火電在新的一輪電改初期時，都是走的降低價格獲取銷量的方法，通過薄利多銷的手段來獲取市場。因此電價的折扣比較多，加上同期的煤炭價格高企以及較低的利用小時數等因素的疊加，導致電改初期時火電的盈利很不樂觀。
根據國資委數據，2018年，國家能源集團虧損-113.2億元、中國華能虧損-74.1億元、中國大唐虧損-56.2億元、中國華電虧損-71.9 億元以及國家電投虧損-64.2 億元，五大集團在2018年共計虧損379.6 億元，可以說有54.2%的燃煤電廠都是處于虧損的狀態(tài)。在進入2019年之后，火電的盈利出現了改觀，但據享能匯查閱27家火電上市公司財報后發(fā)現，截至前三季度，火電虧損面仍超過40%。
火電虧損是上游煤炭的鍋嗎？
市場有聲音認為當前煤價過高，增加了火電企業(yè)的燃煤成本，從而擠壓了火電企業(yè)的利潤。而事實上煤炭燃料的現狀是什么樣的呢？
從煤炭行業(yè)利潤角度來看，煤炭行業(yè)利潤目前并不豐厚。據享能匯AI查看萬德數據統計后發(fā)現，目前行業(yè)平均利潤總額僅79元/噸，也僅高于行業(yè)全面虧損時期，在扣除相關稅費后，所剩無幾，可以看到當前煤價水平并不高。
2019年年初至年末期間，六大發(fā)電集團電廠煤炭庫存和可用天數都保持在較高水平，下游增加庫存的意愿并不強。也就意味著下游對煤炭的總體需要并不是很緊張。
同時因為2018年年冬季國內動力煤價格穩(wěn)定，并沒有因為進入需求旺季而出現通常的價格大漲。即使從2018年11月開始的限制進口煤的措施也沒有使市場反轉。2019年的年初因部分產煤區(qū)生產事故停產檢查導致煤炭價格有所上升，但是自從恢復生產以來煤價就持續(xù)走弱。
煤炭作為火電的成本端，2019年年初至年末隨著港口煤價的下滑，煤炭行業(yè)出現了前三季度的虧損面擴大的情況，由2018年底的23.75%擴大到30.12%，即使在當前煤價水平下，仍有三分之一的煤炭企業(yè)處于虧損狀態(tài)。
從當前的煤價來看， 截止12月27日港口均價為587元/噸，假設全年保持該水平，也僅好于全行業(yè)陷入虧損的2014-2016年水平。所以，火電的盈利需從其他方面尋找原因。
煤炭下游的火電企業(yè)利潤被誰侵吞了？
AI從影響火電盈利的三個核心要素（電價、利用小時數、煤價）出發(fā)來看待這個問題?；痣姷睦麧櫴鞘芑痣姷氖杖牒统杀竟餐瑳Q定的，其中電價和上網電量決定了火電的收入，而燃料成本和折舊是決定火電的營業(yè)成本因素。
成本端則主要受上游煤炭價格的影響，收入主要受上網電量以及電價的影響，其中下游電力需求直接影響火電企業(yè)的利用小時數。
簡單來說，從火電的三要素看，火電企業(yè)的盈利能否改善，主要取決于電價下調幅度、煤價下跌幅度和利用小時變動幅度的博弈。
AI在上文說了，2019年煤炭行業(yè)過得也并不幸福，也就是說，可以把煤炭這個要素排除了。那我們來看電價和利用小時數的情況。
電價穩(wěn)中有升：
從市場化電價來看，自2017年4季度以來，市場化電價逐季度走高，這是因為市場化電價較標桿電價折價而且市場化比例逐年提升所致。
從煤電上網平均電價來看，自2017年3季度以來維持相對平穩(wěn)，可以看出雖然火電成本下降，但火電總體的報價策略是維持總體上網平均電價相對穩(wěn)定，而并未出現讓利的情況。
從廣東電力交易中心的交易價格看，2019年年度交易電價較2018年有較大幅度提升，價差收窄3.2分錢/千瓦時，且月度集中競價電價也穩(wěn)中有升。
利用小時數情況：
拋開燃料價格較低迷和電價穩(wěn)中有升的因素之后，便只剩利用小時數這一個因素了，而2019年的利用小時數的真實情況幾何？
電力需求，水電對火電利用小時數的擠壓情況和火電裝機增速決定了火電利用小時的高低。2019年，全社會用電量增速為4.5%，目前火電仍是我國最主要的電力供給方，占比在71%左右，其次為水電，占比在20%左右。
因為水電發(fā)電量受來水情況波動較大，因此火電利用小時受水電利用小時影響較大，從歷史看兩者大部分時間反向變動。因此，火電利用小時需首先對水電利用小時做判斷，其次結合風電、光伏等新能源裝機增量做判斷。
2019年上半年因為降雨較為豐富，水電利用小時較多，進而對火電的利用小時產生了擠壓，水電對火電的擠壓可以通過下面的一個表格看出?；痣?、核電、風電等利用小時均是同比減少，而水電則是同比大幅增長。
讀到這里，讀者似乎可以清晰的看到，煤炭價格穩(wěn)中有降，而上網電價較為穩(wěn)定，這樣看來，影響火電利潤的鍋就需要交給水電來背了。
2020盈利的關鍵，需要從火電自身出發(fā)
既然火電的利用小時是下滑的狀態(tài)，那么火電就只能無動于衷了嗎？
水電雖然對火電的利潤造成了一定的沖擊，但是水電的出力是不穩(wěn)定的，因為水電存在豐水期和枯水期的季節(jié)性變化，所以在2019年下半年，火電的盈利有一定的改善。但是火電的利潤改善是不能把希望寄托于水電的變化的，需要結合自身去調整。
以5大發(fā)電集團為例，采用資產整合和淘汰落后產能的供給側方式
根據2019年11月29日國資委下發(fā)《中央企業(yè)煤電資源區(qū)域整合試點方案》的政策，將甘肅、陜西（不含國家能源集團）、新疆、青海、寧夏5個煤電產能過剩、煤電企業(yè)連續(xù)虧損的省區(qū)，納入第一批中央企業(yè)煤電資源區(qū)域整合試點。力爭到2021年末，試點區(qū)域產能結構明顯優(yōu)化，煤電協同持續(xù)增強，運營效率穩(wěn)步提高，煤電產能壓降四分之一至三分之一。
資產整合
5大發(fā)電央企實施的資源整合，通過資產劃撥和落后產能淘汰的手段，使得市場集中度提升，進行火電的供給側改革。
提升議價水平
中央企業(yè)煤電資源整合過程中，牽頭企業(yè)將整合區(qū)域內其他五大發(fā)電集團的火電資產，市場集中度進一步提升，話語權也會有所提升，這樣的方法是利于降低煤炭采購成本以及避免市場化上網電價惡性競爭，也相當于提升點火價差。
淘汰落后產能
同時采取淘汰和關停落后產能的1/4到1/3的方法，來嚴格控制新增產能。通過此類整合供給的方法可以提升區(qū)域內火電整體利用小時數，以此來改善火電企業(yè)盈利。
目前西北五省僅是央企煤電資源整合的首批試點省份，大概率將繼續(xù)推廣至其他煤電虧損的省份，對全行業(yè)煤電企業(yè)產生重要影響。
參照美國成熟電力市場，在供給側和需求側市場改革之后企業(yè)的凈資產收益率一直維持相對穩(wěn)定狀態(tài)。
美國電力行業(yè)20世紀90年代經歷市場化改革，放開發(fā)電領域和配供電零售領域，并建立電力批發(fā)市場，實現發(fā)電側和銷售側的競爭。
AI參照美國成熟電力市場兩個典型公司，南方電力公司（Southern Company）和克能源公司（Duke Energy），這兩家公司在完成改革后的市場環(huán)境下，2018年凈利潤分別為31.28億美元和33.39億美元，截至2019年12月初市值分別為658億美元和651億美元。
美國發(fā)電形式主要是燃煤和燃機機組，和國內發(fā)電企業(yè)類似，美國發(fā)電企業(yè)也受燃料成本波動影響，電價也會相應波動，在供給側和需求側市場改革之后，實現了相對穩(wěn)定的盈利，且穩(wěn)定的ROE水平在10%左右。
2020年火電三要素怎么走？
電力三要素中，2020年電價方面。
2020年實行的浮動電價中基準價調整的可能性較小，同時用電量與宏觀經濟息息相關，目前來看2020年新增市場化電量也會有限?？梢钥吹轿磥戆l(fā)電企業(yè)寡頭化現象將會加速，同時市場化的報價會越來越合理，電價的折扣將會減少?？傮w來說2020年的市場電價較合理的可能性較大。
2020年在利用小時數方面。
目前火電機組利用率處于較低水平，在停緩建火電項目和大型發(fā)電集團控制資產負債率的背景下，等效火電裝機增速在未來一段時間內都將低于全社會用電量增速，利用小時數逐步升高。
2020年燃料成本方面。
在煤炭供給側改革持續(xù)推進的背景下，煤炭價格在旺季時候價格并沒有出現大幅度的上漲，未來旺季價格平穩(wěn)和淡季提前或成市場常態(tài)。
據AI觀察煤炭數據走勢發(fā)現，近兩年煤價均同比下降，但同時也存在階段性跌破500元/噸的可能。
中電聯預測2020年用電量增速在4%-5%之間，2020年用電量將保持穩(wěn)定增長。隨著供需格局的持續(xù)改善，長期來看頭部的火電企業(yè)的盈利會保持穩(wěn)定。
