目前，进口煤大幅增加，主要原因有以下几个：1.我国煤炭需求保持强劲。尽管经历中美贸易战，但“补短板”、“新基建”等一系列政策的实施拉动投资增速回升，需求继续看好，火电发电量保持增长态势。2.平控措施没有发挥作用。目前，不能异地通关，只对贸易商带来有一些影响，对大型电力企业影响很小，造成1-9月份，我国进口煤同比增加了1329万吨。3.国内煤炭竞争力不如进口煤。铁路运距远、费用高，煤炭由大秦线、蒙冀线运到环渤海港口，再由船舶转运到南方接卸港口，费用高出澳洲煤到岸价50元/吨甚至100元/吨。
国庆节过后，港口市场煤交易价格小幅下跌了4元/吨之后，趋向稳定。随着下游煤炭需求转好、拉运积极性恢复等利好因素带动下；港口市场煤价格有望企稳止跌，并在下旬出现小幅上涨。
受北方港口动力煤持续下滑的影响，产地贸易商发运积极性较差，煤矿库存增多，价格下行压力大，部分矿本周价格下调5-10元/吨。 8月7日国家煤矿安监总局下发通知，要求全国所有煤矿开始安全大检查，时间为2019年8月下旬至9月底，后续还需多关注此次安检对煤矿生产的影响。
前两次煤价走势，分别跌至585元和595元/吨后，然后企稳止跌，随后上涨。主要原因是:首先，当时电厂存煤并不高，部分用户还有补库意识，煤市很快活跃。其次，2月份那次煤价下跌，主要原因是春节用煤淡季造成的，但正月十五过后，随着下游工业企业复工复产，煤炭需求增加，煤价很快出现上涨。而6月17日，煤价跌至595元，企稳止跌，并出现小幅上涨；主要原因是临近夏季用煤高峰，电厂日耗增加，拉动下游用煤需求，出现的上涨。
华能国际净利润得以翻倍增长。尽管2019一季度矿难事故等因素对煤价产生扰动，但动力煤价中枢下行趋势已经确立，以秦皇岛港口5500大卡动力煤为例，1-6月份均价为609元/吨，同比回落62元/吨，跌幅9.24%，全国电煤价格指数均值同比下降6.7%。华能国际上半年境内火电厂售电单位燃料成本为223.81元/兆瓦时，同比下降5.57%，上半年共计发生燃料成本473.18亿元，较上年同期下降9.19%。在成本端改善和售价提升双重提振效应下，公司最终录得股东应占净利润同比增长98.78%至34.42亿元。
煤电价格联动机制作用有限，煤炭成本波动不能及时反映在电价。2016年下半年煤价上涨以来，电价仅在2017年7月1日上调过一次，上调幅度还不足以覆盖煤价的涨幅。以山西运城某电力公司为例，其上网电价涨幅为3.93%；同期企业不含税采购综合标煤单价涨幅为41.24%。
2018年上半年，能源行业效益总体改善，但火电企业亏损面接近一半。专家认为，火电企业普遍亏损，是多种因素叠加，尤其是政策性和体制性因素影响的结果。
根据《通知》，“一户一表”居民电代煤用户，电价政策由“增加6000千瓦时一档采暖电量”，调整为“采暖季（11月至次年3月）用电按居民阶梯电价第一档电价标准执行”。年度周期内，非采暖季继续执行居民阶梯电价政策，其中：一档电量为1470千瓦时，二档电量为1470－2800千瓦时，三档电量为超过2800千瓦时部分。
近日，华电能源发布公告称，经公司财务部门初步测算，预计今年首三季录得净亏损5亿元(人民币)，扣除经常性损益后的净利润约为-6.4亿元。这两个数字在去年同期分别为-3.97亿元和-4亿元，意味着华电能源今年的亏损继续扩大。
近日，证监会发行监管部在国投电力再融资反馈意见中指出，2015~2017年，国投电力归属于母公司所有者的净利润逐年下滑。其中火电业务年均占发行人营业收入40%左右，毛利率从28.15%下滑至6.02%。2017年公司合并范围内火电业务子公司业绩均为亏损。对于上述问题，国投电力表示，公司目前处于配股阶段，具体内容不方便透露。
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