11月8日，在“中电联2022年年会”上，中电联发布了《适应新型电力系统的电价机制研究报告》、《2021年电煤与电力供应紧张原因分析调研报告》等多个重大行业调研报告，并在业内普遍关注的有关方面提出了新的举措和建议。本网通过梳理中电联官网以及其他媒体的相关报道就煤炭和煤电方面的内容做了简略的整理。

在《适应新型电力系统的电价机制研究报告》中，中电联指出，目前的电价机制也难以反映煤电生产的真实成本。市场建设过程中缺乏对于煤电容量的补偿机制。新型电力系统下，煤电功能定位发生变化，更多地参与系统调节，利用小时数呈现显著下降趋势，煤电企业原有通过基数电量和标杆电价实现发电容量成本回收的机制已发生根本变化。

中电联认为，电价的合理构成应包括六个部分，即电能量价格+容量价格+辅助服务费用+绿色环境价格+输配电价格+政府性基金和附加，有序将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时的水平。

中电联建议，完善煤电“基准价+浮动机制”，发挥安全保供作用。建立完善煤电基准价联动机制，建议在基准价中及时反映燃料成本变化，可以将秦皇岛港5500大卡下水煤基准价535元/吨对应全国平均煤电基准价0.38元/千瓦时设置为基点，按照标煤价格上涨或下降100元/吨对应煤电基准价上涨或下降0.03元/千瓦时的标准进行联动。按照当前政府指定的5500大卡电煤中长期交易均价675元/吨的水平，有序将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时的水平，在联动后的基准价水平上再实施上下浮动；科学设置煤电中长期交易价格上下浮动范围，建议选择现货试点地区，将煤电中长期交易价格上下浮动20%的限制予以放宽；增强可持续的容量保障能力，推进容量保障机制建设。相较于容量市场和稀缺电价，容量补偿机制是我国现阶段发电容量保障机制的可行选择。原则上，建议根据煤电机组的可用发电容量按年度进行补偿。

在《2021年电煤与电力供应紧张原因分析调研报告》中，中电联介绍，经课题组调研分析，2021年用电紧张主要有以下5方面的原因：一是在宏观经济、气温因素等拉动下，用电量快速增长；二是水电等清洁能源发电出力减少；三是电煤和天然气等一次能源供应偏紧，火电机组有效出力受阻；四是多重因素叠加，部分省份跨省区电量调入减少；五是地方政府基于能耗双控的限电措施,一定程度上“烘托”了用电紧张气氛。

此外，煤炭有效供给量不足、煤矿生产缺乏弹性、区域性和时段性供需结构不平衡、煤炭产运用储存能力不足、中长期合同机制作用减弱导致了2021年电煤紧缺。

中电联预测认为，2022年全年电煤消耗将增长2.5%—4.2%，“十四五”期间电力行业用煤在煤炭消费中的占比还将进一步提高。

中电联预测电煤和电力供应面临的问题和挑战有：一是煤矿产能释放不及需求增长速度；二是高耗量阶段铁路运力无法满足全部需求；三是进口煤减少和不确定性增加需国内资源支撑；四是安全、土地等政策对产量的影响；五是煤电企业大面积严重亏损影响保供能力，2021年五大发电集团煤电板块亏损1427亿元，累计亏损面达到80%左右，导致整体资产负债率同比提高2.2个百分点。2022年1-9月，全国煤电企业电煤采购成本同比额外增加2600亿元左右。

对此，中电联建议，需要从能源安全的角度加强统筹和顶层设计，建立稳定持续的供应机制和长效协调机制，从增加煤炭产能、增强产量弹性、完善长协和市场机制、加强形势监测和预测预警等方面加强电力燃料供应保障体系建设，保障电力燃料供应安全，做好全社会电力、热力用能保障工作，防范再次出现市场供需失衡和供应安全问题。