2013年，对于以五大发电集团为代表的发电行业而言，在上年迎来“重大转机”的基础上，是抓机遇、稳发展、强管理、求突破，经营业绩持续改善、再创佳绩的一年，是政策环境改善、行业地位进一步提升、走上“复兴”之路的一年，同时，也是更加注重绿色、低碳、清洁发展，着力调整电源结构、区域布局，争创世界一流企业的一年。在今年全国经济增长景气指数不高、部分行业效益出现下滑的形势下，发电行业再度成为实现利润同比增幅较大的行业之一，成为央企板块新的“价值高地”，发电类股票也受到资本市场投资者的热捧。
近年来，发电行业特别是五大发电集团已告别电改之初跑马圈地、抢占资源、规模扩张、大干快上的时代，进入了一个结构调整、绿色发展、稳定增长、战略转型的发展阶段，努力提高清洁能源装机比重和大型高效机组比重，电源结构持续优化成为发电行业的发展趋势。
2013年1~11月，全国电源投资略增，其中核电投资下降幅度较大，电源项目在建规模同比减小。但是，由于近期西南清洁水电和江苏等省大型高效火电的集中投产，不仅带动水电新增规模创同期新高，电源结构持续优化，新增发电装机容量也较上年同期增加。
据统计，1~11月份，全国基建新增发电容量6931万千瓦，比上年同期增加1201万千瓦。其中，清洁能源装机3976万千瓦 （水电2471万千瓦、核电221万千瓦、风电881万千瓦、太阳能发电403万千瓦），占新增容量的57%；火电新增2956万千瓦，比上年同期减少602万千瓦。而且，电源发展呈现出“投产区域集中、大型清洁水电和高效火电比重高”的特点。例如，10~11月份新投产重点电源项目有：水电站三峡溪洛渡3台77万千瓦、向家坝1台80万千瓦、国投锦屏二级3台60万千瓦、华能龙开口1台36万千瓦、大唐龙滩1台30万千瓦、国网新源仙游抽水蓄能1台30万千瓦；火电站华电句容1台100万千瓦、华电塘寨、榆横各1台60万千瓦、大唐虎山1台66万千瓦。新投产电源项目主要集中在云、川、苏三省，约占全国新增容量的41%.
截至11月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量11.8亿千瓦。其中，水电2.38亿千瓦，火电8.48亿千瓦，核电1461万千瓦，并网风电7160万千瓦，增长10%，低于2003~2010年14%左右的平均增长速度。其中，五大发电集团装机容量57063万千瓦，比同期增长约7%，占全国总装机的比重48.4%，基本持平。据中电联预计，我国今年新增发电装机容量9100万千瓦，年末全国发电设备总容量将达到12.4亿千瓦，有望超越美国成为世界上发电装机规模最大的国家。
2012年发电行业受煤价下降、水电超发“双重利好”影响，以及电价调增翘尾影响，再加上发电企业转型发展，降本增效，经营状况明显改善，特别是火电板块扭亏为盈，全年总体财务绩效达到良好水平，超额完成了国资委年度考核指标，五大发电集团罕见地、无一例外地被评为业绩考核A级企业，而且在2013年《财富》世界500强整体排名中名次提高，华电集团提高幅度最大（44个位次）。
2013年1~9月由于电煤价格继续深度下跌，使得火电企业营业成本大幅度下降，再加上持续高温天气的出现、第三季度下游用电需求回暖，发电行业呈现出“火电业绩分外耀眼、新能源效益贡献度提高、水电利润出现跳水、煤炭等非电产业利润下降、整体业绩持续向好的经营势头”。从发电类上市公司发布的三季报来看，业绩普遍超预期，特别是火电板块业绩格外耀眼。由于今年水电来水大幅下滑，对火电发电挤压减小，火电毛利率同比迅速上升，净利润增速基本在100%以上。例如，大唐发电实现净利润36.74亿元，同比增长103.56%；华能国际归属于母公司净利润91.87亿元，同比增长119.01%.风电、太阳能等新能源由于国家有关部门加强监管，电网又加强配套设施建设和调度力度，限电损失有所减少，利用小时开始上升，经营业绩小幅攀升。随着国家决定提高可再生能源电价附加征收标准（由每千瓦时0.8分提高至1.5分），预计新能源效益贡献度将有所提高。但是，水电没有延续去年“水丰大发”的好势头，汛期来水不如去年，导致水电企业收入下降、赢利萎缩，1~11月某发电集团水电企业利润比去年同期下降14.2%.非电产业领域由于市场变化快，盈亏分化明显，除金融、环保、科技等产业保持利润稳定增长外，煤业、铝业、煤化工赢利普遍下降甚至亏损。即便如此，由于发电主业赢利，截至11月底，五大发电集团无论是利润总额、净利润、EVA值，还是净资产收益率、销售利润率、保值增值率，仍创成立以来历史最好水平。五大发电集团实现利润总额达到648亿元，已超过去年全年的利润总额，预计全年有可能超过700亿元。
不过，发电行业并没有如个别媒体报道的一样，进入一个“暴利”期，只是恢复到正常合理水平，在央企板块中居于中上游水平。据统计，五大发电集团1~9月成本费用利润率7.29%，近年来首次高于央企平均5.9%的水平，但仍低于同为能源行业央企的石油石化7.7%、煤炭22.94%的水平。而且，从9月25日起，国家发展改革委普遍下调各省燃煤发电企业上网电价（降幅在0.6~2.5分/千瓦时之间，平均下降1.44分/千瓦时），即使有提高脱硝电价、增设除尘电价、疏导燃机上网电价等增收因素，仍构成发电集团的一个重要减收因素。
再加上四季度煤炭需求保持小幅增长，加上前期供应减少，短期内供求矛盾有所缓解，煤价企稳回升，预计对发电集团全年的经营业绩有一定的冲击。11月，火电企业还有近30%的亏损面，预计12月还会有所扩大。
2012年初以来，受需求下降、进口增加、产能释放等因素影响，煤炭总量过剩，煤价持续回落，电煤市场由卖方市场转为买方市场。
2012年度全国原煤产量36.5亿吨，同比增长3.7%；累计进口煤炭2.89亿吨，同比增长28.9%；煤炭消费量35.15亿吨，仅增长2.5%，为近5年来最低，导致年末库存达到3.65亿吨，较上年增长15.6%.环渤海动力煤均价（5500大卡）由年初的797元/吨下降到634元/吨，下降20.45%.
进入2013年以来，尽管采取煤炭限产措施，但由于需求进一步萎缩，进口保持较快增长，电煤市场仍沿袭供大于求的格局。1~9月，全国煤炭产量27.7亿吨，同比下降1.4%；全国煤炭销量26.4亿吨，同比下降1%；累计进口煤炭2.39亿吨，同比增长17.6%；全国煤炭消费30.1亿吨，同比增长2.6%，增速比2012年、2011年分别回落0.2个百分点、7.7个百分点。9月末，煤炭企业库存8500万吨，存煤仍处于较高水平；重点发电企业存煤7326万吨，可用21天；主要港口煤炭库存4416万吨，环比下降8.9%，同比增长8.3%.
环渤海动力煤价（5500大卡）一路下滑，6月后加速，由年初的634元/吨下降到9月末的530元/吨左右，下降16.4%.流通环节煤价的下降迅速传导给了煤炭产区。例如，我国主产区内蒙古煤价在1月份短暂上涨后逐月下降，全区1~9月份动力煤平均坑口结算价格为252.62元/吨，同比下降19.87%.
煤价的连月下跌，对发电集团的影响是“双刃剑”，一方面作为下游行业的火电企业燃料成本普遍下降，成为发电集团业绩持续改善最重要的一个原因；另一方面近几年发展起来的煤炭板块也受到牵连，利润大幅度缩水，前些年高价并购的煤矿纷纷出现亏损。
但是，随着第四季度北方供暖期备煤、火电企业补充库存、大秦线开始检修等因素影 响，以及今年以来水电出力下行，火电依赖度提高，煤炭减产、流通环节库存相对较低，特别是国家不断推进工业化、城镇化进程，释放改革红利，经济稳中有升，煤炭采购需求释放，进入9月后煤价降幅开始收窄并逐步趋稳，进入10月后价格出现小幅上涨。12月25日，环渤海5500大卡动力煤综合平均报价631元/吨，比9月末上涨了101元/吨，涨幅19%，预计明年春节后将企稳。煤价四季度的企稳反弹，直接影响了火电企业的经济效益，也导致媒体一度热议的明年初国家新一轮煤电联动、降低上网电价的可能性大大减小。
2011年全社会用电量增长12%，2012年只增长5.5%.2013年上半年，全国用电量延续去年的低迷走势，一、二季度全社会用电量同比分别增长4.3%、6.0%，导致上半年水电多发、火电出力不足。进入第三季度，由于全国大范围持续高温天气、宏观经济运行稳中有升以及上年同期低基数，用电增速明显加快，三季度全社会用电量同比增长10.9%，其中，8月创全年新高，达13.7%.
11月份，全社会用电量达到4485亿千瓦时，同比增长8.5%，延续7月份以来快速增长趋势。具体说，1~11月，全国全社会用电量累计48310亿千瓦时，同比增长7.5%.分产业看，第一产业用电量935亿千瓦时，同比下降0.1%；第二产业用电量35391亿千瓦时，增长6.8%；第三产业用电量5731亿千瓦时，增长10.8%；城乡居民生活用电量6254亿千瓦时，增长9.4%.1~11月，全国发电设备累计平均利用小时为4132小时，同比减少46小时。其中，水电设备平均利用小时为3095小时，减少258小时；火电设备平均利用小时为4540小时，增加28小时。
总之，前11个月全国电力供需总体平衡，东北和西北区域电力供应能力富余较多，华北和华中区域电力供需基本平衡，华东和南方区域部分省份在迎峰度冬用电高峰时段电力供需平衡偏紧。预计全社会用电量全年预计增长将超过7.5%.全年发电设备利用小时4530小时左右，其中火电5000小时左右。
与之相适应，特别是2013年上半年，由于受第二产业（化工、建材、钢铁、有色等）和东中部地区用电增速放缓影响，发电机组利用小时下降，造成减产减收。部分地区特别是水电大省受大型水电、核电以及更多风电的密集投产影响，火电利用小时受到较大冲击，再加上火电边际贡献提高，电量竞争激烈，这种状况到了10月才有所改观。不过，从全年情况分析，发电行业水电减产减收已成定局，火电、新能源电量增加幅度不大，增收也有限。
目前，发电行业政策环境变化大，有喜有忧，环保等相关政策日趋严苛，但总体改善，有利于发电行业的可持续发展。
一是宏观政策。继续实施积极的财政政策和稳健的货币政策，有利于发电企业继续争取政府补贴和对外融资，降低资产负债率。
二是电价政策。在2011年国家三调电价的基础上，2013年推出一系列电价政策：1月起，国家发展改革委取消电煤重点合同，实施电煤价格并轨、完善煤电联动政策；7月，实行核电标杆电价，规范销售电价分类结构；9月，国家发展改革委再次调整电价结构，下调火电上网电价，相应提高可再生能源电价附加征收标准，提高环保电价，调整和完善光伏发电价格及补贴政策，疏导燃机上网电价。电价政策的结构性调整，对电价水平影响不大，但有利于促进节能减排和清洁能源发展。
三是电力大用户直购电试点。国务院取消国家能源局对大用户直购电试点的审批，支持各地开展规范的电力用户与发电企业直接交易，并要求纠正各种变相的让利优惠行为。目前试点范围正在扩大，将改变发电企业售电端不能选择的格局，增强扩销增收的潜力。今年国家还两次下放或取消能源项目审批权，减小了审批制约力度。
四是环保政策。控制能源消费总量，为建设生态文明、美丽中国以及减少雾霾天气的出现，国家相继出台了控制九省市煤炭消费总量、防治大气污染十项措施等一系列重要举措。国家对发电行业节能降耗减排的监管日趋严厉，将实行最严格的环境准入标准，强化污染物总量控制指标考核。水电环保、移民政策也越来越严格，成为目前影响水电发展最重要的两个因素。今后，环保政策的严苛与环保电价的配套是否匹配，还有待进一步观察。
五是气价政策。6月28日，国家发展改革委下发《关于调整天然气价格的通知》，按照市场化取向，建立动态调整机制，逐步理顺天然气与可替代能源比价关系，存量气中化肥用气提价幅度最高不超过0.25元/立方米；其他用户用气最高不超过0.40元/立方米。增量气一步调整到2012年下半年以来可替代能源价格85%的水平。气价的上调，致使目前在运的大量燃气电厂的效益普遍下降，江苏省尤为明显，对燃机的后续项目发展、区域的“气化”布局将产生重大影响。
六是推进铁路体制改革。成立铁路总公司，运价上涨，给火电企业经营带来压力。
众所周知，2008年以来发电行业由于煤电矛盾、金融危机的双重冲击，火电板块连年亏损，发电行业“生存难，发展难，不能实现良性循环”，可持续发展能力严重削弱。五大发电集团为了化解产业单一的经营风险，提高赢利能力，自觉不自觉地走上了转型发展之路，纷纷进军煤炭产业、金融保险、工程物资、科技环保、铁路港口、煤化工、多晶硅、铝业等非电产业，探寻建设综合能源集团。不容置疑，近年来，非电产业快速发展，收入、利润贡献度不断提高，煤炭产业一度成为发电集团最主要的利润来源，帮助发电集团渡过了2009~2011年难关。
但是，随着煤炭产业“黄金十年”的终结，铝业市场的急剧变化，再加上进入煤炭、煤化工、铝业、页岩气、多晶硅等领域大多代价高，专业人才短缺，板块协同难，2012年非电产业开始盈亏分化，今年1~11月分化进一步加剧，除金融、环保、科技等产业保持利润稳定增长外，煤炭板块赢利持续下降甚至亏损，铝业亏损不断扩大。实施“走出去”战略虽然取得突破，但在发电集团之间差异很大，个别项目出现了巨大风险。一些发电集团的非电板块均处于减利或亏损状态，要完成全年的利润预算目标相去甚远。相反，发电板块又回归利润中心的位置，出现了“以电补煤、以电补铝”的现象。
另外，五大集团资产负债率仍然偏高，均超过80%，财务费用负担很重；火电板块还有历史欠账没有消化完，目前仍有30%左右的亏损面，环保支出大幅增加，西南三省、黑龙江、新疆等区域火电困难不小；清洁能源发展政策虽然转暖，但受制因素多，风电弃风、水电造价增加、核电受阻依然存在，明年电力、煤炭市场还有一些不确定性。因此，发电集团转方式、调结构仍然面临一些挑战与困难。
下一步，面对复杂多变的市场环境，五大发电集团如何加强战略管控与顶层设计，结合多年来“转方式、调结构”实践的经验教训，重点围绕“转型升级存量产业，努力突破新兴产业”做文章，预调、微调发展方针，成为今后发电行业能否突破创新、实现可持续发展的重大课题。从长远看，一方面要始终坚持突出主业，电为核心，煤电一体，产融结合，走直接相关多元化和适度多元化的发展路子，突出专业化运营，避免进入产业过多过滥、亏损板块影响整体效益的现象；另一方面要进一步加强对全国发展区域政策导向、市场变化、发展潜力的动态研究，主动协调处理不同产业发展过程中出现的矛盾和问题，重点解决转型升级突出问题，打造存量产业升级版，同时，要积极推动节能环保、分布式能源、LNG、页岩气、油气管网、清洁发电等战略新兴产业的快速发展，构建产业发展新格局。