为全面了解我市煤电企业运行情况，选取6家具有行业代表性的煤电企业（其中国营3家、私营3家，均属44行业且在全市体量靠前）开展专项调研，掌握了企业生产经营、电力市场政策影响、长协煤签约与履约等基本情况，梳理了企业面临的现实问题，并针对性提出政策期盼，现将具体情况分析如下：

一、企业运行基本情况

（一）盈亏与成本概况

1.1-8月总体情况。6家企业均实现盈利，煤炭购进价格较去年同期普遍下降，发电综合成本多数呈下降趋势。国营企业煤炭购进价格区间为740.09-855.36元/吨，较去年同期的934.55-1043.6元/吨显著降低；私营企业煤炭购进价格区间为600-675元/吨，低于去年同期的731-770元/吨。发电综合成本方面，国营企业为0.32-0.40元/度，私营企业为0.33-0.49元/度，除个别企业外，均较去年同期有所下降。

2.8月当月情况。5家企业保持盈利，仅1家私营企业阳谷森泉热电有限公司处于不盈不亏状态。煤炭购进价格延续下降态势，国营企业当月煤价689.21-846.24元/吨，较去年同期的924.26-1016.41元/吨下降明显；私营企业当月煤价623-660元/吨，与去年同期相比有升有降。发电综合成本整体稳定，部分企业因运营调整略有波动。

（二）长协煤签约与履约现状

6家企业中有5家签订长协煤合同，履约情况差异较大：国营企业中，2家1-8月兑现率分别为34.3%、34.6%，1家月度均匀兑现，年度累计兑现率50%；私营企业中，一家履约量1.37万吨，另一家可按约定正常履约。煤品质量方面，部分企业存在出矿热值不稳定、亏卡等问题，其中企业到厂热值为4627千卡/千克。

二、存在问题

（一）市场竞争压力加大。受新能源发展、外电入鲁增多及电力现货市场影响，电价下行明显，企业利润空间压缩，其中国营企业受结算电价下降影响尤为突出。现货交易和辅助服务收益减少，叠加新能源全量入市稀释容量补偿电费，企业固定成本回收困难。

（二）煤炭价格存在风险。一是部分区域煤价高于沿海城市及市场现货价格，煤价波动风险仍存，私营企业对未来煤价反弹存在担忧；二是部分煤矿价格机制调整滞后于市场行情，叠加煤质不符合机组燃烧要求，导致合同兑现率不足；三是部分长协煤协议以矿发为结算依据，未考虑运输过程中的热值损耗，企业面临亏卡索赔风险。

（三）运营保障涌现难题。一是环保设施运行成本高；二是供暖成本与收费倒挂，私营企业村居供暖亏损问题突出，国营企业居民供热补贴未及时兑现；三是新能源占比提升导致火电调峰需求激增，机组启停和深度调峰次数显著增加，不仅调峰成本大幅上升，还造成设备隐形损耗增大，检修及运维成本增加，且现有补偿机制难以覆盖调节成本。

（四）多目标协调矛盾。一是电、热供应协调存在冲突，供暖季重污染天气减排调控政策进一步加剧了环保达标与电力、热力保供的双重压力，部分企业面临保供风险；二是电力市场政策存在不确定性，各类电费计算方式频繁变化；三是部分企业电费账单报送滞后，影响资金周转规划。

三、政策期盼

（一）稳煤价保供应，夯实成本基础。一是优化煤炭定价机制，全面推行“基准价+浮动价”模式，引导煤矿在监管区间内参照市场行情向下限调整；二是完善煤质“以质论价”结算机制，以到厂验收为核心依据，明确不达标处理方案；三是强化长协煤履约监管，提升合同兑现率，充分发挥其“压舱石”作用，保障燃料稳定供应。

（二）完善电价与补偿机制，保障合理收益。一是健全容量补偿机制，提升补偿标准，确保火电机组固定成本回收；二是优化电力现货及辅助服务市场规则，出台调节性补偿政策，弥补调峰成本与设备损耗；三是完善电价机制，规范电费核算与报送流程，保障企业资金效率与合理收益。

（三）强化供暖保障，降低运营风险。一是落实居民供热补贴，合理上调供热价格；明确供暖季机组最小运行方式，协调电力与热力供应矛盾；二是支持保留部分备用锅炉，保障机组稳定运行，降低保供与环保风险。