各类电源标杆上网电价下降，直接交易电价相对较低;2016年以来煤炭价格明显上升，但仍未触发煤电价格联动机制，火电企业仍面临双向价格挤压，经营压力加大
上网电价方面，2013年以来，国家发改委连续4次下调了上网电价，共下调每千瓦时7.44分钱，其中根据煤电价格联动机制，2016年1月1日起，全国燃煤发电标杆上网电价平均下调约3分钱;因水电外送电价与落地区域火电标杆电价挂钩，水电整体价格亦有所下降。此外，2016年12月28日，发改委还下调了光伏发电陆上风电标杆上网电价，降低2017年1月1日之后新建光伏发电和2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价，各类电源上网标杆电价有所下降。
2015年11月《关于推进售电侧改革的实施意见》发布以来，售电侧逐步放开，直接电力交易规模迅速增加。2016年全国包括直接交易在内的市场化交易电量超过1万亿千瓦时，约占全社会用电量的19%。2017年上半年，全国各地签订直接交易年度、月度合同以及交易平台集中交易电量累计约9,500亿千瓦时，已执行的合同每千瓦时平均降价4.7分钱。预计2017年全年电力直接交易电量规模约1.2万亿千瓦时，约占全社会用电量的35%以上。售电侧的逐步放开，发电企业之间竞争更加激烈，直接交易电价下降至低水平。
目前国内电源结构仍以火电为主，而煤炭是火力发电最主要的原料。近年得益于煤炭价格的持续下降、技术更新等因素，火力发电成本逐步降低。但2016年以来，环渤海动力煤(Q4500)综合平均价格已由2016年初的371元/吨上涨至2016年12月末的593元/吨，价格比年初增长约59.84%。2016年11月以后，煤炭价格有所波动，整体仍维持在中高水平，煤电发电成本较上年明显上升，发电成本受原材料价格波动影响较大。
发展改革委于2015年底完善了煤电价格联动机制，根据完善后的煤电价格联动机制测算，2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18分钱。由于联动机制规定，标杆上网电价调整水平不足每千瓦时0.20分钱时，当年不调整，调价金额纳入下一周期累计计算。考虑到煤炭价格大幅上涨，但煤电标杆上网电价未触发联动调整，2017年火电企业利润空间可能进一步收窄，经营压力加大。
电力改革进入试点阶段，电力直接交易规模扩大，价格竞争激烈，叠加去产能、环保等政策因素，中小型火电企业面临不利局面
随着《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)及相关配套文件发布，电力改革全面铺开。2016年以来，相关政策频发，主要涉及两大方面：一是电改进入全面试点阶段，云南、贵州等11个省、市、地区开始电力体制改革试点，北京、广州组建电力交易中心，构建电力交易规则和出台电价定价办法，直接交易规模迅速扩大;二是火电去产能力度空前加大，取消、推迟及停建一批燃煤发电机组，加大煤电预警力度。
电力改革试点和交易中心设立，售电侧放开，将有效增加售电公司与用电客户直接交易规模，交易价格普遍较上网标杆上网电价偏低，发电企业售电价格竞争激烈，利润空间挤压，叠加去产能、环保等政策因素，中小型火电企业面临不利局面。同时，电力生产集中、外送困难区域的企业仍难以改善现状。
二、电力生产企业财务风险变化分析
电力生产行业资产负债率维持稳定，带息债务负担有望减轻
2011年以来，国内经济增速回落，电力需求增速随之放缓，电力生产行业平均总资产规模增速亦开始下降，行业整体增长趋缓。2016年电力生产行业平均总资产同比增长3.00%，较上年小幅回升，平均资产负债率为60.00%，与上年持平，因此行业平均净资产和平均负债规模亦小幅增长，整体资本结构较为稳定。
带息债务方面，虽然近三年行业平均资产负债率稳定，负债规模小幅增长，但带息债务率上升至2015年的83.20%，表明带息债务增长仍然较快。2016年带息债务率回落至76.00%，带息债务融资力度有所减弱，负担有望缓解。
