電煤供應是我國電力保供的關鍵。電力市場化改革進程下，電煤價格與電力價格松耦合關系朝向緊耦合、強耦合方向發(fā)展，“基準價+上下浮動”的市場化電價機制得到快速響應，電煤價格和交易電價的變化將較高程度反應電煤供需情況，燃煤發(fā)電價格市場化改革政策的正面效應突顯。
三季度以來，煤炭價格持續(xù)急劇上漲，電煤供應持續(xù)緊張，煤電企業(yè)燃料成本大幅攀升，電煤采購及保供工作難度加大，電力供應缺口突顯，部分省市啟動有序供電。與此同時，全球能源供應短缺問題，電價無法疏導的結構問題以及今冬氣象“冷冬”預測都預示著今冬明春電煤需求的持續(xù)旺盛。為維護好能源供應安全穩(wěn)定，服務社會經濟發(fā)展需求，國家發(fā)改委一方面多次發(fā)文提高煤炭供給、穩(wěn)定煤價水平，另一方面印發(fā)《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》政策，建立規(guī)范的煤炭市場價格形成機制，力求推動煤炭增產穩(wěn)價，打擊市場嚴重投機行為，促使煤炭價格邁入合理區(qū)間。電力、煤炭等國有企業(yè)主動承擔，積極響應、貫徹落實電煤保供部署的努力下，煤炭日產量不斷提升，電企煤炭庫存加快恢復；市場上動力煤從10月中旬最高的1982元/噸，迅速回落至1000元/噸以下，保供穩(wěn)價措施開始顯效。
華中地區(qū)電煤供應是全國情況的一個縮影。2021年華中電網電煤庫存一直低于上年同期，年初庫存1669萬噸，比上年同期少422萬噸；10月9日庫存最低，只有892萬噸，比上年同期少1174萬噸；10月下旬，受國家保供政策影響，庫存開始明顯增長。
國網華中分部將電煤供應作為保供重點，配合做了電煤保供摸底調研工作，調研結果表明，華中電網迎峰度冬電煤有保障，但火電企業(yè)經營將繼續(xù)承壓。
一是盡管電煤庫存仍偏低，但供應情況好轉，庫存量快速增加。電廠普遍反映，在國家強力督導下電煤供應情況普遍好轉。10月24-31日，華中電網電煤庫存增加226萬噸，達到1306萬噸，比上年同期少879萬噸。二是電煤價格有所下降，但現貨價格降幅小于期貨價格，但仍遠高于電廠盈虧平衡點。11月3日，湖北、河南、江西直調電廠每噸標煤平均到廠價分別為2300-2600元、1600-2000元、1400-1600元，均高于盈虧平衡點。三是火電企業(yè)普遍虧損嚴重，但購煤資金得到有保障。除神華潯陽電廠外（集團實行煤電互保），直調火電廠均預計虧損，即使發(fā)電上網電價上浮20%，并沒有扭轉發(fā)電虧損狀況。
根據對華中主要電廠電煤供應情況調研分析，認為：電煤供應正發(fā)生積極變化，但在低庫存的條件下，極端天氣形成電煤保供的不確定性。
一是煤炭市場價格快速降溫，階段性產能快速釋放，國家發(fā)改委等部多環(huán)節(jié)電煤保供工作取得了較大進展，但產區(qū)煤礦維持低庫存運行，電煤供應偏緊的短期形勢不變，產能規(guī)模擴大仍需要時間。
二是明年下半年電煤價格或將繼續(xù)回落。隨著電價市場化改革，工商業(yè)目錄電價取消，市場電價與燃煤上網電價強力掛鉤，電煤價格波動也將傳導至用戶，其中高耗能企業(yè)交易電價不受20%上浮限制將抑制需求，預期用電需求增速將下降，在煤炭產能擴張導致供應量增加的協(xié)同作用下，預計明年電煤供應將進一步好轉，明年下半年電煤價格或將進一步回落。
三是國家發(fā)改委公示，11月3日全國統(tǒng)調電廠存煤1.12億噸，可用天數達到20天，達到常年正常水平?，F階段，華中電網迎峰度冬電煤供應出現短缺的可能性較小，但華中對區(qū)外電煤的依存度高，運力限制成為影響存煤水平的主因，電煤庫存將持續(xù)維持較低水平，低于全國平均水平。
四是冬季電煤供應需高度警惕極端天氣影響。冬季是用電量高峰季節(jié)，也是燃煤發(fā)電量占總發(fā)電量比例最高的季節(jié)。國家氣候中心近日宣布今年冬季將會形成一次從弱到中等強度的拉尼娜事件。2020年冬季氣溫是20年以來最低，雙拉尼娜極端天氣將抬高電力需求，加大運力風險，從而影響電煤供應。
五是國家“雙控”政策仍將影響電煤供應，需要高度重視。
綜上所述，今冬明春由于華中地區(qū)電煤價格仍高于火電盈虧平衡點，火電前期虧損還需要彌補，預計明年5月份之前，電力市場火電成交價格將持續(xù)壓上限運行。隨著電煤供應增加和價格繼續(xù)回落，華中電網用電負荷隨著氣溫回升下降、水電出力隨來水增多而增加導致對火電需求回落，2022年中華中電力市場火電成交價格有望出現拐點。
