10月25日，中电联发布《2022年三季度全国电力供需形势分析预测报告》。报告显示，前三季度全国电煤采购成本同比额外增加2600亿元左右。因此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。
自2022年开始，电煤长协基准价格由535元/吨上调至675元/吨。不过在市场煤炭价格保持高位运行的情况下，煤电企业采购依然有着不小的压力。
今年9月，全国煤炭交易中心就在有关下半年电煤中长期合同履约监管的相关文件中提及，“严格执行电煤中长期合同价格政策，所有合同须全部按照国家和地方明确的中长期交易价格合理区间或“基准价＋浮动价”价格机制签订执行，进口煤应急替代合同和重点贸易商补签合同分别按各自有关价格政策签订执行。其中，进口煤应急替代合同价格应严格按年度中长期合同价格*50%＋市场煤价*50％的原则分月度确定和执行，最高不应超过年度中长期合同价格的1.25倍，不符合要求的应在后续履约中予以纠正。”
而根据中电联《2022年三季度全国电力供需形势分析预测报告》，今年以来煤电企业采购的电煤综合价始终超过基准价上限，大型发电集团到场标煤单价涨幅远高于煤电企业售电价格涨幅。
有火电企业相关人士表示，由于煤价始终处于高位，大部分火电机组仅有边际利润，但整体计算后依然亏损。只有个别高效率机组可以实现盈利。
为此中电联建议各地区应严格落实发改价格〔2021〕1439号文件，确保煤电价格切实上浮到位，疏导煤电企业成本。同时，应重新考虑核准电煤基准价格，保障发电企业的保供能力。
不过有地方政府相关人士认为此时不宜大幅度、大范围提高用户电价，以避免终端用户生产经营受到影响，压缩用电。
作为全社会用电量的绝对主力，第二产业在前三季度同比增长1.6%，其中二季度甚至只有-0.2%的增长。据记者获悉，东部某经济发达省份前三季度工商业用电量基本没有增长。
“用电量增长主要依靠居民用电拉动。”相关知情人士表示，“如果继续上涨电价，可能会导致用户压缩用电，进而引发需求减少、上网电价下滑。”
在电力体制改革缓慢推进，煤电价格联动机制不完善的大背景下，国内煤炭企业和发电企业已经形成事实上的经营效益“风水轮流转”。面对保经济、稳增长的大局，我们还需要不断完善煤炭、电力两大市场机制，同时依托强力的宏观调控，保障经济的高质量发展。
