发改委预计，今年迎峰度夏期间，电煤需求大幅增加，局部地区、个别时段可能存在供需偏紧。

未来一段时间，产区环保及安全检查、电厂日耗大幅增长等将构成煤价上涨因素。中电联数据显示，4月份以来，5500大卡的中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数）步入上升通道，截至6月21日当周，5500大卡CECI沿海指数成交价为695元/吨，比4月19日当周上涨22%。“目前来看，我们仍然认为煤价高位运行可能给煤电企业带来很大困难。”薛静说。

另一方面在电力装机总体过剩的情况下，电力市场化交易规模扩大，发电企业让利增加。中电联数据显示，2017年市场化交易电量约1.6万亿千瓦时、同比增长超过60%，市场化交易电量占全社会用电量的25.9%，比重比上年提高7个百分点。其中五大发电集团的市场化电量比重则达到了35.1%，大大高于全国平均水平。

中电联资料显示，2017年包括华能、大唐、华电、国家能源在内的10家大型发电集团市场化交易（含跨区跨省市场化交易）平均电价为0.326元/千瓦时，比煤电上网电量平均电价低0.04元/千瓦时。2018年一季度大型发电集团煤电市场化交易电价0.33元/千瓦时，较平均上网电价下降0.34元/千瓦时。

在降价让利与燃料成本上升的双重挤压下，煤电行业经营形势受到严峻考验。

　　“市场煤”“计划电”矛盾依然待解

事实上煤电矛盾由来已久，随着煤炭价格上涨与下跌，煤企与电企的盈利如同跷跷板，而其根源在于“市场煤”与“计划电”的矛盾难以有效疏解。报告称，当前电力上游至电力各产业链乃至用户侧价格仍以计划调控为主导，缺乏合理的市场化疏导机制，导致发电企业尤其是煤电企业的合理利润空间被肆意挤压，输配电成本归集和电价交叉补贴没有科学的监审标准，电网和社会企业投资配电网积极性受挫，行业可持续发展能力减弱。

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