电煤供应是我国电力保供的关键。电力市场化改革进程下，电煤价格与电力价格松耦合关系朝向紧耦合、强耦合方向发展，“基准价+上下浮动”的市场化电价机制得到快速响应，电煤价格和交易电价的变化将较高程度反应电煤供需情况，燃煤发电价格市场化改革政策的正面效应突显。

三季度以来，煤炭价格持续急剧上涨，电煤供应持续紧张，煤电企业燃料成本大幅攀升，电煤采购及保供工作难度加大，电力供应缺口突显，部分省市启动有序供电。与此同时，全球能源供应短缺问题，电价无法疏导的结构问题以及今冬气象“冷冬”预测都预示着今冬明春电煤需求的持续旺盛。为维护好能源供应安全稳定，服务社会经济发展需求，国家发改委一方面多次发文提高煤炭供给、稳定煤价水平，另一方面印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》政策，建立规范的煤炭市场价格形成机制，力求推动煤炭增产稳价，打击市场严重投机行为，促使煤炭价格迈入合理区间。电力、煤炭等国有企业主动承担，积极响应、贯彻落实电煤保供部署的努力下，煤炭日产量不断提升，电企煤炭库存加快恢复；市场上动力煤从10月中旬最高的1982元/吨，迅速回落至1000元/吨以下，保供稳价措施开始显效。

华中地区电煤供应是全国情况的一个缩影。2021年华中电网电煤库存一直低于上年同期，年初库存1669万吨，比上年同期少422万吨；10月9日库存最低，只有892万吨，比上年同期少1174万吨；10月下旬，受国家保供政策影响，库存开始明显增长。

国网华中分部将电煤供应作为保供重点，配合做了电煤保供摸底调研工作，调研结果表明，华中电网迎峰度冬电煤有保障，但火电企业经营将继续承压。

一是尽管电煤库存仍偏低，但供应情况好转，库存量快速增加。电厂普遍反映，在国家强力督导下电煤供应情况普遍好转。10月24-31日，华中电网电煤库存增加226万吨，达到1306万吨，比上年同期少879万吨。二是电煤价格有所下降，但现货价格降幅小于期货价格，但仍远高于电厂盈亏平衡点。11月3日，湖北、河南、江西直调电厂每吨标煤平均到厂价分别为2300-2600元、1600-2000元、1400-1600元，均高于盈亏平衡点。三是火电企业普遍亏损严重，但购煤资金得到有保障。除神华浔阳电厂外（集团实行煤电互保），直调火电厂均预计亏损，即使发电上网电价上浮20%，并没有扭转发电亏损状况。

根据对华中主要电厂电煤供应情况调研分析，认为：电煤供应正发生积极变化，但在低库存的条件下，极端天气形成电煤保供的不确定性。

一是煤炭市场价格快速降温，阶段性产能快速释放，国家发改委等部多环节电煤保供工作取得了较大进展，但产区煤矿维持低库存运行，电煤供应偏紧的短期形势不变，产能规模扩大仍需要时间。

二是明年下半年电煤价格或将继续回落。随着电价市场化改革，工商业目录电价取消，市场电价与燃煤上网电价强力挂钩，电煤价格波动也将传导至用户，其中高耗能企业交易电价不受20%上浮限制将抑制需求，预期用电需求增速将下降，在煤炭产能扩张导致供应量增加的协同作用下，预计明年电煤供应将进一步好转，明年下半年电煤价格或将进一步回落。

三是国家发改委公示，11月3日全国统调电厂存煤1.12亿吨，可用天数达到20天，达到常年正常水平。现阶段，华中电网迎峰度冬电煤供应出现短缺的可能性较小，但华中对区外电煤的依存度高，运力限制成为影响存煤水平的主因，电煤库存将持续维持较低水平，低于全国平均水平。

四是冬季电煤供应需高度警惕极端天气影响。冬季是用电量高峰季节，也是燃煤发电量占总发电量比例最高的季节。国家气候中心近日宣布今年冬季将会形成一次从弱到中等强度的拉尼娜事件。2020年冬季气温是20年以来最低，双拉尼娜极端天气将抬高电力需求，加大运力风险，从而影响电煤供应。

五是国家“双控”政策仍将影响电煤供应，需要高度重视。

综上所述，今冬明春由于华中地区电煤价格仍高于火电盈亏平衡点，火电前期亏损还需要弥补，预计明年5月份之前，电力市场火电成交价格将持续压上限运行。随着电煤供应增加和价格继续回落，华中电网用电负荷随着气温回升下降、水电出力随来水增多而增加导致对火电需求回落，2022年中华中电力市场火电成交价格有望出现拐点。

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