㈠ 今年煤炭價格大漲的原因有哪些
煤炭夏季價格或將大漲，推動焦炭生產成本上漲
由秦皇島煤炭價格走勢可得，2007年至今，每年3—4月份煤炭的需求淡季時，國內煤炭價格均有回調，而進入夏季後，煤炭價格均保持上漲趨勢。但今年煤炭價格的春季回調不明顯，截至4月18日，山西優混煤和大同優混煤價格分別為790元/噸和840元/噸，同比上漲14.5%和14.3%。同時，國家發改委在4月初下發《關於切實保障電煤供應穩定電煤價格的緊急通知》，要求各地採取有力措施，保障電煤供應，穩定電煤價格，這也從側面反映了國內煤炭供應的趨緊。另外，近年來煤炭產量持續增長，運輸瓶頸將逐漸凸顯，汽油價格等的上漲，也增加了國內煤炭的運輸成本。總之，在國內通脹高企，以及煤炭供應趨緊的背景下，夏季動力煤上漲將為大勢所趨，而動力煤的上漲，必將推動更稀缺的焦煤的價格上漲，由此而推動焦炭的生產成本上升。
鋼鐵需求穩步增長，使得焦炭需求保持樂觀
鋼鐵行業對焦炭的需求占據焦炭需求的80%以上，由此，鋼鐵行業的景氣程度直接決定了焦炭的需求狀況，今年3月，國內粗鋼產量為5941萬噸，同比增長8.98%，焦炭產量為3488萬噸，同比增長12.59%。粗鋼和焦炭的產量同比呈高度的相關性，並且粗鋼的產量增速變化要領先於焦炭的產量增速變化。在2009年的4萬億刺激政策下，鋼鐵產量同比超預期的大幅增長，直接導致2010年的供給嚴重超過需求，壓制了2010年鋼鐵行業和焦炭行業的產量增速。但進入2011年，隨著國內經濟的強勢增長，需求的持續穩定增長將使得鋼鐵產量增速逐漸恢復平穩，由此，2011年供過於求的嚴重狀況將會有所緩解，鋼鐵行業利潤的回升也將導致焦炭行業的好轉，提升焦炭的價格。
另外，目前焦炭期貨的上市，讓焦炭的價格市場化，這將利好焦化行業的發展，轉變焦化行業在定價權上完全被動的局面，同時，在「十二五」期間，山西焦炭行業的整合將成為政府的重點工作，淘汰落後產能，提高焦炭行業集中度也將增加焦化行業的定價權。在此雙重利好的情況下，如果焦化行業利潤率增加3個百分點，意味著目前焦炭的價格將增加約70元。同時，焦炭夏季受成本推動，價格本身看漲，再加上焦炭的倉儲成本等，由此J1109合約目前的價格並未偏高。
煤炭漲價的經濟學原理:供需矛盾
㈡ 電價上漲的原因及其對中國物價的影響
現在有一種說法叫做「改革就漲價」，給人的印象似乎是電力改革引發了漲價。而在許多西方國家，電力體制改革，往往伴隨著電價下降。我們則相反，原因何在？本文試圖作一簡要分析。
一、經濟轉軌是電價不能降低的體制原因
1993年，在中國電力行業改革戰略選擇國際研討會上，世界銀行工業能源局局長對發展中國家和發達國家電力行業特徵進行了比較：「就電力消費而言，發展中國家水平低，發達國家水平高。就人均電力消耗來講，前者僅為後者1/80；這對政策有影響，發展電力工業是發展中國家非常關注的問題，而發達國家則不同。就發展速度來講，發達國家年增長率很低，僅1%左右，可以用提高用電效率來解決，而發展中國家則不同，經濟發展速度高，不增加能源和電力消耗是不可能的。就價格而言，發展中國家能源價格低廉，由政府給予補貼；發達國家的能源價格是市場決定的。在能源生產方面，發展中國家能源工業是政府壟斷經營的，採用指令性和控制性的法規條例；而發達國家採取政府和私人經營並存，公開透明的法規條例，由企業自我控制和平衡。發展中國家存在信息障礙，技術和融資水平低；發達國家按市場規律、價值規律和供求規律辦事，信息流暢、技術水平高、效率和效益高。」當然，發展中國家由政府壟斷經營改為市場化經營後有可能提高效率，降低成本；但發展中國家的電力價格偏低，市場化改革就要提高電價；總的說來，發達國家的電力工業由於原來定價較高，引入競爭機制後可以降低成本，降低電價。而發展中國家的電力工業引入競爭機制後，可以降低成本，由於原來價格不到位，要使價格符合市場化改革的需要，必然要提高價格。這是由發展中國家和發達國家原來電力工業不同特徵造成的。
二、電價長期偏低是電價不能降低的根本原因
世界銀行工業能源局局長說：「發展中國家的改革緊緊地控制著公用電力事業，政府要求電力企業承擔過重的社會義務，許多國家認為便宜的電力對社會經濟發展有好處，人為壓低電價。據1988年的統計，63個發展中國家電費加權平均僅為0.043美元／千瓦時，只相當於經合組織（OECD）國家平均電價的50%，OECD國家電費加權平均為0.08美元／千瓦時。發展中國家和發達國家同樣是消耗能源生產電力，發達國家電力生產的技術水平高、效率高、消耗低，價格反而比發展中國家高。主要原因是發展中國家以大大低於成本的電價出售電力。據估計，發展中國家實際平均邊際成本為0.10美元／千瓦時或更多。也就是說，發展中國家電力工業如果按邊際成本定價，發展中國家的平均電價應當高於發達國家。」
可能有不少人對於中國電價是否偏低心存疑慮。或者說，許多人對於中國在計劃經濟年代和改革開放初期電價偏低是承認的，但對於中國近幾年的電價是否偏低心存疑慮。其實一個明顯的事實是：中國電力工業在改革開放以後，是依靠價外加價，一部分供電企業靠亂加價、亂收費來維持發展的。自1998年電力供求緩和以後，逐步取消各種價外加價，價外收費，後來甚至連計劃經濟年代就已存在的供電工程貼費也都取消了，中國的目錄電價還是偏低的。總的來說，中國電價是偏低的，其中居民電價偏低是非常突出的。電力工業要走上競爭性市場化改革的道路，電價必然是要上漲的。
在發展中國家裡，認為低電價對社會經濟發展有好處的觀點根深蒂固，中國同樣存在這種思想，總認為居民生活用電價格不能高，否則將影響低收入家庭和貧困戶用電，而且要求電力企業承擔過重的社會義務。人為壓低電價結果是電力使用不合理，經濟效益不高，電力工業資金緊張，無法保證足夠的電力供應，出現缺電；人為壓低電價，使得電力工業無法取得電力投資，甚至連老電廠的維護檢修也難維持，更談不上更新改造。這就是發展中國家和中國走計劃經濟年代長期缺電的根本原因。要解決電價偏低和電力工業缺電問題，首先要解決那種認為低電價對社會經濟發展有好處的觀念，要給電力工業以合理的價格，使電力工業能夠維持簡單再生產和擴大再生產的資金需求。
三、供應側電價結構失調亟待電價的合理回歸
中國長期存在「重發輕供不管用，重新建輕既有」的狀況，改革開放以後進行的電力改革同樣是重發電、重新建。1985年，國務院決定實行多家辦電和多渠道集資辦電的政策，無論是對集資新建電廠實行還本付息電價還是實行燃運價加政策和電力建設基金政策，主要是照顧發電工程；後來實行經營期電價，也只是將「經營期電價」替代原來的「還本付息電價」政策，這些改革政策實行的結果是獨立發電公司的資產回報率達7.1%，股本回報率9.5%；國家電網公司的資產回報率僅1.65%，股本回報率僅0.55%。2002年電力體制改革時，發電公司的上網電價：凡是原來有上網電價的按原上網電價執行，原來國家電力公司所屬的老電廠，沒有上網電價的按補償成本原則核定臨時上網電價，銷售電價減去發電廠上網電價之後的剩餘部分就是輸配電的電價。按照這個辦法，繼續維持了原有的發電上網價高，利潤高，輸配電低，利潤低；新電廠上網電價高，利潤高，老電廠上網價低，利潤低。
據統計，中國20世紀90年代末之前，發電、輸電、配電的投資比例大約是1∶0.21∶0.12，而美國是1∶0.43∶0.7，英國是1∶0.45∶0.78，日本是1∶0.47∶0.68，也就是中國輸配電投資長期低於發電投資，而美英日等國家輸配電投資要大於發電投資。如果電力工業總投資是1，中國的輸配電工程投資佔25％，其中相當一部分投資還是靠向用戶徵收供電工程貼費籌集的，而美、英、日等國的輸配電投資占電力工業總投資的55％-60％。
我國輸配電價無論從絕對水平還是從輸配電價的比例來看，都是非常之低的。2002年，我國的輸配電價是占銷售電價的26.7％，而發達國家可以達到60％左右。在我國銷售電價本身偏低的情況下，輸配電價占銷售電價的比例又偏低，而與其他國家的輸配電價格相比就顯得更加偏低。中國的輸配電價只有英國的1/3，德國的1/4，日本的1/6。這樣低的輸配電價使得電網公司盈利率嚴重偏低，負債率上升，建設資金籌措發生困難。因此，當電力工業進行市場化改革時，必然要提高輸配電價，促使銷售電價水平上升。
四、銷售電價結構扭曲也使電價須適度調高
中國銷售電價存在的問題：一是銷售電價分類不合理，二是各類電價之間的比價關系不合理，三是優惠電價種類繁多，四是價外加價收費。
由於銷售電價分類不合理，各類電價之間比價不合理，優惠電價種類繁多價外加價收費多，使得電價嚴重扭曲。凡是能從公共電網中獲取低價和優惠電價的用戶，都會賴在公共電網中購電；凡是要負擔交叉補貼的用戶就會千方百計修建自備電廠，自建自管自供逃避補貼責任。結果是小煤電，假熱電盛行，公用電網的優越性徹底喪失，由於這些問題的存在還嚴重影響大用戶向發電廠直購工作的開展。在廠網分開的條件下，大用戶建自備電廠和直購逃離公用電網，公用電網只剩下優惠供電的各類用戶，公用電網就會出現高價購電，低價賣出，嚴重虧損，難以為繼。
電力行業市場化改革的目的是為了電力行業的可持續發展，電力行業的效率和公平。在市場經濟條件下，消費者面臨的價格是社會生產的邊際成本。如果對價格人為扭曲，那麼資源的有效配置將無法實現。我們對居民生活用電、農業用電、支農產品用電電價等進行交叉補貼，就是對銷售電價進行人為扭曲。根據福利經濟學的研究可以知道，對特定人群給予收入補貼，優於通過價格扭曲進行補貼。我們要下決心取締一切扭曲電價的做法，適當調高價格是必要的。
五、能源資源短缺迫使煤電聯動勢在必行
近年來，世界石油，天然氣價格居高不下，煤炭價格也大幅度上漲，電力工業作為能源轉換行業，繼續維持低價供電，用戶為逃避承擔高價能源，趨向多用電力。凡是能用電力替代石油和天然氣的都盡可能用電力替代，在這些能源替代中，有的替代是合理的，既可節約投資和費用，又可節約能源資源，有些替代是不合理的，會造成能源資源的浪費，如用電燒熱水和採暖，電力利用效率極低。最近幾年電力消費的增長率不僅高於能源，而且高於國內生產總值的增長速度，電力消費已經連續6年彈性系數大於1。
造成這種狀況的根本原因在於石油、天然氣和煤炭價格已經遠遠超出了成本＋合理利潤＋稅金範疇，石油、天然氣已經獲得暴利，但時至今日對電力工業卻要求微利或者虧損，不能夠反映其稀缺的情況。在能源大幅度漲價的情況下，作為能源轉換行業的電力，惟一的辦法只能是電價隨能源價格浮動，即中國實行的煤電聯動。
為保持終端能源的合理比價，促進能源合理利用，節約能源資源，應當隨著油、氣、煤的價格上升，合理提高電價，當然，提價要適度，要考慮到國民經濟多方面的承受能力，要使石油、天然氣、電價和熱價保持合理的比價關系。但是從已印發的《電價改革方案》和上網電價、輸配電價和銷售電價等三個管理辦法來看，離這種要求還很遠。
以上說明在改革過程中，往往導致電價上漲。筆者認為，中國要進行電力體制改革，應當引入發電競爭、售電競爭和在大用戶直購之前先理順電價，先把電價分類，電價水平合理化，取消優惠電價、取消價外加價。
㈢ 2021年煤炭為何瘋狂暴漲
煤炭價格的瘋狂暴漲主要是進口煤炭數量的減少，由於2021年海運的價格成本上升，以及眾所周知的情況，世界各地的煤礦開采也受到了影響。這樣的話，由於需求大，供應少，市場杠桿的作用下，煤炭價格就暴漲了。
㈣ 煤電價格的改革，會對企業有影響嗎
前言：東北限電鬧得沸沸揚揚，工廠限電，商場限電，老百姓直接停電，沒有提前通知，造成了很多家庭生活不方便，幸福感直接降低，老百姓們苦不堪言。除了東北地區之外，全國其他地方也開始有所限電，比如說晚上人流少的道路直接關閉了路燈，對於一些政府辦公場所也要求，如空調溫度也明確的要求了，四層以下不可以乘坐電梯的規定。我國之所以要限電，並不是因為發電設備沒有能力，而是因為煤炭價格上漲，但是電價將對比較低，而且穩定不變，那麼成本太高，煤電的收益不足，所以要強制進行改羨判升革，企業是用電很高的場所，這無疑是對於企業來說有很大的影響，主要有以下2點：
總結：在現代生活當中，人們不可以缺少沒電，無論是日常的學習、生活、工作等等都需要煤電的幫助，如果煤電價格改革，那麼它帶來的影響是非常大的，尤其是對於企業來說會面臨巨大的經濟損失，所以就要趕兄老快進行改革，減少損失，可能還會帶來很多的收益。
㈤ 我國出現的煤電價格倒掛問題，是因為什麼原因
針對我國出現的煤電價格倒掛的現象，其實發改委已經進行過多次會議進行商討。最主要的根源還是在於上網電價一直不能夠進行調整，對於目前的市場反應有所延遲才導致的。其實在這一次的發布會上，發改委表示將會對以後的上網電價進行調整，採取浮動的政策。這個消息說實話，對於很多人來說都影響深遠，今天我們就來探討一下煤電價格倒掛，以及這一次的會議所造成的影響。
第三，這一次的變動有什麼樣的影響？
首先，這一次的變動對於我們普通人來說並不會有太大的影響，主要就是因為這一次針對的主要是一些高耗能企業，當然如果像這樣的高動力別太價格不能夠被遏制的話，那麼在以後可能會逐漸的影響到我們的居民用電。不管怎麼說，我們在日常生活當中，一定要節約能源。
㈥ 電價下降，煤價「高燒」火電企業每發1度電，虧損超過0.1元
隨著中國經濟的發展和經濟規模的擴大，電力需求越來越旺盛。由於中國煤炭資源豐富，加上煤電企業建設周期短，大力發展火電就成為支撐經濟發展所需電力的主要來源，目前，火力發電占據著中電力市場的七成左右。
國家統計局數據顯示，2019年，全國發電量為7.14萬億千瓦時，其中火力發電5.16萬億千瓦時，佔全國發電量的72%，2020年全國發電量7.42萬億千瓦時，比上年增加2.7%，其中火力發電5.3萬億千瓦時，佔全國發電量的71.4%。
2021年上半年，我國全 社會 發展電量為38717億千瓦時，其中火力發電28262億千瓦時，占上半年發電滲昌量的73%。
從近三年火力發電量可以看出，依靠燃煤作動力的火電發電依然是我國最為核心的發電類型。
雖然近幾年風電和光伏發電等清潔能源發展加速，水電核電也得到了比較大的發展，發電量絕對值越來越大，但經濟發展也導致全 社會 用電量明顯增加，短時間內無法改變我國火力發電占據發電總量70%左右的格局。
對於煤電企業來說，「滿發多供」一直是這些企業的口號，「搶發電量」也是叢則扒電力企業創造利潤的抓手，有了電量，煤電企業就有了效益，但進入到2021年，這種情況卻發生了悄然改變，煤電企業寧願停機也不願意發電了，用煤電企業自己的話說，發電越多虧損越大，停機後雖然也虧損，但是虧損會少一些，為何在火電行業會出現這么奇怪的現象呢？有兩大主因：
火力發電廠的第一大成本就是燃煤，在正常情況下， 燃煤成本占火電總成本70%左右，在煤炭資源豐富地區，由於缺少運輸環節，可以降低一部分成本，燃煤成本可能會控制在60%左右。但由於近幾個月煤炭價格猛漲，這一成本比例發生巨變。根據中原地區某電廠財務數據，入爐含稅標煤單價已經接近1500元/噸，而去年同期水平大約是600元/噸，煤價已經超過同期水平的兩倍，數據還顯示，在電廠整個成本中，燃煤成本已經從總成本的70%左右的水平上漲到95%左右，發電邊際利潤也從去年的150元/MWH直接下降到零米以下，發電越多，虧損越大。據測算，電廠每發一度電，虧損就會超過0.1元，發1億度電就會虧損1千萬，對於那些大型發電企業來說，每個月虧損超過1億元。
與電廠煤完全市場化不同的是，火力發電上網電價採用的計劃加市場的模式。由於我國火電裝機容量已經略顯過剩，火力發電利用小時年年下降，各電廠為爭奪市場用電大客戶，爭相壓低銷售電價，利潤空間被大大壓縮，但同時由於電價的降低，那些用電大戶卻成了最大的受益者。某電廠財務報表顯示，到2021年8月底的電價，與去年同期相比，下降了20元/MWH，目前的銷售電價基本上在每度電0.35元左右，電廠銷售電力的收入大大縮水。
各火電發電廠為了降低燃煤成本，盯顫煤場庫存保持最低位，平時10萬噸的庫存，現在壓縮到3萬噸，庫存從滿足半個月的需求，下調到一周以內。即便這樣，各火電企業越來越感受到力不從心，隨著虧損越來越嚴重，造成企業的燃煤采購資金異常緊張。同時，由於火電虧損嚴重，部分銀行已經停止對煤電企業的授信，減少流動資金貸款，甚至直接暫停與煤電企業的合作，煤電企業的日子更加難過。
隨著天氣漸冷，現在煤電企業更擔心冬儲煤采購，特別是有居民供熱任務的電廠，必須要考慮要增加冬儲煤問題，這樣資金缺口就會更大。
由於發電企業不同於其他企業，即便虧損，也不能停止發電，煤電企業的壓力可想而知。根據央視報道，陝西某煤電企業含稅標煤單價達到了1200元/噸，每度電虧損0.12元，8月份發電10億度，虧損1.27億元。專業人士判斷，隨著冬季的來臨，從10月份開始，煤電企業開始冬儲煤采購，煤炭需求將更加旺盛，今年最後幾個月的煤價仍將高位運行。
㈦ 青島煤價怎麼這么高
國內煤炭需求增長過快過猛、電力用煤短缺等因素的影響，煤炭價格不斷上漲。
與2005年相比，2008年煤炭價格幾乎翻了一倍，由於煤炭費用在供熱成本中佔有較大比重，煤炭價格的飆升成為導致供熱成本大幅度增長的主要原因。供熱企業儲備煤炭的能力受到嚴重影響，至2008年7月底，市區15家供熱企業煤炭庫存總量為25萬噸，同比減少7萬噸。
其次，根據國家有關環保法規，供熱行業節能減排標准不斷提高，環保部門要求所有鍋爐脫硫必須達到國家標准並安裝在線監測設備。按照環保要求，今年各供熱企業均加大了脫硫設施的投入，環保支出增加也加大了供熱企業生產成本。
根據華電青島發電有限公司提供數據，1-9月份該企業入廠標煤單價累計同比上漲314.07元/噸，同比漲幅43.62%。
10月份煤炭市場采購價格為0.3元/大卡，摺合入廠標煤單價為2100元/噸，較1月份價格上漲117.4%。目前，已確定煤源采購價格為0.33元/大卡，摺合入廠標煤單價2310元/噸，且價格持續走高。
煤炭價格大幅上漲將導致我市供熱成本大幅增加。若供熱煤耗按照40千克/吉焦計算，煤炭價格每變動100元將影響熱價變動4元/吉焦。目前，我市煤電、煤熱價格與成本倒掛，各供熱企業均處於虧損狀態，若煤炭價格持續上漲並保持高位，將對我市供熱行業帶來巨大沖擊。
以上內容參考青島市人民政府-政府信息公開
㈧ 煤炭股為何連續暴漲
主要還是煤炭整合力度加大...各投行認為經濟走出低谷.煤炭供需不平衡..看好煤價繼續上漲等原因...你可以看下下面一些投資機構的研究報告...希望能對你有所幫助...
山西省新近推出的煤礦企業兼並重組政策，將使其2009年的實際煤炭產量減少2億噸左右。同期，內蒙古以及陝西省等地煤炭產量有較快增長，進口增加出口減少格局不變，這兩部分增量尚不足於彌補山西省煤炭產量減少。未來GDP增幅註定逐季提高。煤炭供求關系的改變確保未來煤炭價格穩定甚或小幅上升。國外煤炭價格對於國內的沖擊有限。煤價走強，煤炭上市公司通過並購低成本壯大規模的機會增多，煤炭板塊業績將普遍高於此前預期，業績向好提供了投資煤炭板塊的價值空間。我們提高煤炭投資評級為「增持」。首推山西省主要煤炭上市公司，繼續推薦買入潞安環能（601699）、西山煤電（000983）、蘭花科創（600123）。山西省煤礦兼並重組對煉焦煤子行業供給沖擊較大，關注焦煤價格穩定，金牛能源（000937）、盤江股份（600395）等將由此獲益。
內容提要
山西省政府新近出台的10號文件，意在加快煤礦企業兼並重組，重組後的單個企業規模最低為300萬噸/年，單井規模不低於90萬噸/年，在2009年年內完成報批和礦井壓減任務。——「新政」被認為是改變山西省煤炭生產格局、左右鄉鎮煤礦未來發展的一個重大政策，也是多年來力度最大的一次整頓。
山西省此次兼並重組要求極高，各地情況又大不相同，即便順利上報兼並重組計劃，煤礦的設計、建設、辦證以及驗收等將持續一年左右的時間，因此，鄉鎮煤礦的復產進度將比此前預期的慢很多。樂觀估計，部分煤礦至少要到2009年第四季度才會復產。
此次山西省煤礦企業的兼並重組「新政」，中止了鄉鎮煤礦原本打算的陸續復產，鄉鎮煤礦第一季度乃至今後相當一段時間的煤炭產量會大幅度減少，並因此影響山西全省的煤炭產量以及在全國的佔比。我們預計，此次兼並重組政策，實際將使得山西全省減產2億噸左右。
2009年第一季度，內蒙古以及陝西省的煤炭產量有大幅度增長，不過，由於運輸條件的限制，內蒙古和陝西對於市場的沖擊非常有限。進口增加以及出口減少也將增加國內煤炭實際供給約3000萬噸。這兩個因素無法彌補山西省煤炭企業兼並重組引起的煤炭減產。
第一季度GDP同比上漲6.1%，今後實體經濟逐季走好已經是顯然的事實。市場煤炭價格由於供求關系改變，今後至少會保持穩定，緩步上漲概率極大。當然不同煤種表現有所不同。——這點已經超過市場此前對煤價較為悲觀的預期。
資金推動下的煤炭板塊的估值水平隨大盤水漲船高。至少現在看來，這種資金推動的力量依然，煤炭板塊還將因此獲益。未來煤炭價格穩定甚或上漲，兼並重組推進將給煤炭上市公司帶來更多低成本的規模擴張機會，預計今年煤炭生產成本與2008年持平，以上因素將提升上市公司的業績——業績支撐煤炭板塊價值投資空間。提高煤炭投資評級為「增持」。首推山西省主要煤炭上市公司，繼續推薦買入潞安環能（601699）、西埋則山煤電（000983）、蘭花科創（600123）。關注山西省煤礦兼並重組對於煉焦煤子行業供給的巨大沖擊以及價格的帶動作用，金牛能源（000937）、盤江股份（600395）將由此獲益。
投資要點：
山西減產，5 省大幅增產。1 季度內蒙古、貴州、陝西、新疆、安徽是5 大增產省份，合計占增量的80%以上，山西、河南是主要的減產省份。內蒙古、新疆、陝西、貴州等增產幅度較大的衡液哪省份，鄉鎮煤礦的佔比較高，而鄉鎮煤礦≠小煤礦，北方省區除山西外，內蒙古、陝西、新疆等開采條件較好的省區，鄉鎮煤礦規模較大，政府的調控力弱。
需求回暖。鋼材價格則在經歷連續10 周下跌後，從5 月1 日後出現回升。鋼鐵產能較為集中的唐山地區目前焦炭較緊缺，開灤股份焦炭提價100 元後仍供不應求，但目前鋼鐵的承受力有限，焦炭繼續提價的空間仍待鋼價的持續上漲；直供電廠耗煤在3 月1 日以來經歷連續9周的下降後，在5 月10 日首次出現回升，隨著鋼廠以及相關產業產能利用率的提高，電力行業對動力煤的需求趨勢有望轉好。
動力煤進口仍有套利空間，焦煤國內外價格接軌。國際海運費近期反彈，澳西-日本月份上半月均價創08 年10 月份以來新高，月環比漲幅16.41%。運輸費用的上漲使進口咐碼煤競爭力有所減弱，但當前動力煤進口仍有套利空間。考慮運費後，5 月上旬澳煤到岸價格仍較國內高25美元/噸，這一差額較08 年10 月、11 月的差價縮小5 美元左右，但仍為歷史較高水平，焦煤到岸價格1100 元/噸，國內外價差完全彌合。
動力煤短期堅挺，中期仍面臨壓力。對動力煤需求的擔心已經退居次位，短期內山西小煤礦復產進度緩慢，旺季臨近，動力煤價格有望維持堅挺。但中長期來看，動力煤在供給側仍面臨內憂外患，我們對動力煤中長期價格仍相對謹慎。
焦煤價格底部確認。焦煤供給面山西臨汾、呂梁、古交等焦煤主產區的小煤礦復產進度依然緩慢，國內供給依然沒有太大的提升空間，國內外價格接軌進口動力減弱；需求面鋼鐵、焦炭產能利用率回升、通過焦鋼間接出口繼續惡化可能性不大，目前價格獲強力支撐。
？？ 上調焦煤子行業投資評級。基於焦煤價格止跌並可能小幅回升的判斷，我們認為焦煤子行業盈利預測和估值水平都存在上調的空間，上調焦煤子行業的投資評級，相應上調西山煤電、盤江股份、開灤股份評級至增持，上調潞安環能、平煤股份至謹慎增持。動力煤消化新增產能仍需時日，考慮到動力煤公司的權重，我們對整體行業及動力煤子行業仍維持中性評級，動力煤價格低位徘徊，產能擴張較大的公司有望實現盈利增長，動力煤的優選品種為大同煤業和國投新集。
投資要點：
■09年電煤夏季消費高峰期提前啟動。進入5月份，我國主要城市平均氣溫數據看，較往年偏高。這說明
今年夏季提前到來的概率較大，從而帶動電煤夏季消費高峰期提前啟動。加上固定資產投資項目陸續開工的
提振作用，動力煤價格有望先抑後揚。
■煤炭行業供需維持弱平衡。隨著基礎設施建設的展開，下遊行業將陸續回暖，終將帶動上游煤炭的需求，
這在下半年會體現的更明顯。同時受小煤礦安全整頓與關閉的影響，煤炭產能不會集中爆發，煤炭供需維持
弱平衡的概率加大。
■更看好動力煤、無煙塊煤子行業相對樂觀，對煉焦煤和噴吹煤子行業持謹慎態度。考慮到夏季用煤高
峰期的提前啟動，電煤價格將獲得支撐；近期鋼材價格反彈，但需求的恢復仍有待觀察，且中小鋼廠復產又
將對鋼材價格形成壓力，因此煉焦煤和無煙噴吹煤價格的上漲空間受到限制，但下降空間亦不大。無煙塊煤
供給有限，需求相對穩定，價格相對堅挺。
存在風險：
■合同煤價格低於預期；國際原油價格波動風險；宏觀經濟及下遊行業發展低於預期；進口煤增加，將對沿海
市場煤價帶來波動。
綜合評價及評級調整：
■維持煤炭行業評級為「推薦」。我們認為宏觀經濟已經見底，煤炭行業需求將逐步恢復。下半年隨著通脹
預期的加強，煤炭股的抗通脹特性將繼續受到關注，維持煤炭行業「推薦」評級。
㈨ 市場交易電價上下浮動范圍不超20%，電價上漲的主要原因是什麼
在這一次的國務院常務會議上，關於電力供應的問題進行了嚴肅的討論。而目前討論的結果已經公布出來，認為在以後的市場交易當中，電價的上網價格可以進行上下浮動調整，原則上不超過20%就可以完成交易。今天我們就來探討一下，這一次電價為什麼會上漲，以及它會造成什麼樣的影響。
第三，如何看待這一波電價的上漲？
從本質上來說，如果電價上漲的話，必定會導致居民生活成本的上升，但是如果電價一直維持不動的話，發電廠又沒有辦法正常的運轉。畢竟虧本的買賣，沒有誰願意一直幹下去，所以如果可以合理的上漲，我們還是願意的，但是電力的正常供應一定要保證才可以。
㈩ 電價大改革:能漲能跌影響幾何
中國電力體制市場化改革邁出了關鍵一步，在放開發電側上網電價、用戶側銷售電價方面取得重要進展。國家發改委12日對外發布的《關於進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（下稱《通知》）明確，有序放開全部燃煤發電電量上網電價，將燃煤發電市場交易價格浮動范圍擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制。工商業用戶全部進入電力市場，取消工商業目錄銷售電價。這將對高耗能產業產生較大影響。對高耗能企業市場交易電價，規定其不受上浮20%限制，就是要讓用電多、能耗高的企業多付費。
一、其他工商業用戶用電成本在總成本中佔比總體較低，企業用電成本會有所增加，但總體有限。
反映在A股市場上，截至10月12日收盤，新中港、金房節能拉升封漲停板，贛能股份、杭州熱電激吵、深南電A、華通熱力、節能風電、南網能源、內蒙華電等多隻電力股集體拉升。2020年我國燃煤發電佔比仍佔到65%左右，可以預計在「十四五」期間，煤電仍然是電力行業的「壓艙石」與支撐能源結構調整和轉型發展的「穩定器」。近期煤炭銀鉛世價格明顯上漲後，一些地方電力市場的燃煤發電交易電價已實現上浮，對緩解燃煤發電企業經營困難發揮了積極作用。
學者分析，限制煤價上漲、強迫煤電企業保證生產都不是解決電力供需矛盾的有效辦法。「一刀切」的限電限產帶來的社會成本遠遠高於電價上漲帶來的經濟成本。電力市場化改革在「疏」不在「堵」，將電價上漲疏導到終端用戶，緩解煤電企業成本壓力、保障煤電供給的穩定有助於穩定我國電力供給穩定，從而保障我國產業鏈的穩定與經濟持續向好發展。
二、對通脹預期影響有限
全面放開燃煤發電上網電價，擴大上下浮動范圍，在電力供需偏緊的情況下，市場交易電價可能出現上浮，在一定程度上推升工商業企業用電成本，但需要分用戶類別來看。
「對高耗能企業市場交易電價，規定其不受上浮20%限制，這樣上浮不限，就是要讓用電多、能耗高的企業多付費。其他工商業用戶，單位產品生產用電少，用電成本在總成本中佔比總體較低，市場交易電價出現一定上浮，企業用電成本會有所增加，但總體有限。
三、市場電價上漲的後果
如果市場交易電價上浮，會在一定程度上推高企業特別是上游生產企業用電成本，對工業生產者價格指數（PPI）有一定推升作用，但改革措施有利於改善電力供求狀況，更好保障企業用電需求，促進企業平穩生產、增加市場供給，從總體上有利於物價鋒肢穩定。總體來看，此次改革對物價水平的影響是有限的。
四、煤電價格短期上漲對用電成本和通脹預期影響有限。
一是由於有價格上限的限制，漲幅有限；二是根據2018年投入產出表測算，電力成本在全社會生產成本中佔比較小，電價上漲引起的企業成本增幅有限。同時改革過程中鼓勵對中小微企業實行階段性優惠，以減輕企業成本負擔。而保障電力供給的穩定對於提升大宗商品生產能力、增加供給、降低價格具有正向積極作用。