2008年火电行业风险分析报告 146页

'2008年火电行业风险分析报告目录第一部分行业运行及运行环境1第一章2007年火力发电行业总体运行情况综述1[火电装机增长率延续了高速增长态势]1[燃煤机组仍占据火电总装机的绝大部分份额]1[气源不足限制了燃气机组的大规模发展]1[燃油机组比例继续下降，将逐步退出舞台]2[装机结构继续优化，大容量、高参数机组比例上升]2[火电发电小时数全年下降接近300小时]2第二章行业运行环境和政策及其影响3第一节政策综述及其对行业的影响3第二节宏观环境和综合性政策对行业的影响4[应对气候变化国际合作]2012年后应对气候变化国际合作继续双轨制4第三节电源布局与电网规划政策其及其对行业的影响6[电力工业规划]“十一五”电力工业发展的基本思路对于火电的要求6第四节环境保护和结构调整政策及其对行业的影响7[二氧化硫治理]现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划7[二氧化硫治理]燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法8[关停小火电]关于加快关停小火电机组的若干意见9[关停小火电配套措施]降低小火电机组上网电价11[天然气利用政策]优先保证城市燃气12第五节电价和行业运行政策及其对行业的影响13[电力调度新政]节能调度办法改变传统格局13第六节原有政策执行动态及其对行业的影响15[节能减排政策执行动态]“十一五”十大重点节能工程获得财政支持15[节能减排政策执行动态]财政部安排235亿元积极推进节能减排15[节能减排政策执行动态]国资委开出央企节能减排时间表16[差别电价政策执行动态]进一步贯彻落实差别电价政策有关问题的通知17第三章电力需求态势及其对火电的影响20第一节宏观经济环境与电力总需求的关系20一、中国宏观经济发展分析和预测20二、电力需求中长周期分析和预测21三、电力需求短周期分析和预测21第二节区域需求分析及预测23[东部发达地区和西部能源产区的电力需求高企]23139司 第三节重点行业需求分析及预测26一、冶金工业仍是拉动电力需求的主因26二、电力、燃气和水的生产供应行业影响因子提升26三、建材、石化、采矿等高耗能工业耗电因子在调控中回落27第四章电力供给态势及其对火电的影响28第一节总供给28[07年装机增速显著下调]发电装机步入稳步中速增长时代28第二节区域结构30一、中西部能源大省发电增速有升有降30二、2008年各地区发电量及其增速预测31第三节电源结构33第四节规模结构34第五节自备电厂35一、当前运行情况35[自备电厂装机容量及发电量]36[自备电厂区域分布情况]38[自备电厂行业分布情况]38[自备电厂机组燃料类别]39[自备电厂缴纳基金及附加费情况]40[自备电厂技术经济指标]41二、未来发展情况分析和预测42[企业自备电厂迅速发展的驱动因素]42[企业自备电厂发展的政策导向]43第六节电源投资建设45一、投资情况45[2007逐月装机情况]年底集中装机的局面有所改变45二、07年已投运重大火电项目情况46第二部分火电运行及运行环境48第一章火力发电上游行业分析及08年预测48第一节燃料行业48一、电煤产、运、销分析48二、可发电燃气产、运、销分析50第二节火电设备52一、火电设备行业产能扩张迅速，未来几年将有所回落52二、火电设备行业“三足鼎立”52三、火电行业大型清洁燃烧设备市场空间扩大52四、火电脱硫设备行业竞争激烈52[市场规模]52[竞争态势]53[结论]54第二章火电供给态势及08年预测56第一节总供给56[装机情况]56第二节区域供给结构57139司 [各省区火电主要指标对比]57[各省区火电相对排名变化]58第三节火电内部电源结构60一、燃煤机组60[技术合理性和现实矛盾]60[项目收益情况]60[结论]61二、燃气机组61三、燃油机组62四、生物制燃料机组63[技术路线]63[盈利状况]63[国能高唐生物发电案例分析]63[结论]64第四节火电规模结构66第五节火电投资建设68[百万千瓦级别燃煤机组建设速度加快]68[火电工程造价]火电建设热潮渐退，08年以后造价将趋于下降69[07年开工的大型火电机组]产煤大省煤电开工多70第三章火电电价态势及08年预测71煤电联动和电价形成机制71[煤电联动历史回顾和分析]71[01-07年火电行业主要指标]72[决定煤电联动的主导因素]72[CPI对煤电联动的影响]73[火电行业成本效益趋势及对煤电联动的影响]74[结论]75第三部分火电竞争格局77第一章电力企业火电资产概述及发展预测77第一节国电系五大发电集团77第二节非国电系国有发电集团79[神华集团火电板块发展趋势]79[国投公司火电板块发展趋势]80[华润电力公司火电板块发展趋势]80第三节地方发电集团82[粤电集团火电板块发展趋势]82[申能集团火电板块发展趋势]83[河北建设发展趋势]84第四节民营及外资发电企业85[金山股份火电资产发展趋势]85[宝新能源火电资产发展趋势]资源综合利用机组为主86第二章火电行业竞争格局及发展趋势研究87第一节行业集中度研究87第二节行业地缘经济研究89139司 [各大发电集团火电地区布局]布局坑口化，装机大型化89[热点地区投资格局分析]西北煤炭丰富省区成为火电投资新宠90第三节核心竞争力比较研究92第四节行业竞争格局发展趋势预测93第三章产业链财务分析及利润分配分析94第一节火电企业财务指标分析94一、不同地区财务指标对比研究94二、不同所有制企业财务指标对比研究96三、不同规模企业财务指标对比研究97四、特殊概念的电力企业财务指标分析研究98第二节火电产业链利润分配分析101一、各关联产业要价能力分析及利润分配101[火电关联行业利润分配]101[火电关联行业定价能力分析和预测]101二、子产业内部利润分配103[不同单机容量的电厂利润差距]103[不同地区的电站的利润差距]104[不同服役期的电站的利润差距]104[其他原因导致的利润分配]105第四章热点专题106一、煤电一体化106[煤电一体化的几种方式分析]106[电煤价格形成及其利润传递]107[煤炭和电力行业效益分析预测]108[华能伊敏案例分析]108[淮沪煤电有限公司案例分析]110[结论]110二、几种洁净煤发电技术特点和发展前景对比分析111[洁净煤技术]111[洁净煤发电技术]112[能源企业开展洁净煤发电的策略]119三、煤矸石发电119[政策倾斜明显]119[其他政策约束]120[建设现状和规划]120[资源利用和收益预测]121[结论]122第四部分结论与建议123第一章行业发展趋势预测123第二章风险与机会总结124第三章对策与建议125第五部分附件126[2007开工建设的大型火电机组]126139司 附表表1.2007年中国电力行业的政策思路3表2.“十一五”火电工业发展的基本思路6表3.《现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划》主要内容7表4.《关于加快关停小火电机组的若干意见》主要内容9表5.《降低小火电机组上网电价促进小火电机组关停的通知》11表6.《节能发电调度办法（试行）》主要内容13表7.央企节能减排目标16表8.部分高耗能产业差别电价标准18表9.三种假设情景下的GDP增速对比20表10.2006-2007年全国分省用电增速变动情况23表11.2007年全国分省用电影响力加权排名和预测24表12.2007年全社会主要耗电行业用电加权指数变化趋势26表13.发电装机历史走势和中期预测29表14.各地区2006-2007年度发电增速排名变动30表15.各地区07-08年发电量及增速预测32表16.2002年-2010年各种电源类型装机的统计和预测33表17.2002年-2007年主要电源类型发电量对比33表18.企业自备电厂装机容量情况37表19.全国各省自备电厂电量构成情况37表20.各大电网区域自备机组按燃料分类数量统计表39表21.全国分省自备电厂基金及附加缴纳情况40表22.全国各省自备电厂技术经济指标41表23.“十一五”期间列入全国小火电关停名单的自备电厂清单44表24.2007年投入商业运营的主要大型机组46表25.2005-2007年11月原煤生产前十省份（调度数）48表26.主要运煤铁路通道运力情况50表27.现有燃煤机组“十一五”烟气脱硫改造年度计划53表28.现有燃煤机组“十一五”烟气脱硫改造机组分布情况53表29.现有燃煤机组“十一五”烟气脱硫改造公司分布情况54表30.部分电力集团和相关推硫设备公司54表31.03年-2010年火电装机容量分析和预测56表32.2007年火电行业区供给情况57表33.各地区2006-2007年度火力发电增速排名变动59表34.07年投产的大型燃气发电机组62表35.2002-2010年期间中国火电容量结构统计和预测66表36.2007年1-10月小火电关停的容量结构66表37.“十一五”期间预计关停小火电的容量结构67表38.中国拟在建和在役的百万千瓦级别燃煤机组统计68表39.历年火电项目单位造价69表40.近年来火点项目决算变动情况69表41.不同容量火电机组的单位造价70表42.01-07年火电行业主要利润指标72139司 表43.2006-2007年五大集团统计指标（细分火电）78表44.华润电力控股有限公司所有运营和在建火电项目（截止到2007年底）80表45.粤电集团主要火电厂装机情况82表46.申能集团火电资产明细（截至2006年12月）83表47.河北建投所属河北省内发电厂列表（截至2007年12月）84表48.金山能源主要控、参股及合营公司基本状况85表49.金山能源主要控、参股及合营公司生产和财务状况（截至06年底）86表50.2007年底中国发电市场竞争格局和装机份额88表51.07年1-11月火电行业分地区财务指标分析（1）94表52.07年1-11月火电行业分地区财务指标分析（2）95表53.07年1-11月不同所有制火电企业基本情况分析96表54.07年1-11月不同所有制火电企业财务指标分析（1）97表55.07年1-11月不同所有制火电企业财务指标分析（2）97表56.07年1-11月不同规模火电企业财务指标分析（1）98表57.07年1-11月不同规模火电企业财务指标分析（2）98表58.07年1-11月销售收入排名位居前列的火电企业财务能力指标（1）98表59.07年1-11月销售收入排名位居前列的火电企业财务能力指标（2）99表60.2007年煤电博弈能力对比102表61.2007年火电和其他电源博弈能力对比103表62.2007年电力设备各子行业博弈能力对比103表63.煤电产业链利润传递分析107表64.煤矸石发电主要指标统计预测121表65.煤矸石主要指标和相关概念121表66.目前典型性煤矸石电站各项指标统计122表67.2007年开工建设的大型火电机组统计表（1）126表68.2007年开工建设的大型火电机组统计表（2）127139司 附图图1中国电力工业发展的长周期图示21图2中国电力工业发展的短周期图示22图3历年装机容量及其增速28图4自备电厂装机容量行业分布比例图39图5按燃料分类机组数量比例图39图6各区域煤炭消费比例及主要海运通道49图7中国天然气资源分布情况51图8脱硫设备未来市场容量53图9火电销售利润率和资金利润率对比73图10火电资金利润率和CPI对比74图11火电行业收入和成本增幅示意图75图12四种路线对比图119139司 第一部分行业运行及运行环境第一章2007年火力发电行业总体运行情况综述[火电装机增长率延续了高速增长态势]2007年，火电装机增速达到14.6%，水电仅有11.5%。06年，全国火电装机增速高达23.7%,水电9.5%。比较而言，火电上涨势头下降，水电上升。照此趋势发展下去，预计2010年以前，我国电源结构将有所优化，但是供给主要依赖火电的局面不会改变。2006-2010间火电的装机份额始终处于高位运行的状态，07、08年比06年略低一些，2009-2010年下降幅度更大，但是仍将达到77%的水平。[燃煤机组仍占据火电总装机的绝大部分份额]截至2007年底，我国5.54亿千瓦的火电装机中除了燃油和燃气各0.1亿千瓦以外，其余都是燃煤机组。目前，这些燃煤机组的发展趋势具有几个特点。首先是大型化，60万和100万以上级别机组占据的比例越来越大。然后是环保化，新建机组必须同步加装脱硫装置，老机组脱硫改造速度也在加快，07年许多新建机组还同步加装了脱销装置。第三是热电联产化。电厂周边热负荷丰富的地区，燃煤机组将倾向于带一些热负荷运行，成为热电联产机组。[气源不足限制了燃气机组的大规模发展]截至2007年底，我国拥有燃气发电机1200多万千瓦。国家计划在2007-2010年的四年时间里，建设燃气机组2600万千瓦，达到3600万千瓦的装机规模。然而，天然气发电光成本就在8角/度上下，远远高于燃煤机组。也仅有在08年初南方受灾、电力极度短缺的情况下，广州的燃机电价才达到9角/度，燃气机组才能勉强盈利。在06和07年大多数时间，沿海大部分LNG发电项目均处于停机状态。按照现有技术条件和电价情况，燃机发电厂可以接受的气价在1.1元/吨左右，这个价格甚至远低于西气东送的气价。气价昂贵主要因为气源短缺，国内西气东送的气价都要在成本之上，更不用说不断高涨的国际气价了。气源和气价问题将限制燃气机组的大规模发展，我们预计国家计划的3600万千瓦装机难以按期实现。139司 [燃油机组比例继续下降，将逐步退出舞台]截至2006年底，我国还有燃油装机1000多万千瓦。自06年以来，燃油装机基本没有新增，现有装机也在进行改造。国家要在2007-2010年关停燃油机组700万千瓦至1000万千瓦。也就是说2010年以后，燃油机组就将基本退出历史舞台。燃油机组成本较高，同燃气机组一样，在电力供应极为短缺的情况下，燃油机组才有可能获得一定的生存空间。而在当前这种情况下，我们认为仅在石油资源丰富而位置偏僻的山区和海岛上，燃油机组才有存在的价值。[装机结构继续优化，大容量、高参数机组比例上升]从02年到06的5年里，30万千瓦以上机组占火电装机的比例已经提高了近10个百分点，06年达到了50%的水平。07年粗略统计，仅60万千瓦以上级别的机组就投产了至少3285万千瓦，当年投产火电的40%，再加上30万-60万级别机组,2007年30万千瓦以上机组占比更高。煤电装机中60万和100万级别机组开始大规模建设，燃气机组中较多采用39万千瓦的机组。我们预计未来30万千瓦以下级别的机组总容量增长极为缓慢，60万千瓦机组将很快占据新增机组的70%甚至更高的份额。到了2010年10万千瓦以下机组将不到9000万千瓦，而且其中有相当一部分资源综合利用和生物质能发电机组。[火电发电小时数全年下降接近300小时]2007年，全国火电装机比例提升至77.7%的水平，发电占比更是达到83%的水平，利用小时比06年减少近300小时，降至5300多小时。火电利用小时的地区差异很大，分省来看，北京，陕西、新疆和吉林火电利用小时上升。而云贵川渝鄂赣等地，火电利用小时数大幅下降，降幅平均近1000个小时，部分原因是07年来水情况好于06年，这些地区水电比例较高，水电多发导致火电少发利用小时下降。预计08年火电利用小时仍将下降，但是降幅减小，09年以后开始逐步上升。139司 第二章行业运行环境和政策及其影响第一节政策综述及其对行业的影响2007年，国家颁布的对火电行业有重大影响的政策具有两个特点。首先是节能，从一次能源的合理利用规划，到发电煤耗要求，再到能源用户端管理全方位的贯彻了节约能源的指导思想。其次是环保，主要体现在对发电工艺的要求上。表1.2007年中国电力行业的政策思路正式颁布时间政策名称或举措核心思想2007.1“十一五”电力工业发展的基本思路可持续发展2007.1《关于加快关停小火电机组的若干意见》节能环保、结构调整2007.3《现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划》环保2007.4《关于降低小火电机组上网电价促进小火电机组关停的通知》节能环保、结构调整2007.4《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》电力改革2007.4《能源发展“十一五”规划》可持续发展2007.5《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》环保2007.8《节能发电调度办法（试行）》节能环保、结构调整2007.8《天然气利用政策》天然气合理利用2007.9《关于进一步贯彻落实差别电价政策有关问题的通知》电力需求侧管理2007.12《中华人民共和国能源法》（征求意见稿）提高能源利用管理效率资料来源：世经未来整理139司 第二节宏观环境和综合性政策对行业的影响[应对气候变化国际合作]2012年后应对气候变化国际合作继续双轨制07年12月，联合国召开了气候变化大会，并通过了“巴厘岛路线图”，决定在２００９年前就应对气候变化问题的新安排举行谈判。这张“路线图”为２００９年前应对气候变化谈判的关键议题确立了明确议程。具体议题包括：适应气候变化消极后果的行动，减少温室气体排放的方法，广泛使用气候友好型技术的方法，以及对适应和减缓气候变化措施进行资助。会议的成果之一是各国将要采取一系列步骤，以立即进一步贯彻《联合国气候变化框架公约》缔约方现有承诺，这些步骤对发展中国家尤其重要。它们包括：适应气候变化。由《京都议定书》清洁发展机制资助的、在发展中国家进行的适应气候变化项目的基金安排将在全球环境机构的管理下进行。采取技术步骤。对于发展中国家关键性的关切之一，会议取得了重要进展，同意开启“战略性项目”，提高投资水平，推动发展中国家所需要的减缓和适应气候变化技术的转让。减少发展中国家因森林砍伐而造成的温室气体排放。各方确认要采取进一步行动减少这类排放，并支持相关能力建设。此外，大会还就联合国政府间气候变化专门委员会第四份评估报告的重要性、小规模植树造林、碳捕捉与储存、最不发达国家适应气候变化等问题达成协议。世经未来点评：这次会议是中国继《京都议定书》后所获得的又一次应得的成功，《巴厘岛路线图》实质性的启动了后《京都议定书》谈判，2012年以后中印等发展中大国将继续不承担量化的减排指标，而发达国家在2020年前将温室气体减排２５％至４０％。此前不断制造阻力美国、澳大利亚等国终于妥协，加入减排的行列。139司 发达国家的发展史说明国家在现代化的过程中排放污染物水平呈现先增加后减少的变化规律。在一定程度上看，排污权就是发展权。中国处于工业化中期，正是污染物排放的顶峰时期，此时如果采取苛刻的量化的减排手段，必将导致中国经济运行成本的上升，在当前中国产品的竞争力比较单一化的状态下，这种局面无疑将对中国经济增长和社会发展起到重大的阻碍租用，同时依赖中国提供大量产业链中下游产品以抑制国内通货膨胀的发达国家来说也不全是好消息。因此即使是美国国内也有在应对气候变化问题上支持中国的力量。在客观规律和国际社会各方利益的博弈中，美国等国终于采与了正确的方针，造成了目前各方均能接受的良好局面。根据《京都议定书》的规定，发展中国家在2012年前可以不采取强制的量化减排指标，而《巴厘岛路线图》则有望将这一期限推迟到2020年。我们预计到了2020年，中国的工业化将基本进入后期，污染物排放幅度将会内生性的缓解，同时碳捕捉和存储技术也将成熟起来，预计届时中国大规模的推广温室气体量化控制措施才具有了可操作性和经济性。目前国内主要的发电巨头都对华能提出的绿色煤电概念产生了兴趣，并且都加入到相关的技术开发中来。139司 第三节电源布局与电网规划政策其及其对行业的影响[电力工业规划]“十一五”电力工业发展的基本思路对于火电的要求2007年初，国家发改委赵小平透露了“十一五”期间中国电力工业的发展思路，并指出，当前电力工业的主要任务是加快结构调整，转变增长方式，特别要强调通过关停小火电机组，改进发电调度方式，实现节能减排目标。表1.“十一五”火电工业发展的基本思路方面内容优化发展煤电1．煤电的发展需要综合平衡煤源、水源、电力市场、电力系统、运输、环保等因素，实现煤电合理布局、优化结构、节约资源、保护环境、节约用水、提高技术水平和经济性，要积极促进热电联产，利用低热值煤炭、煤层气、高炉气、余热余压发电，实现资源综合利用，提高能源利用效率。2．“十一五”期间要推进火电机组节能、减排工作，一是加大上大压小的力度，加快关停小火电机组；二是优先安排靠近用电负荷中心的环保项目；三是坑口电站，包括建设褐煤、洗中煤、煤矸石项目，以及港口、路口等运输条件优越的电厂；四是鼓励建设采用高参数、大容量的机组，如60万千瓦及以上的超临界、超超临界机组；五是火电项目要符合国家的环境保护、用水政策及热电联产政策；六是建设有利于电网安全、多方向、分散接入电力系统的项目。以上是“十一五”期间应该优先安排和考虑的项目。天然气发电1．我国现有天然气发电装机容量1000多万千瓦，到2010年末规划为3600万千瓦。2．由于资源受到限制，我们提出适度发展天然气发电。现在的燃气机组在“十五”期间也投了一些，但发电利用小时很低，主要是气源不足，供不应求，燃气机组开开停停。3．“十一五”期间已经规划了一些LNG接收站，目前有一些项目正在谈，突出的矛盾是价格问题。近几年LNG资源价格上涨速度比较快，而我们国内天然气价格同国际市场价格比还有一定差距，各方面对LNG价格的承受能力比较低，国产天然气价格偏低，在一定程度上影响了LNG进口。解决这个问题，一方面要尽可能争取拿到一些价格合理的资源，另一方面要加快国内天然气价格与国际接轨的步伐，这样既有利于节约能源，又有利于增加供给。所以，天然气发电要适度发展，天然气的使用要优先考虑城市民用燃气。提高能源效率1．我国电力工业的能源利用效率同国际先进水平比较，差距较大。2．按照“十一五”规划，到2010年全国供电煤耗要降到355克。3．厂用电率到“十一五”末要降到4.5%。4．线损到“十一五”末力争要降到7%。139司 5．积极采用先进技术，推广使用高效节能的发电及输电设备，改进发电调度方式，实施节能环保调度，加快淘汰能源利用效率低、发电煤耗高、污染排放重的小火电机组以及损耗高的老旧输配电设施，加大技术改造力度、提高设备利用效率，在热冷负荷比较集中或者发展潜力较大的地区，因地制宜的推广热电联产或者热电冷汽多联供技术，加强电力需求侧管理。6．“十一五”期间准备加大热电联产机组建设力度，建设规模初步定为4500万千瓦，煤矸石综合利用发电2000万千瓦，大力发展洁净煤技术，包括IGCC、CFB，开工建设一批示范工程。资料来源：世经未来整理第四节环境保护和结构调整政策及其对行业的影响[二氧化硫治理]现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划为落实“十一五”规划纲要提出的二氧化硫排放总量削减10％的目标，推动现有燃煤电厂烟气脱硫工程建设，国家发展改革委会同环保总局印发了《现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划》（以下简称《规划》）。《规划》在分析我国燃煤电厂二氧化硫治理现状、面临的形势与任务的基础上，提出了现有燃煤电厂二氧化硫治理的指导思想、原则和主要目标，并提出了重点项目及保障措施。国家发展改革委、环保总局根据《规划》，将每年公布需安装烟气脱硫设施的电厂名单、重点项目及完成情况，接受社会监督。同时，将加快制订烟气脱硫设施建设、运行和维护技术规范，开展烟气脱硫特许经营试点，加大对已投运烟气脱硫设施运行的监管，对非正常停运烟气脱硫设施的将加大处罚力度。表1.《现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划》主要内容类别内容现状现有燃煤电厂需安装烟气脱硫设施1.37亿千瓦，共221个项目，可形成二氧化硫减排能力约490万吨。加上淘汰落后、燃用低硫煤、节能降耗等措施，到2010年，现有燃煤电厂二氧化硫排放总量由2005年的1300万吨下降到502万吨，下降61.4％。保障措施1．完善二氧化硫总量控制制度，依据《大气污染防治法》和“公开、公平、公正”的原则核定企事业单位二氧化硫排放总量、核发许可证，进一步完善二氧化硫总量控制制度。2．强化政策引导，完善电价形成机制，研究和逐步实施根据燃煤机组脱硫改造的实际投资和运行成本核定脱硫电价。鼓励安装烟气脱硫装置的机组优先上网，优先保障上网电量。二氧化硫排污费优先用于现有燃煤电厂二氧化硫治理。对脱硫关键设备和脱硫副产品综合利用继续给予减免税优惠。3．加快脱硫产业化发展，加大对拥有自主知识产权烟气脱硫技术和设备产业化的扶持力度，加快烟气脱硫新技术、新工艺的研发和示范试点，推动烟气脱硫副产品综合利用，继续整顿烟气脱硫市场。4．充分发挥政府、行业组织和企业的作用。资料来源：世经未来整理139司 139司 [二氧化硫治理]燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法2007年5月，国家发展改革委和国家环保总局联合会下发了《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》。制定《办法》的目的是贯彻落实国务院节能减排工作部署，加快燃煤机组烟气脱硫设施建设，提高脱硫设施投运率，减少二氧化硫排放。《办法》从脱硫设施建设安装、在线监测、脱硫加价、运行监管、脱硫产业化等方面提出了全面、系统的措施。新（扩）建燃煤机组必须按照环保规定同步建设脱硫设施，其上网电量执行国家发展改革委公布的燃煤机组脱硫标杆上网电价；现有燃煤机组应按照国家发展改革委、国家环保总局印发的《现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划》要求完成脱硫改造，其上网电量执行在现行上网电价基础上每千瓦时加价1.5分钱的脱硫加价政策；煤炭平均含硫量大于2％或者低于0.5%的省（区、市），脱硫加价标准可单独制定，具体标准由省级价格主管部门提出方案，报国家发展改革委审批。发电企业安装的烟气脱硫设施必须达到环保要求，并安装烟气自动在线监测系统，由省级环保部门和省级电网企业负责实时监测。发电企业要保证脱硫设施的正常运行，不得无故停运。脱硫设施投运率达不到要求的，由省级价格主管部门扣减脱硫电价，并向社会公告。世经未来点评2006年我国二氧化硫排放总量2500多万吨，造成一些地区酸雨污染严重。燃煤电厂是二氧化硫排放的主要来源。为调动发电企业安装脱硫设施的积极性，减少二氧化硫排放，从2004年开始，国家发展改革委对安装脱硫设施的新建燃煤电厂采取了上网电价每千瓦时加价1.5分钱等措施。但目前燃煤电厂脱硫设施运营及脱硫加价政策执行中还存在一些问题：一是现有燃煤电厂仍有一半左右没有安装脱硫设施；二是由于缺少系统、有效的监管办法和手段，已安装脱硫设施的燃煤电厂存在闲置或故意不运行脱硫设施的现象；三是部分已安装脱硫设施的燃煤电厂没有及时得到电价补偿。此外，还存在脱硫设施建设低价无序竞争等问题。此次出台的脱硫电价政策主要目的在于通过电力加价鼓励电厂脱硫。按照责权对等原则，发电企业在享受脱硫电价政策的同时，应承担运行脱硫设施、切实减少二氧化硫排放的义务和责任。因此，已安装脱硫设施的燃煤电厂脱硫设施不运行或投运率较低的，必须相应扣减脱硫电价，防止发电企业故意闲置脱硫设施。139司 该政策实施后将在两个方面起到积极作用：一是有利于提高电厂安装脱硫设施的积极性。现行脱硫加价政策基本上满足了补偿脱硫设施投资和运营成本的需要，将极大地调动电厂安装脱硫设施的积极性，对于确保完成今年及“十一五”期间燃煤机组安装脱硫设施的任务，实现减排目标，具有至关重要的作用。二是有利于促进企业提高烟气脱硫设施建设质量、投运率和脱硫效率。《办法》强化了脱硫电价和设施运行的监管措施，可以有效改善目前普遍存在的脱硫设施闲置和不运行的状况，提高脱硫设施投运率和脱硫效率，真正使减排措施落到实处。[关停小火电]关于加快关停小火电机组的若干意见2007年初，国务院批转了国家发展改革委、能源办《关于加快关停小火电机组的若干意见》。文件强调，要加快调整电力工业结构，下决心淘汰一批不符合节能环保标准的小火电机组，建设一批大型高效环保机组，发展一批清洁能源和可再生能源发电机组，为完成“十一五”节能减排约束性指标做出贡献。从2007-2010年，全国要关停小燃煤机组5000万千瓦以上，燃油机组700万千瓦至1000万千瓦，不再新上小火电项目，每年可节能5000万吨以上标准煤、减排160万吨以上二氧化硫。07年后规划新建火电项目，都要尽可能采用60万千瓦及以上超临界、超超临界机组。表1.《关于加快关停小火电机组的若干意见》主要内容类别内容明确“十一五”关停机组范围1．单机容量50MW以下的常规火电机组；2．运行满20年、单机100MW以下的常规火电机组；3．按照设计寿命服役期满、单机200MW以下的各类机组；4．供电标准煤耗高出05年本省（区、市）平均水平10%或全国平均水平15%的各类燃煤机组；5．未达到环保排放标准的各类机组；6．按照法律、法规应予关停或国务院有关部门明确要求关停的机组。采用差别电量、电价等多种手段压缩小火电生存空间1．改进发电调度方式，按照节能、环保、经济的原则，优先调度可再生能源和高效、清洁的机组发电，限制能耗高、污染重的机组发电，并逐年减少未关停小火电机组的发电量；2．加强小火电机组上网电价管理，尽快将所有燃煤（油）小火电机组上网电价降低到不高于本地区标杆上网电价，并不得实行价外补贴；价格低于本地区标杆上网电价的小火电，仍执行现行电价。鼓励“上大压小”根据关停机组的容量，相应增加当地的电源建设规模；下列机组直接纳入国家电力发展规划，优先安排建设：139司 1）单机300MW，替代关停机组的容量达到240MW；2）单机600MW，替代关停机组的容量达到420MW；3）单机1,000MW，替代关停机组的容量达到600MW；4）单机200MW热电联产，替代关停机组的容量达到100MW。完善小火电关停善后事宜纳入各省“十一五”小火电关停规划并按期关停的机组在一定期限内（最多不超过三年）可享受发电量指标，并通过转让给大机组代发获得一定经济补偿，发电量指标及享受期限随关停延后的时间而逐年递减；1）有条件的地区可开展污染物排放指标、取水指标交易，按期关停的机组可按照国家有关规定，有偿转让其污染物排放指标、取水指标；2）自备电厂或趸售电网的机组按期关停后，电网企业可对趸售电网和符合国家产业政策并关停自备电厂的企业给予适当的电价优惠；3）关停部分机组的企业，要妥善处理职工的劳动关系，原则上应在本企业内部安置；关停全部机组的企业，要按照有关规定妥善处理好经济补偿、社会保险等相关问题；改造项目和新建、扩建电厂应优先招用关停机组分流人员。加强对小机组关闭的处理力度1）电力监管机构要及时撤销其电力业务许可证；2）电网企业及相关单位应将其解网，不得再收购其发电；3）电力调度机构不得调度其发电；4）银行等金融机构要停止对其发放贷款；5）机组关停后应就地报废，不得转供电或解列运行，不得易地建设；6）对拒不关停的小火电机组，省级以上人民政府有关部门和单位可责令其立即关停，并暂停该企业新建电力项目的资格，直至完成关停任务；7）对弄虚作假逃避关停或关停后易地建设的机组，一经查实，应责令其立即关停并予以拆除，同时追究相关人员的责任。8）各省级人民政府和有关电力企业要在07年3月31日前，将本地区、本企业小火电机组关停具体实施方案报发展改革委并抄送有关部门。资料来源：世经未来整理世经未来点评目前，我国燃煤机组中，单机10万千瓦以下的小机组达1.15亿千瓦，每年消耗原煤4亿多吨，排放二氧化硫540万吨。实行上大压小、节能减排是国务院作出的一项重要决策，对于降低能源消耗，减少污染排放，压缩落后生产能力，完成“十一五”规划和今年中央经济工作会议确定的节能减排约束性指标，具有十分重要的意义。国家明显加强了关停小火电的监管力度，对没有完成落后机组关停计划的地方和企业，不核准新上火电机组项目。对关停成效显著的地方和企业，新建电源项目时优先给予支持。深化电力体制改革，改进发电调度方式。燃煤机组要按照发电煤耗，由低到高依次安排发电，低煤耗的机组优先上网，高煤耗的机组逐步淘汰。139司 [关停小火电配套措施]降低小火电机组上网电价2007年4月2日，国家发展改革委发出了《国家发展改革委关于降低小火电机组上网电价促进小火电机组关停工作的通知》，通过行政手段降低小火电机组上网电价，以促进小火电机组的关停。政策细则如下表所示。表1.《降低小火电机组上网电价促进小火电机组关停的通知》范畴内容降低小火电机组上网电价的范围根据国发〔2007〕2号文件规定，单机容量5万千瓦以下的常规火电机组，运行满20年、单机10万千瓦级以下的常规火电机组，按照设计寿命服役期满、单机20万千瓦以下的各类机组，其上网电价高于当地燃煤机组标杆上网电价的，均列入降价范围。降低小火电机组上网电价的具体要求1．对列入降价范围的小火电机组，要区别脱硫机组和非脱硫机组，分别将其上网电价降低到本省脱硫燃煤标杆上网电价和非脱硫燃煤标杆上网电价水平。降价后不得实行价外补贴。2．2004年及以后投产的小火电机组，其上网电价高于燃煤机组标杆上网电价的，一律降低到标杆上网电价水平。3．2004年以前投产的小火电机组，上网电价低于燃煤机组标杆上网电价的，维持现行电价水平不变；高于标杆电价的，分步降低到标杆电价水平。从2007年起，现行上网电价比标杆电价高出5分钱/千瓦时以内的，分两年降低到标杆电价；高出5分-1角钱/千瓦时的，分三年降低到标杆电价；高出1角钱/千瓦时以上的，分四年降低到标杆电价。4．热电联产机组要在合理分摊电、热成本的基础上，按照补偿供热成本的原则逐步提高热力价格，相应降低其上网电价。5．燃油机组根据其发电利用小时数和调峰情况，按照与燃煤机组保持合理比价的原则降低其上网电价。6．国办发〔1999〕44号文下发前依法批准且合同约定中外合作或合资期限未满的小火电机组，仍执行合同协议的上网电价。7．小火电降价后电网企业增加的收入，主要用于解决发电企业因燃料价格提高影响成本增加的矛盾。具体办法另行规定。鼓励小火电机组向高效率机组转让发电量指标1．鼓励提前关停或按期关停的小火电机组，在保证机组关停的前提下，按不高于降价前的上网电价向大机组转让发电量指标。已转让发电量指标并确保关停的小火电机组不再降价。2．各省（区、市）价格主管部门要会同有关部门制定发电量指标转让办法。发电量指标优先在发电集团内部转让。降低小火电机组上网电价的实施方式各省（区、市）价格主管部门要立即会同电力监管机构等有关部门对小火电项目进行清理，制定降价方案。省级及以上电网调度的小火电机组，由省级价格主管部门提出具体降价方案，于2007年4月30日前报我委审批；省级以下电网调度的小火电机组降价工作，由省级价格主管部门负责实施，并将降价方案报我委备案。资料来源：世经未来整理139司 国家发展和改革委员会8月下发《关于降低北京、河南等地区统调小火电机组上网电价的通知》，公布了第一批小火电机组降价方案。第一批小火电机组降价方案共涉及32台机组，装机容量达117万千瓦时。第二批、第三批也逐步公布。这些政策的落实为推进小火电管理，降低小火电收益水平，抑制相关单位的投资冲动其到了明显的作用。[天然气利用政策]优先保证城市燃气2007年8月30日，国家发展改革委正式颁布实施了《天然气利用政策》。《政策》将天然气利用领域归纳为四大类，即城市燃气、工业燃料、天然气发电和天然气化工。发展改革委员会综合考虑天然气利用的社会效益、环保效益和经济效益等各方面因素，根据不同用户用气的特点，将天然气利用分为优先类、允许类、限制类和禁止类。优先安排城市燃气，禁止以天然气为原料生产甲醇，禁止在大型煤炭基地所在地区建设基荷燃气发电站，禁止以大、中型气田所产天然气为原料建设LNG项目等。信贷参考意见：这一政策的出台对天然气发电行业影响巨大，“十一五”规划中提出到2010年中国天然气发电装机将达到3600万千瓦（2002年只有600万千瓦左右），现在看来，这个规划的预期应当适当下调。当然，局部燃气极为丰富的地区仍可能有条件上马燃气机组。投资机构对于燃气发电项目要给与重点关注，要仔细分析该项目的气源是否充足稳定，是否属于城市供热机组等等因素再做出判断。总之，燃气机组项目的政策风险是各类电力投资项目中较大的一种。139司 第五节电价和行业运行政策及其对行业的影响[电力调度新政]节能调度办法改变传统格局2007年8月7日，国家电监会发布了《国务院办公厅关于转发发展改革委等部门节能发电调度办法（试行）的通知》。重点内容如下所示。表1.《节能发电调度办法（试行）》主要内容范畴内容总体目标节能发电调度是指在保障电力可靠供应的前提下，按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次调用化石类发电资源，最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放。基本原则以确保电力系统安全稳定运行和连续供电为前提，以节能、环保为目标，通过对各类发电机组按能耗和污染物排放水平排序，以分省排序、区域内优化、区域间协调的方式，实施优化调度，并与电力市场建设工作相结合，充分发挥电力市场的作用，努力做到单位电能生产中能耗和污染物排放最少。适用范围节能发电调度适用于所有并网运行的发电机组，上网电价暂按国家现行管理办法执行。对符合国家有关规定的外商直接投资企业的发电机组，可继续执行现有购电合同，合同期满后，执行本办法。机组发电排序的序位表1）无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组；2）有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组；3）核能发电机组；4）按“以热定电”方式运行的燃煤热电联产机组，余热、余气、余压、煤矸石、洗中煤、煤层气等资源综合利用发电机组；5）天然气、煤气化发电机组；6）其他燃煤发电机组，包括未带热负荷的热电联产机组；其中：同类型火力发电机组按照能耗水平由低到高排序，节能优先；能耗水平相同时，按照污染物排放水平由低到高排序；机组运行能耗水平近期暂依照设备制造厂商提供的机组能耗参数排序，逐步过渡到按照实测数值排序，对因环保和节水设施运行引起的煤耗实测数值增加要做适当调整；污染物排放水平以省级环保部门最新测定的数值为准。7）燃油发电机组。发电负荷分配原则1）除水能外的可再生能源机组按发电企业申报的出力过程曲线安排发电负荷；2）无调节能力的水能发电机组按照“以水定电”的原则安排发电负荷；3）对承担综合利用任务的水电厂，在满足综合利用要求的前提下安排水电机组的发电负荷，并尽力提高水能利用率；对流域梯级水电厂，应积极开展水库优化调度和水库群的联合调度，合理运用水库蓄水；4）资源综合利用发电机组按照“以（资源）量定电”的原则安排发电负荷；139司 5）核电机组除特殊情况外，按照其申报的出力过程曲线安排发电负荷；6）燃煤热电联产发电机组按照“以热定电”的原则安排发电负荷；超过供热所需的发电负荷部分，按冷凝式机组安排；7）火力发电机组按照供电煤耗等微增率的原则安排发电负荷。机组检修、调峰、调频及备用容量安排原则1）所有并网运行的发电机组均有义务按照调度指令参与电力系统的调频、调峰和备用。具体经济补偿办法由电监会会同发展改革委另行制定。2）电网调峰首先安排具有调节能力的水电、燃气、燃油、抽水蓄能机组和燃煤发电机组，然后再视电力系统需要安排其他机组。必要时，可安排火电机组进行降出力深度调峰和启停调峰。监管要求火力发电机组必须安装并实时运行烟气在线监测装置，并与省级环保部门、电力监管机构和省级电力调度机构联网；供热机组必须安装并实时运行热负荷实时监测装置，并与电力调度机构联网，接受实时动态监管。未按规定安装监测装置或监测装置不稳定运行的，不再列入发电调度范围。资料来源：世经未来整理世经未来点评在“十一五”GDP能耗降低20%的大背景下，作为耗能大户的电力行业自然首当其冲，根据机组耗能情况进行调度则是实现这一目标的最直接手段和必然之举，这也与我们早在06年年度策略中所提出的观点相吻合。此次试行的核心就是将“能耗”和“污染物排放”两项指标作为调度的主要依据，其与以往不同之处主要体现在对燃煤机组的调度方式上。该办法规定，“机组运行能耗水平近期暂依照设备制造厂商提供的机组能耗参数排序”，因此短期内机组的单机规模将直接决定其所分得的电量；由于试行办法还规定“能耗水平相同时，按照污染物排放水平由低到高排序”，因此对于同等单机规模的机组而言，是否进行脱硫、脱硝将成为其所获电量的又一决定因素。综合来看，在新的调度方式下单机规模大且具有脱硫、脱硝设施的燃煤机组将占有优势，而小火电将只能参与剩余份额的竞争，甚至在部分电力供求形势宽松的地区出现小火电“无电可发”的局面。办法对于调度规则做出了重大改变，因此短期内也将面临执行难题：对于电网而言，其将面临重新分配负荷，计算潮流分布、电网阻塞、备用负荷等问题，工作量大且较为繁杂；对于小火电而言，在处于竞争劣势的情况下，其将面临生存问题，在地方电力公司身上表现的尤为突出，各地方政府如何协调将成为关键；由于上述难题，参与首批试点的省份可能主要有江苏、河南、四川、贵州和广东。在节能减排的大背景下，上述问题仅能成为短期制约因素，长期趋势难以阻挡并将在全国范围内逐步铺开。139司 第六节原有政策执行动态及其对行业的影响[节能减排政策执行动态]“十一五”十大重点节能工程获得财政支持8月30日，财政部、国家发展改革委联合印发了《节能技术改造财政奖励资金管理暂行办法》。《办法》规定，对十大重点节能工程范围内的企业节能技术改造项目，实行“以奖代补”新机制，按改造后实际取得的节能量给予奖励，多节能，多奖励。十大重点节能工程有：1、燃煤工业锅炉（窑炉）改造工程；2、区域热电联产工程；3、余热余压利用工程；4、节约和替代石油工程；5、电机系统节能工程；6、能量系统优化工程；7、建筑节能工程；8、绿色照明工程；9、政府机构节能工程；10、节能监测和技术服务体系建设工程。“十一五”期间，中央财政将安排专项资金支持企业节能技术改造。财政部07年安排70亿元用于支持企业节能技术改造。[节能减排政策执行动态]财政部安排235亿元积极推进节能减排财政部2007年安排专项资金235亿元，积极推进节能减排工作取得显著成效。财政支持节能减排工作总的指导思想是，通过制度创新和机制改进，发挥财政政策和财政资金的杠杆作用，促进各级政府、企业及全社会在发展理念和行为上重视节能减排工作，推动经济发展方式和消费模式转变，促进“十一五”节能减排目标的实现。中央财政将从以下几项工作入手落实补贴政策：一是支持十大重点节能工程，建立“以奖代补”新机制，采取财政奖励资金与节能量挂钩方式，支持企业节能技术改造和建筑节能。二是支持中西部城市污水处理设施配套管网建设，根据地方新建管网里程、污水处理能力、COD削减力度等因素确定奖励资金，调动地方投入积极性。三是支持经济欠发达地区淘汰落后产能，实行地方政府负责制，中央财政采取专项转移支付方式对中西部地区电力、钢铁、造纸等13个行业淘汰落后产能给予奖励。四是支持建立节能报告、审计制度和能效标准、标识制度，做好节能基础工作。五是支持加强环境监管能力建设，加快推进主要污染物排放的监测、指标和考核“三大体系”建设。六是支持“三河三湖”水污染和松花江等重点流域水污染治理。139司 七是探索建立节能减排市场化机制，加快建立有效的污水处理和排污收费机制，探索建立排污有偿使用和交易机制，以及跨流域、跨地区的生态补偿机制。八是创造良好的节能减排政策环境，抓紧研究出台促进节能减排的税收和收费政策，积极稳妥地推进能源、资源类产品价格改革。世经未来点评：此举目的在于进一步贯彻落实国家节能减排优化调整产业结构的方针。值得注意的是，补贴政策将会带来一些风险和机遇，具体的说，国家扶植的行业和项目，尤其是具有贴息优惠的项目能够大幅降低信贷风险，是银行应该积极争取的项目。国家限制和淘汰的行业和项目的风险则会进一步提升。上述列举的八大类补贴项目都是相关投资机构可以考虑的项目。[节能减排政策执行动态]国资委开出央企节能减排时间表8月29日，“中央企业节能减排工作会议”召开，国资委为中央企业节能减排任务列出时间表，并列入中央企业第二任期（2007-2009年）经营业绩考核指标体系。表1.央企节能减排目标目标具体内容总目标到“十一五”期末，央企要确保完成单位增加值能耗降低20%，主要污染物排放总量减少10%，其中石油石化、冶金、电力、交通运输、化工、煤炭、建材等重点行业，要力争到2009年末，提前完成上述目标；国资委确定的30家“重点型”中央企业，各项主要生产经营业务的能耗、水耗、污染物排放指标全部实现历史最好水平，其中三分之一以上的企业接近或达到国际先进水平。火力发电行业具体节能减排分解目标2009年，火力发电企业平均供电煤耗接近国际平均水平，供电煤耗比2005年降低5.1%，二氧化硫排放量下降27.8%；电网企业综合线损率平均下降0.36个百分点以上，接近国际平均水平。资料来源：国资委世经未来整理世经未来点评：我国央企主要分布在石油石化、煤炭、化工、冶金、电力、运输、建材等领域，许多央企既是能源生产大户，也是能源消费大户，节能减排工作的好坏，直接关系到“十一五”全国节能减排目标的实现。国资委这次出台节能减排具体时间表，为我国“十一五”节能减排目标的实现提供了有力保障，也表明了国家整治环境污染的决心。“十一五”期末，中央企业要完成单位增加值能耗降低20%，主要污染物排放总量减少10%的总体目标，长期来看是利好。纳入国家重点监控的千家企业中，央企有近230家，139司 “十一五”期间承诺节能2000多万吨标煤，占千家企业节能总量的近四分之一。节能减排有利于火电企业降低成本短期来看，节能减排将增加企业技改费用投入，增加运营成本，长期将有利于提高企业生产效率，降低能源消耗比例，降低企业原料和燃料成本，增加经济效益。目前，煤炭成本在央企五大发电集团总成本的比重高达60%左右。随着高耗能行业技术水平的提高，落后产能将加速淘汰，大型火电机组和设备的利用将使生产效率得到提高，煤炭消耗增速将有所缓和，有利于减缓火电行业对煤炭的依赖，增强火电企业抵御市场风险的能力。火电企业可以积极利用清洁能源机制（CDM），获得技术与设备更新改造的资金支持和节能减排的良好收益。[差别电价政策执行动态]进一步贯彻落实差别电价政策有关问题的通知07年6月份，国务院部署了对高耗能、高排放行业的专项大检查。各地贯彻落实差别电价政策工作取得了显著成效，但进展很不平衡。其中，河北、福建、江西、宁夏、新疆等省（区）只对部分高耗能行业执行了差别电价政策；云南省尚未执行2007年差别电价标准；四川、湖北等省仍以大用户直供电和协议供电等名义对部分高耗能企业实行电价优惠。为此，国家出台了《关于进一步贯彻落实差别电价政策有关问题的通知》，将采取更严厉的措施确保差别电价政策的全面贯彻落实：一、加强对高耗能企业的甄别工作各监管部门将以国家电网公司、南方电网公司供电营业区范围内的高耗能企业名单为基础，连同地方电网供电营业区内的高耗能企业，对本地区高耗能企业进行逐个甄别，将其区分为允许鼓励类、限制类和淘汰类企业，并在当地主要媒体上向社会公告。各地将在2007年12月1日前将甄别后的所有高耗能企业名单和执行差别电价情况，报国家发展改革委和国家电监会备案。国家电网公司、南方电网公司将要求所属省级电网公司，严格按照省级人民政府有关部门确定的企业名单，全面、及时地将差别电价政策落实到位。二、调整差别电价收入用途将电网企业执行差别电价增加的电费收入全额上缴地方国库，纳入省级财政预算，实行“收支两条线”139司 管理，专项用于支持当地经济结构调整和节能减排工作。电网企业已经收取但尚未上缴中央国库的差别电价收入，改为全额上缴地方国库。各省级地方财政部门应根据本地区情况，研究制定差别电价收入的具体管理办法，促进差别电价政策和节能减排措施的实施。三、取消对高耗能企业的优惠电价政策（一）取消国家出台的对电解铝、铁合金和氯碱企业的电价优惠政策。1999年，原国家计委和财政部曾联合发文对13家产能规模在5万吨以上的电解铝企业用电价格平均每千瓦时优惠2分钱左右；2000－2005年，国家发展改革委在调整终端用户销售电价时，对符合国家产业政策的电解铝、铁合金、氯碱企业用电价格比其它工业企业平均每千瓦时累计少提价约2分钱。为引导高耗能行业发展，促使其节能降耗，决定取消上述电价优惠政策。1、对铁合金行业的电价优惠，自2007年10月20日起全部取消。国家发展改革委颁发的各省（区、市）现行销售电价表中在大工业电价下单列“电石、电炉铁合金、电解烧碱、合成氨、电炉黄磷”电价的，执行该类电价；没有单列上述高耗能行业电价的，执行大工业电价，不再另行优惠。2、电解铝行业的用电价格，在销售电价表中单列或注明实行优惠的，原则上应在2007年内予以取消，改为执行大工业电价下的“电石、电炉铁合金、电解烧碱、合成氨、电炉黄磷”类电价；若单列的电解铝行业电价与上述电价价差每千瓦时大于5分钱的，2007年内先取消电价优惠5分钱，其余优惠原则上2008年内取消。3、对氯碱行业的电价优惠，原则上2008年内取消。取消电解铝、氯碱两个行业电价优惠的具体实施意见，国家发展改革委、国家电监会将另行下达。（二）将立即停止执行各地自行出台的对高耗能企业的优惠电价措施。对仍在以大用户直供电和协议用电名义自行对高耗能企业实行优惠的四川、湖北等省，要立即停止对高耗能企业的电价优惠行为。没有按照要求取消优惠的，国家发展改革委将调减其电力建设规模和相应的电力项目。调出规划的电力项目不予办理核准手续。世经未来点评：国家早在06年9月就颁布了《关于完善差别电价政策意见》，对执行差别电价做了细致的规定，其中对高耗能产业的收费标准如下：表1.部分高耗能产业差别电价标准行业现行差别电价标准06年10月1日起07年1月1日起08年1月1日起电解铝、铁合金、钢铁、电石、烧碱、水泥、黄磷、锌冶炼淘汰类0.050.100.150.20限制类0.020.030.040.05资料来源：发改委、世经未来整理139司 然而各地由于地区条件差异和地方利益等因素，贯彻落实这一政策的情况差别很大。为贯彻《意见》精神，遏制高耗能产业的盲目发展和低水平重复建设，淘汰落后生产能力，促进产业结构调整和技术升级，国家发展改革委、电监会在07年初派出督查组，对山西、内蒙、河南、湖南、四川、贵州、陕西、甘肃等8省（区）的制定高耗能生产企业差别电价和对企业自备电厂收费政策情况；高耗能企业执行国家规定的差别电价政策情况；地方政府（部门）自行出台对高耗能企业优惠电价措施或对自备电厂减免基金、附加和系统备用费政策情况做仔细的调查。检查的结果如上述文件所述，不容乐观。07年10月国家以更凌厉的态势推出了上述文件，并切实加大了相关政策执行监督力度。这一政策立竿见影，在强大的政策压力下，各地纷纷采取了实质性的措施，连四川这样的违规大户也终于拿出了方案。07年底，四川省有关部门正式发布通知，决定全省停止执行直购电试点政策。今后各类企业将不能直接从电厂或电站购买电力，而只能通过电网购买，之前通过协议达成的直供电价优惠也将被取消。目前在四川省，除了国家批准同意的四川攀枝花钒钛产业园区和川投黄磷厂两家直购电用户外，其他直购电试点电力用户一律被要求停止执行所谓直购电试点政策和“双向联动”措施。电力体制改革是一个复杂的系统工程，很多政策，国家难以一时制定和执行到位，这些政策漏洞往往给敢于冒险的企业和地方政府以可乘之机。以四川省政府为代表的地方政府私自出台各种优惠电价政策鼓励高耗能经济发展，有的项目甚至有地方政府专门出台的文件保护，但是在国家大政面前这些文件失去了效力，很多投资还没有收回成本。所以在中央地方和企业三方博弈过程中，企业应该审时度势，以中央的政策导向为准，否则会增加企业的政策风险。139司 第三章电力需求态势及其对火电的影响第一节宏观经济环境与电力总需求的关系一、中国宏观经济发展分析和预测三十年以前中国经济的大周期为十年，扣除物价上涨因素后，在个别年份比如82年和90年，中国经济实际GDP增长为负值。进入九十年代以后，中国经济发展的周期有所拉长，大约是十五年左右，增长模式变化更大，即使在发展的低谷，实际GDP增长也为正。我们预计，尽管美国经济减速会对中国出口增长有影响，但是凭借快速增加的国内需求和稳定的投资，我国经济仍然将保持很高的增速。对于未来宏观经济的发展趋势，我们分三种情景进行预测。宏观经济发展路径是各方博弈的结果，其间不但影响因素众多，而且大多具有不确定性，为此，我们把影响宏观经济发展的核心要素可能出现的状态分成激进、中性和保守三大类，如此划分的经济走势将出现继续趋热、稳定增长和硬着陆三种可能的状态。我们认为中性情景出现的可能性最大，本文将一直以这种情景为背景，进行各项讨论和预测。表1.三种假设情景下的GDP增速对比年度激进（上年=100）中性（上年=100）保守（上年=100）20018.38.38.320029.19.19.12003101010200410.110.110.1200510.410.410.4200611.111.111.1200711.411.411.4200811.51110200911.310.59.5201010.59.59资料来源：国统局，世经未来整理139司 二、电力需求中长周期分析和预测伴随着国民经济由顶峰向谷底的调整，我国电力工业也即将进入一个缓慢的下降周期。从下图中看出，在工业化的强劲支持下，电力工业发展增速将长时间维持12%以上的水平。并在2012年左右进入谷底，预计2012年全国发电量增速为11%。2012年以后再次上升。图1中国电力工业发展的长周期图示资料来源：国统局，中电联，世经未来整理三、电力需求短周期分析和预测在两三年的时间内，电力工业发展有着更为精细的特点。全国总发电量在03-04和06-07两个阶段出现了两次小的高峰。前一次增长源于经济超预期的发展，第二次增长源于高耗能工业的反弹。这两次增长都反映了我国重工业化阶段仍然在继续。我们认为，当前我国已经进入重工业化的中后期，到2020年应该基本完成重工业化，开始向现代服务业转型。在此之前，我国电力工业还将经历一个完整的长周期和若干个短周期。相对于长周期的确定性，短周期更容易受突发事件的影响，预测难度大，只有靠长期地及时地跟踪行业发展才有可能做出比较符合实际的预测。根据我们的经验，在未来2~3年我国将进入一个短暂的下降时期，也就是说发电总量增长率将会连续两三年小幅回落。139司 中国电力工业发展的短周期图示资料来源：国统局，中电联，世经未来整理139司 第二节区域需求分析及预测[东部发达地区和西部能源产区的电力需求高企]全国07年用电增速超过06年的水平，而且超过全国平均水平的省份从06年的13个增加到07年的17个，这反映了全国各省用电增速有更加分化的趋势。07年增速排名靠前的省区包括内蒙、山西、河南、青海、新疆、贵州、河北等能源型资源型大省，也包括江苏、浙江等经济发达省份。体现了东西部同时发展的特点。就名次变动来看，西藏取得了突飞猛进的成果排名上升了23位，显示出这个地区未来发展的势头。广西以上升17名的成绩排在第二，这得宜于广西境内持续增长的高耗能工业。河南和山西用电增速主要由当地的能源和原材料等工业带动。预计随着国家对高耗能工业的进一步规范，广西省用电增速将无法保持如此高的水平。同时具有能源和其他矿产资源的省份情况要好的多，例如内蒙古、贵州等地。表1.2006-2007年全国分省用电增速变动情况单位：%地区07用电增速06用电增速07排名06排名名次上升内蒙古29.8030.63110山西18.9914.1221311河南18.6112.2931815西藏17.209.4442723青海16.7818.02550广西16.5811.3462317贵州16.0116.27770新疆15.9614.798113河北15.6915.55990福建15.3614.2010122江苏15.2017.24116-5安徽15.0413.8912153海南14.9419.25133-10浙江14.8116.24148-6江西14.6013.7915161湖南14.4810.8916248甘肃14.449.19172811139司 全国14.4213.991814-4山东14.3019.01194-15宁夏13.9424.75202-18云南13.8713.482117-4天津13.4411.7122220广东12.9412.002321-2湖北12.7310.5324251陕西12.4212.072519-6吉林12.179.1926293四川11.0812.052720-7辽宁10.9010.222826-2重庆9.8315.052910-19北京9.076.5730311上海7.757.923130-1黑龙江4.526.2932320资料来源：中电联、世经未来整理同时考虑用电存量和用电增量后，我们对各个省区计算加权影响力并重行排名。容易发现对全国用电量有主要影响的地区主要还是沿海经济发达地区，而且这些地区的影响力连年保持稳定，不会有太大的变动。西部能源大省中具有如此影响力的只有内蒙古、山西和河南等，其中内蒙古的综合影响力增速很快，预计未来几年里排名会继续大幅度上升。表1.2007年全国分省用电影响力加权排名和预测单位：亿度指标用电量用电增量总量名次增量名次影响力预测加权因子（增量权重0.65）全国32458468011-1000广东339345023微降97.70江苏296043932微升94.43山东259737144持平79.58浙江219234257微降68.73河北200733668微降65.43河南180732576微升66.63辽宁1362315811微降35.64山西130624899持平48.90四川11771541012微降31.06内蒙古1149148115大增62.59上海10671301220大降24.11139司 福建10001271310微升32.13湖北9881261414持平28.17湖南8801151513微升27.19安徽7621121615微升24.14云南7351081718微降22.09广西6751021816微升22.87贵州675891917微升22.31北京667832025微降16.01陕西653812121持平18.35黑龙江624752230大降12.37甘肃614662319微升18.93江西511662422微升15.87天津492602523微升14.50吉林463602627微降12.86重庆445562729微降11.07宁夏431482826微升12.99新疆413442924微升13.62青海285283028微升9.74海南112173131持平3.53西藏1533232持平0.52资料来源：中电联、世经未来整理139司 第三节重点行业需求分析及预测深入到行业用电的层面，我们仍然以0.7为新增量权重对07年各大二级行业加权排名，结果如下表所示。表1.2007年全社会主要耗电行业用电加权指数变化趋势耗电指数前七名1-2月1-3月1-4月1-5月1-6月1-7月1-8月1-9月1-10月1-11月黑色金属冶炼及压延加工业185.26199.20180.07173.19170.36160.16158.76154.98152.44153.68电力、燃气及水的生产和供应业104.80104.27152.98144.88144.60146.24145.52153.19149.76151.12有色金属冶炼及压延加工业126.10131.00126.83133.37126.61121.31132.98130.89130.60123.94化学原料及化学制品制造业83.0687.5385.7085.5987.5279.6680.0479.4778.1975.11非金属矿物制品业69.1357.7750.7751.9053.5855.9731.0554.1652.7254.73采矿业49.6644.5543.4539.3940.2541.5843.0145.2444.5446.31交通运输、电气、电子设备制造业42.6349.0542.7146.9346.0847.3445.4644.4146.6845.70资料来源：中电联、世经未来整理一、冶金工业仍是拉动电力需求的主因冶金工业所属的黑色和有色工业分别排到第一名和第三名，需要注意的是黑色金属虽然位列第一但是其指数已经比年初下跌了三十多点，有色金属则基本没有下跌。钢铁工业指数下跌主要是因为国家推进钢铁工业淘汰落后产能。全国计划在2010年以前淘汰落后炼铁能力1亿吨，炼钢能力5500万吨。到07年底，已经淘汰的炼铁能力约3000万吨，炼钢能力约3500万吨。在淘汰落后的同时，新的钢铁基地也在筹建，因此我们预计08年以后钢铁用电的加权指标还将回升。有色行业在国家严厉的调控中还有稳定的增长，这反映了有色行业市场需求的确强烈和有诱惑力。07年铜、铅、锡等价格大幅上涨，上涨势头一直延续到08年初。我们预计，国家对有色工业的调控能够起到提升产业技术水平，淘汰部分落后产能，而不会影响产业的总体规模。未来几年有色行业的用电量将有望保持现有的水平。139司 二、电力、燃气和水的生产供应行业影响因子提升电力、燃气和水的生产供应行业属于公共事业行业。它的加权增速上升意味着国家对公共行业投入的加大，2007年电力、热力生产供应业投资接近8000亿元，其中电力占七成，热力三成。电力行业消耗的电量基数很大，厂用电加线损占总发电量的12%，装机增速又很快，导致用电增量比重也比较大。预计未来几年包括电力在内的公共事业用电将仍然名列三甲。三、建材、石化、采矿等高耗能工业耗电因子在调控中回落石化、建材和采矿行业排名位列4~6位。这几大行业在07年的调控中受到的影响较大，加权用电因子比07年初下降很多。但是这些行业都是国民经济的基础行业，在这一轮结构调整过后，这些行业的用电水平将会回升。预计这种回升将在09年前后发生。139司 第四章电力供给态势及其对火电的影响第一节总供给[07年装机增速显著下调]发电装机步入稳步中速增长时代未来几年，宏观经济趋于降温是电力行业发展的宏观背景。近两年来，中国电力装机连攀新高，创下每年新增一亿千瓦的世界纪录。现在看来，这一纪录不但是空前的更将是绝后的。全国发电设备利用小时数连年大幅度下降就是一个重要的线索。设备利用小时构成和计算方法比较繁琐，我们用总发电量除以总装机容量来构造一个等价平均开工率指标，并以此来分析装机增速下降的原因。从02年开始全国等价平均开工率从4640小时，增加到04年的4960小时，然后逐步回落到06年的4557小时，到了07年这一指标又一次出现回升，达到4564小时。不难发现，08年这一指标有继续上升的趋势。图1历年装机容量及其增速单位：万千瓦，%资料来源：中电联，世经未来整理无论是从先行指标的电源投资增速，还是后行指标的发电设备产量增速，都可以判断这一趋势。电源投资增速是新增装机增速的先行指标。尤其是2005年，强劲的投资增速不但止住了新增装机的下跌势头，还推动这一指标稳定的度过了2006年。按照“十一五”139司 时期电力投资计划，08年到2010年电源投资的年均增速为8.1%，从历史的角度来看，处于比较低的水平。受此影响，新增装机增速也将长期维持一种低位走稳的态势。新增装机数量将在08年以后逐渐减少，而关停机组容量基本维持在1400万千瓦的水平，因此08年以后的净增装机呈现逐年递减的态势，预计到2010年净增7700万千瓦，年底总装机达到9.56亿千瓦。关停装机主要是小火电。国家早在99年就制定了关停计划，要在2010年前关停1600多万千瓦，然而由于配套政策措施不到位，关停工作停滞不前，2006年仅关停了120多万千瓦。07年发改委制定了有力的补偿政策，以“上大压小”的形式推进小火电关停工作，取得了明显的成绩。07年的“上大压小”是央企唱主角，08年以后地方拥有的电厂将被推到前台，尽管地方电厂关停小火电存在更多的困难，但是在设备升级和扩大市场份额的压力下，地方电厂终将跟进。表1.发电装机历史走势和中期预测单位：万千瓦中性条件预测2002200320042005200620072008E2009E2010E年末全口径总装机356573914144239517186220071329799298792995629当年净增装机1808348450987479104829129860080007700当年关停装机00001211438140015001300当年新增装机180834845098747910603105671000095009000资料来源：中电联，世经未来整理139司 第二节区域结构一、中西部能源大省发电增速有升有降地区发电增速反映了该地区电力工业发展的势头也间接反应了当地电力市场的繁荣程度。发电增速的变动则是更具有前瞻性和横向对比性的指标。下表中可以直观的看出，07年名次上升最快的省份有重庆、湖北、甘肃和广西，这反映出四个省区电力市场发展的势头。甘肃和广西发电增长主要是高耗能的原材料和能源工业拉动。湖北和重庆则是由地方经济高速发展所驱动。跌幅比较大的主要是青海、贵州和四川等地，这主要由于省内不规范的、工艺落后的高耗能工业在这一轮产业调整中受到国家压制。预计经过这一轮的高耗能产业调整，上述省份的高耗能工业将会转跌回升，进一步拉动省内发电量的上涨。表1.各地区2006-2007年度发电增速排名变动地区07发电增速06发电增速07增速排名06增速排名名次上升广西29.414.311312内蒙古28.633.021-1福建26.715.73107云南22.223.4440重庆21.04.052722湖南20.314.16159浙江17.420.875-2湖北17.41.982820甘肃17.35.292617河南16.714.310144宁夏16.115.511110新疆16.014.812120安徽15.913.713163贵州15.923.6143-11全国14.413.515172山东14.319.0168-8海南12.619.7177-10江西12.516.0189-9河北12.08.119212山西11.613.42018-2江苏11.420.2216-15辽宁10.512.42219-3139司 吉林10.25.323252天津9.4-4.324328广东8.67.92522-3北京8.1-1.726304陕西7.96.72723-4黑龙江7.56.62824-4西藏7.1029290四川6.410.13020-10青海5.425.6312-29上海2.1-2.13231-1资料来源：中电联，世经未来整理二、2008年各地区发电量及其增速预测以各地区经济发展趋势为依据，结合各地电力投资情况和发电燃料供应情况，我们建立模型对各省08年的发电情况作了预测，并加总得到了全国08年的发电量。主要结论如下表。08年全国发电量增速将有所回落达到14.26%。回落的主要原因是世界经济整体放缓，尤其是美国经济放缓对中国出口的拖累降低了中国制造业的增长动力。然而，近年来国内市场蓬勃的发展对经济的拉动作用能够基本弥补外贸萧条的损失，同时固定资产投资增速的趋稳也有利于中国经济长时间保持稳定。综合这些方面的影响，我们认为08年中国发电增速将有所下降但是降幅有限。分地区看，资源丰富的重化工业省份如内蒙古、山西、河南等省区依旧是拉动电力生产的主力，同时沿海经济发达地区也保持的高于平均水平的增速，例如江苏、河北等。139司 各地区07-08年发电量及增速预测单位：亿度，%地区2007发电量2007发电增速2008发电量预测08发电增速预测全国3245814.4237087.8914.26广东339312.943834.0913江苏296015.23404.0015山东259714.32960.5814浙江219214.812509.8414.5河南180718.612141.3018.5河北200715.692308.0515内蒙古114929.81493.7030山西130618.991554.1419辽宁136210.91511.8211福建100015.361145.0014.5四川117711.081306.4711湖北98812.731110.5112.4湖南88014.481003.2014安徽76215.04876.3015上海10677.751147.037.5广西67516.58772.8814.5贵州67516.01776.2515云南73513.87832.7613.3甘肃61414.44699.9614陕西65312.42731.3612北京6679.07727.039江西51114.6582.5414天津49213.44555.9613新疆41315.96479.0816宁夏43113.94484.8812.5吉林46312.17523.1913黑龙江6244.52652.084.5重庆4459.83489.5010青海28516.78329.7515.7海南11214.94127.1213.5西藏1517.217.5517资料来源：中电联，世经未来整理139司 第三节电源结构2010年以前，我国电源结构将有所优化，但是供给主要依赖火电的局面不会改变。从下表可以看出，2006-2010间火电的装机份额始终处于高位运行的状态，07、08年比06年略低一些，09-2010年下降幅度更大，达到77%的水平。火电份额主要被水电、风电和其他类型电源瓜分。纵向比较，水电2010年基本与2007年持平，仅增加0.03%，核电份额则比07年下降0.11%。风电份额上涨了0.8%，其他能源发电类型份额上涨0.06%。到了2010年，全国非水可再生能源装机所占比例达到1.52%，能够超额完成《可再生能源中长期发展规划》提出的发展任务。表1.2002年-2010年各种电源类型装机的统计和预测单位：万千瓦中性条件预测2002200320042005200620072008E2009E2010E年末全口径总装机356573914144239517186220071329799298792995629火电年末装机26554.728977.13294839137.64840555442621446812473594水电年末装机8607.49489.610524.211738.81287514526161001780019500核电年末装机458.6636.46856856858858858851085风电年末装机46.856.776.44126.618740370010001300其他年末装机6.429.74.561.44874100120150火电年末装机份额74.47%74.03%74.48%75.68%77.82%77.73%77.75%77.48%76.96%水电年末装机份额24.14%24.24%23.79%22.70%20.70%20.36%20.14%20.24%20.39%核电年末装机份额1.29%1.63%1.55%1.32%1.10%1.24%1.11%1.01%1.13%风电年末装机份额0.13%0.14%0.17%0.24%0.30%0.56%0.88%1.14%1.36%其他年末装机份额0.02%0.08%0.01%0.00%0.08%0.10%0.13%0.14%0.16%资料来源：中电联、世经未来整理表2.2002年-2007年主要电源类型发电量对比单位：亿千瓦时年份总量水力发电量火力发电量核力发电量发电量同比增长发电量同比增长占总量发电量同比增长占总量发电量同比增长占总量139司 200216542.0411.482745.655.1516.613522.0412.2681.74265.3251.851.6200319052.0815.172813.32.4614.7715789.6616.7782.88438.5465.292.3200421943.5215.183309.917.6515.0818103.814.6682.5504.6915.082.3200524975.2613.823963.9619.7615.8720437.312.8981.83530.885.192.1320062834413.541675.114.72357315.383.175432.41.9220073255914.4486717.614.92698013.882.8762615.31.9资料来源：中电联、世经未来整理第四节规模结构从2002年以来，我国的电力装机规模结构（单机容量结构）有比较明显的改善，而且在未来三年内，这种改善的势头有望持续下去。本节讨论的火电包括各种常规燃煤机组、热电联产机组、燃烧劣质煤和煤矸石的机组、燃气机组、燃油机组、燃烧秸秆和垃圾的发电机组等等。水电则包括了抽水蓄能机组以外的所有水力发电机组。核电已经进入百万千瓦等级时代，未来10几年内可能出现装机160万千瓦级别的核电站。风电机组大型化趋势也十分明显，内陆新增装机中1.5MW风机成为标配，沿海将逐步过渡到2MW，更大功率的风机中短期内也不会大规模采用。本节主要分析水电和火电的装机容量发展情况，关于核电和风电的详细分析请参阅《2008年核电行业运行与趋势报告》和《2008风电投资与运营战略》。水电发电装机规模受水资源情况约束，而且中小水电对环境的不利影响未必要比大水电更多。小水电通常接入地方趸售电网或者地方自供自管电网承担着中国农村大部分地区的居民用电负荷，06、07年，全国1/2的地域、1/3的县、1/4的人口主要靠农村水电供电。就建设进度来看，07年全国投产小水电400多万千瓦，在建规模保持在2000万千瓦左右，预计08年投产600万，同时70万千瓦级别的水电也将投产630万千瓦。“十一五”期间，全国将建设400个水电农村电气化县，进一步扩大小水电代燃工程建设和实施范围，小水电建设速度将会保持快速稳定的态势。综合来看，水电未来容量结构将呈现两头多中间少的局面，即大水电和小水电增长快、中型水电增长慢。139司 第五节自备电厂一、当前运行情况2007年，国家电监会组织各派出机构和有关电力企业对全国企业自备电厂的基本情况开展了调查。经过汇总分析，形成了《全国企业自备电厂情况通报》，并于2008年1月初正式公布。根据上述《通报》以及07年以来的公布的其他相关文件。我们对全国自备电厂情况有了深刻的了解。总结多年的经验来看，自备电厂既有积极的作用，也有严重的缺陷，可以概括为以下六个方面。首先，自备电厂中按数量统计有近30%属于资源综合利用型，包括煤矸石发电和余热、余压、可燃气体发电厂，部分自备电厂同时为所在企业提供了生产热源，提高了资源的利用效率，符合我国资源开发与节约并举的基本政策，在节约资源、改善环境，提高经济效益，促进经济增长方式由粗放型向集约型转变，实现资源优化配置和可持续发展等方面具有积极意义。可以预计，未来此种类型的自备电厂份额将继续上升，而其他不供热的小型燃煤机组将很难再有新投产容量。其次，部分企业通过建设符合国家政策的企业自备电厂，降低了整个生产过程的成本，提高了企业的经营效益，促进了企业的发展。第三，在电力供应不足的情况下，企业自备电厂提高了企业用电的可靠性，稳定了企业的生产，促进了经济的发展。很多省区都曾经在缺电的情况下出台过优惠政策，鼓励自备电厂多发电，稳定运行，解决经济发展对电力需求的燃眉之急。第四，单机容量较小的企业自备电厂大多无脱硫、废水处理等基本的环保设施，没有专用灰场，发电产生的有害气体和烟尘排放量严重超标。由于小机组占企业自备电厂的绝对多数，中小型自备电厂已经成为电力生产中一个主要的污染源。从二氧化硫排放绩效来看，2005年美国为5.14克/千瓦时，2006年我国发电企业平均水平为5.7克/千瓦时。而我国06年底企业自备电厂平均为9.97克/千瓦时，几乎是美国05年水平的两倍，严重的拖累了我国节能减排工程的进展。139司 第五，我国企业自备电厂平均装机约为3.4万千瓦，平均单机容量为1.5万千瓦/台，平均装机和平均单机容量均很小，而且单机容量呈两极分化状态，一些企业的自备电厂已经实现了大功率、高参数，与大型公用电厂的技术装备水平基本相当，单机30万千瓦以上机组容量占企业自备电厂总容量的5.9%，5万千瓦以下的机组占企业自备电厂总容量的57.4%。我国自备电厂的平均容量和单机容量情况决定了自备电厂平均供电煤耗较高。如华北地区企业自备电厂55%的机组在2万千瓦以下，平均供电煤耗477克/千瓦时，个别机组甚至达到1000克/千瓦时以上。第六，由于历史原因和企业自备电厂自发自用的主要功能，使大部分企业自备电厂长期游离于电力行业监管的范围之外，成为电力行业的“三不管”地带，技术装备水平、运行管理水平等总体较低。71.8%自备电厂不缴纳有关基金和城市公用事业附加费，造成国家专项基金流失，同时国家现有“上大压小”政策很难涉及到企业自备电厂机组。由于没有纳入电力监管，部分企业自备电厂擅自扩大转供电范围等问题长期以来没能得到解决。据国家电网公司统计，福建、江苏、山东、浙江、安徽等省内的企业自备电厂非法扩大转供电范围，以低电价吸引用户，违反了国家有关电力业务许可和供电营业区的管理规定，扰乱了正常的供用电秩序，影响了电网企业经营管理。[自备电厂装机容量及发电量]截至2006年底，我国企业自备电厂共1356家，机组2983台，总装机容量4611.21万千瓦，占全国发电装机容量的7.4%。年发电量2079.1亿千瓦时，占全国发电量的7.4%。其中自发自用电量1462.3亿千瓦时，占自备电厂总发电量的70.3%；售网电量为292亿千瓦时，占自备电厂总发电量的14.0%。2007年，山东省自备电厂发电量增长25%左右，这种发展速度在全国具有一定的代表性，另外07年新增自备电厂多为30万千瓦的大型机组。因此，我们估算07年，全国自备电厂发电增速可达30%左右，年发电量达到2680亿度。表1.139司 企业自备电厂装机容量情况单位：万千瓦区域电厂数量总台数总容量单机≦0.60.6﹤单机≦2.52.5﹤单机≦5.05.0﹤单机≦10.010.0﹤单机≦30.0单机﹥30.0台数容量台数容量台数容量台数容量台数容量台数容量华北46611281584.4026765.24709615.8696303.9031123.5022349.903126.00东北93290496.057820.20181242.652293.60215.107124.50--西北94220350.439621.757167.183694.00735.0010132.50--华东90297721.367519.53129123.7460242.0026171.50459.593105.00华中238600924.0524149.09302331.261252.0022140.9523350.75--南方375448534.9319847.05211208.961548.421593.59894.90142.00全国135629834611.21955222.8616031589.65241833.92103579.64741112.147273.00资料来源：国家发改委，世经未来整理表1.全国各省自备电厂电量构成情况单位：万千瓦，亿千瓦时区域省份电厂数量装机容量发电量自发自用购网电量售网电量企业总用电量华北北京840.4520.52.946.3-53.6天津1538.7016.711.740.40.750.5河北89127.8072.258.9236.82.0316.4山西121320.50127.212.677.736.5158.6山东200866.20320.9258.1189.230.5500.2内蒙古33190.75113.850.558.718.6120.0合计4661584.40671.2394.8649.088.31199.2东北辽宁37244.70118.096.2168.54.6271.1吉林2261.8027.117.563.31.286.5黑龙江34189.5596.567.799.38.9177.5合计93496.05241.7181.4331.114.7535.0西北陕西3555.3224.315.558.32.377.9甘肃770.0539.935.61.01.136.4青海265.5043.136.38.73.351.8宁夏657.0018.911.59.65.423.7新疆44102.5668.734.527.63.956.7合计94350.43194.8133.5105.116.0246.4华东上海6218.75133.5123.333.41.172.4江苏33224.59109.395.475.312.9182.1浙江11106.5460.731.114.522.158.8安徽19111.7552.241.936.48.5115.0福建2159.7320.314.931.93.948.2合计90721.36376.0306.6191.648.5476.5139司 华中湖北42162.1677.658.685.745.3154.6江西721.0917.312.215.53.526.6重庆1723.8710.78.910.41.121.5河南69512.45201.9177.7243.929.7415.5湖南2879.3941.034.240.11.475.1四川75125.0965.551.0153.34.6128.7合计238924.05414.1342.6548.985.5821.9南方广东129306.78120.564.114.430.4109.5广西13888.9323.56.59.03.116.7海南444.401.10.70.00.41.1云南9563.4219.016.444.54.554.1贵州931.4017.215.816.80.733.9合计375534.93181.3103.584.739.1215.3总计13564611.212079.11462.31910.4292.03494.3资料来源：国家发改委，世经未来整理[自备电厂区域分布情况]截至2006年底，华北地区企业自备电厂共466家，机组1128台，装机容量为1584.40万千瓦，占华北地区同期总装机容量的11.5％。东北地区企业自备电厂共93家，机组290台，装机容量为496.05万千瓦，占东北地区同期总装机容量的11.4%。西北地区企业自备电厂94家，机组220台，装机容量350.43万千瓦，占西北地区同期总装机容量的8.7%。华东地区企业自备电厂90家，机组297台，装机容量为721.36万千瓦，占华东地区总装机容量的4.3％。华中地区企业自备电厂238家，机组600台，装机容量为924.05万千瓦，占华中地区同期总装机容量6.7%。南方地区企业自备电厂375家，机组448台，装机容量534.93万千瓦，占南方地区同期总装机容量的4.9%。[自备电厂行业分布情况]拥有自备电厂的企业中，钢铁冶金企业电厂数量占自备电厂总数的12.6％，容量占34.7%；矿山煤炭企业电厂数量占10.2％，容量占8.7％；石油石化企业电厂数量占4.8％，容量占11.6％；化工造纸企业电厂数量占25.8％，容量占19.6％；建材水泥企业电厂数量占5.6％，容量占2.4%；其他企业电厂数量占41％，容量占23%。图1139司 自备电厂装机容量行业分布比例图资料来源：国家发改委，世经未来整理[自备电厂机组燃料类别]企业自备电厂发电机组主要以火电为主。火电中又以燃煤电站为主。国家鼓励的煤矸石发电和余热发电等资源综合利用电站比例只有29%。其他类型则主要是水电。图1按燃料分类机组数量比例图资料来源：国家发改委，世经未来整理表1.各大电网区域自备机组按燃料分类数量统计表电网区域电厂数量燃煤电厂燃气电厂燃油电厂余热电厂煤矸石电厂其他数量比例数量比例数量比例数量比例数量比例数量比例华北电网46622548.3%5110.9%20.4%7015.0%8518.2%337.1%东北电网935053.8%55.4%33.2%99.7%66.5%2021.5%西北电网945053.2%99.6%--2324.5%77.4%55.3%华东电网905864.4%66.7%33.3%15.6%55.6%44.4%139司 14华中电网23810845.4%31.3%31.3%8134.0%2912.2%145.9%南方电网37513435.7%287.5%10828.8%4612.3%195.1%4010.7%资料来源：国家发改委，世经未来整理[自备电厂缴纳基金及附加费情况]有383家企业自备电厂缴纳各项基金及附加费，仅占全部自备电厂数量的28.2%。其中南方电网表现最差，仅有不到8%的电厂缴纳各种基金和附加。表1.全国分省自备电厂基金及附加缴纳情况区域省份电厂总数缴纳基金及附加费总金额（万元）缴费电厂数缴纳比例华北北京81695.00675.0%天津1535285.01960.0%河北894998.186370.8%山西121312559.673428.1%山东20029717.834221.0%内蒙古3318168.702060.6%合计466402424.3917437.3%东北辽宁372668.00924.3%吉林220.0000.0%黑龙江348364.311338.2%合计9311032.302223.7%西北陕西351563.821542.9%甘肃71878.57571.4%青海213633.032100.0%宁夏6255.00116.7%新疆443266.001125.0%合计9420596.413436.2%华东上海60.0000.0%江苏339434.852369.7%浙江1110048.80545.5%安徽192025.84631.6%福建21749.24523.8%合计9022258.733943.3%华中湖北424029.501126.2%江西71280.60228.6%重庆174464.20952.9%河南6933542.203043.5%139司 湖南286736.601139.3%四川752999.002229.3%合计23853052.108535.7%南方广东1292377.001310.1%广西13888.7021.4%海南41266.00125.0%云南95540.0099.5%贵州9318.00444.4%合计3754589.70297.7%总计平均1356513953.6438328.2%资料来源：国家发改委，世经未来整理[自备电厂技术经济指标]企业自备电厂平均供电煤耗449克/千瓦时，比2006年全国平均供电煤耗高83克/千瓦时；单位二氧化硫排放量9.97克/千瓦时，比2006年全国单位二氧化硫排放量高4.27克/千瓦时；单位氮氧化物排放量8.83克/千瓦时。企业自备电厂发电机组利用小时数平均为5293小时，比同期全国火电机组平均利用小时数低340小时。表1.全国各省自备电厂技术经济指标单位：克/千瓦时，小时区域省份平均供电煤耗单位二氧化硫排放量单位氮氧化物排放量利用小时数华北北京2352.507.715967天津31611.898.495100河北5085.906.986836山西6235.38-5527山东4087.898.015978内蒙古5568.968.875080平均4777.098.015829东北辽宁3959.679.046180吉林45512.20-5846黑龙江4008.1413.755316平均40410.0011.395785西北陕西5409.528.906149甘肃35515.908.726432青海38810.366.286925宁夏4026.366.174290139司 新疆7429.637.306262平均52710.357.476112华东上海3324.712.566456江苏3987.268.205882浙江4352.852.615701安徽42124.5615.565389福建49918.753.684122平均38911.636.525828华中湖北4109.7611.504771江西41811.914.448218重庆4869.723.034496河南3944.714.723941湖南4322.196.455168四川48719.6412.725235平均4059.667.144482南方广东5017.6112.283929广西58410.569.102639海南4945.6523.41246云南56011.569.072989贵州48519.928.415490平均51611.0612.453389总平均4499.978.835293资料来源：国家发改委，世经未来整理二、未来发展情况分析和预测[企业自备电厂迅速发展的驱动因素]企业自备电厂装机在部分地区所占比例较大，且有快速增长的态势。以河南省为例，2006年河南全省企业自备电厂总计69家162台机组，装机容量共计512.45万千瓦，年发电量201.9亿千瓦时，占山东全省同期总装机容量的14.58%，总发电量的7.7%。除了根据生产特点实现资源综合利用以外，导致企业自备电厂迅速发展的主要因素如下。首先，企业使用大电网电能的成本较高。目前我国电价体系中存在用户间的交叉补贴，在电价之外还有若干税费，提高了大用户的用电成本。我国销售侧电价执行国家目录电价，存在着大用户补贴其他用户的交叉补贴，建设自备电厂作为动力车间，可以合法规避从电网购电需缴纳的税金及对其他用户的交叉补贴，在2006年底之前还可以规避掉有关基金及附加费等。对于产品生产中电力成本比重高的企业，建设自备电厂是提高效益的有效途径。139司 其次，我国电力发展长期滞后，在电力紧缺等情况下，大用户的供电缺乏保障。企业自备电厂是历史上逐步形成的，而改革开放以后的很长时间，电力处于紧缺局面。在电力紧张的情况下，大用户合理用电得不到保证。大用户为避免影响企业正常生产，更愿意建设自己可以控制的自备电厂，以保证用电的可靠性。第三，目前我国部分偏远地区电网建设滞后，难以完全依靠电网供电。个别偏远地区电网薄弱，完全依靠电网供电不能满足要求，部分企业只能建自备电厂补足自身用电需求。最后，政府对企业自备电厂与公用电厂建设的管理方式不同，而公用电厂建设程序相对复杂，使得一些企业以自备的名义建设电厂。企业自备电厂核准的主管部门往往不是专门从事电力项目核准的专业部门，对技术标准要求也不同，使低成本、低技术水平、高污染的小型机组能以自备电厂的名义得到核准，这也是我国自备电厂中小型机组较多的原因之一。[企业自备电厂发展的政策导向]企业自备电厂与公用电厂在技术要求上是一样的，只是经营方式上有所区别。企业建立自备电厂对于缓解电力供需矛盾，促进企业发展，提高我国的资源综合利用水平做出了贡献。国家应一方面鼓励符合国家产业政策的自备电厂发展，另一方面高度重视当前中小型自备电厂存在的问题，进一步加强和规范企业自备电厂的管理，统一政策，与公用电厂一视同仁，促进其健康发展。2007年1月，发改委出台了《关于加快关停小火电机组的若干意见》，其间对于企业自备电厂的发展导向作了简要的要求。更为具体办法发改委尚没有制定。可以说07年以前国家还没有出台专门针对自备电厂的单行法规，因此各地区的自备电厂相关政策并不统一。《意见》要求改进并加强对企业自备电厂的管理，对自备电厂自发自用电量征收国家规定的三峡工程建设基金、农网还贷资金、城市公用事业附加费、可再生能源附加、大中型水库移民后期扶持资金等，并按规定收取备用容量费。禁止公用电厂转为企业自备电厂。自备电厂或趸售电网的机组按期关停后，电网企业可对趸售电网和符合国家产业政策并关停自备电厂的企业给予适当的电价优惠。鼓励关停自备电厂的企业或原趸售电网直接向发电企业购电，电网企业按照有关规定收取合理的过网费。2008年1月，电监会公布了《全国企业自备电厂情况通报》，对未来自备电厂相关政策提出了建设性构想。这些构想或多或少的包含了未来相关政策的核心要素，可以说是未来我国针对自备电厂一系列规范政策的雏形。139司 结合发改委和电监会的政策导向，我们预计未来自备电厂的发展环境将会有如下几个特点。首先，在监管方式和程序上，在相关政策、环保和税费标准方面，企业自备电厂都将会逐步与公共电厂趋同。自备电厂也将被纳入地方电力发展规划，统一参与电力电量平衡。同时，企业自备电厂将纳入所属企业发展的统一规划并且与当地电网的发展统筹考虑。自备电厂将逐步实行内部独立核算，按照国家规定征收有关基金和城市公用事业附加费等。这意味着将来自备电厂的审批和核准权会逐步上收，企业建自备电厂的门槛会提高。同时，自备电厂也将承担和公共电厂同样的义务，运行成本有所增加。其次，自备电厂的构成比较复杂，形成的原因也各不相同，不同类型的自备电厂将会有不同的处理方式。利用余热、余压、尾气发电和资源综合利用发电的自备电厂，对所属企业实施热电联供的自备电厂将会获得支持。此类综合利用自备电厂必须按照项目核准文件的要求和设计标准运行，并按照有关规定安装在线监测装置。对于在生产过程中采用新的技术，不断提高资源的综合利用水平的改造工程也将获得支持。热电联产机组，其企业自用之外的蒸汽，经批准后，可允许进入地方热网或对工业用户出售。大型常规火力自备电厂的节能技术改造工程将会获得支持。在大电网覆盖范围内单纯以供电为目的的中小型常规火力发电厂，处境比较危险。列入国家关停计划的必须要按期关停。暂时没有列入关停计划的机组，在不断上升的运营成本和不断创新的大电网电能供电方式（大用户直供电、关停自备电厂优惠电价）两面夹击下，存在的经济意义将会越来越小。目前国家还没有出台详细的关停自备电厂优惠电价计划，大用户直供电试点已经有了“吉林炭素”和“广东台山”等几个成功的案例，但是还没有大规模展开。列入“十一五”期间列入全国小火电关停名单的自备电厂总共有34万千瓦，详细名单如下表所示。表1.“十一五”期间列入全国小火电关停名单的自备电厂清单单位：万千瓦省份企业名称台数机组编号装机容量结构装机容量控股方河北槐阳热电自备电厂3#1、#5、#63×0.150.45元氏县槐阳热电化工河北六四一零自备电厂1-0.60.66410工厂139司 河北石家庄炼油厂自备1-1.21.2石家庄炼油厂河北保定石油化工厂自备1-0.60.6保定石油化工厂河北迁安化肥厂自备电厂1#20.30.3迁安化肥厂河北建龙钢铁自备电厂2#1、#22×0.30.6建龙钢铁有限公司山西应县糖厂自备电厂2#1、#22×0.150.3中粮集团内蒙古化工厂自备电厂1-0.30.3乌海化工厂黑龙江自备电厂1#11×0.150.15多宝山铜矿江苏南京自备电厂1＃122其他浙江杭州电化自备热电厂2#1、#21×0.6＋1×0.30.9-河南登电集团自备电厂4#1-#42×0.6+2×1.23.6其他河南安化集团自备电厂3#1-#31×0.3+2×0.61.5安化集团河南鹤壁煤电自备电厂2#1、#22×1.22.4鹤壁煤电河南昊利达自备电厂1#10.60.6其他河南濮阳油田自备电厂3#1-#32×2+1×0.964.96濮阳油田河南神火铝电自备电厂2#1、#22×5.511神火铝电河南信阳化工自备电厂1#10.9750.975信阳化工河南周口纱厂自备电厂2#1、#22×0.30.6周口纱厂湖南灶钢自备电厂1-0.30.3地方湖南今天化肥自备电厂1-0.150.15今天化肥云南金沙矿业自备电厂1-1×0.3260.326云南金沙矿业股份总计－37－－33.811－资料来源：国家发改委，世经未来整理第三，自备电厂将和公共电厂一样承担相应的辅助服务，在辅助服务没有市场化之前，不承担辅助服务或没有能力承担辅助服务的自备电厂应当对系统中提供了辅助服务的电厂进行补偿。139司 在辅助服务市场化之后，自备电厂可选择参与辅助服务市场提供辅助服务，或购买辅助服务。自备电厂自用之外的电量可以采用双边交易、集中竞价等方式参加电力市场。对于拥有列入关停名单自备电厂的企业，可能享受“上大压小”待遇。最后，自备电厂将面临与公用电厂相同程度的监管。在工程新（扩、改）建、发放电力业务许可证、运行考核、缴纳基金及附加费、能耗排放等方面接受相同强度的监管。第六节电源投资建设一、投资情况[2007逐月装机情况]年底集中装机的局面有所改变2007年全国电力工业发电装机容量的投产时间分布已经基本改变了以往集中在年底投产的局面。11和12两个月装机占全年装机的27%，比起06年的情况要平缓和分散得多。各种电源对比，火电年底集中装机的状态相对较强。以往发电装机集中在年底投产主要有两个原因，首先发改委在年底统一规划安排下一年度的开工计划，较多的火电项目在这个时候获得开工批复。第二，电源项目通常需要24个月的建设周期，因此大量项目正好在两年以后的年底集中投产。随着发改委逐渐收紧新项目审批额度以及火电项目工期的缩短，我们预计以后几年里发电项目投产日期将会更加平均的分布在每个月里。2007年全口径新增装机为10567千瓦左右，全口径基建新增装机为10009万千瓦，两者的差额主要是更新改造新增装机。更新改造主要是火电装机，改造扩容率约为1%，也就是说约5.5亿千瓦的火电装机通过改造扩容增加了550多万千瓦装机。未来数年里，火电会有明显下降，平均每年装机在7000万千瓦左右。水电增速加快，每年投产1500万千瓦左右。二、07年已投运重大火电项目情况本节统计了2007年全年建成投产的主要大型机组信息，其中煤电均为60万千瓦以上级别，共计3285万千瓦，当年投产火电的40%。水电740万千瓦，占当年投产水电的58%。燃气机组约180万千瓦。从这些数据可以看出我国新增装机的几个特点。首先，大容量高参数环保机组数量更多，比例更高。其次，燃气机组在有条件的地区稳步上马，未来西气东送沿线将会适量建设一些燃机电站。139司 表1.2007年投入商业运营的主要大型机组单位：万千瓦地区投产项目总规模装机构成07年投产规模投产时间主要60万千瓦及以上火电机组河北国电河北龙山发电厂一期1202×602×601、7月内蒙古华能上都发电厂4808×602×608、11月华能伊敏煤电公司电厂二期工程1202×602×606、12月浙江华能玉环电厂二期2002×1002×10011月福建国电福州江阴电厂一期工程1202×602×607、10月安徽中电投平圩发电公司二期1202×602×609、12月大唐洛河发电厂三期1202×602×6011、12月华电宿州发电有限公司一期1202×602×609、11月安徽田集电厂一期工程1202×602×606、10月河南华能沁北电厂二期工程1202×602×6012月中电投姚孟四期工程1202×606010月华电新乡发电有限公司宝山电厂1322×662×668月江苏国电泰州发电有限公司一期工程2002×10010012月江苏阚山一期工程1202×606010月吉林国电双鸭山公司三期工程1202×606012月湖南华电长沙电厂一期工程1202×602×6010、12月湖北国电长源荆门热电厂三期扩建工程1202×60606月华电襄樊电厂二期工程1202×602×601、5月陕西华能铜川电厂一期工程1202×602×6011、12月山西大唐国际运城发电公司一期项目1202×60608月大唐阳城发电厂二期工程1202×602×608、9月四川国电成都金堂电厂一期工程1202×602×605、9月华电四川广安发电公司三期工程1202×60606月辽宁国电大连庄河电厂一期工程1202×602×608、11月华能营口电厂二期工程1202×602×608、10月宁夏华电宁夏灵武发电有限公司一期1202×602×606、9月江西国电黄金埠发电公司一期1302×652×653、7月139司 工程山东国电费县发电有限公司一期工程1302×65658月华电国际邹县发电厂四期工程2002×1001007月华电潍坊发电有限公司二期工程1202×60606月广西华电贵港电厂一期工程1202×602×602、6月黑龙江华能鹤岗电厂二期工程601×60604月重庆华能珞璜电厂三期工程1202×60601月大型燃气发电机组河南河南驻马店中原燃气电厂工程782×39398月郑州燃气电站工程782×392×391、4月青海格尔木燃气电站280-2×304、8月大型自备发电机组宁夏西部聚氯乙烯有限公司自备电厂302×152×151月资料来源：发改委、世经未来整理139司 第二部分火电运行及运行环境第一章火力发电上游行业分析及08年预测第一节燃料行业一、电煤产、运、销分析2007年1-11月十大产量省份分别为山西、内蒙、山东、河南、山东、贵州、黑龙江、安徽、陕西、河北和辽宁。可以看到，除了安徽省和山东居于华东地区以外，其他产煤大户都集中在中国的内陆地区。从近三年来主要省份煤炭产量排名来看，山西和内蒙稳居前两位，内蒙地区煤炭生产增速也较为突出，显示出煤炭开采潜力。陕西省在全国十大产煤省中位次有所下降，由05年和06年的第三位、第四位降至今年1-11月份的第八位。河南、贵州、河北省份原煤生产稳定增长，贵州、黑龙江、辽宁等地原煤生产相对较不稳定，在07年有负增长情况。表1.2005-2007年11月原煤生产前十省份（调度数）单位：万吨排名省市2007年1-11月累计同比%2006年产量同比%2005年产量同比%1山西53715.79.14山西58118.057.01山西54310.2910.172内蒙19980.7634.87内蒙27549.439.86内蒙23666.8917.183河南16408.957.45河南18312.3722.42陕西15808.8219.554山东12825.52陕西17098.259.39河南14957.013.055贵州10543.11-0.45山东13787.795.35山东13035.77-7.116黑龙江9106.63-3.21贵州11816.599.46贵州10615.168.87安徽8389.218.03黑龙江10282.435.6黑龙江9736.717139司 8陕西8055.759.34河北8727.718.25安徽7838.954.49河北7649.267.32安徽8232.885.06河北7583.593.9910辽宁5508.42-13.26辽宁6618.043.6辽宁6382.18-4.82资料来源：中国煤炭工业协会图1139司 各区域煤炭消费比例及主要海运通道资料来源：中国煤炭工业协会由于我国煤炭资源生产与消费地逆向分布，华东以及东南沿海地区作为我国最主要的煤炭消费地，始终存在煤炭供需偏紧的矛盾。华东以及东南沿海地区主要包括江苏，浙江，福建，广东，广西，和上海五省一市，这几个省市的共同点在于其大部分的煤炭是通过“三西”地区外运至北方七港，然后再由水路运往沿海各省。2006年，这五省一市煤炭调入量为36123.93万吨，占全国各省煤炭调入总量的35%。同时，该地区原煤产量仅占全国的2.3%。我国煤炭消费的另一重要区域是京津冀地区，该地区煤炭产量有限，主要通过铁路调入煤炭满足区域内需求。2006年该地区煤炭调入量达到22786.85万吨，占全国的23.5%，原煤产量也仅占全国的4%。2007年，这两个区域仍将保持2006年的态势，正是由于区域之间供需不平衡，我国煤炭行业对运输依赖性较强，同时铁路运输等对我国煤炭及下游行业的正常运行也构成重要的影响因素。我国煤炭铁路运输的流向如下：1、晋陕蒙地区煤炭经过铁路外运的主要流向有京津冀地区(包括沿海港口下水量)、华东地区、东北地区和中南地区，流量比重分别约占晋陕蒙地区铁路煤炭总发送量的50%、22%、8%和7%。山东省煤炭铁路交流量的98%左右都在华东地区内部，除山东省内交流占一半以上外，其余主要流向江苏和浙江，三地的流量比重分别占山东省煤炭总发送量的65%、17%、11%。139司 2、河南省的铁路煤炭交流量主要分布在中南地区和华东地区，发送比例大致占总发送量的65%和33%左右。3、安徽省的铁路煤炭交流量主要分布在华东地区，大致占总发送量的99%。除安徽省内部交流一半以上外，主要发往江苏和浙江省。4、黑龙江省煤炭的铁路运输主要在东北地区内部，占总发送量的99%强，除自身交流一半以上外，主要发往辽宁省和吉林省。5、贵州省铁路煤炭运输主要发往西南和中南地区，比例大致为80%和16%。表1.主要运煤铁路通道运力情况铁路线2007运力（万吨/年）同比增加（万吨/年）2010E黄万铁路40004000-大秦线30000500040000神朔线142001400-朔黄线123002200-石太线8000200012000侯月线10500015000资料来源：中国煤炭工业协会2007年我国煤炭市场交易价格一路高歌猛进，无论是坑口价、中转价和消费地价格，还是动力煤、炼焦煤、无烟煤价格均创历史新高。在煤炭行业高度景气的带动下，我国铁路还海运业发展也空前火热，运费不断上涨。总体来看，2007年我国煤炭价格呈现以下特征：一、煤价创历史新高；二、在需求拉动下，淡季价额依旧高涨；三、国际煤炭价格飙升；四、区域、企业之间煤价上涨潜力参差不齐；五、重点合同煤价格大幅提价。更为详细的分析请参考《2008煤炭行业年度报告》。二、可发电燃气产、运、销分析２００３年中国天然气消费量首次超过供应量，２００７年我国生产天然气６９３．１亿立方米，与上年相比增长２３．１％。２００６年我国天然气产量为５８５．５亿立方米，比２００５年增长１９．２％。天然气消费量为５５６亿立方米，增长２１．６％。预计２００８年我国天然气产量将达到７６０亿立方米。到２０１０年，中国需进口约３００亿立方米天然气，２０１５年进口量将达到约４００亿立方米。根据发改委通过的《煤层气开发利用“十一五”139司 规划》，到２０１０年，中国煤层气开发利用将实现四个目标：全国煤层气产量达１００亿立方米；利用量达８０亿立方米；新增煤层气探明地质储量３０００亿立方米；逐步建立煤层气开发利用产业体系。图1中国天然气资源分布情况目前我国天然气输送管道建设的特点是，投运线路少，建设速度快。已经建成的西气东输工程（塔里木-上海）是我国天然气发展战略的重要组成部分，是西部大开发的标志性工程。工程于２００４年底投入商业运营，管线以新疆塔里木气田为主气源，以我国中东部的长江三角洲地区为目标消费市场，以干线管道、重要支线和储气库为主体，连接沿线用户，形成了横贯我国西东的天然气供气系统。截至07年底，忠武线（重庆忠县-湖北武汉）、涩宁兰（青海涩北-西宁-甘肃兰州）、陕京一线和二线（陕西-北京）等管线相继建成投产。目前我国加快了天然气管网的建设和布局。2007年8月，国家"十一五"规划重大项目川气东送工程开建，川气东送管道穿越鄂西渝东山区,横贯江南水网地带,5次跨越长江，将产自四川普光气田的天然气输送到长三角地区。另外我国第二条西气东输管线也将于２００８年全线开工。这条管线将从新疆输送主要来自中亚的天然气，满足珠三角和长三角地区的能源需求。管道设计输气规模为３００亿立方米／年，预计２０１０年建成通气。一个覆盖全国的天然气管网正在逐步形成。139司 第二节火电设备一、火电设备行业产能扩张迅速，未来几年将有所回落以2007年来看，火电站必备的一次设备气轮发电机产量达到1亿千瓦。2010年以后，全国电力年新增装机将会回落到6000万千瓦左右，其中火电占4500千瓦左右，设备出口每年可以消化1000~2000万千瓦的产能，因此还有数千万的过剩产能需要解决。我们预计，除了电力设备行业结构性的调整以外，现有的规模小，资质一般的设备生产厂商将面临被淘汰出局的危险。总的来看，未来火电设备生产行业的产能将会在结构调整中大幅回落。二、火电设备行业“三足鼎立”传统发电设备行业，技术垄断程度较高，供给受产能约束比较大，目前国内火电和水电设备产能在一亿千瓦左右，三大动力集团的份额约占七成，达到7000万千瓦。随着国家对发电行业投资的减速，未来发电设备产能也将随之回落，然而随着技术进步，国产发电设备质量越来越好，出口越来越多，海外订单的快速增长将有助于中国电力设备行业降低由结构调整带来的产量波动。三、火电行业大型清洁燃烧设备市场空间扩大火电行业装机大型化趋势明显，60万千瓦机组成为鼓励机组，100万千瓦机组订单也上升到30多台。从装机造价上来看，当前60万机组单位成本略低于100万千瓦。但是随着100万千瓦机组生产的增多，施工技术水平的提高，其成本也会逐步下降。最终，100万千瓦以上级别机组将成为我国火电行业的主力机组。四、火电脱硫设备行业竞争激烈[市场规模]早在07年3月，国家发改委联合环保总局就颁布了《现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划》，这一新政策是对06年颁布的《国务院关于“十一五”期间全国主要污染物排放总量控制计划的批复139司 》和《十一五规划》的进一步细化，这一规划的出台有利于新建电厂和原有电厂安装脱硫设备，但由于原有电厂容量有限，新增装机容量的不断减少，综合考虑，我们认为脱硫设备的新增市场未来几年仍然会呈明显减少态势。表1.现有燃煤机组“十一五”烟气脱硫改造年度计划年份20062007200820092010开工容量（万千瓦）5760.53747.42874.61277.90占“十一五”开工比例（%）42.227.421.09.40资料来源：发展改革委、世经未来整理表2.现有燃煤机组“十一五”烟气脱硫改造机组分布情况单机容量（万千瓦）10以下10(含)-2020(含)-3030(含)-6060及以上脱硫机组容量（万千瓦）201685.324447104.12407占总脱硫机组容量比例（%）0.212.317.952.017.6资料来源：发展改革委、世经未来整理在规划的重点项目中，基本涵盖了所有超标排放的单机10万千瓦以上的电厂，基本不包括燃煤含硫量小于0.5%的电厂；30万千瓦及以上机组约0.95亿千瓦，占重点项目的69.6%。图1脱硫设备未来市场容量资料来源：世经未来未来脱硫设备市场容量逐渐减小，而且主要以600MW以上的机组为主，这种格局对工艺落后的中小型脱硫设备公司非常不利。[竞争态势]139司 目前脱硫设备仍然处于无序竞争的状态，单位造价降到了200元/千瓦。个别厂商甚至报出了100元/千瓦的超低价，在这样的低价下工程质量难免下降，也影响到国内厂商的整体形象。脱硫设备国产化率虽然达到90%的水平，但是大型脱硫设备的核心技术仍然掌握在外国公司手中，即使我国拥有自主知识产权的30万千瓦级火电机组的烟气脱硫技术也没有很多内资企业掌握，仅有“苏源”环保工程股份有限公司、国电龙源环保工程有限公司、国电清新环保技术有限公司等几家公司拥有这项技术，而更高单机容量的火电机组脱硫设备只能依赖国外技术，国内公司只是担当工程承包角色。目前五大发电集团均参与到脱硫设备制造业中，从而加剧行业竞争，态势进一步恶化，没有发电集团股东背景优势企业，经营状况不容乐观。表1.现有燃煤机组“十一五”烟气脱硫改造公司分布情况电力公司脱硫机组容量（万千瓦）占总脱硫机组容量比例（%）国家电网公司736.855.4华能集团公司1762.412.9大唐集团公司1811.913.3华电集团公司9346.8国电集团公司1355.69.9中电投集团公司1033.47.6地方电力公司等6026.2544.1资料来源：发展改革委、世经未来整理在重点项目中，国家电网公司和5大发电集团公司脱硫容量约7634.15万千瓦，占55.9%，地方及其他电力公司占44.1%，可以看出五大集团是脱硫设备市场上的大客户，而五大集团基本拥有自己的脱硫设备子公司或者分公司，如下表所示.表2.部分电力集团和相关推硫设备公司电力集团关联脱硫设备公司国电集团北京国电龙源环保工程有限公司大唐集团北京国电清新环保技术工程有限公司;中国大唐集团科技工程有限公司华电集团中国华电工程（集团）有限公司中电投集团中电投远达环保工程有限公司国华电力北京博奇电力科技有限公司资料来源：世经未来整理[结论]139司 技术上的劣势进一步限制了内资脱硫设备企业的市场空间，再加上未来几年脱硫设备市场本身的萎缩压力，我们认为国内脱硫设备市场在一两年内面临洗牌的危险，行业的亏损面将会有大幅的上升，行业内只有哪些具备了大型脱硫设备制造工艺自主知识产权，规模较大，并拥有发电集团背景的脱硫设备公司能够存活下来，并且完成行业的重组。其他中小型设备生产厂则面临被收购甚至破产的危险。139司 第二章火电供给态势及08年预测第一节总供给[装机情况]按照国家相关规划、项目建设进度以及历年装机变化趋势，我们预测了未来3年的火电装机情况。2008-2010年火电年均新增约7500万千瓦，净增容量6000万。表1.03年-2010年火电装机容量分析和预测单位：万千瓦中性条件预测200320042005200620072008E2009E2010E年末全口径总装机3914144239517186220071329799298792995629火电年末装机28977.13294839137.64840555442621446812473594当年净增火电2422.43970.96189.69267.47037670259805470当年关停火电0001211438140015001300当年新增火电2422.43970.96189.69388.48475810274806770资料来源：中电联、世经未来整理139司 第二节区域供给结构[各省区火电主要指标对比]2007年，全国火电装机比例提升至77.7%的水平，发电占比更是达到83%的水平，利用小时比06年减少近300小时，降至5300多小时。用年末总发电量除以年末总装机得到4866小时，说明了2007年火电装机增量大而且相对集中于年底投产。分省来看，北京，陕西、新疆和吉林火电利用小时上升。原因却各不相同，北京环保要求高，大量关停小火电、慎上大火电导致装机增速慢于用电增速。新疆装机增速很快，但是用电增速更快，陕西因“上大压小”影响，装机增速落后于需求增速。吉林装机增速较慢导致供不应求。表1.2007年火电行业区供给情况单位：万千瓦，亿度，小时火电装机装机占比火力发电发电占比利用小时同比增量火电量/总装机全国5544277.73%2698082.86%5316-2964866北京市39078.79%22498.25%54645405744天津市69299.86%397100.00%5715-1285737河北省297096.24%162399.21%5843-2565465山西省299897.43%167798.47%6122-2475594内蒙古402195.62%179498.52%5479-4374462辽宁省200592.14%107296.06%5965-135347吉林省75763.14%43887.25%6213625786黑龙江137192.57%68097.84%5214-1904960上海市139398.24%72697.84%5018-615212江苏省533495.27%270995.89%5199-1745079380476.45%171382.63%5592-3694503139司 浙江省安徽省196592.86%83097.53%5189-2944224福建省139258.78%72763.44%504315223江西省93573.33%41684.90%4375-10404449山东省543397.75%259399.85%4990-3744773河南省384793.51%176295.40%5124-2074580湖北省130435.18%60939.52%4736-9764670湖南省134860.29%53559.44%4838-2793969广东省451176.05%214079.70%5021-1394744广西区91547.16%35552.44%4842-8013880海南省24085.11%9992.52%4302-14125重庆市64674.51%27578.80%4408-9334257四川省116138.18%44036.88%4402-4993790贵州省161867.14%84474.30%5673-9875216云南省106648.24%47050.81%5014-12614409陕西省105585.49%52891.03%56823265005甘肃省72760.03%42668.71%5888-1335860青海省19025.37%9732.88%5795-1825105宁夏区70392.50%43595.81%6720-7796188新疆区64974.34%34784.02%56781005347资料来源：中电联、世经未来整理另外，云贵川渝鄂赣等地，火电利用小时数大幅下降，降幅平均近1000个小时，这是因为07年全国各流域来水情况好于06年，上述139司 地区水电比例较高，水电多发导致火电少发利用小时下降。其他省区，火电利用小时降幅平均在200小时左右，这个基础降幅是由于全国电力装机增速连续高速增长导致的。预计转折点在2009年。2009年以后，全国火电利用小时应该有正的增长。[各省区火电相对排名变化]全国平均水平排名下降，反映了有更多的省指标超过平均值，也就是说各个省之间的差距在拉大。07年进入十强的省区，其排名变动不是上升就是持平，没有一家下降。具体的看，福建，广西，江西和甘肃排名上升较快，反映了这些地区火电发展的潜力。福建省近年来经济发展速度很快，电力需求旺盛，目前福建省在筹建福清和宁德两个核电基地，但是核电站有5年左右的建设周期，预计，未来几年里福建火电将有将有一定的发展空间。广西的电力需求主要靠高耗能工业拉动，具有一定的风险性。江西省火电装机是水电的三倍，随着江西水电资源基本开发完成，未来江西省电源扩张将只能依赖火电。139司 各地区2006-2007年度火力发电增速排名变动火电07发电增速06火电增速07排名06排名排名升高青海省33.128.4143福建省30.814.621513内蒙古28.433.4330广西区26.98.342420浙江省22.128.2550四川省21.616.76104江西省19.812.072114甘肃省19.32.682820重庆市17.415.69123河南省17.314.410166海南省16.518.2118-3宁夏区16.116.71211-1云南省16.043.2131-12安徽省15.113.914184新疆区14.911.915227山东省14.319.0167-9全国13.815.31714-3湖南省13.515.51813-5广东省12.47.119278河北省11.98.02025511.613.42119-2139司 山西省辽宁省11.514.42217-5天津市9.4-4.523318吉林省9.313.32420-4北京市8.8-1.625294湖北省8.217.4269-17黑龙江7.97.32726-1江苏省7.819.5286-22贵州省7.534.4292-27陕西省6.49.63023-7上海市2.1-2.33130-1资料来源：中电联，世经未来整理第三节火电内部电源结构一、燃煤机组截至2007年底，我国5.54亿千瓦的火电装机中除了燃油和燃气各0.1亿千瓦以外，其余都是燃煤机组。目前，这些燃煤机组的发展趋势具有几个特点。首先是大型化，60万和100万以上级别机组占据的比例越来越大。然后是环保化，新建机组必须同步加装脱硫装置，老机组脱硫改造速度也在加快，07年许多新建机组还同步加装了脱销装置。第三是热电联产化。电厂周边热负荷丰富的地区，燃煤机组将改造成热电联产机组。以下对热电联产稍作分析。139司 [技术合理性和现实矛盾]我国燃煤火电厂的发电净效率，经过几十年的努力，已经从解放初期中压机组的25％左右，提高到超超临界机组的42％，但蒸汽机的热效率只有8％左右。火电厂的三大主机中，锅炉的效率最高已达到94.8％，汽轮机效率达到90％，而发电机的效率接近99％，这三大主机合计效率也达到了近85％。正是因为蒸汽机的热效率低下才导致了电厂整体效率低下。具体的说，火电厂在发电过程中需要把用过的蒸汽冷却后再重新加入电厂水循环，这就是火电厂的“冷端损失”，约占电厂４０％以上的能量。有了热负荷以后，这些蒸汽可以进入供热管道为居民或者其他工厂供给蒸汽，最后再进入循环。也就是说以前白白浪费的热能现在又能充分利用了。所以带热负荷的热电厂热效率高达80%。[项目收益情况]热电联产项目的利润主要来自售电和售热两部分，其中电价由中央政府确定，而供热价格由地方政府确定。中央政府、地方政府和热电厂三方针对价格开展博弈，地方政府希望压低供热价格，提高电价以弥补热电厂利润，中央政府则严格控制电价，不会轻易上调电价，企业面临燃料上涨的压力，要求政府提高售热和上网电价。04、05年前后，地方政府为了缓解电力和热力供应矛盾，许诺了较高的上网电价和供热价格以吸引投资，但是随后这些承诺迫于中央的压力无法兑现，导致大批进入热电行业的资金撤走。07年第二季度，国家发展改革委和建设部联合下发了《城市供热价格管理暂行办法》，规定利润按成本利润率不高于百分之三或者净资产收益率高于五年以上国债利率二至三个百分点核定。2007年我国五年期国债利率是3.81%，浮动2~3点后为5.81%~6.81%。这个净资产利润率已经比较可观了。另外，在07年颁布的节能调度方案中，带热负荷的热电站电力的调度顺序位居第四，仅排在可再生能源和核能后，因此电量上网也有了一定的保障。139司 虽然热电联产机组在技术上有一定经济性，政策上也有一定的优惠，然而热电联产的高效能优势发挥需要有足够的热负荷这个前提条件，我们知道在大部分居民供热区每年的供热时间只有5个月，因此如果热电联产机组的热负荷主要依靠居民用热来提供的话，每年供热开工率不足50%。再根据国家的节能调度办法，不带热负荷的热电联产机组按照普通燃煤机组处理，在普通燃煤机组中，热电联产容量小，煤耗高，调度次序排在后面，缺乏综合竞争力。据我们测算，按照当前的供热价格，热电联产企业不能依靠售热的收益弥补售电的亏空，总体来看处于亏损状态。[结论]目前许多技术落后应该淘汰的小火电机组打着热电联产的幌子继续生存，既污染环境，浪费资源，又和国家节能减排大政方针违背，还有部分机组违反规定私自供电售电，开展所谓“直供电”业务，更是遭到国家政策的直接打击。这些不规范的现象损坏了热电联产行业的形象。真正经济合理的热电联产机组应该有充足的居民用热和工业用蒸汽的支撑，同时机组本身也应该有一定的规模，按照国家目前的导向，热电联产的机组应该在300MW以上。我国目前的热电缆产机组大多在200MW以下，多为135MW，并不能完全发挥出热电联产机组的优势。正因为以上原因，我们在1~2年之内不看好小容量的热电联产项目。二、燃气机组截至2007年底，我国拥有燃气发电机1200多万千瓦。国家在07年初公布的《电力工业“十一五”规划》中提出，在07-2010年的四年时间里，建设燃气机组2600万千瓦，达到3600万千瓦的装机规模。随后在8月份公布的《天然气利用政策》中又强调，天然气要优先用于城市居民燃气。按照39万千瓦燃机的平均水平测算，每耗用一立方米天然气只能发5度电。07年天然气价格高企，广东地区均价为4元/立方米。也就是说，天然气发电光燃料成本就在8角/度上下，远远高于燃煤机组。也仅有在08年初南方受灾、电力极度短缺的情况下，广州的燃机电价才达到9角/度，勉强能盈利少许。在06和07年的大多数时间，沿海大部分LNG发电项目均处于停机状态。按照现有技术条件和电价情况，燃机发电厂可以接受的气价在1.1元/吨左右，这个价格甚至远低于西气东送的气价。表1.07年投产的大型燃气发电机组单位：万千瓦地区投产项目总规模装机构成07年投产规模投产时间河南河南驻马店中原燃气电厂工程782×39398月139司 郑州燃气电站工程782×392×391、4月青海格尔木燃气电站280-2×304、8月资料来源：国家发改委、世经未来整理2003年10月开始供气的西气东输工程，拟议中有10家调峰电厂，截止2004年12月30日正式商业运行时，与中石油签定供气合同的只有望亭电厂、戚墅堰电厂、华能金陵电厂、张家港电厂四家。截至2006年12月，全国拥有天然气发电装机1000多万千瓦。07年全国主要燃气机组装机新增180万千万左右，离规划装机目标相差很大。2010年的天然气发电装机规划需要适当下调。三、燃油机组截至2006年底，我国还有燃油装机1000多万千瓦。自06年以来，燃油装机基本没有新增，现有装机也在进行改造。国家在07年公布的《关于加快关停小火电机组的若干意见》中提出，要在2007-2010年关停燃油机组700万千瓦至1000万千瓦。也就是说2010年以后，燃油机组就将基本退出历史舞台。燃油机组成本较高，以比较先进的9E类型燃气-蒸气联合循环燃油发电机组为例分析，2007年，此类型的燃油机组发电油耗为202克/Kwh。然而发电用油的价格平均为3200元/吨。以深圳市为例，在政府不补贴的情况下，9E类型燃油机组盈亏均衡油价为2700元/吨。在这一油价下，按照发电油耗估算，9E类型燃油机组发电燃料成本约为0.54元/度。当油价上升到3200后，发电燃料成本上升到0.64元/度。这一电价是电网企业不能承受的。同燃气机组一样，在电力供应极为短缺的情况下，燃油机组才有可能获得一定的生存空间。而在当前这种情况下，我们认为仅在位置偏僻的山区和海岛上，燃油机组才有存在的价值。四、生物制燃料机组生物质能发电机组从数量上来看主要是秸秆发电和垃圾发电，从装机容量上来看主要是秸秆发电。未来几年内，我国生物质燃料机组将主要由秸秆发电机构成。[技术路线]139司 国外常用生物制发电有三种技术方案，分别是生物制锅炉直燃发电、生物质-煤混合燃料发电和生物质气化发电。我国目前已经基本掌握了生物质直燃发电技术。相关设备基本可以实现国产化。我们与未来的生物质发电装机将以这种技术为主。直到IGCC技术成熟后，生物质发电才会逐步转向应用IGCC的生物质气化发电路线。按照生物质材料，生物质发电可以分成秸秆发电、沼气发电和垃圾发电。我国是农业大国，秸秆资源丰富，预计秸秆发电会成为生物质发电的主流。[盈利状况]截至07年12月底，我国已经并网发电并商业化运营了六个秸秆发电项目，除了国能单县生物发电项目因为超额发电处于保本经营的运营状态外，其他五个项目都处于亏本运营状态，07年这五个项目亏损额大都在1000万元至2000万元之间。第七个已投产尚未商业化运营的项目，也面临着一运营就要亏本的窘境。上述七个项目都是国家电网公司旗下企业国能生物发电有限公司经营的，装机容量均为2.5万千瓦。这七家企业基本都是06年12月到07年12月一年之间新建的，也是目前我国仅有的秸秆发电厂。[国能高唐生物发电案例分析]公司于2007年1月29日并网发电，试运行成熟后，于今年4月18日正式商业化运作，到10月16日为止，共发电9800万多千瓦时。从06年到07年底，公司大约收购了20万吨燃料，每吨成本约290元。秸秆成本5800多万元。山东秸秆发电的上网电价由两部分组成，一是山东当地的脱硫标杆上网电价(0.344元/千瓦时)，二是当地政府的补贴电价(0.25元/千瓦时)，一共是0.594元/千瓦时。按高唐项目预定的年发电量1.65亿千瓦时计算，届时公司的毛收入约为9800万元。支出：5900万元的燃料成本费；国能高唐生物发电有限公司总投资2.7亿元，除了0.5亿元项目注册资本金，余下的2.2亿元以及每年购买原材料等构成的流动资金(至少6000万元)，全部靠贷款，按贷款时的年息6.12%计算，一年利息至少1500万元；秸秆发电项目的设备年折旧率为6.33%，年折旧费用约为1500万元；员工工资以及生产和管理成本近1000万元(高唐项目的厂内生产系统承包给鲁能发展集团下属的聊城热电公司管理运行，年需支付承包费用900万元左右)。139司 光从上述收入支出账可以看出，销售收入已经基本平衡。此外，根据国家和地方有关规定，公司每年还需要缴纳增值税、城建税、教育附加税、地方教育附加税、房产税、土地使用税等等，合起来大约1000万元，就是公司当年的亏损数额。[结论]从上述的分析中可以发现，当前秸秆发电经营困难的症结首先在于没有形成一个完善稳定的秸秆搜集机制，导致各种运输成本和购买成本居高不下。值得注意的是，电厂收购秸秆以前，每到夏收和秋收时节，大量的小麦、玉米等农作物秸秆因没有有效的利用渠道，村民只好在田间地头直接焚烧，现在每吨可以卖出200-300元，农民每户可以增收3000-8000元，一旦形成稳定合理的秸秆供应机制，秸秆价格就可以大幅下降。但是这个过程可能持续1~2年，这也是我们在未来1~2年内不看好生物质能发电的一个原因。其次，秸秆发电上网电价也较低，而生物质发电已经比火电标杆电价高出60%，短期内再上调的可能性也不太大。生物质发电企业必须继续面对低售价，高成本的局面。第三，国内的秸秆发电产业还面临一个共同的问题：即锅炉、汽轮发电机等关键设备运行比较稳定，但给水泵、螺旋给料机、上料系统、引风机等辅助设备运行还不够稳定。项目的引风机等设备都是国内比较先进的设备，但是因为秸秆发电和传统煤电在技术工艺上的差别，这些辅助机械也必须要有相应的调整和改进，比如降低引风机震动幅度等，否则整个发电系统都要受到影响，甚至要不时停产检修，这当然会影响项目效益，而大型机电设备的匹配成套需要时间来磨合。总之，我们认为必须经过1~2年的产业适应期，整个秸秆发电行业才会进入低风险的运作期，届时才是非风险投资主体大规模进入的最佳时期。但是对于实力强大的企业，我们建议提前进入，因为秸秆资源的地理分布是固定的，谁先抢到有利的地势展开布局将至关重要。139司 第四节火电规模结构就火电装机结构来看，从02年到06的5年里，30万千瓦以上机组占火电装机的比例已经提高了近10个百分点，06年达到了50%的水平。07年粗略统计，仅60万千瓦以上级别的机组就投产了至少3285万千瓦，当年投产火电的40%，再加上30万-60万级别机组,2007年30万千瓦以上机组占比更高。表1.2002-2010年期间中国火电容量结构统计和预测单位：万千瓦年份单机﹤1010≦单机﹤2020≦单机﹤3030﹤单机火电总量2002747738324176110722655720038097446742951211828977200488744975442514218324912005106135678463417491384162006125336331515124441484562007E115315967512232822554422008E105555612509440882621442009E95105233506448317681242010E8604490450385504873594资料来源：电监会、世经未来整理根据国家在07年推出的各种结构调整政策，07年后开工的煤电机组将以60万千瓦以上级别为主，30万等级的多为热电联产机组，而30万千瓦以下的机组将只能在新疆、西藏、海南等孤立运行的小电网以及大电网不能覆盖的边远山区等地新建为数不多的几台。因此，我们预计未来30万千瓦以下级别的机组总容量增长极为缓慢，60万千瓦机组将很快占据新增机组的70%甚至更高的份额。表2.2007年1-10月小火电关停的容量结构单位：万千瓦2007年1-10月关停小火电统计总容量占总关停比例火电10万千瓦以下（不含10万）696.8269.68%火电10-20万千瓦（含10万不含20万）253.1825.32%火电20-30万千瓦（含20万不含30万）202.00%火电30万千瓦以上（含30万）303.00%资料来源：电监会、世经未来整理139司 必须要注意到，尽管增量中小火电数量少但是存量仍然十分可观，即使国家关停计划顺利执行，到了2010年，10万千瓦以下小火电仍然会有8600万千瓦，占火电装机的12%左右。其中非资源综合利用型的常规燃煤小火电将占一多半，对于这些小火电，如果进行技术改造，使其具备热电联产能力或者燃烧劣质燃料能力，那么这些装机存在的经济性和环保性就会大大增强。我们预计未来国家在这个方向的政策导向会更加明确和有力。表1.“十一五”期间预计关停小火电的容量结构单位：万千瓦指标2007E2008E2009E2010E预计关停总容量1438140015001300火电10万千瓦以下（不含10万）1002.03975.551045.23905.87火电10-20万千瓦（含10万不含20万）364.07354.45379.77329.13火电20-30万千瓦（含20万不含30万）28.7628.0030.0026.00火电30万千瓦以上（含30万）43.1442.0045.0039.00资料来源：电监会、世经未来整理139司 第五节火电投资建设[百万千瓦级别燃煤机组建设速度加快]百万千瓦级别燃煤机组是火电行业顶尖技术的代表，拥有这类机组的数量标志着行业生产水平的进步程度。不算上海外高桥二期的两台90万千瓦机组，当前中国已经投运的100万千瓦机组共有7台，分别是华能玉环四台、华电邹县两台、国电泰州一台。按照当前的工程进度，08年可以投产国电泰州和外高桥三期各一台，09年则可以投运国电北仑三期、国投天津、国华宁海二期和天津大港二厂等8台机组。就三大动力集团的百万千瓦机组订单情况来看，中短期内各大电力巨头已经有了30多台百万千瓦级别发电机组的建设计划。表1.中国拟在建和在役的百万千瓦级别燃煤机组统计单位：万千瓦控股方项目名称规模所在地进度动态总投资申能外高桥二期2×90上海04年全部投产-华能国际玉环电厂一期2×100浙江台州06全部投产98亿元华能国际玉环电厂二期2×100浙江台州07全部投产98亿元华电国际邹县电厂四期2×100山东济宁06、07全部投产84.9亿元国电集团泰州电厂一期2×100江苏泰州2005.3核准，2007、2008.3投产86.6亿元国电集团北仑电厂三期2×100浙江宁波2006.7核准，2009投产84.2亿元国电集团谏壁电厂扩建2×100江苏镇江待核准80亿元国电集团江阴电厂二期工程2×100福州江阴正编可研80亿元申能外高桥三期2×100上海2005.12核准，08年上半年投产93.2亿元华能国际玉环电厂二期2×100浙江台州待核准-国投国投津能北疆电厂2×100天津汉沽2007开工，2009投产130亿元大港电厂大港二厂2×100天津大港2008、2009投产-139司 神华能源国华宁海二期2×100浙江宁海2006.8核准，2009投产90亿元中电国际平圩三期工程2×100安徽平圩2006年启动-中电投平顶山第二发电厂2×100河南平顶山获准开展前期工作-中电投新乡火电厂扩建2×100河南新乡项目可研阶段的前期论证-上海电力漕泾电厂项目2×100上海漕泾获准开展前期工作-大唐集团大唐长乐电厂一期2×100福建长乐通过初步可研审查-大唐集团滁州发电厂项目2×100江苏滁州通过初步可研审查-资料来源：发改委、世经未来整理[火电工程造价]火电建设热潮渐退，08年以后造价将趋于下降火电工程单位概算从２００１年的５０００元／千瓦左右下降到２００５年的４０００元／千瓦左右，下降幅度约２０％；单位决算从２００１年的４８００元／千瓦左右下降到２００５年的３６００元／千瓦左右，下降幅度约２５％。从项目所在地区看，单位造价东北地区最高，南方地区最低。决算与概算相比，华北地区降幅最大，东北地区降幅最小。2006年火电工程单位造价上涨，主要是因设备材料价格上涨、投产项目全部加装脱硫装置及铁路、码头等建设成本增加所致。2007年火电工程单位造价与07年基本持平，变化不大。随着火电建设渐渐回归正常，预计０８年以后单位造价将会明显下降。表1.历年火电项目单位造价单位：RMB/kW火电项目概算建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用建贷利息其他合计20019441936679679290613514120029051948653532308296464220038841743631607208176424820047601667662456242166139司 39522005784184656550520614240492006843191067459122954251资料来源：电监会，世经未来整理表1.近年来火点项目决算变动情况单位：RMB/kW火电项目决算建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用建贷利息其他合计20056951752500447123473564200678817806254571651381506比05增加93281251042-4625106决算预算差额-55-130-49-134-64-4-43605决算预算差额-89-94-65-58-83-95-485资料来源：电监会，世经未来整理表2.139司 不同容量火电机组的单位造价单位：RMB/kW项目单位造价2006年“十五”期间变化幅度(%)全部概算425141462.53决算381537242.4430万千瓦以下概算4416392512.51决算4089355115.1530万千瓦级概算42324279-1.1决算385038410.2360万千瓦级概算41764221-1.07决算370236242.15100万千瓦级概算4835--决算4008--资料来源：电监会，世经未来整理[07年开工的大型火电机组]产煤大省煤电开工多从附录中的重大项目列表中可以看出，2007年全国新开工的大容量火电装机总额接近7000万千瓦。从装机上来看，除了少量采用66万千瓦的进口机组外，其余全部采用国内生产的60万和100万火电机组。反映了我国火电产业链的完善程度。从地域上看，安徽省开工最多，达到了920万千瓦，其中还有马鞍山的百万千瓦级火电机组。内蒙古紧随其后，开工了732万千瓦，随后是宁夏和江苏，都达到440，其余诸省均在240左右。可以发现，除了江苏以外，开工排名靠前的均是煤炭资源极为丰富的地区。江苏本身靠近安徽，徐州地区也有一定的煤炭资源，因此江苏火电开工较多也比较合理。这也能够反映当前火电布局的一大特点，就是要接近煤炭产地。139司 第三章火电电价态势及08年预测煤电联动和电价形成机制[煤电联动历史回顾和分析]电煤成本是火电行业的一项主要成本，随着煤炭价格的不断攀升，火力行业的利润受到持续的挤压，为了缓解这一矛盾，国家在05年5月1日和06年6月30日分别实行了第一次和第二次煤电联动，大幅上调了销售电价，均为2.5分/度。值得注意的是，早在04年6月，发改委就大幅调高了全国售电价格，平均为2.2分/度。这次调价主要为了解决电网投资还本付息、电厂煤炭涨价、新投产发电机组定价等因素对电价的影响，因此不能称为煤电联动，但是其对火电行业的影响与煤电联动极为相似，我们将统一在一个框架内分析。煤电联动集中反映了市场化和政府管制之间的矛盾。从04年，煤炭市场逐渐放开，由04年以前的政府核定涨幅到05年政府限定煤价8%增长上限，到06年完全放开。随着市场的放开和资源环境成本的计入，煤炭价格呈现逐年上涨的趋势。相比之下，政府对电力行业的管制仍然十分严格，销售电价仍然由政府制定，售端电价改革迟迟没有进展。火电行业连续数年面临着成本不断上涨，而电价不能自由上浮的被动局面，行业利润很大程度上由政府政策决定，发展比较艰难。在电价制定的问题上，政府关注的是工业用户和生活用电的电价承受能力，前者关系到中国制造业的生产成本进而影响到中国在世界分工体系中的地位，后者关系到民生直接反映到CPI中。另一方面，火电行业大部分资产是国有资产，涉及到保值增值的问题。如何动态的在两者之间寻求平衡是政府考虑相关问题的指导方针。与常见的结论不同，我们认为火电行业资金利润率是一个极为重要的指标。下文的分析将主要围绕资金利润率展开。139司 [01-07年火电行业主要指标]表1.01-07年火电行业主要利润指标年月利润总额同比绝对值同比增幅销售利润率（%）资金利润率（年率化）Aug-011815969515193658.379.254.19Nov-012382346014164735.958.683.95Feb-0243157464096779.498.423.55May-0213849345244428017.659.864.34Aug-0223387075395145316.909.864.49Nov-0231733506591124018.639.624.42Feb-036170396142803823.149.94.66May-0317844406329266418.4510.775.25Aug-0332273216738341522.8811.615.89Nov-0342344683930947321.9810.815.5Feb-0410068451291945229.0012.376.8May-0422687230457894620.1810.85.01Aug-04319149974350691.369.273.5Nov-0439760924-475287-1.208.274.27Feb-054886085-4605987-94.275.83.17May-0510420886-12790470-122.744.762.25Aug-0523367058-8977038-38.426.382.46Nov-0536836891-4259549-11.567.163.75279320737.857.384.23139司 Feb-067379578May-0617681647719406540.697.173.25Aug-06361512471273418235.228.643.18Nov-06552888791742189731.519.254.67Feb-0710377919322926431.128.334.62May-0727725347987998135.648.884.03Aug-07463773061045296922.548.923.23Nov-0764956948772930613.518.714.36资料来源：世经未来[决定煤电联动的主导因素]如下图所示，近年来三次大幅度的价格调整都发生在火电行业资金利润率的谷底，04年谷底在3.5左右，05年更是到了2.25，06年做了恢复性的上调后，到了07年底，资金利润率又一次向谷底跌落，但是在11月份有所反弹。作为国有资本的出资人，国资委对火电行业的底线就是至少要保值。资金利润率处于3%的水平已经和同期CPI相差无几，保值几乎不可能。07年12月和08年初，这种趋势如果仍继续下去，第三次煤电联动是很有可能发生的。图1火电销售利润率和资金利润率对比139司 资料来源：世经未来[CPI对煤电联动的影响]CPI对煤电联动除了有不利的一面，还有促进的一面，后者通常被人忽略。注意04、05年的两次大调价，都发生在CPI高于资金利用率的条件下，尤其是04年，CPI增幅高达4%，因此我们的观点是，高CPI增幅对煤电联动的促进和阻止作用持平，甚至占优。预计08年新增电煤成本480亿，而消费品零售总额达10万亿，即使电煤成本完全传递并平摊到终端消费品上，仅相当于涨价0.5%。另一方面，产业链各个环节之间的联系是有挤压空间的，每一个环节都不能完全把上游的成本传递到下游，而需要自身消化一部分，同时每个行业都在不断的提高技术水平，降低各种成本，客观上也具备消化一定成本的能力。国家规定每一次煤电联动电力行业内部都要消化30%，而经过我们测算，火电行业在降低发电煤耗一项上就基本能降低3%的燃煤成本，这基本上就能消化煤价涨幅的30%。同样的道理，电价上涨2.5分，也就是4.5%左右，不会全部转移到下游消费品市场。因此电价上涨对CPI上涨的贡献比较小。如果08年初资金利用率进一步下滑，即使高达6%的CPI也将无法阻止煤电联动的推行。图1139司 火电资金利润率和CPI对比资料来源：世经未来[火电行业成本效益趋势及对煤电联动的影响]每一次的电价调整都将大大提升火电行业的收入增长率水平，04年以后火电行业成本增幅远高于收入增幅持续达两年之久，通过05、06年两次煤电联动基本弥补了近两年电力行业的颓势，注意07年底，火电行业收入增幅又一次跌落到成本增幅的水平，并有继续下跌的趋势，如果08年上半年出现了收入和成本增幅倒挂的现象，煤电联动将会多一条推进的支撑条件。图1139司 火电行业收入和成本增幅示意图资料来源：世经未来[结论]综合上述的分析，我们认为CPI对煤电联动的影响并没有想象中那么大，实际上CPI增幅高对于开展煤电联动的影响是中性的。而切实需要关注的应该是火电行业的资金利润率。08年上半年如果这个指标继续下降，甚至跌破3%的界限，同时火电行业成本增幅和利润增幅出现倒挂，那么煤电联动在年中开展将会是确定的事件。反之如果08年上半年如果火电资金利用率跌破3%的界限，同时火电行业成本增幅和利润增幅没有出现倒挂，而是利润成本差距进一步拉开的局面，煤电联动将会延迟到下半年。如果08年上半年如果火电资金利用率没有跌破3%的界限，全面的煤电联动预期较小，价格主管部门将会采取区域的个别电厂的价格调整来缓解局部矛盾。照07年底各方面数据和信息来看，我们暂时倾向于局部联动。必须要注意到，火电行业面临的巨大的成本压力在某种程度上是有利于国家淘汰落后发电能力优化产业结构的相关政策的。新投产的大型机组即使在当前的煤价下利润仍然丰厚。因此除非面临着大面积实质的国有资产缩水的风险，国家没有更多动力改变这种紧张的局面。煤电联动政策是在科学合理的电价机制还没有形成之前一个暂时的措施。当前煤炭市场已经基本放开，2008年煤炭产运销衔接会是一个标志性的事件，07年以及08年初煤炭价格大幅上涨也从另一方面佐证了这一事实。当前改革的瓶颈存在于电力一端。139司 更仔细的区分，电力行业中的发电部分也已经基本实现了市场化，现存的问题主要是电网企业成本界定不清，企业没有足够动力采用先进技术和提高管理水平以降低成本。电网企业主辅不分，多种经营的局面也是一个改革的绊脚石。07年底，发改委提出了08年的工作计划，要加强输配电成本监审，完善标杆电价和可再生能源电价政策。抓紧处理电力行业厂网分开的遗留问题，推动电网企业主辅分离。目前等待改革分离的主要是地方一级的电力设计企业，过度依赖电网的电力修造企业，省级电力施工企业和各个送变电企业。只有把这些企业从电网企业的资产中剥离出去，才能更科学的界定电力输配的成本，下一步销售端的电价改革才能启动。我们预计2008-2010三年时间是推进和巩固主辅分离的关键时期，同时也是售端电价放开的重要试验期。在有条件的地区，大用户直供电试点将会大幅增多。因此最早需要在2010年以后，电价关系才能基本理顺，届时市场煤和计划电的矛盾才能得到根本的解决。139司 第三部分火电竞争格局第一章电力企业火电资产概述及发展预测截至07年底，我国承担发电业务的企业主要有华能集团、大唐集团、国电集团、华电集团和中电投集团五大发电集团，以及三峡总公司、国家开发投资公司电力板块、神华集团电力板块、华润集团电力板块等四小发电集团，以及申能集团、粤电集团、河北建设投资集团等地方拥有的电力集团，还有两大核电集团，外资和民间资本投资的一些电力集团。其中中电投集团，三峡总公司等拥有水电容量较多，核电集团没有火电资产，其他中央、地方、外资等电力企业装机大部分以火电为主。第一节国电系五大发电集团所谓国电系，指的是2002年从原来国家电力公司拆分出来的一系列有历史渊源的发电集团。这些发电企业依靠政治背景和强大的实力，发展十分迅速。2007年，借助“上大压小”政策，五大集团纷纷关停旗下小火电，抢建大型机组，装机增速进一步提高。五大电力集团收购地方发电企业目前成加速趋势。煤价高电价低等因素导致地方电企业成本上涨，很多处于亏损状态。五大电力集团此时介入，将有助于加大地方发电企业集约经营，降低成本以及提升运营质量。同时，收购地方电力企业也将提升五大电力集团的电源份额。综合来看，五大集团火电装机比例平均约为85%，中电投集团最低，达到72%，其余几大集团均高于90%。预计这一比例在08年还将提高，在09年以后开始逐步回落。139司 2006-2007年五大集团统计指标（细分火电）单位：万千瓦，亿千瓦时，克/千瓦时企业年份装机容量(万千瓦)发电量(亿千瓦时)供电煤耗总量增长率(%)总量增长率(%)数额同比下降华能20065718.5-2820.410344.87-20077157.625.23270.416337.377.74其中：火电6400-----华电20065004.61-199522.47356.286.7820076302.41-2581.5829.4347.118.71其中:火电5508.6-----大唐20065405.9529.782516.2119.95--20076482.34-3047.5721.12342.946.94其中：火电5400-----国电20064445-2259.118.6355.55.520076006-2652.817.43487.5其中：火电5400-----中电投2006--1725-363.263.7320074300-1911-357.75.56其中：火电3000-----资料来源：中电联、世经未来整理139司 第二节非国电系国有发电集团非国电系的企业虽然没有深厚的背景，但是有许多独特的优势。例如神华集团拥有煤炭和运输的独特优势。华润电力拥有港资背景先进的管理和激励机制。预计这些国有电力集团的市场份额将会继续提升，在未来的竞争中占据有利地位。神华集团依靠其煤电运背景，未来必然以发展火电为主，适量发展新能源。华润集团可能将增大水电发展力度，但是国内各流域水电开发权已经基本瓜分完毕，未来公司水电资产比例上升的空间有限。国投集团未来水电比例上升空间较大，但火电装机比例仍将在60%左右。[神华集团火电板块发展趋势]神华集团有限责任公司的火电资产主要集中在国华电力和神东电力两大公司。国华负责投资运营常规火电项目，神东公司采取资源综合利用，以煤矸石发电为主，装机容量106万千瓦左右。截止到07年底，国华电力管控全资、控股、参股企业30家，业务发展主要分布在华北、东北、西北、珠江三角洲、长江三角洲等区域，资产总额800亿元，运营装机容量为1891万千瓦，在建装机容量为524万千瓦，其中绝大部分是坑口、路口、港口火电。计划2010年前列入国家规划并建设完成项目装机容量为647万千瓦，运营装机容量将超过3000万千瓦，到2020年达到5000万千瓦。与此同时，国华依托煤电运一体化的运作经验，开始对外技术和资本输出。07年底、08年初国华电力印尼南苏煤电项目已经完成中国、印尼两国政府部门的审查程序，开始进入实质运作阶段。该项目建设规模为2×150MW发电机组，配套建设150－200万吨/年的露天煤矿，项目计划2008年开工，预计2010年投产。神东电力公司于1996年正式成立，地处神府东胜煤田腹地，主要负责神华矿区自备电源电网的建设与经营，同时发展与之相关的煤炭、化工等产业。目前，由神东电力公司建设的神华“煤制油”5×100MW自备热电厂（一期2×10万千瓦）、神华亿利4×200MW煤矸石电厂，这些项目建成后，企业资源综合利用电力装机容量达到134.7万千瓦。公司长远计划到2010年达到460万千瓦，到2020年达到1000万千瓦。139司 [国投公司火电板块发展趋势]电力业务是国投公司资产和利润增长的重要支撑，主要由下属子公司国投电力公司和国投华靖电力控股股份有限公司负责。2006年底国投公司电力控股装机容量为1,256万千瓦，水电达到518万千瓦，火电达到738万千瓦，国投公司共有已投产参控股电站（厂）38个，其中：水电站18个，火电厂20个。按照国投规划装机速度和06年水火电份额外推，估计07年国投公司控股装机1886万千瓦，火电1108万千瓦。同时，公司投资的循环经济示范项目-天津百万千瓦超超临界火电站等一批重点电站项目即将开工建设。预计到2012年，国投公司装机容量将达到5,000万千瓦，其中火电约为3000万千瓦。[华润电力公司火电板块发展趋势]华润电力是华润（集团）有限公司的旗舰附属公司，从事电力投资、建设、经营与管理。中国华润总公司通过华润股份有限公司间接控股华润（集团）有限公司。而中国华润总公司是国资委直属的大型多元化集团。华润电力参股和控股的项目以火电为主，截至07年底，运营权益装机容量达1231万千瓦。其中火电约1200万千瓦。表1.华润电力控股有限公司所有运营和在建火电项目（截止到2007年底）≧60万火电30万火电≦20万火电常熟电厂徐州电厂焦作电厂2×650MW100%4×300MW35%2×135MW60%沙角C厂鲤鱼江电厂唐山热电厂3×660MW36%2×300+2×65MW1×200MW80%60%阜阳电厂登封电厂宜兴热电厂2×640MW55%2×300MW85%2×60MW55%首阳山电厂蒲圻电厂洛阳热电厂2×600MW85%2×300MW100%2×50MW51%鲤鱼江B厂温州电厂兴宁热电厂2×650MW100%2×300MW40%2×135MW29%扬州第二衡丰电厂锦州发电厂2×600MW45%2×300MW25%6×200MW100%-恒兴电厂--2×300MW25%--古城电厂--2×300MW90%-139司 -沧州电厂--2×325MW60%--徐州华鑫--2×330MW67%-资料来源：华润电力、世经未来整理2007年，华润电力在收购扩张方面也颇有建树。07年5月，华润电力通过“920”项目购得扬州第二发电有限责任公司35%股权；随后以5.3亿元人民币，收购河北兴泰发电厂44﹒7％权益；7月，以约19.68亿元人民币向独立第三方购入辽宁锦州发电厂的全资权益；10月底，华润电力与江苏省徐州国资委签署协议，以约6.14亿元收购江苏天能集团全部股权；12月，在竞购“647”项目徐州电力资产的过程中败给了神华集团。尽管如此华润电力资产扩张的速度已然十分可观，值得注意的是，辽宁锦州发电厂已经获得4×600MW燃煤机组的建设许可，这有助于华润在辽宁省的扩张。在煤炭方面，华润也加强了投资，07年10月，华润电力通过配股筹集资金48.17亿港元用于投资内蒙古的煤矿及相关基础设施。上述煤矿将于2010年投产，预计初期每年产量2000万吨，至2015年将递增至4000万至5000万吨。如果有关产量全被华润电力在辽宁及沿海地区的电厂所消化，预计由2010年起，该公司可最少节省成本20亿元至25亿元人民币。139司 第三节地方发电集团总体来看地方发电企业火电比例相对较低。本节将以几个影响较大，有代表性的地方发电集团为例，分析地方发电集团火电资产的发展趋势。未来地方发电集团的火电装机调整效果要好于五大集团，预计地方火电装机比例下降要快于央属发电集团。[粤电集团火电板块发展趋势]广东省粤电集团有限公司现有全资、控股、参股单位60余个，涉及火电、水电、风电、核电、LNG等多种能源。覆盖了粤东、粤西、粤北和珠江三角洲地区，并积极向中国西部延伸。公司主要投资的火电项目有黄埔发电厂、沙角A电厂、沙角C电厂、珠海发电厂、湛江发电厂等12个火电厂，并控股广东省最大的上市公司-广东电力发展股份有限公司（粤电力）。截至2005年底，粤电集团公司全资及控股电厂装机容量合计1170万千瓦，06年底，这一数字上升为1469.16万千瓦，07年集团控股电源项目在建规模876.11万千瓦。预计07年全年集团拥有的控股和全资装机容量达到2105.32万千瓦。表1.粤电集团主要火电厂装机情况电厂名称装机容量(MW)湛江发电厂1200茂名热电厂425罗定发电厂270云浮A发电厂250阳山发电厂50韶关发电厂1000梅县发电厂385黄浦发电厂1100沙角A1200沙角C1980珠海发电厂1400火电总计9260资料来源：粤电集团、世经未来整理根据计划，粤电在2008-2010年开工的电源项目有1547万千瓦，投产的电源装机容量927万千瓦。预计到2010年，粤电集团将实现可控发电装机容量超过2700万千瓦的目标。粤电集团将从以燃煤发电为主要形式，转变为以大容量、高参数燃煤机组为基础、核电和西部大水电为重要组成部分、LNG及风电等清洁能源为补充的新的结构形式。139司 到2010年，实现清洁能源机组容量比例不低于总容量的30％的目标。[申能集团火电板块发展趋势]申能（集团）有限公司的火电资产主要由下属的申能股份有限公司和上海燃气（集团）有限公司经营。2006年上海外高桥电厂三期两台100万千瓦超超临界国产燃煤发电机组工程进入全面建设期，第一台机组将于2008年2月实现并网发电。华能上海燃机电厂投产。至2006年底，公司投资建成电力项目12个，在建项目2个，已建成权益装机容量达392万千瓦。2006年公司投资电厂全口径发电量367亿千瓦时。此外，安徽、漕泾、临港、崇明以及海外电力项目也在积极筹划和准备。未来申能集团仍然将以火电为主业，核电比例也有进一步提升的空间。表1.申能集团火电资产明细（截至2006年12月）单位：万元公司名称总投资建设规模进度持股比例上海吴泾发电有限责任公司1548002*300MW建成50%上海吴泾第二发电有限责任公司6952472*600MW建成51%上海外高桥发电有限责任公司5411534*300MW建成49%上海外高桥第二发电有限责任公司10620002*900MW建成40%上海外高桥第三发电有限责任公司9130002*1000MW在建40%华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司7118006*300MW建成25%上海申能星火热电有限责任公司235002*12MW供热建成75%上海漕泾热电有限责任公司3195002*300MW燃机建成30%浙江桐柏抽水蓄能发电有限责任公司4230004*300MW建成20%华能上海燃机发电有限责任公司3510003*300MW燃机建成30%核电秦山联营有限公司14827002*600MW建成12%139司 秦山第三核电有限公司28.8亿美元2*700MW建成10%安徽池州九华发电有限责任公司2560002*300MW建成20%秦山二期扩建工程15797392*650MW在建16%资料来源：申能集团、世经未来整理[河北建设发展趋势]河北建投集团是一家净资产规模约140多亿元的省属政策性投资公司，目前发电是其主导产业之一，拥有权益装机容量约8,000MW，其中火电占绝大多数，下属电厂主要分布在河北南网和京津唐电网。河北建投集团在京津唐电网目前有秦皇岛发电（100万千瓦，100%）、国华三河发电（70万千瓦，15%）、河北大唐王滩发电（120万千瓦，30%）、滦河电厂（改制中）等资产，在建的包括秦皇岛秦热发电（60万千瓦，40%），国电承德热电（60万千瓦，35%）等多个项目。表1.河北建投所属河北省内发电厂列表（截至2007年12月）单位：伏特，兆瓦单位名称所属地区接入电压等级机组类型额定出力西厂石家庄220常规火电300西厂石家庄220常规火电300西厂石家庄220常规火电300西厂石家庄220常规火电300西厂石家庄500常规火电600西厂石家庄500常规火电600邢厂邢台220常规火电220邢厂邢台220常规火电220邢厂邢台220常规火电220邢厂邢台220常规火电220邢厂邢台220常规火电220邢厂邢台220常规火电220邢厂邢台220供热300邢厂邢台220供热300139司 衡厂衡水220常规火电300衡厂衡水220常规火电300资料来源：河北建设、世经未来整理目前，河北建投集团在河北南网的主要资产已经基本注入上市公司，预计未来河北建投集团将把更多电力资产注入旗下上市公司“建投能源”。而集团总装机增幅将比较缓慢。139司 第四节民营及外资发电企业外资和民间资本曾经在上世纪八十年代末九十年代初大举进入过中国的电力行业，1997年，外资占我国电力固定资产投资的比例达到最高，至14.5％。然而由于诸多原因，大部分外资和民资后来都撤出了这一行业。外资和民资主要投资于各种新能源和可再生能源以及资源综合利用类型的机组。这将会有助于降低全国火电装机比例，预计这一趋势将持续较长的时间。[金山股份火电资产发展趋势]截至07年底，公司共有9家全资、控股、合营及参股企业，权益发电容量42.5万千瓦，是集火力发电、供热、供汽、风力发电为一体的综合性的发电企业。从装机构成来看，金山能源主要以燃烧煤矸石和劣质煤的循环流化床锅炉为主，另有部分风力发电机组。公司火电相关资产的详细情况如下。表1.金山能源主要控、参股及合营公司基本状况单位：万千瓦关联公司名称性质权益比例容量结构桓仁金山热电有限公司控股80%2×1.2阜新金山煤矸石热电有限公司控股51%2×13.5+2×15辽宁南票劣质煤热电有限公司合营50%2×10（在役）+2×15（08年核准）沈阳沈海热电有限公司参股26%2×20+20（扩建中）白音华金山发电有限公司参股31%2×60（2009年建成）+2×60（计划中）内蒙古白音华海州露天煤矿有限公司参股20%一期500万吨/年（2008年达产）总2400万吨/年资料来源：金山能源、世经未来整理139司 金山能源主要控、参股及合营公司生产和财务状况（截至06年底）单位：万千瓦时，万元公司名称发电类型发电量上网电量主营收入主营利润净利润桓仁金山热电有限公司循环流化床+单抽式13,70312,0186542.411277.01735.19阜新金山煤矸石热电有限公司凝气式热电+发电17,013.4114,89135621082-16辽宁南票劣质煤热电有限公司循环流化床+凝气式133,956118,99336,499.5011,775.154,266沈阳沈海热电有限公司热电联产266,439241,04379,998.3018,307.3010,850.42白音华金山发电有限公司亚临界燃煤空冷-----资料来源：金山能源、世经未来整理从发展方向上来来看，金山股份有三个重要的特点。首先开始涉足煤炭生产，向煤电一体化已经靠拢。2008年，金山股份参股20%的内蒙古白音华海州露天煤矿即将达产，金山股份将获得稳定的煤源和高额的收益。其次，金山股份也开始参与大容量机组的建设来提高公司单位装机容量。对于资源综合利用和可再生能源发电投资运营商来说，单机装机容量不是最重要的指标，但是大机组在调度、收入等方面具有的优势可以部分的对冲小机组经营中的风险。这可以使整个公司发电资产运作更为高效率和低风险。第三，热电厂和风电厂继续成为公司稳定和主要的利润中心，但公司在劣质煤发电业务上投入更大。2008年初，发改委核准了辽宁南票劣质煤热电有限公司扩建计划。建成后，公司可控的煤矸石和劣质煤装机将超过100万千瓦。[宝新能源火电资产发展趋势]资源综合利用机组为主广东宝丽华新能源股份有限公司下设全资子公司广东宝丽华电力有限公司运作电力资产。公司充分利用国家鼓励发展资源综合利用既可再生能源的产业政策，致力于洁净煤燃烧技术发电和可再生能源发电。规划到2015年，公司电力板块实现装机规模320万千瓦，发展成为同时拥有火电、风电、水电及其他清洁能源的大型集团化新能源电力上市公司。装机将以洁净煤发电机组为主，具体比例和规划如下。洁净煤燃烧技术发电：在资源综合利用技术改造项目梅县荷树园电厂一期工程2×13.5万千瓦煤矸石劣质煤发电机组的基础上，分步完成二期工程2×139司 30万千瓦循环流化床发电机组的建设，及三期工程2×30万千瓦循环流化床发电机组的立项和建设，使梅县荷树园电厂总装机容量达到147万千瓦；同时完成4×30万千瓦循环流化床油页岩发电机组的立项和建设。公司洁净煤燃烧技术发电的总装机规模达到267万千瓦。第二章火电行业竞争格局及发展趋势研究第一节行业集中度研究中国电力市场呈现垄断经竞争格局，五大的份额超过42%火电超过46%，央企的份额超过54%火电份额超过55%，国企的份额超过96%，火电份额超过98%。相对于上游煤炭企业来说，集中度相当大。07年，中国煤炭企业产量份额分布很分散，神华集团9%，中煤集团4.2%，山西焦煤，大同集团等大型地方煤炭企业15.6%,其他中小煤炭企业71%。从长远的角度来看，火电企业在煤炭价格谈判中应该占有更有利的地位。139司 2007年底中国发电市场竞争格局和装机份额类别公司可控装机份额火电装机份额全国总计-100%100%五大发电集团华能集团10.03%11.54%国电集团8.42%9.74%中电投集团6.03%5.41%华电集团8.84%9.94%大唐集团9.09%9.74%其他央属发电集团三峡总公司12%9%北京国华电力有限公司国家开发投资公司华润电力地方国有发电公司北京能源投资集团41%43%河北省建设投资公司山西国际电力集团申能集团深圳市能源集团浙江省能源集团广东粤电集团安徽省能源集团江西省投资公司河南省建设投资公司其他地方电力集团民营发电公司北京华睿集团3.41%2%浙江惠明集团伊力集团宝丽华新能源股份有限公司广州恒运企业集团其他民营发电集团外资发电公司中华电力法国电力（EDF）美亚电力亚洲电力投资其他外资发电集团资料来源：世经未来整理139司 第二节行业地缘经济研究行业地缘经济主要指行业资产的地理分布，发电企业与地方政府的协议和关系，可以分为行政地缘、资源地缘和市场地缘。[各大发电集团火电地区布局]布局坑口化，装机大型化初始时，华能集团火电多分布于江苏、山东、上海等经济发达，电力需求旺盛的地区，另外，在东三省，京津冀，浙江、福建、广东、海南等沿海省份也有少量布点。2005年华能控股北方联合电力以后，内蒙古境内的大量火电资产也正式划归华能旗下。截至2007年底，华能集团的主要火电资产分布在内蒙古、四川和沿海诸省。就发展趋势来看，大量建设坑口电厂，再利用大电网西电东送已经成为国内电力行业的共识。华能下一步将在西北煤炭资源丰富的地区例如宁夏、新疆等地加速投资，提高装机份额。华电集团发电资产分布较为均衡，在全国大多数省份均有装机。华电集团原有装机主要集中在山东，电力体制改革后，开始全国布局。目前火电在山东的装机相对其他省份仍然最多，超过一千瓦千瓦。此外，在黑龙江、四川、贵州、江苏和福建省装机500万千瓦左右。在内蒙古、新疆、湖北、陕西、辽宁、浙江、云南和广西装机200万千瓦左右。华电集团的发电资产单机功率较小，但是改进明显，07年底火电装机中60万千瓦以上的大型环保机组超过1600万千瓦。公司总体进步很快而且势头可以继续保持。国电集团火电资产主要分布在宁夏、四川、湖北、云南、贵州、广西和辽宁、河北等地。就发展方向来看，国电除了将加强在辽宁、四川、湖南等地的火电装机外，还将大举进入江苏、河南福建和山东。大唐集团最早从京津唐地区起步，全国布局，目前集团主要的火电站分布在京津冀、陕甘宁、山西、河南、内蒙西。另外，黑吉两省、安徽和湖南也较多。沿海诸省如辽宁、山东、沪苏浙闽粤等地装机很少。大唐装机增速较快，装机容量结构改善明显，60万千瓦火电机组达到36台。未来大唐也将增加在宁夏、新疆等西部省份的投资，另外大唐在煤炭生产方面的优势将更加凸现。139司 中电投集团火电资产主要分布在东北、江西和河南。未来中电投火电将向西北地区扩展，华润电力的发电资产集中在河南、江苏、京津唐和广东地区，湖南、湖北、辽宁、安徽、浙江和云南等省也有少量装机。未来公司将加强河北、山东和广东的装机容量。国华电力的装机主要集中在内蒙古、山西、陕西地区多为坑口电站。国开投集团火电资产分布在京津唐、山西、福建、云南、安徽和广西等地.，未来将加强在西北地区的火电布局。其他地方电力集团的火电资产大多集中在本省区内。[热点地区投资格局分析]西北煤炭丰富省区成为火电投资新宠就投资地来看，宁夏无疑是全国最受关注的地区。厂网刚刚分开时，由于国家电力公司在宁主要电厂大武口发电厂、石嘴山发电厂、石嘴山发电公司都划归国电集团，国电集团在宁夏地区拥有绝对优势。截至２００３年年底，在宁夏地区４２５万千瓦的装机容量中，国电集团占了４２．９％，宁夏因而也成为国电集团实施西北发展战略的重要基地。当时，中电投在宁夏拥有装机３０．２万千瓦的青铜峡水电站，华能、大唐、华电在该地区的发展属于空白。电力改革近五年来，局势发生了根本性的改观。宁夏因煤炭资源丰富，引来各投资主体的落户。宁夏的煤炭资源探明储量３１５亿吨，预测储量２０２７亿吨，在全国各省市中居第５位，其中宁东煤田已探明储量达到３００亿吨，为我国十三个大型煤炭基地之一。目前，五大中央发电企业都已不同程度地进入宁夏地区，加上当地实力较强的宁夏发电集团、宁夏电力投资集团，群雄逐鹿之势已经形成。截至07年12月，宁夏电力装机容量达到了760万千瓦。该地区人均装机已超过１千瓦，但发展速度仍然迅猛。华能宁夏能源有限公司由华能集团和宁夏发电集团分别出资６０％和４０％，为华能集团在宁夏扩张发电资产提供便利的平台。华电计划在灵武电厂扩建２台百万千瓦机组，另外还进行了宁夏永利电厂的前期工作。国电正在进行前期工作的项目则包括大武口“上大压小”项目、大武口循环流化床项目、宁夏吴忠热电项目、国电方家庄煤电一体化项目等。中电投则拟以煤为核心，分别向下游延伸发展煤制气、煤化工、煤电铝一体化产业链，至２０１５年，在宁东基地达到４４０万千瓦的发电装机容量。除了中央企业之外，地方企业的力量也影响着格局。宁夏发电集团近年的快速发展让人瞩目，例如马莲台、中宁等电厂项目，而且即将并购枣泉电厂。山东鲁能集团与宁煤集团合作建设灵州电厂后，又规划建设鸳鸯湖电厂，成为宁东地区强劲的能源巨头之一。宁夏电力投资集团、宁煤集团也表现出相当的竞争力，因为其背后分别是宁夏自治区人民政府、神华集团。139司 根据最新修订的《宁东能源化工基地规划与建设纲要》，宁东基地规划建设８家大型坑口电厂和２家煤矸石综合利用电厂，规划总装机容量２６９９万千瓦。包括马莲台、灵武、鸳鸯湖、水洞沟、方家庄、枣泉、永利、马家滩电厂，以及灵州、石槽村煤矸石综合利用电厂。随着这些电厂投资主体的全面确定，宁夏发电侧格局才能基本尘埃落定。另外新疆的投资前景也十分乐观，将会是继宁夏以后又一个新兴的能源基地。新疆煤炭总储量具全国首位，达1.6万亿吨，但是开发程度落后，煤炭运输能力不足，而且煤炭运输并不是最经济的方案。目前，在新疆煤炭资源丰富的地区比如哈密地区建立煤炭转化和深加工基地已经在政府和企业界形成共识。相关的煤电基地、输电设施、煤液化、煤化工基地规划陆续出台。五大集团纷纷成立新疆能源开发公司，规划在该地区投入巨资。其他能源巨头也纷纷行动，例如神华集团和新矿合作，签下新疆四大块区煤炭资源开发和勘探两份协议，整合新疆的煤炭资源。山东新汶矿业集团投入巨资在新疆伊犁建设年处理5000万吨原煤的特大型煤化工基地项目,山东鲁能集团在新疆哈密地区投入400亿元建设720万千瓦的煤电化冶项目等等。139司 第三节核心竞争力比较研究火电企业健康发展的要点是在合适的地区及时投产合适的机组并且以合适的价格出售给电网。涉及到三个要素，即电厂选址规划、项目审批、电价审批。后两个要素由政府主管部门调控。每个阶段规划开工数量，每个省允许开工的电源项目都有指标限定。例如，05年、06年国家清理违规电站项目，没有列在指标之内的项目都是违规项目。其中除了关停的部分外，剩余的都向后顺延，纳入了以后几年的建设规划内，也就是占用了以后几年的指标。07年国家推行“上大压小”政策，有的企业新上机组容量超过了关停小火电替代容量，超过的部分要占用本地区当年的建设指标。总之，拥有开工指标才能合法建设。国有企业能够获得政府支持，在项目审批方面拥有一定的优势。电价方面，发改委主要考虑其电价政策的贯彻执行，指导思想是防止定价过高或者过低导至电厂出现暴利或者巨亏，尽量实现成本加合理利润的理想状态。具体执行时，发改委还要考虑各地区电价承受能力，通货膨胀压力，电源类型和成本，电网安全，地区供需状况，电网瓶颈等诸多因素。具体的说在沿海发达地区，上网电价相对也高，新建机组电价高于老机组等等。因此，对于火电企业来说在优势地区拥有更多的优势机组，其竞争力当然也更强。电厂选址规划是发电企业自主性最强的一项。在什么地区投资什么类型的发电项目是决定性的选择。不同的企业根据自身条件和对市场的理解做出不同的战略选择。例如中电投由于特殊的历史背景，选择了水火核平行发展的战略。其他常规电力企业在核电方面的进展将无法和中电投集团相比。由于国家政策强制要求，各大型电力企业必须发展一定数量的非水电可再生能源发电。这直接推动了各大电力集团在全国范围内圈取风电资源的运动。目前在西北地区投资煤电企业是各大发电集团共同的发展方向。在电厂选址方面，地方电力集团、私人和外资电力公司不输于几大央企，甚至会略占上风。除此之外，电站经营管理水平也是影响利润的重要因素。平均的看，股权多元化的企业经营相对更灵活，更有效率。另外，对煤炭和运输的影响能力也是很重要的影响因素。这方面最具竞争力的无疑是神华集团。大唐集团和华能集团在煤炭领域也很有建树。139司 第四节行业竞争格局发展趋势预测07年总体来看，中央所属的火电资产份额回升较快，这得益于近两年的上大压小政策和兼并收购的加剧，此外，地方政府所有的火电资产比例也略有上升，涨幅低于央企。随着“上大压小”工程在地方电厂中的推广，地方政府发电资产份额有望增加。另外，随着中国电力市场投资环境的改善，外资再次大举进入的可能性也在增加。从区域来看，东部发达省区的发电装机将继续增长，但是受限于国内煤炭运输能力瓶颈和国际煤炭价格的上涨，沿海火电装机增速将会降低，同时火电中也以60万千瓦和100万千瓦高效机组为主。西部煤炭资源丰富的省份如内蒙古、山西、陕西、宁夏、新疆等地将建立更多坑口电厂，并将通过长距离高电压等级的输电网络支援东部经济发达地区。综合各方面的情况，我们认为未来火电行业的竞争格局将呈现中央优于地方、西部优于东部的局面，这和电力行业总体的竞争格局相一致。139司 第三章产业链财务分析及利润分配分析第一节火电企业财务指标分析一、不同地区财务指标对比研究07年，全国火电企业亏损面达到33%，要高于电力行业平均27%的水平。江西、湖南、广西和云南亏损面都超过50%。销售收入增长最快的是青海、西藏、福建和重庆，前两地均在80%以上，后两地36%左右。利润最多的是广东，高达115亿元，随后是江苏、浙江、河南、河北等地，平均可以达到50亿，这得益于这些地区旺盛的电力需求和较高的电价承受能力。火电资产最多的是广东、山东、内蒙古、江苏和河南等省，广东超过了1670亿元，山东、江苏和内蒙等地平均约1500亿元。从资产增速来看，广西排第一，江西、安徽紧随其后排第二。表1.07年1-11月火电行业分地区财务指标分析（1）分组企业数亏损比例销售收入同比增长利润总额同比增长资产总计同比增长全国134632.91%7456.2020.33%649.5713.51%18149.4118.68%北京812.50%62.779.96%8.81-5.26%159.836.02%天津1225.00%93.9513.48%11.63-3.31%188.529.66%河北7524.00%373.5711.78%48.83-0.62%772.5515.32%山西7632.89%324.9422.42%38.1816.10%887.9635.59%内蒙5427.78%391.5432.34%36.44-5.22%1531.8627.25%辽宁4332.56%383.6125.59%42.60405.75%1151.9628.56%吉林175.88%96.0416.88%7.01616.55%188.30-3.29%黑龙江4837.50%270.5615.25%3.89-220.86%587.4230.65%上海150.00%185.594.39%25.2213.47%379.5913.96%江苏13822.46%722.6316.58%75.570.80%1583.059.76%浙江11520.87%528.0623.33%60.1825.18%957.359.69%安徽3339.39%181.3714.03%9.78-4.09%470.8439.41%福建3016.67%197.8737.35%18.419.15%555.9817.16%江西1752.94%105.9924.37%-0.82302.9739.05%139司 -137.73%山东16139.13%598.9915.79%31.68-34.26%1530.269.99%河南10542.86%717.6134.20%52.6857.99%1367.6120.58%湖北3231.25%448.5911.19%20.7920.25%784.6712.41%湖南2454.17%135.4823.38%7.177.18%421.7733.70%广东13140.46%841.2418.19%115.3914.84%1673.3212.89%广西1650.00%91.3826.99%6.47-35.13%323.3572.92%海南40.00%23.2221.29%0.39-50.76%53.47-9.40%重庆1952.63%60.8336.45%2.12-57.04%219.6817.57%四川3444.12%93.8413.94%1.16145.87%266.8116.38%贵州1827.78%105.4719.91%1.06-83.19%327.5210.12%云南1450.00%84.5019.42%1.07-81.30%360.9418.81%西藏20.00%0.1582.49%0.00-208.64%0.384.15%陕西5242.31%131.2220.87%4.39163.11%486.4620.09%甘肃1723.53%79.2528.44%8.024.43%218.657.47%青海333.33%5.86116.77%-0.28-1027.14%24.2112.91%宁夏1216.67%64.6520.47%8.8666.01%208.5233.78%新疆2138.10%55.4425.68%2.87213.81%163.617.46%资料来源：国家统计局，世经未来整理营运能力最强的省份是海南、湖北和山东，其他沿海经济发达地区也很优异，总资产周转次数都在0.5左右。盈利能力最强的是天津和浙江和山西省，广东和宁夏也不错。偿债能力最强的是北京、上海市和广东省。最有发展潜力的是东北三省、华中湖南、江西以及西北新疆、宁夏等地。表1.07年1-11月火电行业分地区财务指标分析（2）分组名称周转率(营运能力)利润率(盈利能力)偿债能力增长率(发展能力)总资产应收账款销售净资产负债率利息倍数销售收入资产全国0.417.728.71%11.58%69.10%2.6220.33%115.35%北京市0.396.0014.04%9.79%43.67%4.709.96%98.95%天津市0.508.5612.38%19.99%69.13%3.9213.48%102.35%河北省0.489.0017.26%4.1711.78%139司 13.07%63.37%108.55%山西省0.379.1311.75%17.03%74.75%2.9822.42%133.84%内蒙0.266.729.31%11.52%79.34%1.9132.34%114.65%辽宁省0.336.2211.11%10.09%63.36%3.5425.59%126.70%吉林省0.517.607.30%19.76%81.15%2.1416.88%177.21%黑龙江省0.467.071.44%2.35%71.82%1.4015.25%135.05%上海市0.499.8413.59%10.48%36.58%7.344.39%106.91%江苏省0.467.8910.46%14.53%67.16%2.9516.58%102.92%浙江省0.558.8611.40%17.31%63.69%3.4423.33%115.16%安徽省0.396.725.39%8.35%75.12%2.1414.03%123.81%福建省0.365.769.30%8.46%60.87%2.8937.35%114.31%江西省0.355.77-0.77%-1.11%75.77%0.9024.37%187.21%山东省0.3910.695.29%5.96%65.29%1.9415.79%112.20%河南省0.528.777.34%14.87%74.10%2.5534.20%115.43%湖北省0.5712.604.64%8.87%70.13%2.2811.19%111.64%湖南省0.324.895.29%9.14%81.40%1.6623.38%133.48%广东省0.507.4113.72%16.04%57.01%4.8618.19%110.89%广西0.285.807.08%9.74%79.46%1.8926.99%128.39%海南省0.4344.941.69%2.01%63.56%1.2921.29%97.69%重庆市0.287.313.49%3.08%68.68%1.3736.45%96.73%四川省0.355.561.23%2.01%78.48%1.1513.94%131.17%贵州省0.324.281.00%1.78%81.90%1.1219.91%121.82%139司 云南省0.238.651.27%1.52%80.53%1.1119.42%113.98%西藏0.408.212.34%1.09%13.65%-10.3582.49%103.53%陕西省0.275.043.35%4.87%81.46%1.4120.87%142.43%甘肃省0.365.8410.11%10.60%65.41%2.6728.44%115.10%青海省0.245.49-4.86%-25.14%95.32%0.73116.77%78.53%宁夏0.319.4913.70%15.63%72.82%2.4620.47%133.51%新疆0.346.535.17%22.50%92.22%1.5025.68%138.20%资料来源：国统局、世经未来整理二、不同所有制企业财务指标对比研究从企业所有权的角度看，国有企业凭借31%的资产份额，赚取了23%的利润分额，而且中间的收入份额高达34%。资金利润率较低。形象的说，国企投入多，向用户索取多，落在自己口袋里的少。外商港澳台资企业资产占22%，利润份额却占到36%。值得注意的是，外商港澳台资在电力项目中多为参股，所以其资产份额要大于可控装机份额。国企与外企如此大的差距很大一部分是因为经营管理水平差别大。表1.07年1-11月不同所有制火电企业基本情况分析单位：亿元分组名称单位数亏损面销售收入同比增长所占份额全国全部134632.91%7456.2020.33%100.00%国有企业31338.34%2535.1921.07%34.00%集体企业3056.67%53.279.81%0.71%股份合作1414.29%41.3930.61%0.56%股份制企业10525.71%608.1523.48%8.16%私营企业9228.26%97.1023.41%1.30%外商、港澳台31125.72%1796.569.11%24.09%其他48135.55%2324.5528.82%31.18%资料来源：国统局、世经未来整理139司 07年1-11月不同所有制火电企业财务指标分析（1）单位：亿元分组名称利润同比增长所占份额资产总计同比增长所占份额全国全部649.5713.51%100.00%18149.4118.68%100.00%国有企业147.7731.37%22.75%5614.8023.79%30.94%集体企业-2.67-2120.58%-0.41%104.36-4.72%0.58%股份合作1.9033.31%0.29%103.5826.44%0.57%股份制企业67.7038.62%10.42%1894.6630.82%10.44%私营企业7.3716.59%1.13%229.0526.33%1.26%外商、港澳台235.041.47%36.18%3987.167.57%21.97%其他192.4612.26%29.63%6215.7918.86%34.25%资料来源：国统局、世经未来整理具体的看，火电行业中营运能力最强的是集体企业和国有企业，盈利能力最强的是外资和股份制企业，偿债能力最强的是港澳台外资企业，发展能力最强的是股份制企业和私营企业。表1.07年1-11月不同所有制火电企业财务指标分析（2）分组名称周转率(营运能力)利润率(盈利能力)偿债能力增长率(发展能力)总资产应收账款销售净资产负债率利息倍数销售收入资产全国全部0.417.728.71%11.58%69.10%2.6220.33%115.35%国有企业0.459.055.83%10.13%74.01%2.1421.07%118.25%集体企业0.519.04-5.01%-14.63%82.51%0.009.81%83.35%股份合作0.406.104.59%10.63%82.75%1.5730.61%122.38%股份制企业0.328.0511.13%10.73%66.71%3.3123.48%134.13%私营企业0.427.207.59%11.17%71.19%2.4223.41%124.44%港澳台外商0.457.0713.08%12.53%52.96%4.599.11%106.49%其他0.377.048.28%12.50%75.23%2.1628.82%117.87%资料来源：国统局、世经未来整理139司 三、不同规模企业财务指标对比研究从规模上来分析，中型企业以较低的资产份额赚取了较高的利润份额。具体分析，大型企业的营运能力最强，中型企业盈利能力最强，中型企业的偿债能力最强，小型企业的发展能力最强。139司 07年1-11月不同规模火电企业财务指标分析（1）单位：亿元分组名称单位数销售收入同比增长所占份额利润总额同比增长所占份额资产总计同比增长所占份额全部13467456.2020.33%100.00%649.5713.51%100.00%18149.4118.68%100.00%大型832169.5718.21%29.10%145.2027.06%22.35%4647.3519.18%25.61%中型5453668.7513.51%49.20%367.941.30%56.64%8640.5710.53%47.61%小型7181617.8843.30%21.70%136.4343.96%21.00%4861.4935.94%26.79%资料来源：国统局、世经未来整理表1.07年1-11月不同规模火电企业财务指标分析（2）分组名称周转率(营运能力)利润率(盈利能力)偿债能力增长率(发展能力)总资产应收账款销售净资产负债率利息倍数销售收入资产全部0.417.728.71%11.58%69.10%2.6220.33%115.35%大型0.4712.116.69%9.79%68.08%2.6018.21%114.52%中型0.426.9710.03%12.57%66.13%2.8913.51%111.72%小型0.336.218.43%11.39%75.36%2.1743.30%126.50%资料来源：国统局、世经未来整理四、特殊概念的电力企业财务指标分析研究下表列出了全国电力系统火电行业中，销售收入较大的十几家企业的财务数据。大庆石油管理局下属有数个油田生产生活区专用的热电厂，公司销售收入可观，但是07年却有一定量的亏损，这和煤价大幅上涨关系密切。值得注意的是伊川电力集团，销售利润率非常高，这是因为伊川集团是河南省一家大型的煤-电-铝-铝深加工一体化的公司，从这个事例也可以看出电力上下游一体化的优势。其他沿海地区的火电厂基本处于盈利状态。表2.07年1-11月销售收入排名位居前列的火电企业财务能力指标（1）单位：千元名称销售收入利润总额周转率（次）（营运能力）偿债能力总资产应收账款负债率洛阳新安电力集团有限公司141434869178071.2692.2667.69%大庆石油管理局13224704-6899700.866.6956.06%伊川电力集团总公司0.6824.4270.05%139司 119213842358334大唐托克托发电有限责任公司803023817688270.5313.7078.36%登封电厂集团有限公司75036074694601.1017.6958.52%国华粤电台山发电有限公司627489919121620.598.8966.01%华阳电业有限公司56691609671860.406.4820.65%青海桥头铝电有限公司50541496866960.7310.9871.70%广东广合电力有限公司447847317780230.9510.0514.68%浙江国华浙能发电有限公司436011910912260.438.4771.90%江苏利港电力有限公司41393197364150.396.2972.49%浙江浙能兰溪发电公司38370444657800.549.0076.37%扬州第二发电有限责任公司37831914447960.467.5064.74%广东省珠海发电厂有限公司371929714256010.5323.1335.77%大唐国际张家口发电厂36666409702351.00-92.72%华能国际电力股份有限公司34313908400300.64-6.56%阳城国际发电有限责任公司31070896214010.517.8942.56%东莞市电化实业集团公司3062948-3682320.6312.4190.15%中石化齐鲁石油化工公司305326051280.7926.7441.68%深圳市西部电力有限公司302990911145470.7912.692.87%资料来源：国统局、世经未来整理具体的看，营运能力最强的是洛阳新安电力集团有限公司，偿债能力最强的是华能国际和深圳西部电厂，盈利能力最强的是大唐国际张家口电厂和大唐托克托发电公司，后者是一家装机480万千瓦，专门通过西电东送北通道向京津唐供电的坑口电站。发展能力最强的是扬州二电厂和江苏利港等。表1.07年1-11月销售收入排名位居前列的火电企业财务能力指标（2）139司 单位：千元名称盈利能力发展能力总资产报酬率ROA净资产收益率ROE主营业务利润率销售增长率总资产增长率洛阳新安电力集团有限公司10.10%4.26%23.21%48.54%35.60%大庆石油管理局-4.07%-2.93%-9.37%14.37%25.15%伊川电力集团总公司14.03%8.31%41.27%23.85%17.17%大唐托克托发电有限责任公司12.34%10.74%49.54%48.49%5.58%登封电厂集团有限公司8.73%3.42%15.21%86.50%14.42%国华粤电台山发电有限公司19.61%12.65%48.23%34.76%-3.61%华阳电业有限公司7.07%7.85%7.97%7.41%-0.28%青海桥头铝电有限公司12.06%4.60%31.98%12.81%10.75%广东广合电力有限公司34.53%26.41%40.48%3.68%14.73%浙江国华浙能发电有限公司12.78%3.19%35.19%131.48%17.20%江苏利港电力有限公司7.63%4.96%23.16%91.23%136.86%浙江浙能兰溪发电公司9.55%0.77%25.30%257.51%12.48%扬州第二发电有限责任公司7.53%1.49%14.05%107.04%139.17%广东省珠海发电厂有限公司20.29%15.32%28.85%5.43%-5.08%大唐国际张家口发电厂24.33%23.53%333.93%6.05%-7.61%华能国际电力股份有限公司15.02%21.28%15.37%-11.32%-8.25%阳城国际发电有限责任公司10.57%8.18%16.16%1.33%-14.16%东莞市电化实业集团公司-4.11%-2.26%-70.87%15.46%-2.01%中石化齐鲁石油化工公司0.77%1.26%0.21%7.46%-15.98%深圳市西部电力有限公司26.03%29.40%27.36%-1.02%-7.63%资料来源：国统局、世经未来整理139司 第二节火电产业链利润分配分析一、各关联产业要价能力分析及利润分配[火电关联行业利润分配]2007年，全国完成售电量26430亿度，以每度0.565元的水平估算，销售收入为14930亿元。全网购电量为28373亿度，这样可以估算每度电的销售成本为0.49元。其中有0.33元左右是支付给电厂的购电费，剩余0.16元是电力销售过程中需要的其他成本，比如电网设备折旧等等。火电厂每供一度电的成本为0.258元，其中燃煤成本占0.2元左右。对于煤炭企业来说有一半的产量出售给电厂，但是考虑到电煤价格普遍低于其他煤种价格，因此煤炭企业的收入中应该有略低于一半的数量来自于电厂。因此煤炭企业从电厂的燃煤成本里拿走了约0.14元/度。剩余的0.06元/度则分给了煤炭经销和交通运输行业。就火电的几个子行业来看，燃机电站以天然气为燃料，运营成本较低，但是气源不稳定，07年广东和上海部分燃机电站因为缺气而停止运行，当气源充足时，燃机电站的竞争能力强与常规火电站。煤矸石电站的情况和常规火电类似，无论是技术上还是容量上。煤矸石电站通常采用循环流化床锅炉，燃烧3000大卡/吨以下的煤。虽然吨煤售价比较便宜，但是发电煤耗较高，因此总的燃煤成本与常规电站基本持平。然而煤矸石电站拥有政策方面的优惠，这是得其竞争力略高一筹。燃油机组的燃料成本太高，而且油料运输难度和煤炭运输相差无几，环保方面的成本也高，总的来看，燃油机组没有存在的经济意义和环保意义。仅当局部电力极为紧张的情况下，燃油机组才有可能应一时之急。我们预计未来燃油机组将从发电一线逐步退下，部分机组可能作为地区重要设施的预备机组。生物质能发电机组从数量上来看主要是秸秆发电和垃圾发电，从装机容量上来看主要是秸秆发电。当前大部分秸秆直燃发电项目都归国网旗下国能生物发电有限公司运作，总装机近20万千瓦。[火电关联行业定价能力分析和预测]从定价能力方面看，交通运输能力一直紧张。139司 全国铁路、公路和水路运煤不但运力紧张而且容易受运输高峰和突发灾害的影响，此外对交通运输的巨大投资需要5~6年的时间才能转化成运力，因此短时期内该行业的定价能力很强，利润不容易压缩。煤炭行业是资源性行业，必须要有可持续的发展规划，煤炭行业从业人员无论工作条件还是福利待遇都远远不能和下游任何一个环节相比，因此国家会继续通过征收可持续发展基金，提高煤矿安全生产标准等强有力的手段，支持煤炭行业对下游的利益挤压。预计未来煤炭行业的生产成本将会继续提高，这些成本大部分都要直接向下游传递，要看到这种传递的合理性。火电和电网行业公有制成分很高，而且资本的有机构成也很高，就是说每个员工拥有和控制的机器设备等资本数量更多。这样虽然行业基金利润率或者其他类似指标看着很低，其实人均产值很高。公有资本应该为更多所有权人带来收益，而不能仅为部门利益和少数幸运的职工服务。电力生产和电力供应的定价权全部在国家主管部门，因此国家的执政思路是决定这两个行业利润的主要因素。我们预计，随着电力体制改革的不断深化，尤其是电力行业主辅分离，输配成本的确定，输配分开，配电行业放开这些重头戏逐一上演，电力行业尤其是电网行业的部门利益会逐步被压缩，电力行业真正进入上下游均市场化的理想状态，届时，电网行业的定价能力将会削弱。表1.2007年煤电博弈能力对比单位：亿元2007煤电博弈销售收入销售成本利润总额煤炭采选8882.126359.62891.02电煤部分估测3996.952861.83400.96电力生产9211.447319.241031.84电力供应14932.2413950.32713.94资料来源：国家统计局、世经未来整理发电行业子行业的博弈实质就是在发电行业的大蛋糕上切出各自的一块。子行业的盈利能力和全部发电行业的盈利能力密切相关。同时各子行业由于技术特点，生产成本，环境影响程度等各不相同，因而在不同的历史时期呈现此消彼长的局面。在当前煤炭行业成本上升，环境保护和可持续发展的压力越来越大的条件下，水电、核电和新能源具有相对优势。从下表的份额中对比就可以看出，水电、核电和其他能源发电利润份额都高于发电份额，说明这些子行业在电价，成本控制方面都强于火电。139司 2007年火电和其他电源博弈能力对比单位：亿元2007电力行业销售收入销售成本利润总额利润份额装机份额发电份额电力生产合计9211.447319.241031.84100100100火力发电7967.526642.34702.1468.0577.7382.86水力发电949.95497.74254.0324.6220.3614.95核力发电212.04112.8266.966.491.241.92其他能源发电81.9366.338.710.840.670.26资料来源：国家统计局、世经未来整理电力设备，尤其是火电设备产能较大，火电设备市场目前处于三寡头垄断竞争的阶段，设备价格不会出现大幅度下降的情况，仅是在生产成本降低的前提下，度让部分利润给下游。同时，原材料价格尤其是有色金属和硅钢等材料的价格变动也经常反映到下游价格上来。总的来看，未来电力设备行业定价能力中等。表1.2007年电力设备各子行业博弈能力对比单位：亿元2007年电力设备行业销售收入销售成本利润总额锅炉及辅助设备制造720.00612.0545.99汽轮机及辅机制造391.84303.0945.66水轮机及辅机制造33.3226.162.85发电机制造637.75527.3257.77发电设备行业总计1782.901468.62152.28资料来源：国家统计局、世经未来整理二、子产业内部利润分配[不同单机容量的电厂利润差距]在其他条件一样的前提下，不同单机容量的机组主要差异在供电煤耗。100万千瓦级别机组供电煤耗在280g/kWh左右，60万千瓦级别亚临界机组在300g/kWh左右，30万千瓦级别机组则在330g/kWh左右。当前我国5.5亿火电装机中还有42%左右的装机单机容量低于30万千瓦，因此07年底我国平均供电煤耗为357g/kWh。60万千瓦级别亚临界机组比30万千瓦级别机组省煤9.1%。再考虑到燃料成本占总成本的66%，这相当于生产相同电力，前者可以降低总成本6%。差距十分可观。139司 同时，大型机组更方便采用超临界，超超临界技术，采用超临界技术的机组比亚临界机组热效率高2%，而采用超超临界更是高出6%。100万千瓦级比的机组都是超超临界机组。因此，可以说机组容量越大，电厂的盈利空间也更大，无论在调度，燃料成本，还是总上网电量方面都占有优势，可以在发电行业的利润再分配中占据有利地位。[不同地区的电站的利润差距]即使技术指标完全一样的机组放在不同的省区，其盈利能力也差别很大。这主要是因为在不同的地区决定电厂利润的诸多核心要素各不相同。比如，各地电力供需的紧张程度不同，因而具有不同的设备利用小时数。各地的综合煤价也各不相同，因而各地的燃料成本也不一样。各地银行对电力企业支撑力度不同导致电力企业具有不同的财务成本。各地区工资水平和消费水平差别很大，电力企业的人力成本和管理成本因而也有较大差异。总的来看，在西北部煤炭资源丰富的“三西”地区以及宁东煤电基地，黄陇，华亭煤电基地，青海和新疆哈密等地修建电站可以大幅削减燃料成本，人力成本，这些地区重工业发展很快，而且大部分具有经济可持续性，例如稀土工业和有色金属工业等。因此机组的利用小时数也有保障。2007年12月，在西北高耗能工业被大力清理整顿后，西北诸省的火电设备利用小时仍然居高不下，宁夏以6720小时排名全国第一，山西6122排第三，甘肃5888排第五，青海5795排第七，陕西5682排第九，新疆5678排第十，而同期全国平均水平只有5316。这反映出，尽管西北地区的高耗能工业有盲目发展的冲动，但是其合理需求也十分强劲。另外，这些地区的许多大型电站具有西电东送职能，甚至是点对网模式的西电东送专用电厂，这些电厂享有煤炭产地的燃料价格和发达地区的上网电价，盈利能力很强。以至于07年9月，发改委调低了山西王曲电厂、内蒙古上都、托克托等电厂送京津塘的电价，每度降7厘钱，这样做就是为了避免电厂利润的区域差异太过明显，造成不公平。[不同服役期的电站的利润差距]139司 相同的机组，相同的地区，如果投运时间差别较大的话，其利润水平也会相差较大。这主要是由于不同时期基建和设备成本差别较大。例如04年底，火电项目平均造价是3952RMB/kW，如果是2001年电力产业大扩张时期投资建设，则需要5141RMB/kW。造价下降将会使得折旧比较低，同时基建投资减少，支付利息也减少。例如建设两台60万千瓦机组，2001年将和2004年相差14.4亿元，这些钱如果全靠贷款解决则每年能够节省9千瓦利息，同样折旧也将每年减少1亿元。另外，新投产的机组容量大，技术水平先进，管理方便，因此需要人手少。例如，两台60万千瓦机组总共仅需要300人运营管理，因此对于火电站来说，新机组较多的火电站获取利润的能力强于老机组较多的电站。而水电站正好相反，早期投资建设的水电站折旧期和还贷期已经结束，水电站本身没有燃料支出，只要来水就能发电，售电收入扣除一小部分人力成本剩下的就是利润。因此老的水电站盈利能力强于新水电站，例如葛洲坝电站和龙滩水电站，前者目前的上网电价不足0.1RMB/kWh仍然可以获利，而后者是0.307RMB/kWh却还处在亏损的边缘。因此，老水电站的盈利能力远高于新水电站，发改委也会根据水电站的折旧和还贷情况适时调整电价以调节这种差距。[其他原因导致的利润分配]能够造成发电厂利润差别的还有很多原因，例如调度因素。根据我国07年8月颁布的《节能调度办法》，我国发电机组有了一个明确的调度顺序，简单的说，可再生能源发电最先调度，其次是核电和资源综合利用、热电联产等机组，然后才是常规的燃气发电和煤电，最后是燃油发电。毫无疑问，具有优先调度权的发电机组可以获得充足的开工率，设备能力可以发挥到最大，在子行业利润再分配中占有明显的优势。另外煤电一体化程度也是一个重要因素，正如我们将要在专题中讨论的那样，拥有煤矿的电厂将获得更为稳定地运营和发展能力，例如国内的一批坑口煤电联营电站。沿海缺乏煤炭储量的地区建设的大型燃煤电厂就需要比拼国内采购、国外进口、铁路、公路和海运等方面的实力。总之，在产业链利润再分配的工程中，拥有稳定而充足的煤炭资源的电站将获得更多的份额。139司 第四章热点专题一、煤电一体化[煤电一体化的几种方式分析]当前的煤电一体化项目按照合作程度深浅可以分为战略合作协议、股权融合、全面联营三种。战略合作协议是指煤炭企业和电力企业签订长期供货合同，对于双方而言，这种合同可以回避价格波动风险，并且是需求稳定化，可预见化，为双方企业做出其他经营决策减少了很多不确定性。股权融合是指煤炭企业和电力企业共同投资煤矿或者电力项目，各自恃有一部分股权，或者煤炭企业和电力企业持有对方的部分股权，以实现双方资本上的结合。股权融合要比战略合作协议更为紧密，通常有股权关联的煤炭和电力企业更容易在煤炭供需方面有更密切和密集的安排。股权融合除了可以回避价格风险，消除供需的不确定性，还可以共享两个行业的收益。因为煤炭企业和电力企业具有一定的对冲性，即电力行业利润减少时，煤炭行业往往利润增加，反之亦然。全面联营是最彻底的煤电一体化形式。煤电双方同属一个法人，双方不但在资本上合成一体，更重要的是在工艺上合二为一。以华能伊敏煤电厂为例，煤从露天煤矿通过3.7公里的皮带走廊直接送到电厂锅炉，取代了铁路运输，减少了运输环节，也减轻了运输压力，节省了大量费用。发电产生的灰渣，经分级综合利用后，返排回填露天矿坑，覆盖腐植土并恢复植被，消除了灰场和冲灰水对周围环境的污染，采用露天矿开采过程中的疏干水做循环补给水，有效地重复利用了水资源，年节水约1300万吨。这些工艺上的相互合作同时降低了煤矿和电厂的经营成本，而且绕开了煤炭运输经销环节，成本大大降低。相比于华能集团平均燃煤成本0.19元/度，伊敏的0.042元/度则显示出了极大的竞争力。总体来看，战略合作协议是最简单易行的一种一体化方式，优点是所需条件少，协议签订和变更灵活，缺点是成本降低不显著。股权融合的协商成本稍微高一些，优点是可以对冲两个行业的风险。全面联营的优点很多，消除价格波动影响，规避供需波动风险，对冲两个行业风险，以及工艺融合之后的成本下降，缺点是合适的厂址选择比较困难。不同的投资主体应当根据自身企业的特点来决定是否采用一体化策略以及何种一体化方案。139司 [电煤价格形成及其利润传递]表1.煤电产业链利润传递分析数据来源：世经未来整理如上图所示，煤电产业链可以分成三个部分，煤炭生产过程从A到B，A表示煤炭生产的成本，煤炭企业生产成本通常在180-230元/吨之间。B为坑口价，也就是煤炭企业在成本价上附加了合理利润以后的价格，根据统计数据，全国典型地区的煤炭坑口价在250-300元/吨之间。煤炭出厂后，需要经过一个经销运输过程。车板价就是在火车已装载煤炭，既将发出之前除火车运费以外的一切费用。它包含煤炭的坑口价、税费（又名出境费）、汽车运费、火车站台上的若干税费、铁路计划费（又名点装费）等，到厂价指煤炭过运输送到指定电厂的价格。（包括车板价+运费+运输途中的其他费用），车板价通常在350-400元/吨之间，而到厂价则在500-550元/吨之间。所以可以看出，煤炭价格中有一多半属于中间费用，这些费用包括了运输费和其他相关费用。139司 [煤炭和电力行业效益分析预测]近几年我国煤炭行业的平均利润率为28%，而世界第一大产煤国美国为15%左右，我国较高的毛利率来自于低廉的人工成本、欠缺的安全措施、廉价的资源价格、落后的开采工艺、对环境保护的漠视等，目前我国煤炭行业正在进行成本完全化改革，加强安全措施、提高资源使用效率、提高机械化程度、加强环保以及对环境造成的破坏进行补偿，这会逐步提高煤炭企业的生产成本，但是不断上涨的煤炭价格将会弥补这一成本的上升，我们预计未来3年内，煤炭行业平均利润率将继续保持在25%以上的高位运行。对于一个300-600万吨煤炭生产企业，按照全国平均的生产成本220元/吨和离矿价280元/吨计算，毛利率在27%以上。2007-2009年煤炭行业的供求关系将维持基本平衡，略偏紧张的态势。预计煤炭需求增长率将为10.1%、8.1%和6.2%,煤炭供应增长率分别为8.3%、8.4%和6.0%。煤炭销售价格稳定上涨。根据计算，一个2×60的新建电厂，不考虑脱硫成本，采用非脱硫上网电价，年主营业务收入将达17.46亿元，利润总额、净利润分别达到2.27和1.52亿元，销售毛利率、销售利润率分别为27%和13%。[华能伊敏案例分析]华能伊敏煤电有限责任公司是中国华能集团公司下属的集煤炭生产销售和发电于一体的大型现代企业。坐落于内蒙古自治区呼伦贝尔市鄂温克旗伊敏河镇。发电厂一期装机容量1000兆瓦，采用的机组为俄罗斯超临界燃煤凝汽机组，其所属露天矿矿田面积28.9平方公里，可采煤炭储量10.47亿吨，采用单斗汽车运输工艺，平均剥采比为1.67立方米/吨，产品属中低灰、低磷、低硫的优质发电用褐煤，2003年煤炭生产能力达550万吨。二期1200兆瓦，05年开工07年12月投产，煤矿扩产600万吨。三期电厂4台600MW、煤矿扩产1000万吨的前期工作正在紧锣密鼓地开展。公司的长远规划目标是到2015年左右实现装机7000MW、煤矿形成3000万吨年生产能力。伊敏煤电联营项目不同于常见的“坑口电站”、“电厂办煤矿”或煤炭和电力企业之间的相互参股经营，而是彻底的煤电联营139司 。在华能伊敏煤电公司，电厂与煤矿在工艺流程上组成不可分割的整体：煤炭产出后不落地，通过皮带输进电厂直接燃烧；挖煤过程中产生的疏干水由管道进电厂用于发电，电厂不设另外的水源地；发电产生的废渣也不落地，由皮带输回煤矿回填采空区。电厂所需煤炭全部由自己的煤矿提供；煤炭只用作发电中间产品，基本不提供商品煤。伊敏煤电模式由于从设计、施工、管理、经营等环节都坚持了循环经济的理念，至少有如下成功之处值得借鉴：一是循环经济，生产工艺流程意义上的“一体化”让伊敏煤电项目形成闭合式的循环。不仅可以从投资和土地上节省建设铁路、煤场、水源地、灰渣场的消耗，而且节省了上述配套设施在投产后形成的运行费用，更可以实现煤矿与电厂在水、煤、灰等资源配置上的互补与综合利用，仅水资源一项，伊敏一年可节水１３００万吨。二是成本控制。受项目建设期间的客观因素影响，伊敏项目单位发电能力的造价高出全国平均水平近一倍。投资全部使用银行贷款，零资本金；项目建设工期长达８年，是正常情况的３倍多，增大成本的同时严重影响了还本付息。尽管背负着如此沉重的财务费用，伊敏煤电项目凭借其它成本低的“绝招”，在当前大量火电厂不堪电煤价格上涨、纷纷滑入亏损之际，竟然“逆势而上”，效益大幅度上升并扭亏为盈，05年上半年实现利润8000多万元，全年1.05亿，06年上半年实现利润1.01亿元，全年2亿元。伊敏煤电每千瓦时电的燃料成本只有４分２厘，还有下降空间。三是成功避开了煤、电、运之间的复杂纠葛，提高了企业竞争能力与抗风险能力。近年来，频繁的“市场煤”与“计划电”之争以及铁路运输紧张日益成为困扰我国煤、电行业的顽疾，一些火电厂动辄燃煤告急，有的甚至被迫停机，威胁到电网安全。伊敏项目模式省去了电煤的采购、运输两大环节。伊敏投产后长期亏损的原因伊敏煤电项目的两台发电机组从原苏联订货，以易货贸易方式进口。合同签订后，适逢苏联解体，易货贸易改为３２．５％现汇结算，结算货币瑞郎对人民币的汇率由签合同时的１：１．６猛增到１：４，这一变动使工程投资增加了１７亿元；发电机组供货合同不能按时履行，大大延长了建设工期，使建设期贷款利息比概算投资增加了２７亿元；工期过长，先后因政策性调整、价差调整及设计变更增加投资２６亿元。上述因素造成工程总投资高达１０１．８５亿元，超概算７０多亿元。所以，伊敏的长期亏损主要原因在于建设过程中的客观因素造成财务费用过高，在发电成本中，这个“零资本金”企业的银行利息成本远高于其它成本，因而掩盖了“煤电联营”模式本身取得的宝贵经验。139司 [淮沪煤电有限公司案例分析]淮沪煤电公司是上海电力和淮南矿业合作建立的合资公司，双方各占一半股份，每6年轮流掌控董事会。淮沪煤电成立于2005年1月，首期注册资本2亿元，淮南矿业与上海电力各出资1亿元，公司同时拥有田集电厂和丁集煤矿，田集电厂的建设目标是分两期建设，共四台60万千瓦超临界发电机组。目前一期工程的两台机组分别于07年7月26日和10月15日正式投产。丁集煤矿可开采储量6亿吨、年产500到600万吨。丁集煤矿07年12月底开始产煤，主要供应田集电厂发电。淮南矿业集团将丁集煤矿作价入股淮沪煤电有限公司。目前田集电厂每天需用煤一万吨左右，一年约300多万吨。按照规划，淮沪煤电有限公司项目投资总额为120亿元，其中田集电厂投资额约100亿元，丁集煤矿投资额约20亿元。目前，田集电厂一期投资额为50亿左右，丁集煤矿大约30亿左右，田集电厂二期投资额大约在30亿，因为一期二期建设当中有一部分设施是共用的。由于上海电力与淮南矿业股权各占50%，因此赢利也是各分50%。丁集电厂输往上海的电价按照安徽的标杆价格0.371元执行，目前上海的标杆价格为0.415元。淮沪煤电从发电开始正式盈利。两台60万千瓦超临界发电机组每天各向上海输送1100万千瓦电量，以后每年根据上海电力需求状况输往上海的发电量大概为70-80亿千瓦。预计公司年主营业务利润可达15亿元，是常规120万千瓦电站的两倍还多。[结论]从上面的分析可以知道，煤炭和电力行业的毛利率均较高，达到２７％左右。而且作为电力行业主要成本的电煤成本，其中又有一多半是花在了交通运输等环节。也就是说如果煤炭和电力行业能够实现高度有效的联营，那么至少从账面上就能在增加３３％的利润。而且再加上两个行业整合以后的协同效应，例如销售的确定性，资源综合利用，市场风险对冲等等，两个行业获得的利益将会更多。尤其是０７年底煤价不断上升，电力企业经营压力很大的情况下，煤电一体化将成为一个很有前途的产业整合方向。139司 二、几种洁净煤发电技术特点和发展前景对比分析[洁净煤技术]洁净煤技术是当前世界各国解决环境问题的主导技术之一，也是高技术国际竞争的重要领域之一。我国围绕提高煤炭开发利用效率、减轻对环境污染开展了大量的研究开发和推广工作。随着国家宏观发展战略的转变，中国政府把洁净煤技术作为可持续发展和实现两个根本转变的战略措施之一。我国于1994年成立了煤炭工业洁净煤工程技术研究中心，1995年成立了国家洁净煤技术推广应用领导小组，1997年国务院批准了《中国洁净煤技术九五计划和2010年发展纲要》。在中国国民经济第十个五年计划和煤炭工业“十五”规划中，都强调要加大洁净煤技术研究开发力度，扩大洁净煤领域的对外开放，推进洁净煤技术的产业化。洁净煤技术涉及多行业、多领域、多学科，是一项庞大的系统工程。中国发展洁净煤技术的目标：一是减少环境污染,如SO2、NOX、煤矸石、粉尘、煤泥水等；二是提高煤炭利用效率,减少煤炭消费；三是通过加大转化，改善终端能源结构。目前，中国已成了世界上最大的洁净煤市场。中国已将发展洁净煤技术列入《中国21世纪议程》，并根据中国煤炭消费呈现多元化格局的特点，本着环境与发展的协调统一环境效益与经济效益并重以及发展洁净煤技术要覆盖煤炭开发利用的全过程等原则，提出了符合中国国情，具有中国特色的洁净煤技术框架体系。中国洁净煤技术计划框架涉及四个领域（煤炭加工、煤炭高效洁净燃烧、煤炭转化、污染排放控制与废弃物处理），包括十四项技术。1、煤炭加工领域包括选煤、型煤、配煤、水煤浆技术。2、煤炭的高效洁净燃烧技术（CCT）领域先进的燃烧器、流化床燃烧（FBC）技术、整体煤气化联合循环发电技术。3、煤炭转化领域包括煤炭气化、煤炭液化、燃料电池。4、污染排放控制与废弃物处理领域包括烟气净化、煤层气的开发利用、煤矸石、粉煤灰和煤泥的综合利用、工业锅炉和窑炉等技术。139司 [洁净煤发电技术]洁净煤发电技术，则是充分利用洁净煤技术，尤其是高效的燃烧技术使得电煤利用率更高，发电过程排污更少。在最新出台的电力产业政策中，进一步强调了提高清洁能源发电比重要求，清洁能源是未来的电力生产的发展方向。“电力生产与消费要加快结构调整步伐，转变增长方式，不断提高清洁能源发电的比重；提高洁净煤发电在燃煤发电中的比重”；“鼓励开发、推广建设单机30万千瓦及以上循环流化床电站；引进、开发整体煤气化联合循环发电技术（IGCC）建设微型燃气轮机及高效清洁的分布式热电冷联产机组”。国家针对相关政策设立清洁电力发展专项资金，鼓励引进和建设新型洁净能源发电项目。其中，对洁净煤发电、可再生能源发电等鼓励类的电力建设项目、设备制造、新技术开发，适当给予专项资金、财税或价格政策的支持；对列入国家重点鼓励和支持的关于可再生能源及新一代洁净煤发电的高新技术研发和引进技术设备的消化吸收，减免原材料、零部件进口关税、增值税以及国内销售环节税和附加税，发电增值税实行一定比例即征即返。洁净能源发电技术在国内具有巨大的发展空间。中国的燃煤发电仍占相当大的比重，洁净煤发电是一项长期的战略任务，此外，环境保护对电力发展的要求，都使洁净煤发电技术具有广阔的发展前景和空间。“十一五”是洁净煤发电技术的主要发展阶段，电力企业可利用当前电力供需矛盾缓和的有利时机，加快洁净煤发展的步伐。目前国家确定的洁净煤发电技术主要是循环流化床燃烧（CFBC）、增压流化床燃烧（PFBC）、整体煤气化联合循环（IGCC）、超临界机组加脱硫脱硝装置。其中，循环流化床燃烧技术、整体煤气化联合循环技术、超临界机组技术在国内已经开始应用，各项技术都在国产化进程中，PFBC技术在中国发展的现状较为缓慢。一、循环流化床燃烧（CFBC）1、技术原理与特点循环流化床燃烧（CFBC）技术系指小颗粒的煤与空气在炉膛内处于沸腾状态下即高速气流与所携带的稠密悬浮煤颗粒充分接触燃烧的技术。139司 循环流化床锅炉脱硫是一种炉内燃烧脱硫工艺，以石灰石为脱硫吸收剂，燃煤和石灰石自锅炉燃烧室下部送入，一次风从布风板下部送入，二次风从燃烧室中部送入。石灰石受热分解为氧化钙和二氧化碳。气流使燃煤、石灰颗粒在燃烧室内强烈扰动形成流化床，燃煤烟气中的SO2与氧化钙接触发生化学反应被脱除。为了提高吸收剂的利用率，将未反应的氧化钙、脱硫产物及飞灰送回燃烧室参与循环利用。钙硫比达到2～2.5左右时，脱硫率可达90%以上。循环流化床燃烧方式的特点是：（1）清洁燃烧，脱硫率可达80％～95％，NOx排放可减少50％；（2）燃料适应性强，特别适合中、低硫煤；（3）排出灰渣易于综合利用；（4）燃烧效率高，可达95％～99％；（5）负荷适应性好。负荷调节范围30％～100％。2、技术成熟度与经济性循环流化床燃烧技术(CFB)，目前已经比较成熟了，而且与250MW汽轮发电机组配套的循环流化床锅炉已经研制和调试成功，它为大容量的电站锅炉使用循环流化床燃烧技术开创了局面。因而从长远来说，CFB不仅能广泛地用于工业锅炉，还能用于不同容量的电站锅炉。它们可以燃用劣质煤，脱硫率可以达到90％，与PC十FGD（常规煤粉锅炉配置烟气脱硫装置）所能达到的水平相当，而NOx的排放量则要比PC十FGD低很多。CFB锅炉的价格与常规的同等容量的煤粉锅炉相差不多，因而电站的总比投资费用要比PC十FGD者低廉，应该说，这种技术是建设和改造燃煤电站最为简便的途径。但是，它不能改善燃煤电站的供电效率，甚至会使其略有降低的趋势。带有煤气化效应的CFB技术在我国正在研制和试验之中，一旦成功，在中小县城推广颇有前途，因为它既能比较有效地控制污染，又能为中小城市的发电、供热和供煤气提供比较廉价的方法。3、在世界和我国的应用现状和前景CFBC技术在发达国家得到大力开发，技术成熟，正向大型化发展。目前单机容量最大的CFBC锅炉（250MW，蒸发量700吨/时）电站已在法国投入运行，锅炉效率90.5％，脱硫率93％，NOx排放低于250mg/Nm3按技术特点分为以下几个技术流派：以Lurgi公司为代表的带有外置换热床采用热旋风分离器的循环床；以德国B&W公司为代表的塔式布置中温旋风分离循环床技术；美国福斯特惠勒公司发展的汽冷旋风筒分离器带有INTREX副床的循环床技术等。锅炉容量等级有50t/h、100t/h、400t/h，最大单机容量CFBC锅炉（250MW，蒸发量900t/h）电站已在法国投入运行，ABB－CE也在设计1500t/h的CFBC锅炉。目前全世界12MW以上的CFBC锅炉运行约300台，其中40％在美国，40％在欧洲，20％在亚洲。最长运行时间达到9万小时，最长连续运行时数为13个月，负荷率一般可达90％以上。139司 中国国内目前共有35-1025吨/小时不同蒸发量的循环流化床锅炉2000多台，总装机容量近4000万千瓦，我国已成为世界上循环流化床锅炉台数最多、总装机容量最大的国家。我国循环流化床锅炉有望在“十一五”期间保持18％的复合增长率，在2010－2020年有望保持14％以上的复合增长率。尽管循环流化床锅炉的高参数、大型化市今后的发展方向，但是目前大型循环流化床锅炉机组在中国所占比例并不很大，在中国运行较多的仍是35~130吨/小时蒸发量的小型循环流化床锅炉机组。二、增压流化床燃烧（PFBC）1、技术原理与特点流化床燃烧可以在常压下工作，也可以在增压下工作，后者称为增压流化床燃烧（PFBC）。增压流化床燃烧（PFBC）技术从原理上基本同常压流化床燃烧（AFBC）大体一致。采用增压（6～20个大气压）燃烧后，燃烧效率和脱硫效率得到进一步提高。燃烧室热负荷增大，改善了传热效率，锅炉容积紧凑。除了可在流化床锅炉中产生蒸汽使汽轮机做功外，从PFBC燃烧室（也就是PFBC锅炉）出来的增压烟气，经过高温除尘后，可进入燃气轮机膨胀做功。通过燃气/蒸汽联合循环发电，发电效率得到提高，目前可比相同蒸汽参数的单蒸汽循环发电提高3～4％。根据流化床的工作流速不同，又可分为增压鼓泡流化床（PBFB）和增压循环流化床（PCFB）两种类型。颗粒燃料和脱硫剂在床内的停留时间更长，反应气体在流化床内的停留时间也比常压流化床长城-6倍，因此能取得很高的燃烧和脱硫效率。燃烧产生的部分热量，通过安置在流化床内的埋管和水冷壁，使流经受热面的水得到加热，产生蒸汽，通过蒸汽透平膨胀作功发电。离开燃烧室的加压燃气，经过高温除尘后，进入燃气轮机膨胀作功，驱动空气增加需要的空气透平压缩机，多余的功发电向外输出电力。因为增压流化床燃烧联合循环（PFBC-CC）电站是由燃气和蒸汽两部分系统组成的发电过程，燃气轮机出力占总输出的20-25%，其余为蒸汽轮机出力。加压流化床燃烧方式的特点是：（1）清洁燃烧，能除去烟气中90-95%的SO2；（2）燃料适应性强，特别适合劣质煤及其它非常规燃料；（3）燃烧效率高，达到99％以上；（4）发电效率高，目前可比相同蒸汽参数的单蒸汽循环发电提高3～4％（5）适合传统电站的改造。2、技术成熟度与经济性139司 国际上第一代PFBC-CC技术基本上已趋于成熟。电站的供电效率有望达到42％左右，可以燃用劣质煤，脱硫和脱硝的水平比CFB者稍微好一些。然而，目前它的比投资费用大约要比PC十FGD者贵10％左右。至于第二代PFBC-CG技术，虽在美国有示范性计划，但要用之于工业化推广可能还需时日。虽然技术上此种路线的发电成本和施工成本都较低，但是在设备采购和相关知识产权上，我国处于不利的地位，采购成本很大。因此，PFBC-CC技术在我国近几年大规模用于电力工业难度较大。3、在世界和我国的应用现状和前景目前得到商业应用的第一代PFBC-CC电站采用的是增压鼓泡流化床技术。第一代PFBC-CC发电系统的最大弱点是流化床内燃烧温度在900℃左右，过高的温度使煤的燃烧过程易引起结渣，也可使流化床内脱硫过程的效率下降，从根本上限制了燃气透平的进口温度，使燃气循环效率不能进一步提高，以至发电效率难以超过42%。第二代PFBC-CC（advancedPFBC,APFBC）的概念最早由美国CRE提出，称为ToppingCycle。是指将部分煤在气化炉气化后送入辅助燃烧室燃烧，产生的高温燃气再与PFBC的850℃左右燃气混合，送入燃气轮机，把燃机进气温度提高到期1150-1200℃，使热效率从现有PFBC的42%提高到45-48%。体积更小，排放更清洁，其发电成本比常规的PC+FGD低20%。增压流化床技术极为适于改造现有燃煤电站，既可提高发电效率和出力，也可很好地满足环保要求。新建PFBC电站因结构紧凑，现场施工费用低。东南大学热能工程研究所自1981年在国家科委的支持下开始对PFBC技术的研究开发，1984年在该所建成热输入为1MW的PFBC试验装置，达到了国外同类实验规模研究水平。1991年起在国家计委的支持下，开始在徐州贾汪发电厂通过老厂改造，建设发电容量为15MW的PFBC-CC中试电站，达到国外商业示范电站初期水平，将实现具有我国自主知识产权的新型PFBC-CC发电技术的国产化和大型化。三、整体煤气化联合循环（IGCC）1、技术原理与特点IGCC发电技术是煤气化和蒸汽联合循环的结合，是当今国际正在兴起的一种先进的洁净煤（CCT）发电技术，具有高效、低污染、节水、综合利用好等优点。它的原理是：煤经过气化和净化后，除去煤气中99%以上的硫化氢和接近100%的粉尘，将固体燃料转化成燃气轮机能燃用的清洁气体燃料，以驱动燃气轮机发电，再使燃气发电与蒸汽发电联合起来。139司 它的主要优点是：（1）热效率高，目前已达43％～46％，计划2010年可达到50％；（2）环保性能好。脱硫率98％～99％以上，NOx排放等同于天然气，CO２排放也减少；（3）燃料适应性强，对高硫煤有独特的适应性；（4）可用于对燃油联合循环机组及老燃煤电厂改造，以提高效率、改善环保、延长机组寿命。2、技术成熟度与经济性IGCC技术也渐趋成熟。目前，已有3座250MWe等级的IGCC电站投入商业运行，其供电效率达到40%～43％。98年将有l座300MWe等级的IGCC电站投入试验和商业运行，供电效率为43％～45％左右。它们的脱硫效率高达98.5％～99%，NOx的排放量也很低，大约是美国NSPS标准的10％～15％左右。目前的主要问题是比投资费用比较高，至少要比PC十FGD者贵20%左右。预计到2010年左右，比投资费用才能降低到与PC十FGD相当的水平。IGCC特别适宜于燃用含硫量高于3%的煤种。3、在世界和我国的应用现状和前景煤气化联合循环发电（IGCC）是目前世界发达国家大力开发的一项高效、低污染清洁煤发电技术，它不仅能满足日趋严格的环保要求，而且发电效率可达45％以上，二氧化硫排放可达到10毫克/标准立方米左右，极有可能成为21世纪主要的洁净煤发电方式之一。IGCC技术是目前已进入商业化运行的洁净煤发电技术中，发电效率和环保最好的技术。现在，全世界已建、在建和拟建的IGCC电站近30套，最大的为美国44万千瓦机组，计划或可研中最大容量为德国90万千瓦机组和前苏联100万千瓦机组。由于IGCC有煤清洁燃烧发电特点，我国把它列入21世纪CCT计划中。国外发展情况。IGCC技术是目前已进入商业化运行的洁净煤发电技术中，发电效率和环保最好的技术。目前IGCC发电技术正处于第二代技术的成熟阶段，燃气轮机初温达到1288℃，单机容量可望超过400MW。世界在建、拟建的IGCC电站总容量8400MW，最大单机300MW。荷兰的BAGGENUM电站（单机253MW）已于1994年投入运行，美国IGCC示范工程取得重大进展，WabashRiver电厂煤气化电厂改造项目，系统供电能力262MW，设计供电效率38％，脱硫效率>98％。项目于1998年11月完成商业化示范运行。美国WABASHRIVER电站（单机265MW）及TAMPA电站（单机260MW）、西班牙的PUERTOLLANO电站（单机300MW），已于1997年前相继投入试验或试生产。139司 我国IGCC发电技术的研究开发工作经历了约二十年，一些单项技术如气化炉、空分设备、煤气脱硫、余热锅炉等有一定的技术基础。“八五”期间与美国德士古（Texaco）公司等合作，完成了水煤浆加压气化200MW和400MW等级的IGCC预可行性研究。目前国内IGCC电站工程已经启动，各大集团纷纷对引项技术工程表示出兴趣，陆续加入到绿色能源竞争市场中来。2006年9月华能集团投资22亿元在天津滨海新区启动IGCC（整体煤气化联合循环发电）示范电站，日前决定再次投资52亿元启动天津示范项目的二期工程。大唐国际将投资180亿元人民币，在沈阳市细河经济区化学工业园内建我国最大IGCC项目，一期工程用地约4平方公里。依据规划的热负荷和甲醇市场情况，该项目将规划投资建设4×400MWIGCC热电厂。华电集团在杭州半山建设20万千瓦IGCC电站，该项目目前已经启动。神华集团也已经启动了IGCC电站项目的建设。四、超（超）临界机组加脱硫脱硝装置技术（PC+FGD）1、技术原理与特点火电厂超超临界机组和超临界机组指的是锅炉内工质的压力。锅炉内的工质都是水，水的临界压力是:22.115MPA，347.15℃；在这个压力和温度时，水和蒸汽的密度是相同的，就叫水的临界点，炉内工质压力低于这个压力就叫亚临界锅炉，大于这个压力就是超临界锅炉，炉内蒸汽温度不低于593℃或蒸汽压力不低于31MPa被称为超超临界。这一技术的兴起和推广与现代钢材的耐热和耐压性提高密不可分。超临界机组的锅炉、汽轮机能够使用现代超临界机组用钢，超过这个参数高温高压部件就必须采用改进或新开发的耐热钢种。而发电原理和主要工艺基本和原来亚临界机组一样。其特点如下：（1）供电煤耗大幅下降，可以达到270g/kW.h;（2）发电效率可达４５％；（3）配脱硫装置后，脱硫效率达到95%以上。2、技术成熟度与经济性目前治理燃煤电站的污染问题主要集中于解决烟尘、NOx和SOx这三项污染物。清除烟气中的烟尘在技术上并无困难，投资也不大，采用除尘效率大于90%的静电除尘器是有效的。我国的除尘问题主要集中于大部分中小容量的烧煤设备和工业锅炉仍然使用着除尘效率不很高的除尘器，而且其布局很分散。139司 为了满足我国环保标准对电站燃烧锅炉提出的NOx限量的规定，在技术上和资金上的困难也不是很大的。一般来说，只要采用低NOx的燃烧器就可以把NOx的排放量减少25％～50％，其投资费用的增加极其有限。倘若能采用循环流化床燃烧方式，N0x的解决更不成问题了。归根结底，难以解决而且需要耗费大量投资费用处理的污染物是S0x，它们的耗费又与原煤的含硫量密切相关。目前世界上解决SOx的最有效方法就是采用FGD尾气脱硫设备，但其价格昂贵。前几年它要占燃煤电站总投资费用的20%～25％，最近几年这项投资下降较大，现在国内火电机组投资中，脱硫装置的投资额只占总投资的10-15%。与其它几种技术路线比较，PC+FGD仍然是投资最少的方式，同时也是我国掌握程度最高的方式。3、在世界和我国的应用现状和前景国内超临界及超超临界机组技术及设备国产化程度已经很高，于今天投入商业运营的华电邹县百万千瓦超超临界机组8机，主要设备国产率已达73%以上，主要技术已经成熟。在国家政策推动下，国内各电力集团已普遍投资建设了600MW级超临界机组，部分公司开始投资建设百万千瓦级超临界机组，初步统计国内600MW级容量以上超临界机组已近30-40台。随着投资成本的下降和技术，运营的不断成熟，高效常规煤粉机配脱硫装置的方案将成为中国占主导地位的高效发电方式。139司 [能源企业开展洁净煤发电的策略]图1四种路线对比图上述表格制作于06年。随着电力工业的迅猛发展，07年投资费用有较大的降低，CFB，PFBC-CC都降低明显，比PC+FGC略高或相当，IGCC略降，仍然是最昂贵的选择。产业化规模化存在的问题.主要的问题是我国相关技术研发薄弱，没有掌握核心的知识产权，例如大型的燃气轮机技术。这无疑抬高了投资成本。能源企业投资策略.大规模参与PC+FGD项目，积极介入CFBC新建和改造项目，密切关注并适当参与IGCC项目。三、煤矸石发电[政策倾斜明显]在０７年底公布的《产业结构调整指导目录（2007）》中，国家明确规定“单机30万千瓦及以上采用流化床锅炉并利用煤矸石或劣质煤发电”139司 的项目属于国家鼓励类投资项目。因此，和洁净煤发电技术，大容量高参数普通煤粉发电技术一样，煤矸石发电项目在获得行政许可方面拥有明显的优势。在07年8月公布的《节能发电调度办法》中，煤矸石发电的调度次序仅排在可再生能源和核能后面，和热电联产发电以及其他资源综合利用发电方式并列，领先于常规火电。今年以来，国家围绕《办法》出台了一系列法规，来确保其得到有效执行。我们预计经过1年左右的适应期，节能调度办法将可以在全国范围内得到有利推行。相应的煤矸石调度优势也将稳固的确立起来。[其他政策约束]国家对煤矸石项目遵循集约化、规模化和就近消化的原则。煤矸石综合利用发电项目的设备选型应根据燃料特性确定，优先安排建设大中型循环流化床发电机组，优先在大型煤炭矿区内或紧邻大型煤炭洗选设施规划建设，具备集中供热条件的，应考虑热电联产，限制分散建设以煤矸石为燃料的小型资源综合利用发电项目，在大型矿区以外的城市近郊区原则上不规划建设燃用煤矸石的热电联产项目。煤矸石综合利用发电项目的上网电价，执行国家发展改革委颁布的《上网电价管理暂行办法》。在实行竞价上网的地区，由市场竞争形成；在未实行竞价上网的地区，新建项目上网电价执行国家公布的新投产燃煤机组标杆上网电价。对于已有的煤矸石电厂，由于初期地方政府的鼓励，这些电厂在上网电价方面有不小的优势，而以后新建的煤矸石电厂为了能在竞价中具有优势，将会参考当地火电标杆电价制定。当然随着国家逐步调整小火电的上网电价，已有的煤矸石电厂电价很有可能在未来几年来逐步下调。具体的政策动向要根据当地煤矸石产量，电力市场竞争状况等因素综合考虑。[建设现状和规划]139司 我国煤矸石发电项目自上世纪80年代开始批量建设，初期的煤矸石电厂装机较小，通常建设在煤矿坑口，能够解决部分环境和就业问题。截至06年底，全国煤矸石发电装机总量约为500万千瓦。随着我国煤炭行业的强劲发展，我国年产煤矸石的能力已经接近2亿吨，为了消化这部分可以利用的资源，国家开始更加积极地推动煤矸石电站的建设，按照发改委07年公布的《2007-2010年煤矸石综合利用电厂项目建设有关事项》，我国将在2007-2010年新建煤矸石综合利用电厂50座，总装机规模2000万千瓦，平均单厂装机400MW。目前，我国已近古可以生产300WM级别的循环流化床锅炉，哈尔滨锅炉厂曾经生产过330MW的循环流化床锅炉，国内三大锅炉制造企业技术进步明显，预计未来几年之内，我国将能生产600MW以下级别的循环流化床锅炉。预计未来三年，我国新投产的燃用煤矸石的电站基本都是300MW及以上级别的循环流化床锅炉。按照目前循环流化床电站单位建设成本估算，2010年前，50座煤矸石综合利用电厂将投资约1000亿元。[资源利用和收益预测]发改委公布的数据显示，我国每年生产的煤矸石中有2亿吨左右可供发电。假设煤矸石电站每年发电小时数为6000，那么各项指标将如下表格所示。表1.煤矸石发电主要指标统计预测指标单位20062010煤矸石电站装机万千瓦5002000燃用煤矸石平均热值kCal17001500煤矸石电站供电标煤耗g/kW.h362353煤矸石发电利用量万吨450019800资料来源：世经未来表2.煤矸石主要指标和相关概念指标单位2007全国可发电煤矸石年产量（亿吨）2煤矸石发电最低热值要求（kcal）1000煤矸石发电常见热值范围（kcal）1000-3000煤矸石发电平均热值（kcal/ton估计值）1700所谓劣质煤的热量（kcal/ton，相对概念，估计值）4000资料来源：世经未来随着工艺的改进，和煤价的上涨，煤矸石电站燃用的煤热值将不断下降。机组大型化合工艺进步将导致供电煤耗下降，但是则由于煤矸石平均发热值越来越低，影响了发热效率，因而总得来看供电煤耗下降不大。表3.139司 目前典型性煤矸石电站各项指标统计指标数值备注装机容量（万千瓦）262×13.5万千瓦总投资（万元）13000005-07年同类项目平均值单位功率投资（元/千瓦）5000计算项目资产负债率（%）1假设项目贷款利率（%）7%典型法定折旧期限（y）20国家相关折旧办法利用小时数（h）5000行业平均水平供电标煤耗（g/kWh）360同类机组优秀水平厂用电率（%）9%同类机组优秀水平上网电价（RMB/kWh）0.33标杆电价（含税）燃煤热值（kCal）1500均值原煤价格（RMB/ton）65均值综合标煤价（RMB/ton）303计算发电量（万kWh）130000计算耗标煤量（吨）468000计算燃料成本（万元）14196计算人力成本（万元）400典型其他成本（万元）100典型财务成本（万元）9100计算折旧费用（万元）6500计算换贷期内发电成本（万元）30296计算主营业务收入（万元）36667计算税前利润（万元）6371计算毛利率（%）4.90%计算资料来源：世经未来[结论]煤矸石发电的政策条件已经具备，经济条件早已具备，利润也有保证，未来几年里，如果政策没有大的变动，煤矸石发电将进入大规模建设时期，回报稳定，适宜风险承受能力差的信贷类机构涉入。139司 第四部分结论与建议第一章行业发展趋势预测通过上述章节的分析，我们基本可以得出未来1~2年，全国火行业发展的宏观走势。具体的说有以下几个方面。首先，电力供给与需求的矛盾继续向缓和的方向发展，供需平衡已经达成并且略微趋紧，火电装机比例和发电比例08年将继续惯性上涨，09年以后开始回落。其次，随着火电行业资金利润率趋向低点，第三次煤电联动的预期越来越强烈，如果全面联动则需要将社会非农业用电电价每度上调1.3~1.7分。是否联动需要看08年前半年火电行业资金利用率的走势、火电行业成本增幅和收入增幅的对比情况。正如我们在煤电联动一节中所分析的那样，如果08年前半年行业盈利压力所有缓和，那么全面联动将会延缓，取而代之的可能是局部联动。第三，08年我国火电行业结构将继续改善，大容量高效机组比例将继续增加，因此行业利润水平也有结构性的差别，以大机组为主的电厂盈利容易，小机组比例高的电厂盈利压力大。煤电一体化程度较高的企业盈利容易，煤电配合较差的企业盈利压力大，国家将会根据电力供需状况来把握政策的力度。到底是调高中小机组的电价以应电力一时之需，还是继续保持压力、促进以大代小都要看前半年、尤其是夏季用电高峰时期的电力供需状况。对此我们将密切跟踪、及时分析。第四，08年以后，我国火电行业投资重心也有明显的转移，煤矸石发电行业、煤层气行业和煤气化发电行业将成为新的投资热点。大容量的火电机组将继续成为一大投资热点。139司 第二章风险与机会总结基于上述的分析，我们提出火电行业两大投资机遇和三大风险。两大机遇包括煤电一体化经营和煤矸石发电。当前，煤矸石发电的政策条件已经具备，经济条件早已具备，利润也有保证，未来几年里，如果政策没有大的变动，煤矸石发电将进入大规模建设时期，回报稳定。三大风险包括热电联产、生物质发电和脱硫设备行业。所谓风险是指短期风险，在克服了短期的一系列政策性和技术障碍以后，这些产业的发展潜力也十分巨大。对于脱硫设备行业，我们认为，技术上的劣势限制了内资脱硫设备企业的市场空间，再加上未来几年脱硫设备市场本身的萎缩压力，国内脱硫设备市场在一两年内面临洗牌的危险，行业内只有哪些具备了大型脱硫设备制造工艺自主知识产权，规模较大，并拥有发电集团背景的脱硫设备公司能够存活下来，并且完成行业的重组。其他中小型设备生产厂则面临被收购甚至破产的危险。对于热电联产，我们认为，真正经济合理的热电联产机组应该有充足的居民用热和工业用蒸汽的支撑，同时机组本身也应该有一定的规模，按照国家目前的导向，热电联产的机组应该在300MW以上。我国目前的热电缆产机组大多在200MW以下，多为135MW，并不能完全发挥出热电联产机组的优势，更为重要的是，我国的很多热电联产机组缺乏足够的热负荷支撑，如果严格按照规定运作很难盈利。对于生物质能发电，我们发现，当前秸秆发电经营困难的症结首先在于没有形成一个完善稳定的秸秆搜集机制，导致各种运输成本和购买成本居高不下。其次，秸秆发电上网电价也较低，短期内再上调的可能性也不太大。生物质发电企业必须继续面对低售价，高成本的局面。第三，国内的秸秆发电产业还面临一个共同的问题：即锅炉、汽轮发电机等关键设备运行比较稳定，但给水泵、螺旋给料机、上料系统、引风机等辅助设备质量还不够稳定。机电设备的匹配成套需要时间来磨合。总之，我们认为必须经过1~2年的产业适应期，整个秸秆发电行业才会进入低风险的运作期，届时才是投资结构进入的最佳时期。139司 第三章对策与建议总的来看，火电行业的发展前景不如水电。对火电行业的投资力度应该适当下调。同时在火电行业中，投资结构也需要进一步优化。我们建议全力支持的项目包括全面联营的煤电一体化项目、煤矸石项目和煤层气发电等。谨慎支持的项目，包括600MW以上的大型火电机组，环保产业中拥有大电力集团背景的企业，处于“西气东送”受端和沿海拥有LNG接受站的一线城市中的天然气供热或热电项目等。暂时回避的项目，包括200MW以下燃煤、燃油热电联产及其改造项目、资质一般的环保设备生产商和生物质发电项目。就地域来看，我们建议优先进入的地区包括煤炭资源丰富的西北五省，内蒙古西部和东部。我们建议谨慎进入的地区包括两湖、河南等地区。我们谨以暂时回避的项目是依靠海运供煤的沿海大型火电机组。就子行业来看，我们建议优先进入资源综合利用性质的火电机组，尤其是煤矸石发电机组和煤层气发电机组。谨慎进入常规燃气发电行业。暂时回避生物质能发电行业和燃油发电行业。139司 第五部分附件[2007开工建设的大型火电机组]表1.2007年开工建设的大型火电机组统计表（1）序号项目名称地区投资者1白音华金山坑口电厂（一期）工程内蒙白音华金山发电有限公司2华能九台电厂（一期）工程吉林华能九台电厂筹建处3国电湖南宝庆煤电一体化电厂（一期）湖南国电湖南宝庆煤电有限公司4宁夏大坝电厂（三期）扩建工程（更新）宁夏-5电厂（二期）工程（更新）河北河北国华定洲发电有限责任公司6电厂（一期）工程（更新）广西中国国电集团公司广西分公司7电厂新建（一期）工程吉林吉林省能源交通总公司8电厂（一期）工程（更新）云南云南华电镇雄发电有限公司9电厂（五期）工程（更新）安徽中电投芜湖发电厂10电厂（二期）扩建工程（更新）甘肃华能国际电力股份有限公司11电厂（一期）项目湖北-12国电铜陵发电厂（一期）项目（更新）安徽国电铜陵发电有限责任公司13河源电厂（一期）项目（更新）广东合电投资有限公司14漳山发电厂（二期）工程贵州山西漳山发电有限责任公司15贵州华电清镇电厂异地技改工程西南贵州华电清镇发电有限公司16国电蚌埠电厂（一期）工程安徽国电蚌埠发电有限公司17南京热电厂“以大代小”技改工程江苏南京热电厂18中电投廊坊IGCC热电厂工程（更新）河北中国电力投资集团公司19准格尔朱家坪电厂（一期）工程内蒙古-20三门峡火电厂（三期）扩建工程河南大唐三门峡发电有限责任公司21国电福州江阴电厂（二期）工程福建国电福州发电有限公司22绥中发电厂（二期）机组工程辽宁国华绥中发电有限责任公司23新海发电厂“以大代小”扩建工程江苏江苏新海发电有限公司24华电淄博高青火电项目山东华电淄博热电有限公司25马鞍山发电厂改扩建工程安徽马鞍山发电厂26华能岳阳电厂（三期）扩建工程湖南139司 华能湖南岳阳发电有限责任公司27漳山发电厂（二期）工程山西山西漳山发电有限责任公司28华电土右电厂（一期）工程内蒙古内蒙古华电土右发电有限公司29淮北第二发电厂（二期）扩建工程安徽淮北国安电力有限公司30高河（坑口）电厂（一期）工程山西山西潞安矿业集团有限责任公司31国电铜陵发电厂（一期）工程安徽国电32岱海电厂（三期）工程内蒙古内蒙古岱海发电有限责任公司33内蒙古华电乌达热电厂扩建工程内蒙古华电34华润浙江苍南电厂（一期）项目浙江华润电力控股有限公司35华电六安电厂（二期）工程安徽安徽华电六安发电有限公司36威信扎西煤电一体化电厂（一期）工程云南威信云投粤电扎西能源有限公司37圣裕土左电厂（一期）工程内蒙古内蒙古圣裕能源股份有限公司38射阳港电厂（三期）工程江苏江苏射阳港发电有限责任公司39大别山电厂（二期）工程湖北中国电力黄冈大别山发电公司40粤电新会燃煤电厂工程广东广东粤电新会发电有限公司41新昌电厂（一期）工程江西江西新昌发电有限责任公司42华电灵武电厂（二期）项目宁夏华电宁夏灵武发电有限公司43国电新泰电厂（一期）工程山东中国国电集团公司山东分公司44福溪坑口发电厂（一期）工程四川福溪坑口发电厂45华润西江发电厂（一期）工程广东华润电力和云浮天成电力合资46宁夏鸳鸯湖电厂（一期）工程宁夏宁夏鲁能能源重化工有限公司47国华定洲发电厂（二期）工程河北河北国华定洲发电有限责任公司48上海华电望亭发电厂改建工程上海-49大唐景泰电厂（一期）工程甘肃大唐甘肃发电有限公司50准格尔黑岱沟发电厂（一期）工程内蒙古北方联合电力有限责任公司资料来源：国家发改委、世经未来整理表1.2007年开工建设的大型火电机组统计表（2）单位：万千瓦，万元139司 项目名称地区装机容量投资额开工日期投产日期白音华金山坑口电厂（一期）工程内蒙2×6048500020072008华能九台电厂（一期）工程吉林2×6649800020072009国电湖南宝庆煤电一体化电厂（一期）湖南2×6645000020072010宁夏大坝电厂（三期）扩建工程（更新）宁夏2×6049250020072008电厂（二期）工程（更新）河北2×6648000020072010电厂（一期）工程（更新）广西2×6050000020072010电厂新建（一期）工程吉林2×6042000020072010电厂（一期）工程（更新）云南2×6050000020072009电厂（五期）工程（更新）安徽2×6046000020072009电厂（二期）扩建工程（更新）甘肃2×6041878920072010电厂（一期）项目湖北2×6646500020072009国电铜陵发电厂（一期）项目（更新）安徽2×6049800020072008河源电厂（一期）项目（更新）广东2×6052000020072009漳山发电厂（二期）工程贵州2×6047000020072009贵州华电清镇电厂异地技改工程西南2×6050000020072010国电蚌埠电厂（一期）工程安徽2×6047000020072009南京热电厂“以大代小”技改工程江苏2×6045000020072011中电投廊坊IGCC热电厂工程（更新）河北2×4070000020072009准格尔朱家坪电厂（一期）工程内蒙2×6055000020072010三门峡火电厂（三期）扩建工程河南2×6045000020072010国电福州江阴电厂（二期）工程福建2×l0020072008139司 700000绥中发电厂（二期）机组工程辽宁2×10079000020072010新海发电厂“以大代小”扩建工程江苏2×10065000020072008华电淄博高青火电项目山东2×10087000020072009马鞍山发电厂改扩建工程安徽2×10088000020072009华能岳阳电厂（三期）扩建工程湖南2×6043000020072009漳山发电厂（二期）工程山西2×6047000020072009华电土右电厂（一期）工程内蒙2×6647470020072009淮北第二发电厂（二期）扩建工程安徽2×6046900020072010高河（坑口）电厂（一期）工程山西2×6051667720072009国电铜陵发电厂（一期）工程安徽2×6045000020072009岱海电厂（三期）工程内蒙2×6050000020072009内蒙古华电乌达热电厂扩建工程内蒙-48000020072009华润浙江苍南电厂（一期）项目浙江2×10088000020072010华电六安电厂（二期）工程安徽2×6049000020072010威信扎西煤电一体化电厂（一期）工程云南2×6048762320072009圣裕土左电厂（一期）工程内蒙2×6047000020072009射阳港电厂（三期）工程江苏2×6050000020072009大别山电厂（二期）工程湖北2×6048605420072009粤电新会燃煤电厂工程广东-50000020072009新昌电厂（一期）工程江西2×6048000020072009华电灵武电厂（二期）项目宁夏2×10075000020072009139司 国电新泰电厂（一期）工程山东2×6650000020072009福溪坑口发电厂（一期）工程四川2×6050000020072009华润西江发电厂（一期）工程广东2×6049217220072009宁夏鸳鸯湖电厂（一期）工程宁夏2×6046490020072009国华定洲发电厂（二期）工程河北2×6048000020072009上海华电望亭发电厂改建工程上海2×6049600020072009大唐景泰电厂（一期）工程甘肃2×6049000020072010准格尔黑岱沟发电厂（一期）工程内蒙2×6048000020072009资料来源：国家发改委、世经未来整理139司'