火电在新的一轮电改初期时，都是走的降低价格获取销量的方法，通过薄利多销的手段来获取市场。因此电价的折扣比较多，加上同期的煤炭价格高企以及较低的利用小时数等因素的叠加，导致电改初期时火电的盈利很不乐观。

根据国资委数据，2018年，国家能源集团亏损-113.2亿元、中国华能亏损-74.1亿元、中国大唐亏损-56.2亿元、中国华电亏损-71.9 亿元以及国家电投亏损-64.2 亿元，五大集团在2018年共计亏损379.6 亿元，可以说有54.2%的燃煤电厂都是处于亏损的状态。在进入2019年之后，火电的盈利出现了改观，但据享能汇查阅27家火电上市公司财报后发现，截至前三季度，火电亏损面仍超过40%。

火电亏损是上游煤炭的锅吗？

市场有声音认为当前煤价过高，增加了火电企业的燃煤成本，从而挤压了火电企业的利润。而事实上煤炭燃料的现状是什么样的呢？

从煤炭行业利润角度来看，煤炭行业利润目前并不丰厚。据享能汇AI查看万德数据统计后发现，目前行业平均利润总额仅79元/吨，也仅高于行业全面亏损时期，在扣除相关税费后，所剩无几，可以看到当前煤价水平并不高。

2019年年初至年末期间，六大发电集团电厂煤炭库存和可用天数都保持在较高水平，下游增加库存的意愿并不强。也就意味着下游对煤炭的总体需要并不是很紧张。

同时因为2018年年冬季国内动力煤价格稳定，并没有因为进入需求旺季而出现通常的价格大涨。即使从2018年11月开始的限制进口煤的措施也没有使市场反转。2019年的年初因部分产煤区生产事故停产检查导致煤炭价格有所上升，但是自从恢复生产以来煤价就持续走弱。

煤炭作为火电的成本端，2019年年初至年末随着港口煤价的下滑，煤炭行业出现了前三季度的亏损面扩大的情况，由2018年底的23.75%扩大到30.12%，即使在当前煤价水平下，仍有三分之一的煤炭企业处于亏损状态。

从当前的煤价来看， 截止12月27日港口均价为587元/吨，假设全年保持该水平，也仅好于全行业陷入亏损的2014-2016年水平。所以，火电的盈利需从其他方面寻找原因。

煤炭下游的火电企业利润被谁侵吞了？

AI从影响火电盈利的三个核心要素（电价、利用小时数、煤价）出发来看待这个问题。火电的利润是受火电的收入和成本共同决定的，其中电价和上网电量决定了火电的收入，而燃料成本和折旧是决定火电的营业成本因素。

成本端则主要受上游煤炭价格的影响，收入主要受上网电量以及电价的影响，其中下游电力需求直接影响火电企业的利用小时数。

简单来说，从火电的三要素看，火电企业的盈利能否改善，主要取决于电价下调幅度、煤价下跌幅度和利用小时变动幅度的博弈。

AI在上文说了，2019年煤炭行业过得也并不幸福，也就是说，可以把煤炭这个要素排除了。那我们来看电价和利用小时数的情况。

电价稳中有升：

从市场化电价来看，自2017年4季度以来，市场化电价逐季度走高，这是因为市场化电价较标杆电价折价而且市场化比例逐年提升所致。

从煤电上网平均电价来看，自2017年3季度以来维持相对平稳，可以看出虽然火电成本下降，但火电总体的报价策略是维持总体上网平均电价相对稳定，而并未出现让利的情况。

从广东电力交易中心的交易价格看，2019年年度交易电价较2018年有较大幅度提升，价差收窄3.2分钱/千瓦时，且月度集中竞价电价也稳中有升。

利用小时数情况：

抛开燃料价格较低迷和电价稳中有升的因素之后，便只剩利用小时数这一个因素了，而2019年的利用小时数的真实情况几何？

电力需求，水电对火电利用小时数的挤压情况和火电装机增速决定了火电利用小时的高低。2019年，全社会用电量增速为4.5%，目前火电仍是我国最主要的电力供给方，占比在71%左右，其次为水电，占比在20%左右。

因为水电发电量受来水情况波动较大，因此火电利用小时受水电利用小时影响较大，从历史看两者大部分时间反向变动。因此，火电利用小时需首先对水电利用小时做判断，其次结合风电、光伏等新能源装机增量做判断。

2019年上半年因为降雨较为丰富，水电利用小时较多，进而对火电的利用小时产生了挤压，水电对火电的挤压可以通过下面的一个表格看出。火电、核电、风电等利用小时均是同比减少，而水电则是同比大幅增长。

读到这里，读者似乎可以清晰的看到，煤炭价格稳中有降，而上网电价较为稳定，这样看来，影响火电利润的锅就需要交给水电来背了。

2020盈利的关键，需要从火电自身出发

既然火电的利用小时是下滑的状态，那么火电就只能无动于衷了吗？

水电虽然对火电的利润造成了一定的冲击，但是水电的出力是不稳定的，因为水电存在丰水期和枯水期的季节性变化，所以在2019年下半年，火电的盈利有一定的改善。但是火电的利润改善是不能把希望寄托于水电的变化的，需要结合自身去调整。

以5大发电集团为例，采用资产整合和淘汰落后产能的供给侧方式

根据2019年11月29日国资委下发《中央企业煤电资源区域整合试点方案》的政策，将甘肃、陕西（不含国家能源集团）、新疆、青海、宁夏5个煤电产能过剩、煤电企业连续亏损的省区，纳入第一批中央企业煤电资源区域整合试点。力争到2021年末，试点区域产能结构明显优化，煤电协同持续增强，运营效率稳步提高，煤电产能压降四分之一至三分之一。

资产整合

5大发电央企实施的资源整合，通过资产划拨和落后产能淘汰的手段，使得市场集中度提升，进行火电的供给侧改革。

提升议价水平

中央企业煤电资源整合过程中，牵头企业将整合区域内其他五大发电集团的火电资产，市场集中度进一步提升，话语权也会有所提升，这样的方法是利于降低煤炭采购成本以及避免市场化上网电价恶性竞争，也相当于提升点火价差。

淘汰落后产能

同时采取淘汰和关停落后产能的1/4到1/3的方法，来严格控制新增产能。通过此类整合供给的方法可以提升区域内火电整体利用小时数，以此来改善火电企业盈利。

目前西北五省仅是央企煤电资源整合的首批试点省份，大概率将继续推广至其他煤电亏损的省份，对全行业煤电企业产生重要影响。

参照美国成熟电力市场，在供给侧和需求侧市场改革之后企业的净资产收益率一直维持相对稳定状态。

美国电力行业20世纪90年代经历市场化改革，放开发电领域和配供电零售领域，并建立电力批发市场，实现发电侧和销售侧的竞争。

AI参照美国成熟电力市场两个典型公司，南方电力公司（Southern Company）和克能源公司（Duke Energy），这两家公司在完成改革后的市场环境下，2018年净利润分别为31.28亿美元和33.39亿美元，截至2019年12月初市值分别为658亿美元和651亿美元。

美国发电形式主要是燃煤和燃机机组，和国内发电企业类似，美国发电企业也受燃料成本波动影响，电价也会相应波动，在供给侧和需求侧市场改革之后，实现了相对稳定的盈利，且稳定的ROE水平在10%左右。

2020年火电三要素怎么走？

电力三要素中，2020年电价方面。

2020年实行的浮动电价中基准价调整的可能性较小，同时用电量与宏观经济息息相关，目前来看2020年新增市场化电量也会有限。可以看到未来发电企业寡头化现象将会加速，同时市场化的报价会越来越合理，电价的折扣将会减少。总体来说2020年的市场电价较合理的可能性较大。

2020年在利用小时数方面。

目前火电机组利用率处于较低水平，在停缓建火电项目和大型发电集团控制资产负债率的背景下，等效火电装机增速在未来一段时间内都将低于全社会用电量增速，利用小时数逐步升高。

2020年燃料成本方面。

在煤炭供给侧改革持续推进的背景下，煤炭价格在旺季时候价格并没有出现大幅度的上涨，未来旺季价格平稳和淡季提前或成市场常态。

据AI观察煤炭数据走势发现，近两年煤价均同比下降，但同时也存在阶段性跌破500元/吨的可能。

中电联预测2020年用电量增速在4%-5%之间，2020年用电量将保持稳定增长。随着供需格局的持续改善，长期来看头部的火电企业的盈利会保持稳定。