中电联规划发展部副主任叶春表示，进入季节性用电用煤高峰期，近日来河北、河南、江苏、山东等多省电网电力负荷创下历史新高，尤其进入7月，最高调度负荷和调度发电量均创历史新高。电力企业提前谋划，持续做好夏储煤工作。根据中电联统计，截至6月底，纳入电力行业燃料统计的发电集团燃煤电厂煤炭库存9601万吨，同比提高42.6%，电煤库存可用天数22.4天，电厂煤炭库存基本达到迎峰度夏前峰值。

　　“但也应该认识到，近期用能需求明显回升，电厂存煤结构性不均衡问题、电煤供应质量明显降低等问题对保供工作带来一定隐患。”叶春提醒称，迎峰度夏阶段，国内外疫情、宏观经济、煤炭安全生产、铁路等运力协调、气温、降水等多方面因素交织叠加，煤炭、电力保供仍存较大不确定性，区域性、时段性矛盾突出的问题仍存在。

　　根据中电联的跟踪信息，在加强电力设备运维保障基础上，发电企业积极扩展燃煤采购渠道，不计代价积极采购储备电煤，稳定燃料供应基本盘，确保电煤安全稳定供应，确保常规电源“能发尽发”；电网企业充分利用全网统一调度优势，做到电力余缺互济、削峰填谷，保障各类电源“能并尽并、能用尽用”；电网企业积极配合各地方政府部门提前制定有序用电工作预案，坚持“需求响应优先、有序用电保底、节约用电助力”的原则，加大用户侧参与调节力度，最大限度保障电力电量平衡，坚决守住民生用电底线。

　　放在更长远的维度看，蒋德斌认为，“十四五”期间，电力需求方面，我国电力消费还将保持一定的增速，最大电力负荷会较快增长。电力供应方面，随着新能源比重的不断提高，并叠加宏观经济、燃料供应、气温、降水、市场等方面因素，电力系统安全稳定运行的不确定性增加，电力保供面临压力和挑战。

　　据统计，今年以来已召开的22次国务院常务会议中，有8次提及保障电力稳定供应或保能源安全。今年4月20日召开的国常会提出，要立足我国国情，应对外部环境新挑战，抓住重点，强化能源保供，未雨绸缪推进条件成熟、发展需要的能源项目开工建设，促进能源结构持续优化。

　　“从目前电力投资增速以及各地规划情况来看，未来迎峰度夏的电力供应总体是有保障的。”蒋德斌表示，随着重点电源、输电通道的陆续投产，局部地区电力供需紧张的局面会逐步得到改善。高峰时段短时的电力供需紧张将通过市场化的需求侧响应等措施来缓解。

　　中电联在《2022年上半年全国电力供需形势分析预测报告》中披露，今年以来煤电企业采购的电煤综合价持续高于基准价上限，大型发电集团到场标煤单价同比上涨34.5%，大体测算上半年全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本同比额外增加2000亿元左右。电煤采购成本大幅上涨，涨幅远高于煤电企业售电价格涨幅，导致大型发电集团仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态，部分企业现金流紧张。

　　叶春表示，今年以来，各项政策措施效果逐渐发力，煤炭生产保持较高的水平，市场供需关系明显缓和，市场价格中枢和波动幅度都明显低于去年四季度。“但也必须承认，当前的市场价格整体还是偏高的，既与当前整体的供需基本面存在偏差，也远高于电力企业生产盈亏平衡点和承受能力。”

　　但行业调研显示，目前的电力企业长协签约率总体仍然不足80%，目前仍有相当一部分企业尚未完成补签换签等相关工作。据了解，因市场价格居高不下，长协与市场价格差距较大，仍有部分煤企从利益最大化出发，保持观望态度，未签足、签实电煤中长期合同，或拒不执行国家和地方相关合理价格区间，拒绝进行合同换改签。此外，部分合同难以配置铁路运力等因素也给全覆盖带来一定影响。

　　对此，中电联建议，加大力度推动煤炭中长协的签约工作，尽快补足电煤中长期合同，消除全覆盖缺口；加强对电煤中长期合同价格、供应量、煤质等履约监管，稳定电煤供应基本盘。出台规范的煤炭市场价格形成机制，理顺当前多轨价格机制，加强现货价格管控，引导煤价长期稳定在合理区间；完善坑口区间限价政策，严禁各区域、各煤矿自行创设指数和定价机制，杜绝多种价格机制和捆绑搭售引起的价格体系混乱。尽快稳定市场预期，防止煤价持续上涨推高下游用能成本。

　　具体而言，煤电扭亏关键在于通过持续增加煤炭供应总量，将煤价控制在国家规定的合理水平内。疏导煤电上网电价方面，中电联建议，国家相关部门加强对各地方执行《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》的宏观指导，督促各地尽快将煤电电价调整到位，缓解由于燃料成本高涨导致的电力供应风险。尽快出台涉高耗能企业落实市场交易电价管理清单，禁止对涉及高耗能企业开展优惠电价的交易，严格落实国家“高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制”的政策要求。进一步明确跨省跨区送电交易价格形成机制，外送价格浮动机制按照落地省燃煤发电基准价执行，充分发挥区域间余缺相济作用。