供给收缩→煤价上行→成本传导 2027售电签约迎来重定价

一只南美洲的蝴蝶扇动翅膀，远方掀起飓风。放到山西能源市场，5月22日留神峪矿难，就是那只扇动翅膀的蝴蝶。当时很多人以为，这只是短期煤矿停产事件。但时间走到9月，连锁反应穿过煤炭、火电，最终传导到电价。煤价上涨的压力，正在慢慢兑现，也将深刻影响即将开启的2027年度售电签约。

（来源：北极星电力市场网 作者：李思思）

但诡异的是，山西9月的代理购电价格，反而回落了。这个矛盾，才是理解后续一切问题的关键。而在市场焦虑的另一面，国家与山西的保供政策已经在密集出手——只是，政策见效需要时间。

一、起点：一次事故，两种停产逻辑

2026年5月22日19时29分，山西长治沁源县发生煤矿事故。事故后的安全整治呈现出一个容易被忽略的特征：停产高度分化，但减产是普遍的。

停产集中于吕梁、临汾、晋中、长治等炼焦煤主产区，这些地区乡镇煤矿集中，全省255座乡镇煤矿中四市占比超过70%。事故初期四市停产煤矿超100座、产能逾1.1亿吨。动力煤保供区域（大同、朔州）未大面积停产，但朔州乡镇煤矿26座、产能5940万吨，民营矿基本停产整顿。

然而，复产后产量并未恢复。已复产煤矿原煤日产较停产前平均下降33%以上。自5月23日以来山西出现过停产现象的煤矿共计204座，产能2.75亿吨。

这不是一次可以快速回弹的冲击。安全监管从“停产”深化为“限产”，形成了一种持续性的供给刚性收缩。

二、传导：煤价上行，但电价传导存在阻滞

减产的影响沿着煤电产业链传导，但这条链条并非“煤价涨、电价必涨”那么简单。

第一环：煤价创三年新高。秦皇岛港Q5500动力煤从8月20日的860元/吨，攀升至9月11日的985元/吨。炼焦煤现货价格从6、7月的1250元/吨附近跳涨至9月11日的1508元/吨。

第二环：长协履约的“有心无力”。2026年电煤长协规则要求签约量为自有资源的75%，执行率不低于90%。但在产量骤减的背景下，煤矿优先保障自身运转。价差270元意味着煤矿每按长协交付一吨，就少收270元。价差小，长协是稳定器；价差大，长协变成对煤矿的一道隐性税，执行成本随之上升。

第三环：火电成本承压。安监常态化推高煤价底部，火电采购成本长期承压。市场煤价易涨难跌，但火电电价受管制、难同步传导，毛利被直接压缩。

第四环：向用户侧的传导存在阻滞。这是最容易被忽略的一环。煤价上涨推高了火电成本，但代理购电价格的调整并非线性跟随。8月山西代理购电价格环比上涨后，9月已出现回落。成本压力的传导存在时滞和缓冲——长协机制、库存管理、电价管制都在发挥“减震器”作用。

传导链的真相是：煤价确实在涨，火电确实在亏，但电价向用户的传导并不顺畅。这种“阻滞”本身，就是理解后续一切问题的关键。

三、新的收缩：10-12月的“三重收紧”

如果说前面的传导链是“已经发生的事”，那么10-12月还有三个新的变量，正在同时收紧供给端。

第一重：煤价易涨难跌。据业内朋友透露，陕蒙煤矿四季度产量受限，（即只消化原有存量，不再新增开采量）。山西复产煤矿“复产不复量”，叠加供暖季储煤需求集中释放，煤价在10-12月大概率维持高位。多家机构预判，四季度动力煤价格中枢将在900-1000元/吨区间运行（不包括运输费），若供暖季需求超预期，不排除阶段性突破千元。

第二重：火电检修压缩顶峰能力。供暖季前，山西约1100万千瓦火电机组进入检修，占全省火电装机近五分之一（7月底山西火电机组约5000万千瓦）。这意味着供暖季火电顶峰能力被压缩，早晚高峰的供需缺口更容易被放大。

第三重：新能源出力回落。10月以后，山西光伏出力随日照缩短而显著回落，风电虽然冬季偏强，但短期波动反而会放大实时供需缺口。风光出力骤降时，火电需要快速顶上来，但火电又面临检修和煤价双重约束。

三重收缩叠加之下，现货价格在早晚高峰的波动幅度将进一步加大。

四、政策对冲：国家与山西的保供信号

市场的三重收紧，并非没有对冲力量。9月下旬，政策端连续释放了明确的保供信号。

9月18日前后，国家发展改革委、国家能源局、国家矿山安监局联合印发通知，要求各产煤省份和煤炭企业在确保安全的前提下，全力做好煤炭稳产保供工作。通知的核心要求包括：稳妥推进煤矿复产达产、加快联合试运转煤矿验收、抓实电煤中长期合同履约、发挥进口补充调剂作用、推进接续产能建设。通知还明确，下一步将“适时释放煤炭产能储备”。

这一政策信号直接回应了5·22事故后供给收缩的核心矛盾。值得注意的是，通知对山西部分产能“实质放开了一定的超产额度”——山西拟试点允许超年度生产计划的合规煤矿，经安全评估达标后，年底前单月按核定产能的1/12组织生产。

9月26日，山西省省长卢东亮主持召开全省煤炭安全稳产稳供工作推进会，要求“加速扭转产量下滑趋势”。会议明确提出：生产矿井要“优化生产组织、尽快达产满产”，建设矿井要“紧盯工程节点、抓紧投产达效”，有安全隐患的煤矿要“加快完成整改、尽早验收复工”。同时强调“日调度、周通报”，强化工作督导。

政策的方向是明确的：在安全底线之上，全力推动产量回升。

但市场的反应值得玩味。政策发布后，煤炭股不跌反涨，机构研报的判断也趋于一致：保供政策有望推动复产，但供给恢复幅度仍需观察基层执行的积极性和力度。“即便考虑政策推动复产，四季度秦皇岛5500大卡动力煤价格中枢仍有望维持在900元/吨以上”。

这意味着，政策可以“控斜率”，但暂时难以“改方向”。四季度煤价偏强的格局，大概率不会因为保供政策的出台而逆转。

五、叠加：供暖刚需遇上时间错配

如果这只是一次季节性的供给扰动，或许还不足以引发如此广泛的焦虑。真正让问题复杂化的，是时间维度的错配。

供给端的收缩发生在6-8月，而9-10月恰恰是北方冬季供暖储煤的黄金窗口期。从近年煤价走势规律看，煤价上涨通常集中在9-10月，与北方冬储补库、非电需求采购旺季直接相关。

火电企业明确表示，当前核心优先级是保障民生供热，“需预留煤炭库存避免开栓后出现舆情，无额外降本让利空间”。

供暖与工业用电的本质区别在于：工业负荷可以调节，供暖是刚性民生需求。这意味着供暖季的煤炭需求几乎没有弹性，供给缺口一旦存在，只能通过价格机制或行政手段来平衡。

而政策保供的“时间差”，恰好落在10-12月的签约窗口期。政策方向正确，但短期供给弹性有限，这是售电公司必须面对的现实。

六、影响：工商业用户与售电公司的处境

这场供给冲击的影响，因“传导阻滞”的存在而呈现出不同的面貌。

对工商业用户而言，是成本预期的不确定性。代理购电价格虽然在9月有所回落，但煤价高企、火电检修、新能源出力回落三重收缩之下，10-12月的电价走势并不乐观。用户面临的核心问题是：2027年的用电成本，到底该按什么价格来锁定？或者现在合作的售电公司是否能兜底？是否能够不惧怕市场的巨大波动（不会因为市场风吹草动而倒闭退市）

对售电公司而言，是“批零倒挂”的现实威胁。2026年初已有区域出现批发价格与零售合同价格倒挂，部分售电公司陷入亏损。而售电市场的规则正在经历一轮系统性重构：履约保障从“按年预缴、静态额度”转向“按日盯市、动态补足”，最低200万元起步，调整系数可达1-10倍。一家年售电30亿千瓦时的公司，履约保障可能从旧规的约2500万元升至3000万元甚至1.5亿元。《新售电公司管理办法》

部分地区零售侧的分时套餐要求也在强化。参与现货市场的10千伏及以上电压等级零售用户须选择带有分时段属性的零售套餐。这意味着售电公司的采购能力正在从“黑箱”变为公开可比的数据。

七、窗口期：10-12月的三重叠加

对于售电从业者而言，10-12月是2027年度零售合同签约的关键窗口期。而今年的签约季，恰好与三重压力形成叠加：

第一重：供暖储煤的价格峰值。9-10月是冬储煤集中采购期，煤价在此期间往往达到阶段性高点。这意味着售电公司在与用户谈判2027年套餐价格时，面对的“锚定价格”可能处于全年的最高区间。

第二重：成本传导的博弈期。高煤价环境下，发电侧有更强的诉求推动电价上行，而用户侧的承受能力有限。售电公司夹在中间，既要判断发电侧的报价底线，又要评估用户的承受上限。

第三重：售电规则的合规成本重构。履约保障的动态化管理、分时套餐的精细化要求，意味着签约规模越大，资金占用和合规成本越重。

八、短期应对：10-12月，售电公司该做什么？

面对这场结构性冲击，售电公司当下的核心任务不是“预测价格”，而是在规则和价格双重不确定的窗口期，做出相对稳健的决策。

第一，规则跟踪优先于价格判断。2027年的交易规则正在陆续出台，而2027年的零售合同又必须在这个时段完成签约。两者高度重叠，意味着售电公司需要在规则尚未完全明朗的情况下做出定价决策。甘肃已率先启动2027年度省内中长期交易准备工作，明确代理关系绑定截止时间为10月15日。山西的电力市场规则体系已迭代至V16.0版本，【预计年底出V17.0】中长期分时段交易暂分为24个时段，交易周期覆盖年度、多月、月度、旬和日。密切留意本省交易中心发布的分时段电量约定方式、价格浮动机制、履约保障额度等核心参数的变化，比猜测煤价走势更重要。

第二，采购节奏比采购价格更关键。供暖季储煤高峰恰逢签约窗口，煤价处于阶段性高位，如果在这个时点锁定全年大部分电量，成本就会被锚定在高位。分批采购、拉长建仓周期、在煤价回调窗口适度增仓，是当下更务实的策略。

第三，对工商业用户的建议要留有余地。2027年的零售套餐设计空间取决于规则细节，而规则细节尚未完全落地。如果售电公司给出的固定价格套餐明显高于2026年，用户可以考虑选择分时套餐或浮动比例更高的套餐，在锁定部分成本的同时保留价格下行时的调整空间。【各省规则不同，套餐设计各异，用户择优选择，这本身没有问题。但问题在于，市场越大，鱼龙混杂的现象就越突出。如果售电公司之间的竞争只剩下“谁的电价更低”，陷入无休止的内卷，结果就是全行业都不盈利。这个行业最终比拼的不是价格，而是稳定性——谁的采购能力更扎实，谁的风险管理更到位，谁才能走得更远】

个人观察：

梳理完这条传导链，有几个判断想分享给同行。

第一，长协的“信仰”正在被动摇。过去几年，长协煤是火电企业的“压舱石”，也是售电公司定价的隐性锚。但这次事故暴露了一个问题：当供给端出现系统性收缩时，长协的履约率会从“制度保障”退化为“道德约束”。如果2027年的套餐定价仍然默认“长协一定会足额兑现”，风险敞口可能比想象的大。

第二，“复产不复量”可能是新常态。复产口号到落地，这是一个需要时间成本的事件，隐蔽工作面的清查、超产入刑的政策信号，都在改变煤矿的生产函数。安全边际每提高一分，供给弹性就下降一分。这个逻辑不会因为事故淡出新闻而消失。

第三，售电正在从“资源型生意”变成“能力型生意”。分时套餐的强制要求、履约保障的动态化、采购曲线的按日披露，这些规则叠加起来，指向一个方向：以前靠关系拿低价电、靠信息差吃利差的日子，窗口在收窄。未来能活下来的，要有真正的交易能力，有真正的用户服务能力，及做综合能源服务商。

第四，10-12月的签约，可能需要一点“反直觉”。当煤价处于阶段性高点、市场情绪最紧张的时候，往往是风险溢价最高的时候。签约季的难题从来不是“敢不敢涨”，而是“涨多少才不会在明年被用户抛弃”。

（注：本文为投稿，以上观点仅代表作者）