根据最新信息：中国火电行业用煤已全面执行“计划煤”政策，火电行业用煤年度长协价在当前价格基础上只能下降，不能上涨，并且电力行业用煤年度长协量实现100%全部覆盖，原来火电行业用煤年度长协占比40%-50%，需要市场价格的月度长协和市场煤补充。
从今年开始煤炭行业必须优先、足量、低价供应电力行业后，才能向市场销售高价市场煤，这与印尼实施的政策基本相同，印尼煤炭公司也是必须优先、足量、低价满足国内电力行业需求后，才能出口卖高价煤。
根据最新公布动力煤长协价格，2022年2月动力煤5500大卡港口长协价为725元/吨，在过去两个月没有变化，没有随市场煤价格上涨。
国家特事特办在21年快速批准了大量煤炭新增产能，到21年10月份有效产能增长2.8亿吨至41.37亿吨，并且政府明确规定这些新批产能中大部分只能供应给火电企业，满足火电企业低成本采购需求。
中长期合同对于煤炭市场的价格起着“稳定器”作用。
根据中国发展网2月9日发布的信息显示，截至1月30日，2022年煤炭中长期合同签订量同比大幅提升，绝大部分省区市已实现发电供热用煤全覆盖。
为进一步加强煤炭中长期合同履约监管，有效提升合同履约水平，近日，国家发改委会同有关方面联合组成15个核查工作组，全面开展2022年煤炭中长期合同签订履约情况专项核查工作，核查范围实现各省区市全覆盖。
当前电厂用煤库存已经达到历史最高水平，国家发改委的数据显示，正月初三(2月3日)以来，各地区煤炭产量快速回升，目前已基本恢复至节前水平，全国统调电厂存煤仍保持在1.65亿吨以上，较去年同期增加超过4000万吨。
该数据说明煤炭企业对于电力行业长协低价、足量保供工作做的很好，并且因此挤占了市场煤的库存，导致市场煤库存下降和价格上涨，电力行业用煤需求在3月份将进入传统淡季，电力行业将进入去库存阶段，将有利于市场煤库存累计和价格下行。
按照当前725元动力煤长协价格全覆盖计算，22年火电公司煤炭成本将较21年明显下降，与2020年相比：2020年年度长协平均价格530元左右，2020年市场煤平均价格高于长协价格50元左右，20年火电企业动力煤采购成本约为550元左右，22年火电企业采购煤价成本725元，提升约175元，动力煤价格每上涨100元，需要电价上涨3-4分钱抵消，当前火电公司长协电价已经上调平均9分左右，可以抵消煤价上涨带来的成本上升，火电公司利润可以恢复到2020年水平（度电净利润2-3分钱）。
另外22年火电为新能源提供电力辅助服务业务已实现市场化改革，将明显降低火电公司成本，和提高火电公司收益，电力辅助服务业务将按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”原则，火电分摊的辅助服务费用将下降，获得的服务收益将提高。
先前，辅助服务是电源端的零和博弈，即未提供服务的机组向提供服务的机组支付费用；未来辅助服务费将向用户侧收取。
根据最新电力市场化改革政策，电力公司对高耗能企业售电价格涨幅不设限，由于电力公司拿到的长协煤价格远低于市场煤（当前市场煤价格在1000元以上），高耗能企业自备电厂成本将明显高于外购电的用电成本，有可能转外购电力，无自备电厂的高耗能企业将能接受更高的电价，当前电解铝、纯碱等高耗能行业公司效益很好，有能力接受较高电价，火电公司对高耗能企业电价提升幅度可能会超预期，这其实是火电公司利用“计划煤、市场电”政策的套利收益。
华能国际21年11月召开三季报解读电话会议披露：公司向高耗能企业售电量占全部售电量比重20%-25%，国家相关政策出台后，已开始执行对部分高耗能企业电价上涨80%。
这说明高耗能企业用电量较大，火电公司对高耗能企业电价大幅上调后，将给火电公司带来显著的业绩增量。
中国电力行业市场化改革和火电用煤执行低价“计划煤”政策，核心目的都是是让电力企业（特别是火电企业）拥有持续、合理利润，让电力企业有能力大规模发展新能源业务，进而实现双碳目标。
未来火电业务成本顺价能力大幅提升，叠加电力辅助服务业务提供新的利润
