2015年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时为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。“十二五”期间，我国发电设备利用小时呈持续下降态势，2015年创下1978年以来最低水平，而火电更是成为1969年以来最低（详见表5）。
表5我国近年用电量及发电设备利用小时数
（数据来源：中电联统计数据。）
电力过剩风险已不再遮遮掩掩。去年底，全国火电装机9.9亿千瓦，如果按照利用小时5500小时计算，过剩装机约2.1亿千瓦，过剩程度超过20%。今年以来，电力装机依然高歌猛进，上半年新增发电装机5699万千瓦，其中水电437万千瓦、火电2711万千瓦。发电设备利用小时数进一步下探至1797小时。
根据规划，到2020年全国水电装机3.8亿千瓦、风电装机2.5亿千瓦、太阳能发电1.5亿千瓦、核电装机5800万千瓦，未来数年依然是快速增长态势。电力需求方面，专家预计“十三五”期间用电量年均增速为3%～6%。这显然难以消化全部产能（存量+新增），电力过剩局面可能持续较长时间。
电力体制改革将动摇发电企业传统赢利基础
发电企业的赢利情况取决于电量和电价。按照传统模式，电量和电价均主要由行政计划确定，电厂建成即可顺理成章地获得口粮。但电力体制改革决定改变这一模式，并已开始采取实际行动。
去年开启新一轮电改的9号文，对原作为电改指南的5号文进行了深度扬弃，输配分开不再被当作金科玉律，“三放开、一独立、三强化”成为新思路，即有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立，规范运行；进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。
显然，电量与电价均将大幅度放开，由行政计划回归市场竞争，还原电力商品属性，让市场在电力资源配置中发挥决定性作用。当前，各项改革正在推进，输配电价改革基本全覆盖，电改综合试点纳入了15个省（区市），售电侧改革试点也达到了5个。有的地方甚至已开启了全电量竞争模式，尽管备受争议却也走得义无反顾。
当前，经济下行压力巨大，提振经济诉求强烈，降电价成为普遍青睐的有效手段。在电力体制改革过渡阶段，新的市场化运行机制未能很好建立，发电企业既要承受市场竞争压力，又需应对非市场因素的降电价要求，境况可想而知。即使有朝一日建立起市场化机制，在电力供大于求的情况下，可以想见其竞争也将是惨烈无比的。
能源转型阵痛严峻考验发电企业的生存智慧
经过两次能源转型之后，全球能源消费结构以油气为主，但中国却仍未摆脱以煤为主的能源消费结构。2015年世界能源消费总量约131.47亿吨油当量，其中石油消费43.31亿吨油当量、天然气消费31.35亿吨油当量，合计占比达到53%。中国能源消费总量为43亿吨标准煤（折合30.14亿吨油当量），其中煤炭消费27.43亿吨标准煤，占全国能源消费总量的64%，石油、天然气消费合计占比24%，非化石能源消费占比12%（详见图1、图2）。
图12015年全球能源消费结构
图22015年中国能源消费结构
