2.电力：

2015年，全社会用电量同比增长0.5%，增速为1974年以来年度最低水平。全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时为3969小时，同比减少349小时。其中，水电设备平均利用小时为3621小时，同比减少48小时;火电设备平均利用小时为4329小时，同比减少410小时。2015年，全国电源新增生产能力12974万千瓦，其中，水电1608万千瓦，火电6400万千瓦。中电联预计2016年全国电力供需形势宽松，用电需求增长在1-2%，从供给侧看，预计全年新增发电装机1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机5200万千瓦左右;年底全国发电装机达到16.1亿千瓦，同比增长6.5%左右;非化石能源发电装机比重提高到36%左右。

从2009年至2014年，全球电力消费增加了17%，中国增加了52%，美国增加4%。2011年中国发电量已经超过美国，成为世界上最大的电力生产国。目前，中国人均电力消费量(458W/人)高于世界平均水平(313W/人)，但美国比中国高出3倍半。在全球一次能源消费中增长速度最快的是原煤，而不是天然气。据IEA统计，燃煤发电一直保持在40%左右，燃油发电逐年降低，燃气发电维持在21%左右。2014年再生能源发电新增容量超过燃煤发电和燃气发电新增容量的总和，占据约59%的全球净电力新增装机份额。截止2014年全球再生能源发电占电力总量的22.8%，其中水力发电最高，占16.6%，风电3.1%，光伏0.9%。

2014年，中国电力构成中，化石燃料、水力、再生能源和核能占总装机容量分别为67.3%、22.2%、9%和1.5%;按发电来源比例的世界排名分别是第119、88、42和32位。

最传统的火电

尽管有煤价下跌支撑，但新常态下，电改、环保(近零排放)、清洁能源发展的浪潮迅猛，节能环保新技术广泛应用，国内火电增长空间已经有限。尤其开年直降3分钱，全国火电行业利润减少超过1100亿元(约占2015年火电行业利润总额的一半)，更是老血一口，全年平均利用小时数下降到4000小时左右，已经开始步煤炭全行业亏损后尘(2015年1-10月，火电企业亏损面达到25%)。

电改意见以及六大配套文件业已出台，输配电价改革试点，售电侧改革试点以及电力体制改革综合试点稳步推进中。目前来看，发电侧利润正向用电侧转移，且不说甘肃直购电的惨烈，就湖北省，2016年1月实现直接交易电量近300亿千瓦时，约占全省工业售电量的40%。电力直接交易使企业用电价格平均降低7.1分/千瓦时，转移利润近20亿元。南方水电、核电较多的省份，火电行业经营压力较大。一个4X30万电厂，发电量较2014年减少近35%，往年耗煤量在300万—400万吨，2015年仅205万吨，目前正常运营的有3台，过年期间再停1台。

火电未来出路两个：一个是转型升级，加强营销，力争电、热、冷、蒸汽等多种产品的区域综合能源供应中心，二是出海，如华能布局新加坡、俄罗斯，国华逐鹿印尼，抓住海外新建电力项目、现有电力装机更新改造刚性需求，以及“一带一路”战略带来电力互联互通新增需求。

性价比最高的水电：众多球友已研究透彻，这里略去。

风光依旧：技术进步引领行业上坡，补贴等体制因素致使政策退坡

2015年风电新增装机容量3297万千瓦，再创历史新高，累计并网装机容量达到1.29亿千瓦，占全部发电装机容量的8.6%。风电发电量1863亿千瓦时，占全部发电量的3.3%。平均利用小时数1728小时，同比下降172小时，利用小时数最高的地区是福建2658小时，利用小时数最低的地区是甘肃1184小时。2015年，风电弃风限电形势加剧，全年弃风电量339亿千瓦时，平均弃风率15%，创历史新高，其中弃风较重的地区是内蒙古(18%)、甘肃(39%)、新疆(32%)、吉林(32%)。中国风电经过一段迅速发展的时期，已经成为新兴风电机组出口国，开始由粗放式数量向提高质量、降低全生命周期风电成本的方向转变。无论是金风科技在南非市场屡获订单还是中国电建收购德国TLT公司成为全球最大的电站风机制造商，都是风电积极发展海外市场的绝佳案例。此外，国电集团以龙源电力为海外新能源投资建设和运营平台，在加拿大建成9.91万千瓦德芙琳风电项目，正在南非建设容量24.45万千瓦的两个风电项目。

2015年中国光伏新增装机15GW，其中地面电站占比84%，分布式电站占比16%，累计装机约43GW，累计装机容量已经跃居世界首位。全国光伏发电量400亿千瓦时，弃光电量40亿，弃光率约10%。其中国网公司调度范围(不含蒙西)弃光率12.62%，集中在甘肃、青海、新疆、宁夏四省区。产业上游多晶硅产量超过16.5万吨，同比增长21%;电池片产量超过41GW，多晶仍为主流，单晶及多晶电池产业化效率分别达到19.5%和18.3%，单晶硅片价格下降使P型单晶电池成本下降明显，已出现单晶报价接近多晶报价情形;组件全年产量超过43GW,同比增长20.8%，制造环节通过兼并重组集中度逐步提升，产品单价走低，逐步达到世界领先水平，下游大型电站投资招标均价4元/W，平价转让电站模式已开始出现。

尽管风光产业前景一片光明，但补贴迟发欠发和限电日渐成为痛点。2015年可再生能源基金继续缺口达400亿元。尽管2016年初，可再生附加标准调高至1.9分/千瓦时，基金将增加163亿元左右，但由于2015年两次煤电标杆电价下调导致可再生能源补贴需求增加149亿元，基金带来的净增加仅有10亿，杯水车薪。至于限电，用电需求放缓，新增装机远超用电需求是造成弃光弃风的主要原因。2015年全国火电、核电、风电、太阳能利用小时分别下降410、437、172、35小时，此外还有部分地区火电直购电电量加大进一步挤占了风光的市场空间。在考虑20%限电2年的情况下，一类光照地区，电价需上升0.04RMB/kWh，二类广招地区的电价需上升0.3RMB/Kwh。此外，税收、接入等非技术性因素也在不断蚕食风场、电站利润。

最具潜力的核电

核电环保和政策扶植下的利用小时数高是众所周知的，但核电占发电机组比例最低，甚至低于印度，下一步提升空间广阔。核电最具潜力在于系统效率提升以及随着技术创新核废料趋向合理利用。且不说后期一旦成功可供应数百万年内地球所需能量的核聚变(如Generalfusion 致力于磁化靶向聚变系统)，单说去年比尔盖茨来中国找中核和神华推销的第四代核能技术行波堆技术就可以直接利用废弃的铀以及只需简单转化的核废料，在贫铀条件下运行数十年，产生的废料远少于常规反应堆。另外，Transatomic Power 也在尝试将核能产业中产生的有害核废料转变成无碳能源。

2015年，中国28台正式商业运行的核电机组累计发电量约1690亿千瓦时，同比增29.42%;累计上网电量为1583亿千瓦时，同比增29%。要完成《核电中长期规划》提出的“2020年在运装机5800万千瓦、在建3000万千瓦”目标，2015年-2020年平均每年开建和投产机组均在6台左右，2016年核电依然是“开工忙碌”之年。但内陆核电重启估计不会有大的进展，核电“走出去”战略随着国内核电标准化设计以及示范工程建设的进展，将继续在海外市场深耕，去年，中核斩获阿根廷两台机组总额150亿美元的大合同，中广核则在英国和罗马尼亚先后签订关键合作协议，新组建的国电投也没闲着，角逐的南非新建核电招标，联合西屋开拓土耳其核电项目，最近又盯上保加利亚K7新建项目。