几乎静悄悄，没人注意的时候，煤炭已经走出了低价深渊，开始回升。
煤炭供不应求已经在钢铁行业出现，影响最大的则是发电企业。煤炭产量60%左右主要消费在发电领域，煤炭价格持续回升，与电改降低上网电价一起将会加重发电企业的负担，发电企业将重回亏损。
最近的消息是，钢铁工业协会向发改委反映，炼钢用煤供不应求，价格上涨。钢铁工业协会没说出来的是，去产能后钢铁各品种在今年已有几波上涨。钢铁赚，煤炭亏也不现实。
这是题外话，最迫切的问题是发电企业2012年以来将重新步入亏损的“黑暗时代”。火电的全年利用小时数已经连续下跌，在电力相对过剩的情况下可能进一步下降。电改背景下，地方政府通过竞价或直接协商交易，压低上网电价。
煤炭价格占到发电厂成本的三分之二多，低煤价时代，即便面临上述问题，盈利依然可以保证。但在多重因素，以及正在推动的电力市场化之下，火电企业将步入亏损的“黑暗时代”。
1、煤炭价格上升，燃料成本大幅提高
结束10年黄金时代后，2012年起煤炭价格持续下降，一年跌破一个坎。最低时，动力煤价格每吨300多元。煤炭企业抱团要在政策，发改委牵头组织了煤炭企业脱困联席会议，会开了一次又一次，未见明显效果。此后执行去产能政策，各地严格执行，开始收到效果。
年初至今我国煤价一改持续4年大幅下滑的形势，企稳反弹。进入5月之后，更是持续上涨。局部地区煤价8月后上涨迅速几乎天天以30元/吨或50元/吨幅度上涨。具有指标意义的秦皇岛港动力煤成交价格已达550元/吨，与年初最低点350元/吨相比，涨幅达57.1%。
燃料成本在火电厂总成本中占到60%。国内煤炭价格上升会推动国际市场供应启动，满足中国需求。但煤价上涨将全数需要发电企业来消化，并同比例侵蚀发电企业的效益。但煤炭价格上涨的趋势不变，将会持续提高火电企业的燃料成本。
2、电改推动，上网电价处于下降区间
电改在各个地方执行中成为“降成本”的选项，已经进行电改试点的省份通过竞价交易拉低电价。比如广东通过市场竞价交易，事实上推动发电企业让利给下游，发电侧报价的标准是上网电价。贵州和云南则或是设定了降价目标，或是设置了电价减负额度。在输配电价核定让利之外，降低上网电价也是主流的趋势。
即便没有进行电改的省份，也通过发电权置换、大用户直购电交易、以及发电量计划等压低电价，或压减较为高价的新能源电价。从目前电改落地执行的情况看，输配电价核定的效果不明显，各地都针对输配电价两端的上网电价、销售电价报价，促成发电侧的让利。发电侧降价的压力预计将会持续。
3、供应过剩，利用小时数还会有新低
在去产能的背景下，煤电的过剩已经成为比较一致共识。但是在前期低煤炭价格、地方政府推动投资的合力之下，煤电的审批反而加快。2015年就有数据显示，各地新审批的煤电项目超过1亿千瓦。根据中电联的统计，2015年全年净增火电装机7202万千瓦，其中煤电5186万千瓦，同比增长7.8%。
煤电装机增长还在持续，截止今年8月底，火电装机10.2亿千瓦。但同时利用小时数却在持续下降，2015年火电发电设备利用小时创1969年以来的年度最低值，仅有4329小时，同比降低410小时。
火电设备利用小时持续下降，今年降幅持续扩大。今年1-8月，全国火电设备平均利用小时2727小时，同比降低228小时。电力消费增速向下换挡、煤电机组投产过多都造成利用小时数下降。这将造成发电企业持续的业绩压力。
4、发电计划放开，进一步挤压火电空间
随着电改的推进，发用电计划将放开。目前各省的电改实践都是在发用电计划前提下进行，即电力竞价交易都在计划外电量，计划内电量不受市场交易影响，发电企业的基本收益得到保障。省内火电和新能源电力在发电权置换、发电计划分配和电力打捆外送中都是被保护的部分，但是随着新能源优先调度、可再生能源配额制度、保障性收购小时数等向新能源倾斜的政策陆续执行，这些保护性政策将不复存在。
《关于有序放开发用电计划工作的通知》征求意见稿今年7月已经下发，不远的将来将借助电改的旋风落地。发用电双方的市场化进程将加快，目录电价适时会取消，鼓励投产新能源发电机组，并确定优先发电优先购电的原则。
煤电机组基准小时数最高不超过5000小时，煤电机组发电量由非市场化电量和市场化交易两部分组成。非市场化电量利用小时数将逐步过渡到优先发电、优先购电。煤电机组的非市场化电量将逐渐缩减。
黑暗时代来了
发用电计划放开，电力走向市场化是悬在发电企业投上的达摩克利斯之剑。但即便没有这些因素，火电尤其是煤电机组的利用小时数已经在节节下滑，煤价低迷时尚且可以保证利润，煤炭价格回升，将结束发电企业的好日子。
多重因素挤压下，发电企业预计将迎来无利润时代。但我们的判断偏悲观，预计发电企业将供应相对过剩，市场化脚步下将直接进入亏损的“黑暗时代”。原来的煤电联动等政策工具在新背景下无法实行，发电企业将独力在亏损中挣扎。上半年五大发电集团的利润情况已有表现，未来亏损将日趋严重。
