2021年以来，煤电行业再度陷入冰火两重天的境地，随着煤炭价格的上涨，煤企的经营业绩持续改善，而火电企业燃料成本高企，电力行业的经营状况持续受到考验。据电力上市公司业绩报告来看，电企盈利能力大幅下降，业绩亏损的公司数量显著增加。

　　由于国际大宗商品价格大幅上涨、全球流动性宽松以及市场预期等因素叠加影响，国内煤炭等大宗商品价格超预期上涨，导致下游火电发电成本大幅上涨，直接导致电力企业盈利能力大幅下降。据中电联发布的报告称，部分发电集团6月份煤电企业亏损面超过70%。相比电企的业绩下滑和亏损，煤企的营收能力却大幅增长，据国家统计局公布数据显示，1-7月份煤炭开采及洗选行业的利润总额同比涨幅高达127.9%，净利实现翻番增长，处于“跷跷板”两端煤电企业矛盾再度升级对峙。

　　8月底，大唐国际、北京国电电力、京能电力、华能集团华北分公司等11家燃煤发电企业联名给北京市城市管理委员会发去了一封名为《关于重新签约北京地区电力直接交易2021年10-12月年度长协合同的请示》的文件。文件称，京津唐电网燃煤电厂成本已超过盈亏平衡点，与基准电价严重倒挂，燃煤电厂亏损面达到99.99%，煤炭库存普遍偏低，部分企业已出现了资金链断裂，提请能上调电价。

　　在燃料成本大幅增加的背景下，今年全社会用电量也出现大幅增长，带动发电量的同步增长。据国家能源局数据显示，1-7月份，全口径发电量4.65万亿千瓦时，同比增速13.2%，而1-7月份发电端的明显特征就是清洁能源尤其是水电处于往年偏低水平，导致火电发电量增速超过全口径增速达到14.7%。另从增量数据来看，1-7月份新增发电量5999.1亿千瓦时，其中火电增量就达到4580.2亿千瓦时，火电发电量在增量结构中占比达到77%，相应对的电煤消耗增量可观，对燃料消费量价齐升，进一步加剧火电发电行业经营压力。

　　此外，需求侧响应不积极、季节性峰谷电价价差不足等，也在一定程度上加剧了在今年迎峰度夏期间高峰时段火电调峰压力。为保障尖峰时段电力供应和需求的相对均衡，国家发改委日前发布了《关于进一步完善分时电价极值的通知》，新的分时电价机制把一天24小时分成高峰、尖峰、平段、低谷、深谷等多个时段，每个时段的电价都不一样，高峰和低谷的电价相差3到4倍，尖峰时段的电价则在高峰电价基础上再上浮20%以上。与峰谷电价机制下电价差有50%相比，分时电价在峰谷之间拉开的电价差更大。结合错峰用电、有序用电等措施，分时电价政策有效确保电力供求平稳运行。

　　现阶段煤电仍是我国的主力能源、调剂电源和兜底保供电源，今年以来主要受电煤价格上涨影响，燃料成本远超电厂接货能力，部分电厂火电机组度点贡献持续收窄，在“发一度亏一度”的经营窘境下，多数中小型电厂适时调整开机方式，发电量同比出现减少。因此，积极关注煤电生产运营面临的困境，保证煤电机组“顶的上、调的下”，确保电网供电安全可靠，就不得不为煤电营造一个健康的运行环境，为此国家积极推进在电力市场化改革，在电力商品属性提升的背景下，电力供需趋紧，电价抬升具备基础。

　　对于电力企业而言，上调电价在一定程度上能够缓和燃料成本压力，使得电厂对高价煤采购能力相应提升，对推动电厂持续低库存的改善有一定积极意义。但上调上网电价会直接导致终端用电成本增加，进而传导加大宏观经济增长压力，与7月30日中央政治局会议提出的“统筹做好今明两年宏观政策衔接，保持经济运行在合理区间”的经济增长方向相背离。而就目前国内甚至扩展是国际煤炭市场而言，供应链条各环节煤炭货源供应仍维持偏紧格局，推升煤炭价格涨势历史高位，仍远超电厂议价能力及接受能力范围。因此，解决当前煤电矛盾还将取决于煤炭供应的增量。(煤供部  杨彬摘录)