市场变化：系统性风险总体偏高
“十三五”发电行业市场化程度提高，竞争特征更加明显，面临的市场环境复杂多变。货币市场、并购市场、境外市场、人才市场对发电行业虽有影响，但有利有弊，总体影响不大。但电力市场、煤炭市场的影响则是决定性的，总体系统性风险偏高。
1. 电力市场
社会用电需求减缓、新增装机不断增加、产能普遍过剩仍是发电行业的风险源，是改善营商环境的重中之重。据统计，社会用电量增长“十五”13%；“十一五”11.1%；“十二五”6.27%；“十三五”预计5.5%。其中：2016年5.0%，2017年6.6%，2018年8.4%，2019年4.4%，2020年1-9月1.3%、预计2.8%。相应地，2016-2019年全国发电利用小时平均为3815小时，比“十二五”4414小时下降14%、减少599小时。其中，反映市场供需关系最具代表性的火电利用小时连年下降、低水平震荡，2016-2019年平均4261小时，比“十二五”4861小时下降12%、减少600小时，远低于5000-5500的设计利用小时，与本世纪以来最高的2004年5991利用小时更是相去甚远。2020年的情况更不容乐观，全国发电利用小时1-9月2758小时，同比下降98小时；火电1-9月3047小时，同比下降127小时。
因此，电力市场竞争激烈，如何开展市场营销、制定交易策略，构建发配售产业链、提供综合能源服务，力争发电量达到“三同”水平 、市场电量超过装机占比、综合电价降幅收窄，实现增产增收成为当前发电企业最大的难题。
2. 煤炭市场
煤炭供需状况、煤价涨落，直接影响煤电企业的盈亏；“煤电过半”的电源结构，仍左右着发电行业整体的盈利水平。“十三五”期间，随着退出、减量重组10亿煤炭过剩产能任务的推进、限产以及安全、环保的严格监管、督查，煤炭市场一改“十二五”单边下跌的颓势。2016年，5500大卡吨煤综合均价较年初大涨59.8%；2017年，供需紧张，涨到650-700元，导致入厂标煤单价同比上涨34%，全国增加电煤采购成本2000亿元；2018年，前紧后缓，供需趋衡，煤价高位震荡，维持在571-635元；2019年，供需平衡，小幅回落，平均降到576元，比上年降低19元；2020年，涨少跌多，1-9月央企煤电板块入炉标煤单价同比下降48元。总体而言， 2016-2017前两年“供需紧张、大幅反弹、厂型走势、居高不下”，2018-2020后三年“产能释放、供需趋衡、高位震荡、小幅回落”，煤炭市场综合均价都超过国家规定500-570元/吨的绿色区间，发电燃料成本整体高于“十二五”同期水平，导致煤电企业盈利基石松动，中期再现大面积亏损。
“十三五”发电行业市场化程度提高，竞争特征更加明显，面临的市场环境复杂多变。货币市场、并购市场、境外市场、人才市场对发电行业虽有影响，但有利有弊，总体影响不大。但电力市场、煤炭市场的影响则是决定性的，总体系统性风险偏高。
1. 电力市场
社会用电需求减缓、新增装机不断增加、产能普遍过剩仍是发电行业的风险源，是改善营商环境的重中之重。据统计，社会用电量增长“十五”13%；“十一五”11.1%；“十二五”6.27%；“十三五”预计5.5%。其中：2016年5.0%，2017年6.6%，2018年8.4%，2019年4.4%，2020年1-9月1.3%、预计2.8%。相应地，2016-2019年全国发电利用小时平均为3815小时，比“十二五”4414小时下降14%、减少599小时。其中，反映市场供需关系最具代表性的火电利用小时连年下降、低水平震荡，2016-2019年平均4261小时，比“十二五”4861小时下降12%、减少600小时，远低于5000-5500的设计利用小时，与本世纪以来最高的2004年5991利用小时更是相去甚远。2020年的情况更不容乐观，全国发电利用小时1-9月2758小时，同比下降98小时；火电1-9月3047小时，同比下降127小时。
因此，电力市场竞争激烈，如何开展市场营销、制定交易策略，构建发配售产业链、提供综合能源服务，力争发电量达到“三同”水平 、市场电量超过装机占比、综合电价降幅收窄，实现增产增收成为当前发电企业最大的难题。
2. 煤炭市场
煤炭供需状况、煤价涨落，直接影响煤电企业的盈亏；“煤电过半”的电源结构，仍左右着发电行业整体的盈利水平。“十三五”期间，随着退出、减量重组10亿煤炭过剩产能任务的推进、限产以及安全、环保的严格监管、督查，煤炭市场一改“十二五”单边下跌的颓势。2016年，5500大卡吨煤综合均价较年初大涨59.8%；2017年，供需紧张，涨到650-700元，导致入厂标煤单价同比上涨34%，全国增加电煤采购成本2000亿元；2018年，前紧后缓，供需趋衡，煤价高位震荡，维持在571-635元；2019年，供需平衡，小幅回落，平均降到576元，比上年降低19元；2020年，涨少跌多，1-9月央企煤电板块入炉标煤单价同比下降48元。总体而言， 2016-2017前两年“供需紧张、大幅反弹、厂型走势、居高不下”，2018-2020后三年“产能释放、供需趋衡、高位震荡、小幅回落”，煤炭市场综合均价都超过国家规定500-570元/吨的绿色区间，发电燃料成本整体高于“十二五”同期水平，导致煤电企业盈利基石松动，中期再现大面积亏损。
