目前国内发电中的火电、水电、热电。其中，目前影响火电企业盈利水平最为重要的是火电企业的燃料（煤）成本，影响水电企业未来盈利水平重要因素是国家对于大型水电项目的增值税优惠政策即将到期。
这次我们来了解影响新能源发电（风电、光伏、核电）目前的行业情况及影响企业盈利的重要因素。
光伏发电——上网电价不断下调
首先我们来看近两年一直是市场热点的光伏发电。一家太阳能发电企业收入怎么样，主要取决于这以下两大方面：上网电价和上网电量。
上网电价：即发电企业产品（电力）售价，而光伏发电的上网电价是要高于一般的火电、水电的，这些年国家逐步下调各类资源区的光伏上网电价，最近的一次为今年6月1日的调整，如下表。
从2011年以来，我国对光伏上网电价进行了7次调整，上网电价整体下降了56.52%——39.13%。历次下调时间节点和价格如下表。
上网电量：装机量*发电小时数（1-弃光率）
太阳能行业上网电量取决于三大因素：即装机量、发电小时和弃光率，详细到每个企业也是如此。在此由于没有各公司的的详细数据，我们只用行业数据来分析，若果要了解个股情况，则要看详细分析个股数据。
首先来看装机量，根据国际能源局统计的这几年我国每年新增光伏装机量，从下图可见，2016、2017两年国内新增光伏装机量增幅明显，行业整体呈现快速扩张期，而2017年分布式光伏新增占比远超以前各年，这也是未来国内光伏一大趋势。
利用小时数：即发电量与平均装机容量之比，反映了该地区发电设备利用率，也是反映该地区电力供需形势的主要指标之一。根据我国各地区光照资源分布不均，国家将全国分为三类资源区。
根据2018年7月各重点省份的光伏利用小时数，内蒙古、新疆、青海、甘肃等一类省份平均利用小时数均超过130小时。
各省每年/月日照数据虽有变化，但整体情况确改变不大，中国光照资源丰富地区主要为西北几省，而用电地区主要集中在东部，供需区域的不匹配和电力输送能力令西北省份弃光率一直高居不下。
弃光率：指光伏电站的发电量大于电力系统最大传输电量+负荷消纳电量所占比例，此指标下降表明光伏发电利用率提高，有利于企业业绩改善。从下图来看，2016年1季度弃光率达到最高以后一直下降，而国内光伏弃光率比较高的两个省份为新疆和甘肃，其比例超过20%，远超群国平均水。
成本：目前最主要的仍是组件
在国内光伏企业投资中，组价成本一直以来占据成本的大头，而近些年来，在国家政策推动下，组件成本价格大幅下降，国内光伏组件价格走势。
光伏、风电、核电企业现在怎么了？
在占比最大的组件价格逐年下降下，国内光伏系统投资价格逐年下降，成本下降下才令政府有能力将光伏行业上网电价逐步下调，并初步计划到2020年补贴全部退出。
在2020 年补贴完全退出的情况下，光伏将走出全投资收益率平价之路，各省市的光伏投资收益率将直接与当地光光照条件直接相关，解届时光伏投资将更倾向于合理化。
风电——弃风率大幅改善
国内风力发电情况与光伏发电类似，均是在政府补贴上发展起来的新能源产业，只是国内风力发电产业发展远早于光伏，早在"十五"期间，中国的并网风电就得到迅速发展。
而目前风电成本构成中建设成本约占 40%，机组成本约占40%，维护成本约占 10%，其他成本约占 10%，整机降价在加速平价上网进程中首当其冲。
到2018一季度2.0MW风电机组市场投标均价下降至3300-3400元/kW 左右，2.5MW 逐步成为市场主流机型，价格下降至3484元/kW，近一年累计降幅分别为 13.3%、15%。
而随着风机总体成本的下降，国家也在逐渐下调风电上网电价，下表为2009—2018 年风电发电上网电价调整情况（单位：元／度）。
因为经过长时间的市场发展，目前风电上网电价低于光伏上网电价，且从09年以来，9年间3次下调上网电价，总体上网价下调在15%到20%之间，频率和幅度低于光伏发电，目前陆上风电上平均网价距离平价上网价差还有 9 分钱/kWh。
但是在弃风率方面，目前风电弃风率却高于光伏的弃光率，在新疆、甘肃两省弃风率也如弃光率一般远超全国平均水平（两省风力、光照资源丰富，但当地需求不足，且远离电力需求大省）。
而在2017年及今年一季度，国内弃风、弃光率均呈现大幅下降情况，原因之一是国内社会用电总量的增长，另一方面是近两年国内在建特高压线路陆续投。未来运弃风、弃光情况将持续改善，政府计划在2020年实现降至 5%以内的目标。
未来随着国内电力需求及输电网络完善，弃风、弃光情况将持续改善，政府计划在2020年实现降至 5%以内的目标。
综合来看，目前国内太阳能、风电上网电价仍高于火电，仍在享受国家新能源发电补贴。但随着行业成本下降，未来并网电价将持续下调，直到平价上网为止。因此目前对太阳能、风电企业业绩影响比较重大却是光伏、风力发电的消纳问题——即弃光弃风率这一指标。
核电——2018年为核电机组并网投运高峰
核电装机和投资迎来双重提升，核电行业迎来新机遇，下表为中国在建核电站及机组（截至8月25日），其中福建霞浦核电站为中国首座快堆（快中子反应堆）属于世界上最新的第四代核电技术，而石岛湾核电站是全球首座将四代核电技术成功商业化的示范项目。
今年已经有田湾3号（1060MW）、台山1号（1750MW）阳江5号（1089MW）、三门1号（1250MW）、三门2号（1250MW）并网发电成功；目前海阳1号机组首次达到临界，接下来，在完成一系列低功率物理试验后，机组将进行首次汽轮机带核冲转与并网工作；海阳2号、田湾4号装料。
根据以往年份投入运营核电项目及在建核电项目统计，1994年以来我国各年间核电投入运营装机容量如下图所示。
2014年以前国内核电年装机容量维持在2000MW左右，2014-2016年飙升至年均6000MW以上，而今年的投入运运营的核电装机量将创新高。
中国目前有三大核电集团：国家核电技术公司、中国广核集团和中国核工业集团。而目前国内投运核电装机分属于两大核电运营集团——中广核、中核。目前已并网发电的反应堆装机容量为42147MW，其中中广核集团装机容量为24321MW，中核集团装机容量为17826MW。
中广核集团下电力运营主体为香港上市的中广核电力（01818），中广核集团下电力运营主体为沪指上市的中国核电（601985）。
而除了两大核电集团，其他电力集团成为核电运营主体主要有两种方式：一种方式是通过与已有牌照的核电央企重组（不大可能），另一种方式是通过《核电管理条例》（持有其他核电项目25%以上股份，8年参与核电项目建设、运行的经验，其中至少包括 1 台机组完整建设周期及其三年以上的运行经验）获得核电牌照。目前已符合《核电管理条例》的企业为大唐集团、华电集团以及华能集团。
在运行小时数上，2018年4个月全国平均利用小时数为2287小时，同比增长62小时，下图为2014-2018 年前个月核电平均利用小时数。2015年以来平均利用小时数逐渐上行。
最后我们来看看在A股上市的核电、风电、太阳能发电企业，重点关注企业毛利水平和目前市净率情况。
风电企业中，川化股份、汇通能源除了电力业务外，还有贸易、房地产业务，其风电毛利水平在百分之6、7十左右，整体毛利水平被其他业务拉低。类似的还有东旭蓝天，不过其发电业务毛利率低于整体水平，其房地产毛利率较高。
综上，随着近两年国内电力需求增长、国内输电网络完善，国内各新能源发电平均利用小时数较去年均有所增长，弃风弃光率下降，今年国内新能源发电企业业绩将较去年有很大改善。
