电力行业风控因素复杂，除了原材料成本，季节变化，地域布局，政策因素，产业结构及环保问题，等等，都会直接影响到一家电力企业的赢利和持续发展能力。近两年整体市场需求的低迷，正加剧令这些风险要素更深层地改变电力企业的边界和前景。甚至有分析称，因为挑战重重，电力行业往后一、两年盈利会倒退最多60%。
因为各种风险要素比重的不同，电力企业之间的分化，还会在资本市场的参与下，愈演愈烈。
供需差加剧
根据中电联的数据，2016年前4个月，中国发电设备累计平均利用小时数为1180小时，同比下跌7.6%。其中火电的降幅则尤为严重，今年前4个月平均利用小时数仅为1322小时，创下了2005年以来同期最低水平，降幅超过9%。
这是自从2011年以来，中国发电设备平均利用小时数第四年持续下滑，去年为3969小时，较2011年的4731小时下跌超过16%，较2007年下跌超过二成。其中火电的情况跌幅更大。去年中国全国火电平均利用小时比2014年下降8.7%，比2013年下降24.68%。两年之中的降幅接近25%。
一边需求疲软，设备利用率持续下滑，另一边，电力企业的新装机容量却还在高速扩张。
还是一组中电联的数据：2016年前4个月，中国规模以上电厂火电量同比下降3.2%;但与此同时中国基建新增发电生产能力3551万千瓦，比上年同期多投产1123万千瓦。其中新增火电发电能力2192万千万，比上年同期多投产793万千瓦。2012年以来，发电新增设备容量逐年增加，而且增幅呈现明显的扩大趋势。2015年中国发电新增设备容量为12973.88万千瓦，比上年多增超过24%。
而今年首四个月，虽然内地四月份全社会用电量增长了2.9%，但发电设备利用率却不升反降。首四个月全国发电设备平均利用小时同比下降97小时至1180小时。
也就是说，需求的涨幅也不能缓解单位发电机组回报率的下降。这种情况很可能在今后几年内还会持续。
据国家能源局指出，到2020年，每年电力供应增长约7%，其间火力发电年均增长5%。可是，法巴在研究报告中指出，截至2015年底，获批及在建的装机容量约有366吉瓦，预计今后五年火电发电供应年均增加6%。另外，摩通也表示，今年首两个月火电新增装机达13.95吉瓦，是过去六年最多，相当于2015年全年装机容量的25%。
针对电力供应过剩问题，国家能源局明定在2012年以前批出的火电项目，若仍未开始建设就必须取消;在山东、黑龙江等15个省区内，所有已批出的火电项目，若仍未兴建，就须押至2017年以后才可以动工。不过，也有分析机构就对政策能否贯彻落实存疑。
在发电力供过于求下，每台机组的利用小时均在下降。尤其是火电业务占比较重的传统发电企业受拖累更大，2015年大唐发电(00991)的利用小时同比下降了10%，华能国际(00902)的跌幅也达9.3%，而华润电力(00836)全国火电机组的平均利用小时同比下降了8.7%。
直供电下压价格
电力市场进入低增长、低利用小时的「双低」通道。而随着国家电改政策不断深入，国内多数省份相继推出大用户直购售电合作，由电企直接向客户供电，其结果势必加剧竞争，导致电价下降。
智通财经获悉，由于电力需求不旺，受供求关系影响，部分直供电的电价已经低至发电成本价。能源局的商业用户直供电将在2020年全面开放。
今年年初，国家能源局提出要加快推进电力市场建设试点工作，积极开展竞争性市场试点，扩大直接交易电量规模，目标是2016年工业用户占直供电量的比例达到30%，2018年达到100%，在2020年实现商业用电量的全部放开。从目前已签订的合同来看，预计中国电力的直供电量将占今年总发电量的15%。
摩通称，这将导致市场电价与上网电价的折让加大。据估计，直供电会令电价的折让率高及20%。由于煤炭价格已跌无可跌，电企的毛利将承压。
与此同时，直供电却助长了地方高耗能企业的发展，与当前的限制高耗能产业发展、倡导环保的导向不合。
原本因产能过剩和价格压力，已经开始影响到电力企业的利润，接下来未来几年行业水力和再生能源也可能加入价格战，再令电费将面对更大压力。
新能源难抵销核心业务恶化
年初，国家能源局另下发了一个指导意见，提及到2020年各发电企业的非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。
现时无论政策还是市场趋势，都是在朝着推动更多独立发电厂投资于再生能源，但是，一些分析机构认为，短期内这部分新生利润难以抵销核心业务的恶化情况。而新能源发电的盈利能力，直接关系到企业之间的分化及未来新的发电行业格局。
首先是火电厂要面对新能源项目的抢食。智通财经了解到，5月31日,国家发改委和国家能源局联合发布《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》,核定了重点地区新能源发电最低保障收购年利用小时数。这是我国首次划定重点地区新能源发电最低保障收购年利用小时数。
该通知指出，于弃风限电地区，风电保障性收购利用小时数介乎1800至2000小时;而于弃光限电地区，光伏发电项目保障性收购利用小时数则在1300至1500小时。这意味着再生能源亦也可以在直供电市场增加更多额外销售，而火电厂上网电量将面临减少。
另一方面，据报道，国家能源局正起草相关文件，要求燃煤火电机组承担再生能源发电的配额责任，2020年各燃煤发电企业承担的再生能源发电量配额，占火电发电量比重须在15%以上。燃煤电企可通过自建或购买可再生能源电力绿色证书。
高盛认为，电力企业要达到国家要求，最可行的方法是关闭火电厂，同时购买绿色证书。这将加重电力企业经营负担。
其次，有分析机构表示，水力发电公司估计今年表现强劲，将进一步威胁已经相当疲弱的燃煤发电使用率。不过，水电受到地理条件，季节及水资源等因素制约，也增加了企业的不确定性。
那么，风电、光伏发电及核电等新能源发电到底能在多大程度上改变现有电力产业格局?
风电与火电间冲突仍在
风电比水电的自然条件要求低，且风力发电技术比较成熟、成本相对较低,可望成为发展最快的可再生能源发电行业之一。
按照“十三五”风电规划，预计每年新增装机在2000万千瓦左右，全国新增装机中，30%左右来自风电。到2020年，风电将达到2亿千瓦以上，这将是2015年发展规模的一倍。到2030年，风电的累计装机超过4亿千瓦，在全国发电量中的比例达到8.4%，在电源结构中的比例扩大至15%左右。
“三北”地区仍是未来风电主要阵地，风电将会加大西部地区基地建设，同时，陆海并重发展。到2020年，蒙东、蒙西、甘肃、新疆、吉林、黑龙江等大型风电基地规划目标总量将达到8700万千瓦，占全国比重约为43%。
不过，从目前来看，风电的装机容量在持续增加，但利用小时仍然在下降。据中国风能协会统计，截至2015年底全国累计装机容量为14500.0万千瓦，较2014年底增长26.5%。2015年，全国风电发电量为1863亿千瓦时，占全部发电量的3.3%;风电平均利用小时数1728小时，同比下降172小时。
智通财经获悉，虽然三北地区是风电重点发展区域，但是受到严重弃风限电影响的省份(例如内蒙古、新疆、甘肃、吉林和黑龙江)由于严重的电源过剩，在短期内或将无法完成最低保障性收购小时数的目标。即使在强劲的可再生能源政策支持的推动下，政策的执行和监管力度也令人担忧。电源之间的博弈和利益冲突仍将持续。
火电新增装机的持续增长严重制约了风电发展。火电项目相对风电和其他能源项目仍保持较高的平均利用小时数，火电项目的盈利能力因此远强于风电项目。有限的电网容量和地方政府对火电的偏向性支持导致可再生能源面对一个发电空间非常有限且增长放缓的电力消费市场。
而由于缺乏海上风电开发经验、相对陆上风电开发的高成本和风险，中国海上风电发展依旧缓慢。
光电会杀死电力公司?
据欧洲光伏产业协会日前公布的数据显示，截至2015年底，中国累计装机容量超过4300万千瓦，已经超越德国，成为世界最大光伏发电国家。另外排名第二和第三的国家分别是日本和美国。
而在国内，智通财经了解到，2015年全国累计光伏装机容量超过100万千瓦的省份达11个。西部地区装机独大的局面正在改观，已经呈现出东中西部共同发展的格局。截至2015年，中东部地区有6个省累计装机容量超过100万千瓦。其中，分布式光伏比例迅速提高。
国家能源局规定，2016年全年光伏装机目标为18.1GW，其中普通光伏电站规模12.6GW，光伏领跑者基地规模5.5GW，同时明文规定“利用固定建筑物屋顶、墙面及附属场所建设的光伏发电项目以及全部自发自用的地面光伏电站项目不限制建设规模”。
随着成本的持续降低，光伏发电将迎来它的繁盛期，其中，分布式光伏尤其被看好是未来的主流发展趋势。
早在几年前，摩根士丹利就曾发布报告，称特斯拉未来可能会向家庭用户销售锂离子电池，并与太阳能面板融合，这将使其成为彻底杀死电力公司的帮凶。虽然电力公司会否被“退出”市场，还很难定论，但是，气候变化在加剧，传统的大型化石燃料发电站污染太大，而分布式太阳能作为理想能源，势必在将来大有可为。
在中国，分布式光伏电站具有不受限电影响、不受补贴拖延影响、不受竟电价政策影响的优点，且目前受到政策的支持与鼓励，发展潜力确实越来越受到第三方金融机构、投资方的认可与青睐。
另据国家能源局统计，仅2016年第一季度，全国新增光伏发电装机容量就达到了714万千瓦，已接近2015年全年光伏装机容量的一半。
不过，分布式光伏也不是不存在风险。
小而分散的规模意味着并网难度提高;晶体硅太阳能电池组件的质量保证期是15-20年，在这个运营周期如何降低配件质量风险;安装环境复杂带来安全隐患;业主资质问题可能影响的电费回收风险;安装过程不规范导致的电站质量隐患;以上各种问题直接影响了资本的进入。
核电成资本新风向?
据中国核能行业协会发布的报告，2016年1至3月，我国共有2台核电机组正式投入商业运行，分别是阳江核电厂3号机组(1月1日)、防城港核电厂1号机组(1月1日)。至此，我国投入商业运行的核电机组共30台，总装机容量达到28599.37MWe(额定装机容量)。
目前，我国核电存量机组占全球7%、在建机组占全球39%。根据2012年发布的《核电中长期规划》和2014年发布的《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》，2020年我国核电运行装机容量达5800万千瓦，在建容量达到3000万千瓦。这意味着从投产机组和新建机组的缺口上看，“十三五”期间，每年平均新开工6台左右新机组，才能达到规划目标。
实际情况是，目前我国核电装备制造水平仍不高，由于产品质量不稳定，技术标准不同意，设备拖期现象严重，每年连完成一套百万千瓦组的成套装备都很难。我国现在的核电装备企业以往主要制造常规电力设备，制造核级装备时质量保证体系不够健全，因为赶工期，导致质量问题时有发生。
不过，随着核电进入规模化发展新阶段，核能技术创新和装备国产化也正在进入加速期。
中国电力(02380)
公司动态：2015年中国电力收入下跌，为人民币 201.97亿元，同比下降1.23%，不过，实现归属股东净利润4，149百万元，同比大幅增长50.01%。截止今年3月第一季度，中国电力合并总发电量1591.25千万兆瓦时，较去年同期增加16.13%;合并总售电量1531.38千万兆瓦时，增加16.61%。
可再生能源发电比例将持续增加。作为中国装机容量最大的发电企业之一，中国电力也是同类上市企业中清洁能源装机占比最高的企业。截止2015 年末，中国电力权益装机容量达到16255MW，其中火力发电权益容量增加至 13136MW;水力发电权益容量增加至 2962MW;风力发电权益容量增加至157MW。目前，在中国电力总装机容量中约只有19%来自可再生能源，未来5年，中国电力计划进一步提升清洁能源装机比例至30%，到2020年实现总权益装机容量30GW。
水电业务具地理优势，水电发电大幅增长。2015年受益于水电业务的良好表现、火电燃料成本的下降以及一次性投资收益的实现，净利润出现大幅增长。今年首四个月，受到长江中下游地区降雨量强劲所带动，水电发电量仍持续大幅增长态势，同比涨幅达增长40-50%。
火电上网电价调低，但水电风电电价有所增加。中国电力火电上网电价下降至 343.33 元/兆瓦时，下降金额为 23.33 元/兆瓦时。但水电和风电上网电价分别提高了6.42 元/兆瓦时和 32.43 元/兆瓦时。另外，公司2015年的火电单位燃料成本为 145.36 元/兆瓦时，同比下降 23.29%。
预计收购河南电力的交易将提升每股收益。多家投资机构预测，中国电力2016/2017年市盈率为5.3倍/5.8倍，股息收益率为8.3%/7.4%。
国家电投的注资带来增长动力。国家电投目前持有中国电力55.7%的股份，未来还将继续推进资产证券化，而中国电力将成为主要的发展平台(不包括核电)。
风险提示：直销电带来负面影响。2016年首四个月利用小时数下跌7%，不过，尚在公司的全年目标(-7%)范围之内。
中国广核电力股份有限公司(01816)
公司动态：截至2015年12月底为止的全年业绩，中广核电力全年纯利65.94亿元，期内营业额232.63亿元，增12.3%。
作为中国核电运营龙头企业，中广核电力装机容量高速增长，带动发电量快速增长。今年首3个月，运营管理的核电机组总上网电量，约为2.45万吉瓦时，按年升54.42%。另外，截至上月底，集团共管理9台在建核电机组，其中1台处于并网阶段，2台处于调试阶段，4台处于设备安装阶段，2台处于土建施工阶段。
3月23日，中广核完成马来西亚埃德拉公司下属电力项目公司股权及新项目开发权股权交割。截至目前，中广核在海外的清洁能源控股在运装机总量达到884.3万千瓦，是我国在海外装机容量最大的能源企业之一。
公司核电站布局具地理优势。中广核电力在运在建装机容量60%位于广东省，广东耗电量全国第一，电力需求旺盛，燃煤标杆电价高于核电上网电价，外购电力比例为30%，利于公司的电力消纳。
风险提示：核电站利用率下降，明年核电价或被下调。台山项目机组因安全问题仍然被调查，投产时间存不确定性。收购广西防城港核电项目旗下4个核电站事宜亦存风险。
华电国际电力股份(01071)
2016年3月31日，华电国际及附属公司按照中国企业会计准则财务报告合并口径计算的2016年第一季度发电量为467.44亿千瓦时，比上年同期增长约2.71%;上网电量完成437.20亿千瓦时，比上年同期增长约2.79%。不过，受到国家下调上网电价影响，公司一季度实现净利润18.19亿元，同比下降11.29%;营业收入为168.54亿元，同比下降7.33%。
预计华电于同业中有最高的净资产收益率及现金回报，而且持续减少负债
华电国际2015年火电利用小时数同比减少575小时。
不过，华电国际公司董秘周连青表示，电力体制改革出台后，长期来看，大型发电集团的市场份额将会有所增加。同时，电价市场化以后，煤价波动将能够通过电价自动疏导出去，目前“市场煤、计划电”的困局将被打破，发电企业未来的盈利可以被市场预期，发电行业作为公用事业的属性将得到恢复。
风险提示：煤电股自2014年起利用小时下滑，预计该趋势将在今年持续。直购模式致使上网电价仍有大幅折让。
大唐发电(00991)
截止2015年12月31日，公司利润总额约为人民币65.68亿元，同比增加26.03%;归属于母公司净利润约为人民币28.09亿元，同比增加56.20%;另外，合并资产总额约为人民币3033.68亿元，同比增加0.31%;资产负债率完成79.12%，同比降低0.01个百分点。
大唐发电向控股股东大唐集团转让煤化工业务板块，包括能源化工公司、能源化工公司、锡林浩特发电公司全数股权;锡林浩特矿业60%股权及克什克腾电源前期项目资产，转让价为1元。交易完成后，公司资产将减少约782亿元，而负债将减少约697亿元，资产负债率预期将降低约3%。
2015年大唐发电煤化工板块亏损58亿，过去两年累计亏损超100亿元。截至今年3月止，大唐发电向煤化工关联项目提供担保的贷款本金合计184.14亿元。此外，公司同意豁免委托贷款最多100亿元。
大唐发电售亏损煤化工业务予控股股东，预计导致长期股权投资损失约80.43亿元,但从长期来看,有利于优化资产结构,改善整体盈利能力。
风险提示:用电需求明显下滑，投产速度高于用电需求增速。燃煤机组利用小时进一步下降。实施直购电省份及交易规模增速明显，且发电侧单边降价幅度加大，发电企业竞争愈发激烈。出售资产也会对当期业绩产生冲击;重组进度存在不确定。
华润电力控股(00836)
截至2015年12月31日，华润电力全年纯利按年升9%至100.25亿港元，期内营业额714.36亿港元，同比升1%，经营利润200.08亿港元，按年升32%。从去年4月份至今华润电力的股价跌幅已经过半，远超同期恒指跌幅，过去一年多市值跌去500多亿港元。
另外，今年首五个月附属电厂累计售电量达到58948189兆瓦时，较2015年同期的59126113兆瓦时下降0.3%。其中，5月份华润电力附属电厂售电量同比下跌3.8%，4月份跌幅则达到了12.1%。前五个月部份省份燃煤电厂的售电量跌幅更为惊人，其中广东省下跌15.7%，湖北省下跌12.6%。
截至2015年12月31日，华润电力旗下拥有39座燃煤发电厂，2座水力发电厂，1座光伏发电厂和66座风电场。合计运营权益装机容量为34731兆瓦，其中35.8%分布在华东地区，27%分布在华中，另有20.3%分布在华南，10.7分布在华北，等等。
其中，风电、燃气、水电及光伏等可持续发电占总权益装机量的13.3%。预计这块业务将会持续增长，有利于分散燃煤发电的风险。
华润电力正寻求稳定地提高每股股息。
风险提示：华润电力的主要价格风险来自于煤炭的采购。预计今年煤炭价格仍将保持低位震荡走势。电力需求疲软，电力供应充足。
华能国际电力股份(00902)
截止2015年12月31日,华能国际实现营业收入为人民币1289.05亿元,比上年同期增长2.79%。归属于公司股东的净利润为人民币136.52亿元,比上年同期增长26.91%。累计完成售电量3019.79亿千瓦时,同比增长8.8%。发电量增长主要来自新收购机组以及新投产机组的电量贡献。境内电厂全年平均利用小时为4147小时。在燃煤电厂所在的绝大部分地区中,利用小时领先当地平均水平。
不过，2016年第一季度，中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成发电量768.60亿千瓦时，同比下降6.89%;完成售电量727.23亿千瓦时，同比下降6.76%。原因之一在于，全国规模以上电厂水电发电量同比大幅增长，挤占了华中、华东等省市火电的发电空间，而华能国际在该区域火电机组占比较高，受影响程度较大。
燃料成本控制得力。2015年华能国际内电厂全年售电单位燃料成本为人民币173.67元╱千千瓦时，比上年下降13.68%。
可再生能源发电建设提速。2015年新增投运燃煤机组可控发电装机容量2370兆瓦，而另外可再生能源发电装机总量也达到1618兆瓦。截止2015年12月31日，公司可控发电装机容量82331兆瓦,权益发电装机容量74399兆瓦。
风险提示：需求疲弱，利用小时下降，供应过剩及价格下调。
协鑫新能源(03800)
光伏能源业务增长迅速。截至2015年12月31日止，总装机容量1640兆瓦，较去年同期大幅上升167%。总收入约为人民币19.7亿元，毛利约为人民币5.2亿元,其中约95%源自光伏能源业务。协鑫新能源发展光伏能源业务至今首次公布该业务全年12个月的业绩表现，其分部业绩踏入盈利轨道，溢利人民币2.89亿元。
截止2015年12月31日，已完成28个总装机容量为1170兆瓦的联合开发光伏电站项目，收购6个总装机容量为300兆瓦及完成7个总装机容量为170兆瓦的自行开发项目。总装机容量为1640兆瓦。
风险提示:取得优质光伏项目批核的能力;融资成本;2016年全国新增光伏电站建设规划低于预期。
华能新能源(00958)
2015年，实现权益股东应占净利润人民币18.595亿元，比上年增长65.9%。收入为73.569亿元，比上年增长19.6%。售电量为140.132亿千瓦时，同比增长20.3%。
可再生能源发电增长强劲。2015年完成总发电量14669067.6兆瓦时，同比增长20.5%。其中风电发电量13851505.2兆瓦时，同比增长18.6%;太阳能发电量817562.4兆瓦时，同比增长62.6%。另外，风电场全年加权平均利用小时数为1882小时，同比上升0.4%。公司太阳能项目全年加权平均利用小时数为1591小时，同比上升12.0%。
截至2015年12月31日，累计总装机容量突破千万千瓦，达10345.4兆瓦。尤其是风电新增装机占总新增装机的94%，达2194.0兆瓦，有效规避了电价下调的风险。
地域布局优势。华能新能源被列入国家能源局“十二五”第五批风电核准计划项目，这些项目大部分位于高电价、少限电的第四类资源地区。保证全年限电率在9%左右，避开了甘肃、黑龙江等限电重灾区，在吉林和新疆的装机也仅占4%，使得平均限电率低。
2016年1-6月，完成总发电量1033.73万兆瓦时，同比增长31%。其中，风电发电量为985.82万兆瓦时，同比增长31.2%，太阳能发电量为47.91万兆瓦时，同比增长26.1%。 风电业务当中浙江地区发电量暴涨10倍。
风险提示：新增装机不及预期;风力资源减少;弃风率增加。
龙源电力(00916)
2015年，龙源电力累计完成发电量357.31亿千瓦时，其中风电发电量257.09亿千瓦时，同比增加11.35%。2015年受累于严重的弃风限电，风电平均利用小时数较行业平均值高160小时，为1888小时，但同比下降92小时。火电机组平均利用小时数较全国平均值高711小时，为5040小时，同比下降102小时。
2016年6月，该公司完成发电量288.85万兆瓦时，较2015年同比增加2.02%。其中，风电增加1.92%，火电增加0.34%，其他可再生能源发电量增加36.82%。2016年前5个月，累计完成发电量约1753.64万兆瓦时，较去年同比增加5.95%。其中风电增加9.67%，火电减少5.4%，其他可再生能源发电量增加11.61%。
受益于今年发改委公布为风电设立最低利用小时，这有助风电商减低不确定性。
风险提示：受资源环境约束趋紧等要素影响，经济运行潜在风险增多，可再生能源投资面临挑战。
粤丰环保电力(01381)
2015年，粤丰环保正在营运的四个项目的经营收入，包括科伟、科维、东莞粤丰及来宾，以及湛江粤丰在建设而所产生的建设收入及财务收入带动下，实现全年收入同比上升49.2%至11.85亿港元;公司权益持有人应占利润为2.72亿港元，较去年上升42.4%，毛利率维持在37.1%的高水平。
截至2015年底，公司营运中的城市生活垃圾日处理量，连同已确认的城市生活垃圾日处理合同量，按年上升约80%至12400吨。2016年年初，公司成功获得东莞粤丰增容及收购兴义项目，令总营运及已确认合同日处理量进一步提升至14650吨。2016年3月获有条件授予北流垃圾焚烧发电厂的BOT特许经营权。倘项目落实，总处理量将提升至15700吨。
公司具有技术改造和较高的每吨垃圾发电量两大卖点。另外，13 个在手项目当中有 10 个的日城市生活垃圾处理能力达千吨以上。这有助于粤丰环保焚烧每吨垃圾的上网发电量达到 386 千瓦时/吨，比其他香港上市同业为高，
风险提示：新增项目不达预期。
