自2022年开端，电煤长协基准价格由535元/吨上调至675元/吨。不过在商场煤炭价格坚持高位运行的情况下，煤电企业收购仍然有着不小的压力。
本年9月，全国煤炭买卖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，“严厉执行电煤中长期合同价格政策，所有合同须全部依照国家和地方清晰的中长期买卖价格合理区间或“基准价+浮动价”价格机制签定执行，进口煤应急代替合同和重点贸易商补签合同别离按各自有关价格政策签定执行。其间，进口煤应急代替合同价格应严厉按年度中长期合同价格*50%+商场煤价*50%的准则分月度确定和执行，最高不应超越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猜测报告》，本年以来煤电企业收购的电煤归纳价一直超越基准价上限，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，由于煤价一直处于高位，大部分火电机组仅有边沿利润，但整体核算后仍然亏本。只要单个高效率机组能够实现盈利。为此中电联建议各地区应严厉落实发改价格〔2021〕1439号文件，确保煤电价格实在上浮到位，疏导煤电企业成本。同时，应重新考虑核准电煤几啊准价格，保证发电企业的保供才能。
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运营受到影响，紧缩用电。
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加1.6%，其间二季度甚至只要-0.2%的增加。据《动力》杂志得悉，东部某经济发达省份前三季度工商业用电量根本没有增加。
“用电量增加主要在依托居民用电拉动。”相关知情人士表示，“如果继续上涨电价，可能会导致用户紧缩用电，从而引发需求削减、上网电价下滑。”
在电力体制改革缓慢推动，煤电价格联动机制不完善的大布景下，国内煤炭企业和发电企业已经形成事实上的运营效益“风水轮流转”。面对保经济、稳增加的全局面前，我们还需要不断完善煤炭、电力两大商场机制，同时依托强力的宏观调控，保证经济的高质量开展。
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