理状态回归。通过拆分国内主要发电上市公司度电毛利，对比图7中规上吨原煤利润总额可以发现，过去10年我国煤炭利润分配总体处于分配严重不均-向合理区间回归的循环格局中，其中2015年国内煤价下行，煤企经营极度承压，而电力企业受益于燃料成本下行，利润大幅走扩，经过2016-2020年煤电利润分配逐步回归合理后，2021年国内煤价大幅上涨，同时电力企业经营较大承压，此后2022年以来煤电利润分配再度趋向于相对合理状态。

我们认为2025年上半年煤电利润分配并没有达到诸如2015、2021-2022年的矛盾程度，但总体利润略有向电力端倾斜，若基准价675元/吨为2022年煤电利润分配的相对合理水平，则当前合理区间基准价或应小幅上移。2025年上半年，国内动力煤价格再度承压，火电端盈利进一步走扩，煤电利润再次趋向于电力端分配。从过去10年煤电利润分配来看，若2018-2020年煤电利润为相对合理状态，则在2025年上半年煤电行业经营情况基础上，若煤价进一步下跌，则煤电利润分配或偏离合理区间，而从上半年煤价运行来看，2025H1秦皇岛港Q5500现货价格平均恰好为676元/吨，与当前570-770元/吨的电煤价格合理区间基准价675元/吨接近。而2025H1我们认为煤电利润分配并没有达到诸如2015、2021-2022年的矛盾，但总体利润小幅向电力端倾斜，故若570-770元/吨的电煤价格合理区间基准价675元/吨为当时煤电利润分配的相对理想水平，则当前合理区间基准价或应小幅上移。

以华能国际2025Q1-3经营情况为例，完全采购市场化煤炭情况下，若要保证电力端盈利，粗略估算港口现货价格的上限或应在807元/吨左右。我们以华能国际2025年前三季度数据来看，前三季度公司境内燃煤板块利润总额为132.68亿元，境内煤机上网电量2583.58千瓦时，可以算得公司2025年前三季度度电利润为0.0514元/度。据Wind资料显示，2025年1-9月国内火力发电厂供电煤耗率为305.36克/千瓦时（标准煤口径），则假设在燃料成本外的其他成本保持不变的情况下，若公司煤机板块盈亏平衡，则度电利润若下滑0.01元，在完全采购市场化煤炭的情况下，标煤单价应上涨33元/吨，若按照单卡单价折算，Q5500港口现货价格应上涨26元/吨。则在2025Q1-3电价基础上，华能国际度电利润为0.0514元/度，对应前三季度港口Q5500均价为675元/吨，则港口Q5500现货煤均价若提升132吨至807元/吨，电力端或将接近盈亏平衡点。

4. 结论与讨论

1）出于煤价要覆盖煤企完全成本的角度，合理区间下限即港口动力煤Q5500价格或在620元/吨以上较为合理。2018-2020年国内煤价在相对合理区间内运行，参照统计局数据口径，对应吨原煤利润总额在60-80元/吨左右，彼时港口吨原煤完全成本在515-565元/吨水平；2025年上半年规上原煤利润总额再次回落至60元/吨左右水平，但对应港口吨原煤完全成本提升至615元/吨水平，较2018-2020年提升约50-100元/吨，此时对应2025H1秦皇岛港Q5500动力末煤均价在676元/吨。

与此同时，我们通过拆分部分动力煤上市公司成本进行验证，10家上市公司吨煤销售成本及吨煤完全成本在2020年以来基本都有不同幅度的提升，其中2020年10家动力煤上市公司加权平均吨煤销售成本184元/吨，2024年提升至273元/吨，提升幅度为89元/吨，2020年10家动力煤上市公司加权平均吨煤完全成本266元/吨，2024年提升至361元/吨，提升幅度为95元/吨。2025H1煤企或通过降本增效一定程度上降低了完全成本，考虑到近年来煤企成本提高因素具有一定刚性，成本进一步降低的空间已相对有限，煤企成本或难以降回至2020年前水平。故我们认为，如果2022年规定的港口电煤合理区间570-770元/吨中，区间下限570元/吨主要保证煤企能够有部分盈利，则当前底部区间或应提升至620元/吨以上。

2）2025年上半年煤电利润分配或并没有达到诸如2015、2021-2022年的矛盾程度，但总体利润略有向电力端倾斜，若570-770元/吨的电煤价格合理区间，基准价675元/吨为当时煤电利润分配的相对理想水平，则当前合理区间基准价或应小幅上移。2025年上半年，国内动力煤价格再度承压，火电端盈利进一步走扩，煤电利润再次趋向于电力端分配。从过去10年煤电利润分配来看，若2018-2020年煤电利润为相对合理状态，则在2025年上半年煤电行业经营情况基础上，若煤价进一步下跌，则煤电利润分配或将偏离合理区间，而从上半年煤价运行来看，2025H1秦皇岛港Q5500现货价格平均恰好为676元/吨，与当前570-770元/吨的电煤价格合理区间基准价675元/吨接近。而2025H1我们认为煤电利润分配并没有达到诸如2015、2021-2022年的矛盾，但总体利润小幅向电力端倾斜，故若570-770元/吨的电煤价格合理区间基准价675元/吨为当时煤电利润分配的相对理想水平，则当前合理区间基准价或应小幅上移。

3）以华能国际2025Q1-3经营情况为例，完全采购市场化煤炭情况下，若要保证电力端盈利，粗略估算港口现货价格的上限或应在807元/吨左右。我们以华能国际2025年前三季度数据来看，前三季度公司境内燃煤板块利润总额为132.68亿元，境内煤机上网电量2583.58千瓦时，可以算得公司2025年前三季度度电利润为0.0514元/度。据Wind资料显示，2025年1-9月国内火力发电厂供电煤耗率为305.36克/千瓦时（标准煤口径），则假设在燃料成本外的其他成本保持不变的情况下，若公司煤机板块盈亏平衡，则度电利润若下滑0.01元，在完全采购市场化煤炭的情况下，标煤单价应上涨33元/吨，若按照单卡单价折算，Q5500港口现货价格应上涨26元/吨。则在2025Q1-3电价基础上，华能国际度电利润为0.0514元/度，对应前三季度港口Q5500均价为675元/吨，则港口Q5500现货煤均价若提升132吨至807元/吨，电力端或将接近盈亏平衡点。 

5. 风险提示

1）吨煤完全成本超预期变化：近年来煤炭企业智能化投入等可能进一步提升煤炭完全成本，同时煤炭企业生产成本中的人工成本、管理费用、财务费用等可能存在进一步下滑的空间，故煤炭完全成本变动存在不确定性，价格合理区间的界定或有变化。

2）电价超预期下滑：若国内电价超预期下滑，则会影响电力端利润，从而对煤电利润分配格局产生影响，进而影响动力煤价格合理区间。

3）数据测算误差：测算存在一定主观性，存在假设和实际不符的风险。