2013年，對于以五大發電集團為代表的發電行業而言，在上年迎來“重大轉機”的基礎上，是抓機遇、穩發展、強管理、求突破，經營業績持續改善、再創佳績的一年，是政策環境改善、行業地位進一步提升、走上“復興”之路的一年，同時，也是更加注重綠色、低碳、清潔發展，著力調整電源結構、區域布局，爭創世界一流企業的一年。在今年全國經濟增長景氣指數不高、部分行業效益出現下滑的形勢下，發電行業再度成為實現利潤同比增幅較大的行業之一，成為央企板塊新的“價值高地”，發電類股票也受到資本市場投資者的熱捧。
近年來，發電行業特別是五大發電集團已告別電改之初跑馬圈地、搶占資源、規模擴張、大干快上的時代，進入了一個結構調整、綠色發展、穩定增長、戰略轉型的發展階段，努力提高清潔能源裝機比重和大型高效機組比重，電源結構持續優化成為發電行業的發展趨勢。
2013年1~11月，全國電源投資略增，其中核電投資下降幅度較大，電源項目在建規模同比減小。但是，由于近期西南清潔水電和江蘇等省大型高效火電的集中投產，不僅帶動水電新增規模創同期新高，電源結構持續優化，新增發電裝機容量也較上年同期增加。
據統計，1~11月份，全國基建新增發電容量6931萬千瓦，比上年同期增加1201萬千瓦。其中，清潔能源裝機3976萬千瓦 （水電2471萬千瓦、核電221萬千瓦、風電881萬千瓦、太陽能發電403萬千瓦），占新增容量的57%；火電新增2956萬千瓦，比上年同期減少602萬千瓦。而且，電源發展呈現出“投產區域集中、大型清潔水電和高效火電比重高”的特點。例如，10~11月份新投產重點電源項目有：水電站三峽溪洛渡3臺77萬千瓦、向家壩1臺80萬千瓦、國投錦屏二級3臺60萬千瓦、華能龍開口1臺36萬千瓦、大唐龍灘1臺30萬千瓦、國網新源仙游抽水蓄能1臺30萬千瓦；火電站華電句容1臺100萬千瓦、華電塘寨、榆橫各1臺60萬千瓦、大唐虎山1臺66萬千瓦。新投產電源項目主要集中在云、川、蘇三省，約占全國新增容量的41%。
截至11月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量11.8億千瓦。其中，水電2.38億千瓦，火電8.48億千瓦，核電1461萬千瓦，并網風電7160萬千瓦，增長10%，低于2003~2010年14%左右的平均增長速度。其中，五大發電集團裝機容量57063萬千瓦，比同期增長約7%，占全國總裝機的比重48.4%，基本持平。據中電聯預計，我國今年新增發電裝機容量9100萬千瓦，年末全國發電設備總容量將達到12.4億千瓦，有望超越美國成為世界上發電裝機規模最大的國家。
2012年發電行業受煤價下降、水電超發“雙重利好”影響，以及電價調增翹尾影響，再加上發電企業轉型發展，降本增效，經營狀況明顯改善，特別是火電板塊扭虧為盈，全年總體財務績效達到良好水平，超額完成了國資委年度考核指標，五大發電集團罕見地、無一例外地被評為業績考核A級企業，而且在2013年《財富》世界500強整體排名中名次提高，華電集團提高幅度最大（44個位次）。
2013年1~9月由于電煤價格繼續深度下跌，使得火電企業營業成本大幅度下降，再加上持續高溫天氣的出現、第三季度下游用電需求回暖，發電行業呈現出“火電業績分外耀眼、新能源效益貢獻度提高、水電利潤出現跳水、煤炭等非電產業利潤下降、整體業績持續向好的經營勢頭”。從發電類上市公司發布的三季報來看，業績普遍超預期，特別是火電板塊業績格外耀眼。由于今年水電來水大幅下滑，對火電發電擠壓減小，火電毛利率同比迅速上升，凈利潤增速基本在100%以上。例如，大唐發電實現凈利潤36.74億元，同比增長103.56%；華能國際歸屬于母公司凈利潤91.87億元，同比增長119.01%。風電、太陽能等新能源由于國家有關部門加強監管，電網又加強配套設施建設和調度力度，限電損失有所減少，利用小時開始上升，經營業績小幅攀升。隨著國家決定提高可再生能源電價附加征收標準（由每千瓦時0.8分提高至1.5分），預計新能源效益貢獻度將有所提高。但是，水電沒有延續去年“水豐大發”的好勢頭，汛期來水不如去年，導致水電企業收入下降、贏利萎縮，1~11月某發電集團水電企業利潤比去年同期下降14.2%。非電產業領域由于市場變化快，盈虧分化明顯，除金融、環保、科技等產業保持利潤穩定增長外，煤業、鋁業、煤化工贏利普遍下降甚至虧損。即便如此，由于發電主業贏利，截至11月底，五大發電集團無論是利潤總額、凈利潤、EVA值，還是凈資產收益率、銷售利潤率、保值增值率，仍創成立以來歷史最好水平。五大發電集團實現利潤總額達到648億元，已超過去年全年的利潤總額，預計全年有可能超過700億元。
不過，發電行業并沒有如個別媒體報道的一樣，進入一個“暴利”期，只是恢復到正常合理水平，在央企板塊中居于中上游水平。據統計，五大發電集團1~9月成本費用利潤率7.29%，近年來首次高于央企平均5.9%的水平，但仍低于同為能源行業央企的石油石化7.7%、煤炭22.94%的水平。而且，從9月25日起，國家發展改革委普遍下調各省燃煤發電企業上網電價（降幅在0.6~2.5分/千瓦時之間，平均下降1.44分/千瓦時），即使有提高脫硝電價、增設除塵電價、疏導燃機上網電價等增收因素，仍構成發電集團的一個重要減收因素。
再加上四季度煤炭需求保持小幅增長，加上前期供應減少，短期內供求矛盾有所緩解，煤價企穩回升，預計對發電集團全年的經營業績有一定的沖擊。11月，火電企業還有近30%的虧損面，預計12月還會有所擴大。
2012年初以來，受需求下降、進口增加、產能釋放等因素影響，煤炭總量過剩，煤價持續回落，電煤市場由賣方市場轉為買方市場。
2012年度全國原煤產量36.5億噸，同比增長3.7%；累計進口煤炭2.89億噸，同比增長28.9%；煤炭消費量35.15億噸，僅增長2.5%，為近5年來最低,導致年末庫存達到3.65億噸，較上年增長15.6%。環渤海動力煤均價（5500大卡）由年初的797元/噸下降到634元/噸，下降20.45%。
進入2013年以來，盡管采取煤炭限產措施，但由于需求進一步萎縮，進口保持較快增長，電煤市場仍沿襲供大于求的格局。1~9月，全國煤炭產量27.7億噸，同比下降1.4%；全國煤炭銷量26.4億噸，同比下降1%；累計進口煤炭2.39億噸，同比增長17.6%；全國煤炭消費30.1億噸，同比增長2.6%，增速比2012年、2011年分別回落0.2個百分點、7.7個百分點。9月末，煤炭企業庫存8500萬噸，存煤仍處于較高水平；重點發電企業存煤7326萬噸，可用21天；主要港口煤炭庫存4416萬噸，環比下降8.9%，同比增長8.3%。
環渤海動力煤價（5500大卡）一路下滑，6月后加速，由年初的634元/噸下降到9月末的530元/噸左右，下降16.4%。流通環節煤價的下降迅速傳導給了煤炭產區。例如，我國主產區內蒙古煤價在1月份短暫上漲后逐月下降，全區1~9月份動力煤平均坑口結算價格為252.62元/噸，同比下降19.87%。
煤價的連月下跌，對發電集團的影響是“雙刃劍”，一方面作為下游行業的火電企業燃料成本普遍下降，成為發電集團業績持續改善最重要的一個原因；另一方面近幾年發展起來的煤炭板塊也受到牽連，利潤大幅度縮水，前些年高價并購的煤礦紛紛出現虧損。
但是，隨著第四季度北方供暖期備煤、火電企業補充庫存、大秦線開始檢修等因素影 響，以及今年以來水電出力下行，火電依賴度提高，煤炭減產、流通環節庫存相對較低，特別是國家不斷推進工業化、城鎮化進程，釋放改革紅利，經濟穩中有升，煤炭采購需求釋放，進入9月后煤價降幅開始收窄并逐步趨穩，進入10月后價格出現小幅上漲。12月25日，環渤海5500大卡動力煤綜合平均報價631元/噸，比9月末上漲了101元/噸，漲幅19%，預計明年春節后將企穩。煤價四季度的企穩反彈，直接影響了火電企業的經濟效益，也導致媒體一度熱議的明年初國家新一輪煤電聯動、降低上網電價的可能性大大減小。
2011年全社會用電量增長12%，2012年只增長5.5%。2013年上半年，全國用電量延續去年的低迷走勢，一、二季度全社會用電量同比分別增長4.3%、6.0%，導致上半年水電多發、火電出力不足。進入第三季度，由于全國大范圍持續高溫天氣、宏觀經濟運行穩中有升以及上年同期低基數，用電增速明顯加快，三季度全社會用電量同比增長10.9%,其中，8月創全年新高，達13.7%。
11月份，全社會用電量達到4485億千瓦時，同比增長8.5%，延續7月份以來快速增長趨勢。具體說，1~11月，全國全社會用電量累計48310億千瓦時，同比增長7.5%。分產業看，第一產業用電量935億千瓦時，同比下降0.1%；第二產業用電量35391億千瓦時，增長6.8%；第三產業用電量5731億千瓦時，增長10.8%；城鄉居民生活用電量6254億千瓦時，增長9.4%。1~11月，全國發電設備累計平均利用小時為4132小時，同比減少46小時。其中，水電設備平均利用小時為3095小時，減少258小時；火電設備平均利用小時為4540小時，增加28小時。
總之，前11個月全國電力供需總體平衡，東北和西北區域電力供應能力富余較多，華北和華中區域電力供需基本平衡，華東和南方區域部分省份在迎峰度冬用電高峰時段電力供需平衡偏緊。預計全社會用電量全年預計增長將超過7.5%。全年發電設備利用小時4530小時左右，其中火電5000小時左右。
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