2012年火电行业分析报告 97页

'2012年火电行业分析报告摘要2011年，火电行业发展特点是“高收入、低利润、亏损严重”，行业延续了2010年的亏损格局。虽然国家在2011年两次提高了火电的上网电价，部分缓解了火电行业的经营压力，但煤电矛盾依然突出，电煤成本高依然是火电行业亏损的主要因素。回顾2011年——销售收入高速增长：2011年1-12月，火电行业销售收入12717.08亿元，同比增长18.06亿元。增速较2010年提高了1.97个百分点。火电行业销售收入保持较快的增长。电力行业与宏观经济发展态势关系密切，2011年国民经济保持平稳较快发展为电力行业的持续发展创造了良好的外部环境。低利润，亏损严重：2011年1-12月，火电行业销售收入快速增长，但是利润较低，亏损严重，利润总额205.94亿元，同比增速为负增长，亏损总额482.35亿元，同比增长35.91%。由于中国经济的高速增长，对煤炭资源需求大幅增长，加之国际操纵炒作，国际巨头垄断等多重因素，煤炭价格高位上行，同时劳动力成本的上升，利息支出等因素，使得火电企业的发电成本大幅攀升，而下游上网电价面临管制，使得火电的发电成本无法内部消化，经营效益大幅减少。原料成本高企：2011年，煤炭价格总体仍保持高位运行，但大幅上涨势头得到明显抑制，并在4季度出现小幅回调。截止12月30日，全国市场交易煤炭平均价格为786.1元/吨，价格指数为198.5。电煤成本的持续上涨，对火电企业的利润挤压严重，是导致行业效益低的关键因素之一。展望2012年——供需仍偏紧：2012年，预计全社会用电量增速将有所回落，但受气候、来水、电煤供应等不确定因素影响，预计全国电力供需总体将仍旧偏紧。预计2012年全年发电设备利用小时将在4750小时左右，火电设备利用小时在5300-5400小时，最大电力缺口3000-4000万千瓦。煤电矛盾趋于缓和：87 近年来，在现行的煤电价格体制下，煤炭价格的持续大幅上涨、火电企业的大面积亏损，使得煤电矛盾愈演愈烈。而国家电煤价格干预措施己经对煤炭价格快速上涨产生了有效遏制，发电企业成本上涨压力将有所缓解；另外，随着2011年底上网电价调整政策的进一步实施，发电企业盈利水平将会提高；而货币政策紧中趋松，发电企业融资环境也将有所改善。总体来看，2012年，电力行业大面积亏损状况有望逐步改善，煤电矛盾将暂时趋于缓和。节能减排压力大：作为重要的基础能源行业，电力行业对国家经济社会发展和人民生活水平的提高具有非常重要的保障作用，虽然近年来清洁能源发展步伐有所加快，但火电发电量仍占全国发电量的八成以上，因此，电力行业也是重要的排污行业，是烟尘、一氧化硫、氮氧化合物等大气污染物排放的主要来源。政策法规的不断出台意味着2012年全国节能减排形势更加严峻，在这一背景下，新修订的《火电厂大气污染物排放标准》也于2012年1月1日起开始实施，因此，2012年电力行业仍将面临较大节能减排压力，电力行业结构调整步伐也有望继续加快。风险依然较大：2012年，火电行业面临的不确定性增加、变化具有复杂性，风险因素有增无减。存在的主要风险点有：国内外经济环境的不确定性；产业政策加强执行；供需偏紧；原材料价格变化波动，区域呈现分化；下游需求减弱；行业整合加快；结构性产能过剩和阶段性产能过剩等。总体投资原则：总量控制、结构调整、区别对待，择优进入。2012年，对火电行业的总体投资规模进行适度控制，审慎维持原有规模；严格执行国家的产业政策，加强投资资金的控制管理，强调准入客户的产能装备先进、手续合规、产品具备竞争优势，对存量资产加大结构调整力度，尽快退出产能落后、规模较小、经营亏损的客户；对行业内客户实行区别对待，增量资产主要投向有市场竞争力的企业；与大型优势火电企业建立良好的合作关系，选择具有盈利能力强、产能合规的中型火电生产企业，关注具有资源优势的企业，择优参与。87 目录第一章火电行业概况1第一节行业定义及分类1第二节行业地位1一、能源结构：主导地位1二、国民经济：发展动力2第二章2011年火电行业发展环境分析4第一节2011年宏观经济环境分析4一、国内经济环境分析4二、国内经济趋势判断6第二节2011年产业政策环境分析8一、产业政策分析8二、电力“十二五”规划9三、产业政策发展趋势10第三节2011年行业发展社会环境分析10一、行业发展社会环境概述10二、节能减排：压力巨大10第四节2011年行业技术环境分析11一、火电行业劳动生产率逐步提升11二、火电行业工艺方向12第三章2011年火电行业运行情况分析14第一节供给分析及预测14一、供给总量分析14二、供给结构变化分析15三、供给预测17第二节需求分析及预测18一、需求总量分析18二、需求结构变化分析19三、需求预测21第三节市场分析及预测21一、供需平衡分析及预测21二、价格变化分析及预测23第四节投融资分析及预测24一、固定资产投资分析：电力生产与供应行业固定投资增速趋缓24二、兼并重组情况分析：发电企业战略转型步伐有望加快25第五节经营状况分析及预测26一、行业规模：扩张缓慢26二、三费变化：财务费用大幅提高，融资成本上升26三、经营效益：收入高，利润低，亏损严重28四、财务指标分析：盈利能力不足，营运能力不断增强28第四章2011年火电行业竞争状况及发展特征3087 第一节行业竞争状况分析30第二节行业竞争结构分析30一、“波特五力”模型分析30二、竞争特点分析33第三节行业发展特征分析33一、行业集中度处于中等水平33二、原材料成本为主要成本33三、行业运营需要大量资金投入34四、行业处于成长期34第五章2011年火电行业产业链分析36第一节火电行业产业链介绍36第二节火电行业上游产业分析36一、火电成本构成36二、煤炭行业：价格高位调整，电煤库存高37三、趋势预测39第三节火电行业下游产业分析40一、整体需求分析：四大耗能产业为主要消费者40二、钢铁行业：下游需求减弱，产能减速41二、化工行业：需求增长乏力42三、有色金属业：结构调整，控制产能过剩43四、建材行业：产量保持较快增长44第六章2011年火电行业区域发展分析46第一节火电行业区域分布总体分析46一、规模分布：江苏、广东、河南规模领先，西部发展较快46二、效益分布：广东，江苏利润居前，河南亏损严重，东部地区效益最好48第二节火电行业重点区域发展分析50一、江苏省——规模效益型50二、广东省——外资主导整体经营效益好52三、河南省——煤炭大省火电亏损严重55四、内蒙古——资源优势型57第三节其他区域59第七章2011年火电企业竞争力分析61第一节行业内企业竞争情况分析61一、企业规模特征分析61二、企业所有制特征分析62第二节行业内上市公司综合排名及各项指标排名65一、总资产排名65二、主营业收入排名66三、利润排名66四、净利润增长率排名67五、综合排名68第三节华能国际69一、经营状况分析69二、企业经营策略和发展战略分析6987 三、SWOT分析70四、企业竞争力评价70第四节大唐发电71一、经营状况分析71二、企业经营策略和发展战略分析71三、SWOT分析72四、企业竞争力评价73第五节国电电力73一、经营状况分析73二、企业经营策略和发展战略分析73三、SWOT分析74四、企业竞争力评价75第六节国投电力75一、经营状况分析75二、企业经营策略和发展战略分析75三、SWOT分析76四、企业竞争力评价76第七节申能股份76一、经营状况分析76二、企业经营策略和发展战略分析77三、SWOT分析77四、企业竞争力评价78第八章2012年火电行业风险分析79第一节宏观环境风险分析80第二节政策环境风险分析81第三节供需风险分析81第四节产业链风险82第五节区域风险82第六节企业经营管理风险82第十章2012年火电行业投资策略84第一节行业发展趋势要点84一、煤炭一体化开发84二、中西部快速发展84第二节行业总体投资原则84第三节投资政策建议85一、目标产业链85二、目标区域85三、目标客户8587 表录表1电力行业其及代码1表22007年-2011年火电在电力行业地位2表32007年-2011年火电行业在国民经济中的比重2表4火电行业对国民经济的作用和贡献3表52011年宏观经济主要指标情况4表6火电发展环境影响预测8表7火电行业历年来重点产业政策汇总8表82011年以来火电行业重点政策9表92011年“十二五”规划研究报告内容9表10火电行业社会环境因素分析10表112007年-2011年电力行业供电煤耗率11表122011年火电行业节能减排事件11表132007年-2011年火电行业平均生产力变化情况12表14火电行业工艺方向13表152007年-2011年火电行业工业总产值情况14表162007年-2011年火电装机容量变化情况15表172010年9月-2011年全国火电行业发电量情况15表182011年分省发电量情况16表192011年全国分地区发电设备累计平均利用小时情况表17表202007年-2011年火电行业销售收入18表212007年-2011年全社会用电量变化情况19表222011年全国分地区用电量情况20表232011年国家三调电价情况23表242007年-2011年火电行业规模26表252007年2011年火电行业三费变化情况27表262007年-2011年火电行业经营效益情况28表272007年-2011年火电行业盈利能力指标29表282007年-2011年火电行业偿债能力指标29表292007年-2011年火电行业发展能力指标29表302007年-2011年火电行业营运能力指标29表312007年-2011年火电行业企业数量和总资产3087 表322011年分规模火电行业集中度情况33表332007年-2011年单个火电行业平均资产情况34表342007年-2011年火电行业资产、销售收入和用电量变化情况35表352011年1-11月全国主要工业用电量情况40表362011年1月-2011年12月主要钢铁产品月产量情况42表372011年火电行业资产分布情况46表382011年火电行业销售收入分布情况47表392011年火电行业盈利区域分布情况48表402011年火电企业亏损区域分布情况49表412007年-2011年江苏省火电行业基本情况50表422007年-2011年江苏省火电行业规模情况51表432011年江苏省经营火电行业效益情况51表442011年江苏省火电行业财务指标情况52表452007年-2011年广东省火电行业基本情况53表462007年-2011年广东省火电行业规模情况53表472011年广东省火电企业分所有制盈利情况54表482011年广东省火电企业分所有制亏损情况54表492011年广东省火电行业财务指标情况54表502007年-2011年河南省火电行业基本情况55表512011年河南省经营火电行业效益情况56表522007年-2011年内蒙火电行业基本情况57表532007年-2011年内蒙火电行业规模57表542007年-2011年内蒙火电企业经营效益58表552007年-2011年内蒙火电行业主要财务指标59表56其他省市发展状况59表572011年火电行业不同规模企业从业人员结构62表582011年火电行业不同规模企业亏损结构62表592011年火电行业不同规模企业销售收入和利润结构62表602011年火电行业不同所有制企业资产结构63表612011年火电行业不同所有制企业从业人员结构64表622011年火电行业不同所有制企业亏损结构64表632011年火电行业不同所有制企业销售收入和利润结构65表642011年3季度火电行业上市公司总资产情况65表652011年3季度火电行业上市公司主营业收入情况6687 表662011年3季度火电行业上市公司利润总额情况66表672011年3季度火电行业上市公司净利润增长率情况67表68火电行业上市公司分析主观赋权指标权重68表692011年3季度火电行业上市公司综合排名情况68表70火电行业主要风险因素分析79表71火电行业各项评级因素判断结果8087 图录图12007年-2011年火电行业人均单月工业总产值12图22007年-2011年火电行业工业总产值情况14图32007年2011年火电行业销售收入19图42011年1-12月全社会用电结构20图52009年-2011年电力和热力生产与供应业累计固定资产投资完成额及其增速24图62011年电力行业固定资产投资结构25图72007年-2011年火电行业规模26图82007年-2011年火电行业三费同比增速情况27图92007年-2011年火电行业三费比重情况28图10火电行业上下游产业链关系图36图11火电成本构成37图122010年-2011年我国原煤月度产量及其增速情况38图132010年-2011年我国煤炭月度销量及其增速情况38图142010年-2011年秦皇岛5500大卡山西优混煤炭平均价格39图152010年-2011年我国直供电厂煤炭库存水平39图162009年-2011年11月化工行业主营业务收入及其增速情况43图172011年我国火电行业资产分布情况50图182011年广东省火电行业分所有制企业数量情况53图192006年-2010年内蒙火电企业资产及负债情况58图202011年火电行业企业规模分布情况61图212011年火电行业企业规模分布情况61图222011年火电行业企业所有制分布情况63图23电力行业产业链关系图（火电及电网行业）8587 第一章火电行业概况第一节行业定义及分类火力发电一般是指利用煤炭、石油和天然气等燃料燃烧时产生的热能来加热水，使水变成高温、高压水蒸气，然后再由水蒸气推动发电机来发电的方式的总称。我国的火电厂以燃煤为主。火力发电按其作用分单纯供电的和既发电又供热的。按原动机分汽轮机发电、燃气轮机发电、柴油机发电。按所用燃料分，主要有燃煤发电、燃油发电、燃气发电。为提高综合经济效益，火力发电应尽量靠近燃料基地进行。在大城市和工业区则应实施热电联供。火力发电系统主要由燃烧系统（以锅炉为核心）、汽水系统（主要由各类泵、给水加热器、凝汽器、管道、水冷壁等组成）、电气系统（以汽轮发电机、主变压器等为主）、控制系统等组成。前二者产生高温高压蒸汽；电气系统实现由热能、机械能到电能的转变；控制系统保证各系统安全、合理、经济运行。根据国家统计局国民经济行业分类（GB/T4754-2002），火电行业属于D门类（电力、燃气及水的生产和供应业）下属的44大类（电力、热力的生产和供应业）中的441中类（发电）中的4411小类，如下表所示。表1电力行业其及代码行业及代码子行业及代码行业描述441电力生产4411火力发电指利用煤炭、石油、天然气等燃料燃烧产生的热能，通过火电动力装置转换成电能的生产活动4412水力发电指通过建设水电站将水能转换成电能的生产活动4413核力发电指通过建设核电站将核能转换成热能然后再转换为电能的生产活动4419其他能源发电主要是风力发电、太阳能发电、生物质发电等资料来源：国家统计局如表所示，火电行业中还包括了煤电、气电、油电以及资源综合利用发电（余热、余气发电等）。第二节行业地位一、能源结构：主导地位火电一直占据我国能源结构举足轻重的地位，2007年-2011年，火电装机容量比重和发电量比重基本处于0.7和0.8左右，在我国能源结构用处于主导地位。从增速来看，随着不可再生资87 源的不断减少，原材料价格的不断上涨，另外国家执行关于节能减排政策的执行力度的不断加大，使得火电的装机容量增速和发电量增速略低于电力行业的装机容量增速和发电量增速，火电行业在电力行业中的装机容量比重和发电量比重呈小幅下降趋势。2011年由于来水偏枯，全国主要耗能工业产能大幅扩张，电力需求大增，使得火电利用每小时上升，火电的发电量增速高于全国电力行业发电量增速。由于电力行业的特性，火电在电压稳定、频率稳定、持续供应等自然特性相对其他能源具有较好的特性，而水电受自然地理原因限制，在大部分地区仅仅作为调峰作用，核电由于2011年3月的日本核危机事件导致的国际影响，使得我国核电项目审批暂缓，其他新能源由于比重太低，发展还需要其他相关方面的支持，也无法短时间取代火电。因此预计未来1-3年内，火电仍将处于我国能源结构中的主导地位，装机容量比重和发电量比重会有小幅下降但依然会保持在0.7和0.8左右。表12007年-2011年火电在电力行业地位单位：万千瓦，亿千瓦时　　20072008200920102011装机容量总装机容量71329792958740796219105576总装机容量增速14.68%11.17%10.23%10.08%9.25%火电装机容量5544260286652057066376546火电装机容量增速14.53%8.74%8.16%8.37%8.33%火电装机容量比重0.77730.76030.7460.7340.725发电量总发电量32086.83404736506.2342280.1547217总发电量增速14.90%5.50%7.05%15.82%11.68火电发电量27012.627857.429814.2134145.2438975火电发电量增速14.60%3%7.20%14.53%14.07火电发电量比重0.84190.81820.81670.80760.8254数据来源：中电联，世经未来二、国民经济：发展动力火电行业的工业总产值快速增长，随着我国经济的高速发展，对于我国的电力需求也大幅增长，占国民生产总值比重也逐步上升，2011年火电行业工业总产值占国民生产总值比重达到了2.8%，火电行业及相关产业带动了国民经济的发展，提高了就业人口，增加国民税收。表22007年-2011年火电行业在国民经济中的比重单位：亿元年份工业总产值增长率国内生产总值增长率比重20077233.5420.85257306130.02920087871.7710.043006709.60.026920098656.289.953353538.70.024620109983.8914.8439798310.30.025187 201113188.9518.314715649.20.02797数据来源：国家统计局世经未来表1火电行业对国民经济的作用和贡献角度作用和贡献分析对国民经济的贡献2011年，火电行业从业人员人数71多万人，为我国就业人口提供了大量工作岗位，工业总产值13188.95亿元，为我国提供了大量的财政税收收入，一定程度上带动了GDP发展社会责任2011年，由于煤电矛盾，CPI居高不下，火电行业大面积亏损，亏损经营，同时国家提高工业上网电价，不提高居民生活上网电价，限制限闸拉电，为居民日常生活提高了稳定的保障。相关行业影响角度火电行业是基础工业，处于国民经济产业链的底层。电力产品应用于从生产到生活的几乎所有部门和行业。节能减排2011年，6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗330克/千瓦时，比2010年降低3克/千瓦时；全国电网输电线路损失率6.31%，比2010年降低0.22个百分点。资料来源：国家统计局世经未来87 第二章2011年火电行业发展环境分析第一节2011年宏观经济环境分析一、国内经济环境分析表12011年宏观经济主要指标情况指标1-12月绝对量同比增长（%）国内生产总值（亿元）4715649.2其中：第一产业477124.5第二产业22059210.6第三产业2032608.9规模以上工业增加值（亿元）13.9规模以上工业企业利润（亿元）5454425.4全社会固定资产投资（亿元）31102223.6固定资产投资（不含农户）（亿元）30193323.8其中：东部13031920.01中部7078327.5西部7184928.7东北3268730.4社会消费品零售总额（亿元）18391917.1居民消费价格-5.4城镇居民人均可支配收入（元）2181014.1广义货币供应量（M2）余额（万亿元）85.213.6狭义货币供应量（M1）余额（万亿元）29.07.9流通中现金（M0）余额（万亿元）5.113.8数据来源：国家统计局2011年我国宏观经济呈现以下特点：（一）GDP增速趋缓，我国产业结构以工业为主导2011年，我国经济平稳减速，没有出现大的起落，四个季度同比增速分别为9.7%，9.5%，9.1%和8.9%；GDP环比增速基本稳定。我国经济增长的回落，既是政府为控制通胀主动调整宏观经济政策的结果，也反映了全球经济复苏步伐放缓对我国的影响。此外，刺激政策退出、房地产调控和节能减排力度加大对经济增长也产生了一定影响。从三次产业看，一、二、三产业分别增长4.5%，10.6%和8.9%，三次产业结构为10.1：46.8：43.1。工业产业仍是我国经济的主导地位。（二）工业生产平稳较快增长，企业利润继续增加我国工业经济继续呈现出生产增长较快、87 改善、结构调整稳步推进的良好格局，总体运行在平稳较快增长区间。2011年，按可比价格计算，全国规模以上工业增加值比2010年增长13.9%，增速同比回落1.8个百分点。2011年，全国规模以上工业企业实现利润54544亿元，比2010年增长25.4%。企业利润保持较快的增长。（三）我国经济以投资为主导，投资结构改善2011年，在宏观政策主动调控下和世界经济增长放缓影响下，我国三大需求出现了不同程度的下降。全年经济增长动力主要来自于国内需求，内外需平衡有所改善。在投资总体保持增长的同时，投资结构明显改善。一是民间投资逐步成为投资增长的重要力量。二是房地产开发投资增速回落，而保障房投资步伐加快。三是大规模基础设施投资增长有所回落。四是地区之间投资更趋均衡，东、中、西部投资分别增长21.3%，28.8%和29.2%，中西部地区投资增速明显高于东部地区，地区之间投资差距逐步缩小。（四）物价上涨，年末基本得到控制2011年以来，受货币存量过高以及农产品价格、大宗商品价格持续大幅上涨等因素推动，我国居民消费价格指数、工业品出厂价格指数呈稳定增长的态势。面对严峻的物价形势，我国出台了控制货币、发展生产、保障供应、搞活流通、加强监管、安定民生的一系列有针对性的措施，2011年4季度，物价上涨基本得到控制，但2011年全年物价水平仍处于较高位。（五）货币政策总体偏紧2011年12月末，广义货币供给（M2）85.16万亿元，同比增长13.6%，增幅比上月末加快0.9个百分点，较2010年同期低6.1个百分点。狭义货币供给（M1）28.98万亿元，同比增长7.9%，增幅比上月末加快0.1个百分点，较2010年同期低13.3个百分点。12月M2和M1增速均有所反弹，表明中央预调微调政策正在发挥积极效果，但M1和M2增速差继续扩大0.8个百分点至5.7%，剪刀差不降反升表明，M2的大幅回升主要源自流动性较差的定期存款增加，经济活力仍然不足；M1的好转主要来源于M0的大幅上升，主要是节前现金需求激增引起。因此，货币供应量反弹持续性较差。（六）火电行业：国内经济减缓下的“销售收入高增长，成本压力大”2011年，宏观经济对火电行业的影响分主要表现为以下方面：工业生产平稳较快增长，工业用电一直是电力消费的主要力量，工业生产的平稳增长是带动全社会用电量不断增长的主要因素；2011年全年，全国工业用电量34633亿千瓦时，占全社会用电量的比重为73.8%。87 固定资产投资保持较快增长，投资结构继续改善，带动发、用电量持续增长，并推动区域用电结构优化。固定资产投资规模的不断扩大，为发、用电量的持续增长提供了保证；同时，中西部地区投资增速仍明显高于东部地区，有助于全国范围内电力消费产业结构优化和区域结构优化。物价高位运行，电力生产业仍面临较大成本压力。2011年全年居民消费价格比2010年上涨5.4%。其中，2011年12月份，居民消费价格同比上涨4.1%，环比上涨0.3%；工业生产者购进价格同比上涨3.5%，环比下降0.4%。居民消费价格同比涨幅在7月份达到高点6.5%后，涨幅连续回落，我国通胀压力明显减轻，为年内二次电价调整提供了空间；与此同时，工业生产者购进价格的持续回落也使得电力生产业成本压力有所缓解。城乡居民收入稳定增加，推动居民用电量稳步增长。2011年全年城镇居民人均总收入23979元。收入的稳定增长为城乡居民生活水平稳步提升提供了保障，并推动居民用电需求增加，带动城乡居民生活用电量稳定增长。2011年来，在控通胀的政策原则下，货币政策逐渐收紧，存款准备金率上调到历史高点，加息政策也使用。在此政策影响下，企业融资成本大幅上升，火电企业的财务费用大幅增长。作为一个资金密集型的行业，资金需求量大，货币政策的收紧使得企业资金成本增加，挤压企业的利润。二、国内经济趋势判断2012年，国民经济将继续处于软着陆之中，随着全球经济下行风险加大，出口增速继续放缓，房地产、基础设施等投资明显降温，社会消费品零售增长保持相对稳定。预计2012年宏观经济同比增长开始趋缓。同时，随着世界经济下行风险前紧后松、国内紧缩性政策滞后效应逐渐缓和，以及2011年基数因素的影响，2012年经济运行将呈现“前低后高”的趋势。（一）固定资产投资增幅将有所回落推动投资增长的有利因素：一是“十二五”规划重大项目后续建设支持投资增长。受投资建设周期影响，五年规划第二年往往是建设项目进入投资高峰期。二是保障房投资建设继续加快。2012年全年保障性安居工程开工总量基本确定在700万套，竣工总量确定为400万套。三是新开工项目计划投资企稳回升有利于投资增长。2011年下半年以来，新开工项目增速回升，全年新开工项目计划总投资比2010年增长22.5%.抑制投资增长的不利因素：一是房地产、制造业投资回落。2011年投资能保持较快增长，得益于分别占投资总额35%和25%左右的制造业和房地产投资的高增长，而制造业投资与出口增长较为密切，2012年出口下降会抑制制造业投资增长。同时，房地产限购政策尚不会放松，房地产开发企业融资难度较大，待售面积处于87 较高水平。二是基础设施建设投资减速。2011年下半年以来，因资金紧张以及重大事故的影响等因素，导致高铁建设步伐显著放缓；此外，由于电煤价格矛盾，发电行业亏损严重，电力投资也大幅减缓。三是适度收紧的货币政策使投资资金环境偏紧。国家实施稳健的货币政策，已经多次提高存贷款基准利率与存款准备金率，银行信贷资金逐步收缩，投资资金运用成本提高。四是较高基数影响投资增速。（二）通货膨胀压力趋于减弱抑制物价上涨的因素：一是食品价格涨幅企稳回落。二是控物价的货币条件持续改善，2011年M2和M1增速不断回落，而货币紧缩效应时滞较长，至少将延续至2012上半年，物价上涨的货币信贷基础被削弱。三是经济增速平稳回调，出口和投资增速下降，国内总供求关系较宽松，物价上涨的需求压力将有所减轻。四是世界经济前景更加暗淡，铁矿石、石油、谷物等国际大宗初级产品价格不会大幅上涨，我国输入性通货膨胀压力继续减弱。推动物价上涨的因素：一是我国经济正处在成本上升阶段，劳动力成本和资源价格的上涨都具有长期性特点。二是经过几轮物价周期性波动，国内投资者和消费者越来越稳固地建立起经验性通货膨胀预期，当前物价上涨预期仍然偏高。三是“十二五”期间，为加快发展方式转变和完成节能减排约束性目标任务，国家将适时推进资源性产品价格和税费改革，水、电、油、天然气等价格将出现一定幅度的提高，进而将推高物价涨幅。（三）工业生产将继续减速推动工业增长的有利因素：一是中西部地区承接东部沿海产业转移将为工业增长添加动能，对工业增长具有推动作用。二是汽车政策退出的负面影响基本被市场消化，汽车生产有望逐步恢复，并将带动其他相关产业提高产量。二是2011年上半年固定资产投资新开工项目数下降4.6%，下半年由降转升，同比增长7%，有利于后期工业需求水平提高。四是中小企业的发展环境将逐步改善。随着国务院一系列支持、促进中小企业发展措施的落实，长期以来困扰中小企业发展的资金短缺、税赋过重、技术落后等问题将逐步得到解决，中小工业企业将在政策刺激下焕发出新的活力和生机。抑制工业增长的不利因素：一是我国出口贸易同比增速明显下降，外需不振抑制工业增长。二是当前宏观经济正处于周期下行区间，重工业行业增速将呈现加速下滑的趋势。而我国战略性新兴产业尚未成为有力支撑工业增长的支柱性产业。三是工业面临去库存化压力。为房地产服务、为出口服务的产能占工业产能的比重过大，伴随房地产与外贸出口的收缩，去库存化与去产能化的双重压力将逐渐凸显。四是企业经济效益下滑，尤其是那些依附于大型企业、处于供应链末端的小微型企业效益与资金环境恶化，企业生产受到制约。五是节能减排将制约粗放型增长。随着国务院发布“十二五”87 节能减排综合性工作方案，并目对各地方、各行业节能减排下达了任务分解目标，将推动经济发展方式转变，对“两高一资”产业的增长形成一定制约。（四）对火电行业影响：发展环境影响中性表1火电发展环境影响预测火电有利因素火电不利因素“十二五”规划重大项目后续建设支持投资增长带动用电需求房地产、制造业投资回落抑制用电需求保障房投资加快工业面临去库存化压力新开工计划企稳回升基础设施建设投资减速中西部地区承接东部沿海产业转移重工业行业增速将呈现加速下滑中小企业的发展环境将逐步改善适度收紧的货币政策使投资资金环境偏紧成本上升推进资源性产品价格和税费改革增加火电企业盈利劳动力成本和资源价格的上涨都具有长期性特点通货膨胀压力趋于减弱电价上调提供空间节能减排将制约粗放型增长煤炭行业面临去库存化压力煤炭价格下降，成本下降电力投资也大幅减缓装机容量下降资料来源：世经未来第二节2011年产业政策环境分析一、产业政策分析电力行业是我国经济的命脉基础，而火电在电力行业中占据主导地位，因此国家对火电的相关政策限制和引导较多。表2火电行业历年来重点产业政策汇总时间政策名称1995年中华人民共和国电力法2002年《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》2005年电力监管条例2005年《电力业务许可证管理规定》2005年《电力市场监管办法》2006年《国务院关于全面加强应急管理工作的意见》2007年《跨区域输电价格审核暂行规定》2009年《电力用户与发电企业直接交易试点基本规则(试行)》2010年《南方区域跨省（区）电能交易监管办法》2010年《电价监督检查暂行规定》2010年《合同能源管理财政奖励资金管理暂行办法》，2010年《火电厂氮氧化物防治技术政策》2010年《中国资源综合利用技术政策大纲》2010年《国务院关于进一步加强淘汰落后产能工作的通知》2010年《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十二个五年规划的建议》87 2010年《国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》，2011年《产业结构调整指导目录（2011年本）》2011年《电力争议纠纷调解规定》资料来源：世经未来表12011年以来火电行业重点政策时间政策名称2011年1月《关于做好工业领域电力需求侧管理工作的指导意见》2011年4月《有序用电管理办法》2011年7月《关于完善厂网合同电量形成机制有关问题的通知》2011年9月《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）2011年10月《发电机组进入及退出商业运营管理办法》2011年10月《电力争议纠纷调解规定》2011年11月《关于对电煤实施临时价格干预和加强电煤价格调控的公告2011年11月《输配电成本监管暂行办法》2011年11月《关于居民生活用电试行阶梯电价的指导意见》2011年12月《关于调整南方电网电价的通知》、《关于调整华北电网电价的通知》、《关于调整东北电网电价的通知》、《关于调整西北电网电价的通知》《关于调整华东电网电价的通知》、《关于调整华中电网电价的通知》2011年12月可再生能源“十二五”规划目标2012年2月电力工业“十二五”规划滚动研究综述报告资料来源：世经未来二、电力“十二五”规划2011年，我国经济持续平稳较快发展，国家颁布了国民经济与社会发展“十二五”规划纲要，印发了《“十二五”节能减排综合性工作方案》，出台了新的《火电厂大气污染物排放标准》。国家能源局编制提出了“十二五”能源发展规划，并广泛征求意见。在2010年编制提出《电力工业“十二五”规划研究报告》的基础上，为进一步推动电力规划研究成果纳入国家能源和电力“十二五”规划，促进电力行业科学发展，中电联2011年牵头开展了电力工业“十二五”规划滚动研究工作。表22011年“十二五”规划研究报告内容发展目标主要措施“十二五”规划发电装机容量达到14.63亿千瓦左右，煤电9.28亿千瓦，以开发煤电基地为中心，重点建设山西（晋东南、晋中、晋北）、陕北、宁东、准格尔、鄂尔多斯、锡盟、呼盟、霍林河、宝清、哈密、准东、伊犁、淮南、彬长、陇东、贵州16个大型煤电基地优化发展煤电推行煤电一体化开发，山西、陕西、内蒙古、宁夏、新疆等煤炭资源丰富地区的大型煤电基地建设；鼓励发展热电联产，统一规划高参数、环保型机组、符合国家政策的热电联产项目；推进煤电绿色开发，大力推行洁净煤发电技术。“十一五”成就发电装机容量快速增长。2010年底我国发电装机容量达到10.5亿千瓦，其中火电7.6亿千瓦，绿色发电比重进一步提高。在2010年全国发电装机容量10.5亿千瓦中，煤电占总容量的比重由2005年的72.8%。火电机组平均单机容量稳步提高。落实国家“上大压小”政策，加快小火电机组关停，“十一五”期间累计关停小火电机组超过7000万千瓦，提前一年半完成国家“十一五”87 关停小火电机组5000万千瓦任务。地区布局进一步优化。西部和北部能源基地建设进一步加快，东部沿海地区发电装机增速下降。“十一五”前四年，能源资源丰富的西北、华中、华北地区的装机容量分别增长了63%、45%、42%，华东地区仅增长24%，电源地区布局得到进一步优化资料来源：世经未来三、产业政策发展趋势2012年，针对火电行业的产业政策主要的关注点是：《火电厂大气污染物排放标准》的颁布，并且将在2012年1月1日起执行，此次节能减排的标准较为严厉，这意味着火电厂每年都要增加超过1000亿元的运行费用，这对于业已亏损严重的发电企业来说压力巨大。从强化脱硫标准到此次推动脱硝，环境监管毫无疑问在不断收紧。《火电厂大气污染物排放标准》不仅高于2003年的标准，在国际上也属于最高水平，新标准推行是“大势所趋”。环境保护部颁布的《新标准》明确指出，为更好地适应“十二五”环境保护工作的新要求，对现有火电厂，设置了两年半的达标排放过渡期，给企业一定时间进行机组改造。第三节2011年行业发展社会环境分析一、行业发展社会环境概述火电行业是国民经济的基础产业，电力是国民经济中几乎所有行业的基础能源。但是由于电力产品差异性较小的特性，因此社会环境对火电行业的影响较小，但是随着人们的节能环保的意识越来越强烈，导致对火电企业的技术要求越来越高。表1火电行业社会环境因素分析因素对火电行业影响社会结构由于电力产品的特性，电力行业受社会环境中的社会结构、社会风格、文化习惯、宗教信仰等因素的影响很小。社会风格文化习惯宗教信仰消费习惯人们对信息化产品越来越依赖，导致电力需求越来越大环保观念环保节能是现在逐渐流行起来的一个热门词汇，环保节能的理念也逐渐改变着人们的价值观。资料来源：世经未来二、节能减排：压力巨大2011年，全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗330克/千瓦时，比2010年降低3克/千瓦时；全国电网输电线路损失率6.31%，比2010年降低0.22个百分点。87 总体来看，火电行业的供电煤耗率呈下降趋势表12007年-2011年电力行业供电煤耗率　2006年2007年2008年2009年2010年2011年供电煤耗率（克/千瓦时）366357349342333330同比（%）-4-10-7-3-2.63-0.90数据来源：世经未来表22011年火电行业节能减排事件时间时间2011年2月环保部公布《火电厂大气污染物排放标准（二次征求意见稿）》，其中规定2012年所有新建火电机组碳氧化物排放量达到100毫克/立方米；2014年1月1日起，重点地区所有火电投运机组氮氧化物排放量要达到100毫克/立方米，非重点地区2003年以前投产的机组达到200毫克/立方米。2011年4月“十一五”期间，我国已累计关停小火电7682.5万千瓦。2011年4月《产业结构调整指导目录（2011年本）》，目录规定，2011年底前，将淘汰单机容量10万千瓦以下的常规燃煤火电机组、单机容量30万千瓦及以下的常规燃煤火电机组，限制有效容积400-1200立方米的炼铁高炉。2011年9月《火电厂大气污染物排放标准》出台2012年1月《“十二五”控制温室气体排放工作方案》2012年2月《“十二五”节能减排全民行动实施方案》资料来源：世经未来点评：火电行业的节能减排的标准也越来越严厉，《火电厂大气污染物排放标准》也被称为“史上最严厉”的标准，这种“强制环保”在火电企业普遍亏损的情况下很可能导致成本增加、亏损恶化或者造假。但是同时也可能带来一块2600亿元的脱硝市场。作为重要的基础能源行业，电力行业对国家经济社会发展和人民生活水平的提高具有非常重要的保障作用，虽然近年来清洁能源发展步伐有所加快，但火电发电量仍占全国发电量的八成以上，因此，电力行业也是重要的排污行业，是烟尘、一氧化硫、氮氧化合物等大气污染物排放的主要来源。上述政策法规的出台意味着2012年全国节能减排形势更加严峻，在这一背景下，新修订的《火电厂大气污染物排放标准》也于2012年1月1日起开始实施，因此，2012年电力行业仍将面临较大节能减排压力，电力行业结构调整步伐也有望继续加快。第四节2011年行业技术环境分析一、火电行业劳动生产率逐步提升火电行业是一个资金和技术密集型行业，行业内人均产值远远高于全社会的人均产值。截止到2011年12月，火电行业的人均月产值达到了15.32万元，几乎是200787 年的两倍。随着行业集中程度的提高以及火电设备的参数和自动化程度的进一步提高，预计人均产值将会进一步大幅增加。考虑到目前火电生产依然具有垄断性，效率低下，若国家进一步放开准入门槛，加剧行业的竞争，则火电行业的人均产值还会有更大的上升空间。表12007年-2011年火电行业平均生产力变化情况时间从业人员工业总产值销售收入利润总额人均单月工业总产值单位人千元千元千元万元/人/月2007.11848616723353835745619913649569487.752008.11850，148787176627808221294-392022658.422009.117369138656282388254128954648909210.682010.117027549983890539610851722797666412.922011.12717473131889506712717077022059428115.32数据来源：国家统计局数据来源：国家统计局图12007年-2011年火电行业人均单月工业总产值二、火电行业工艺方向火力发电是现在电力发展的主力军，在现在提出和谐社会，循环经济的环境中，在提高火电技术的方向上要着重考虑电力对环境的影响，对不可再生能源的影响，虽然现在我国已有部分核电机组，但火电仍占领电力的大部分市场，近年电力发展滞后经济发展，全国上了许多火电厂，但到06年电力供求矛盾将得到缓减，火电技术必须不断提高发展，才能适应和谐社会的要求。表2火电行业工艺方向方向具体内容提高超临界火电机组效率进一步提高超临界机组的效率，主要从提高初参数上做文章，主要受金属材料在高温下性能是否稳定的限制，目前超临界机组初温可达538℃～576℃。新设计的机组目标在近600℃附近，其供电煤耗已降至280-300g87 ／kWh。另外在汽轮机制造方面，从增加末级叶片的环形排汽面积，采用减少二次流损失的叶栅，减少汽轮机内部漏汽损失等方面也在不断发展。在缺水地区采用空冷机组推荐空冷机组，比如300MW等级机组一般水冷塔耗水在400-600t/h，所以这方面有很大努力空间。发展洁净煤技术发展煤炭加工和转化技术成为当今流行行业，主要包括洗选、型煤、水煤浆技术。煤炭转化技术是指在燃烧之前对煤进行改质反应，包括煤气化和液化两种。推广燃烧净化技术，主要通过改进锅炉设计，采用先进的燃烧器，以减少污染排放，提高锅炉效率。发展增压流化床联合循环技术，此项技术可进行炉内脱硫脱氮，炉内燃烧生成的二氧化硫与加入的石灰石反应生成硫酸钙被脱掉，NOx排放量大大减少。资料来源：世经未来87 第三章2011年火电行业运行情况分析第一节供给分析及预测一、供给总量分析（一）产值：高耗能产业推动下快速增长2011年1-12月，火电行业工业总产值13188.95亿元，同比增长18.31%，增速比2010年提高了3.47个百分点，基本恢复到金融危机前的水平，保持较高的速度发展。由于2008年的金融危机，我国外贸形势变得极为严峻，我国又主要以出口为导向，导致我国工业出口加工面临需求大幅萎缩，开工率下降，主要耗能工业用电需求大幅减少，导致火电行业工业总产值增速大幅减少，为此我国出台了4万亿投资计划，实施积极的财政政策，投资计划和刺激政策的效果在2010年，2011年得到体现，工厂开工率上升，主要耗能工业用电需求大幅回升，火电行业的工业总产值在2011年基本恢复到金融危机前的水平。表12007年-2011年火电行业工业总产值情况工业总产值（亿元）增长率（%）2007.1-117233.5420.852008.1-117871.7710.042009.1-118656.289.952010.1-119983.8914.842011.1-1213188.9518.31数据来源：国家统计局图12007年-2011年火电行业工业总产值情况87 （二）装机容量：火电增速持续下降2011年，火电装机容量76546亿千瓦，增速8.33%。从2007年开始火电的装机容量增速持续下降，且火电装机容量增速一直低于总装机容量增速，火电装机容量比重持续下降。表12007年-2011年火电装机容量变化情况单位：万千瓦，%20072008200920102011装机容量总装机容量71329792958740796219105576总装机容量增速14.68%11.17%10.23%10.08%9.25%火电装机容量5544260286652057066376546火电装机容量增速14.53%8.74%8.16%8.37%8.33%火电装机容量比重77.73%76.03%74.60%73.44%72.50%数据来源：世经未来（三）水电出力不足，火电发电量保持较高水平火电生产方面，由于2011年来水偏枯，水电出力不足影响，火电发电量仍保持在较高水平，全国共完成火力发电量3425亿千瓦时，同比增长11%。2011年1-12月份，全国累计完成火电发电量38137亿千瓦时，同比增长13.9%，增幅与1-11月份相比持平，与2010年同期相比提高2.2个百分点。表22010年9月-2011年全国火电行业发电量情况单位：亿千瓦时，%当月同比累计同比2010年12月30410.73325211.72011年1月3113-0.53113-0.52月262413.757379.13月323212.7900710.64月307010.91210010.45月308713.51527811.16月312818.51843312.57月339218.92185313.48月345815.62540113.99月314619.52853214.410月299014.53152514.311月306393461213.912月3425113813713.9数据来源：世经未来二、供给结构变化分析（一）发电量：江苏、山东、广东火电发电量最高87 2011年，江苏、山东、广东火电发电量最高，全国绝大部分地区火电发电量增速高于其发电量增速。其中湖北，湖南，广西，四川，云南火电占比较低，主要是因为这些省份水资源丰富，能源结构较为合理。但是由于来水不足，水电出力不足，湖北和湖南的火电发电量大幅度增长。表12011年分省发电量情况地区发电量（万千瓦时）同比增长（%）火电（万千瓦时）同比增长（%）占比（%）江苏3755630710.753551914911.2394.58山东316222372.97312162442.6898.72广东3607202616.593007028417.7483.36内蒙古2970521216.822639000516.2388.84河南2571879818.882465688619.0895.87浙江2716331610.372317240612.5985.31山西229973178.35225981678.4398.26河北2281252410.92216780239.395.03安徽1632839513.451607345313.5998.44福建1578900016.411271740042.8280.55辽宁136737255.52126179054.7592.28陕西120925739.97111993438.6992.61贵州13441399-0.21102398595.9976.18上海9469633.88.089459759.89.2399.9宁夏9370273.267.279083256.471.2496.94湖北205159625.359030012.224.7444.01湖南1293463113.268793193.921.9367.98黑龙江8237714.46.797653918.16.3992.91甘肃1012511721.577099136.822.2970.11新疆810203526.437010897.828.7586.53江西6882503.115.146486852.819.594.25广西101382144.716229629.413.1961.45天津6190813.211.076175409.511.0899.75四川1845057315.445979724.16.9932.41吉林7019335.519.945839555.826.0883.19云南137554778.735358349.6-1.1638.95重庆5295687.118.783934669.719.8674.3北京2628331-2.232555332.8-2.3997.22海南1690692.713.551572052.513.5492.98青海4369526.8-1.49917802.28-5.5321西藏216637.3311.8746435.7321.721.43数据来源：世经未来（二）火电设备利用每小时不断提高2011年1-12月份，全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数为4731小时，比2010年提高81小时。其中，水电设备平均利用小时3028小时，比2010年大幅下滑376小时，是近二十年来的最低水平；火电设备平均利用小时5294小时，是2008年以来的最高水平，比201087 年提高264小时；核电7772小时，比2010年降低69小时；风电1903小时，比2010年降低144小时。火电设备平均利用小时高于全国平均水平的省份依次为宁夏、广西、青海、重庆、广东、江苏、浙江、河北、安徽、新疆、河南、福建。表12011年全国分地区发电设备累计平均利用小时情况表单位：小时　全部水电火电2011年同比增加2011年同比增加2011年同比增加全国473181302832455294264北京市4160-1014223804929-126天津市55252875547　288　河北省5150593763095699237山西省50701016731973528473内蒙古4448291223322805102540辽宁省4411-228281837174797-119吉林省3376-400170523574199-315黑龙江4059-2715932167445570上海市49272094960　192　江苏省565077105010665760113浙江省5205311148720475706503安徽省5478393151317875674439福建省4587363250539495295995江西省4408279182026934852460山东省4782-2593　4953-225河南省5146290240321535370299湖北省4140-149368339684927420湖南省412791230430265267740广东省5378509149826115764713广西区414581278329245915740海南省4540287315224595012342重庆市4862640335633925797894四川省4257-80417338014431-75贵州省3698-334186321635136-424云南省3992-124373137034629　西藏区3015-9023265　1384-1874陕西省4932349390832055041341甘肃省4307-103419341384990325青海省3790-711340039945906291宁夏区6065146400539646404236新疆区4870-40401837345418-9数据来源：世经未来三、供给预测2012年，国家“稳中求进”的工作总基调和更有效的宏观调控将确保经济保持平稳较快发展，经济和电力增速将有所回落，87 随着电网投资增速的进一步加快及新装机组陆续投产，电力总体供应能力将进一步增强。预计新增装机火电新增缩小到5000万千瓦左右，年底全口径发电装机容量达到11.4亿千瓦左右。截至2011年12月底，重点水电厂可调水量1168亿立方米，同比下降14.2%；蓄能值207亿千瓦时，同比下降27.2%。据此判断汛前水电来水偏枯可能性较大、电煤地区性、时段性矛盾仍然比较突出，供应外部环境依然比较严峻。综合平衡分析，预计2012年全国电力供需仍然总体偏紧，区域性、时段性、季节性缺电仍然较为突出，最大电力缺口3000-4000万千瓦。火电设备利用小时在5300-5400小时。第二节需求分析及预测一、需求总量分析（一）销售收入：上网电价的提高，用电需求增加下快速增长，成本压力大2011年1-12月，火电行业销售收入12717.08亿元，同比增长18.06亿元。增速较2010年提高了1.97个百分点。火电行业销售收入保持较快的增长。同火电工业总产值一样，2011年火电销售收入也逐渐恢复到金融危机的水平，但是煤炭价格高位上行很大程度上侵蚀了火电企业的利润，火电企业面临的上游煤炭资源的成本压力非常巨大，亏损较为普遍，为此2011年中期国家提高了火电上网电价，出于通胀背景下对民生的考虑，未大幅提高销售电价。这在一定程度上也提高了火电行业的销售收入增速，也缓解了火电企业的亏损压力。2011年4季度，国家又再次提高了火电上网电价，预计在2012年也会对火电行业销售收入增长做出贡献。表12007年-2011年火电行业销售收入销售收入（亿元）增长率（%）2007.1-117456.2020.332008.1-118082.2112.182009.1-118254.139.982010.1-119610.8516.092011.1-1212717.0818.06数据来源：国家统计局87 数据来源：国家统计局图12007年2011年火电行业销售收入（二）用电量增速放缓2011年以来，我国全社会用电量平稳较快增长，但随着国民经济增速下降，全社会累计用电量增速自7月份开始逐月放缓。2011年1-12月份，全社会用电量46928亿千瓦时，同比增长11.74%，增速与1-11月份相比下降0.11个百分点。2008年金融危机，我国实施积极的财政政策，出台4万亿投资计划，实行家电下乡振兴内需的产业政策，使得我国工业开工率提升，工业用电量需求大幅回升，带动了全社会用电量需求，在2010年用电量增速达到了15.08%。随着2011年下半年出现主要耗能产业产能过剩，主要耗能产业产能增速趋缓，用电需求增速减缓，2011年全年增速低于2010年。表12007年-2011年全社会用电量变化情况2007年2008年2009年2010年2011年全社会用电量（亿千瓦时）2824834268364304192346928同比（%）145.235.9615.0811.74数据来源：世经未来二、需求结构变化分析（一）第三产业用电量保持较快增长，工业用电增速趋缓从用电结构来看，2011年1-12月份，第一产业用电量1015亿千瓦时，同比增长3.92%，所占比重为2.16%；第二产业用电量35185亿千瓦时，同比增长11.88%，所占比重为74.98%，仍是拉动全社会用电量增长的主要动力；第三产业用电量5082亿千瓦时，同比增长13.49%，保持较好增长势头，所占比重为10.83%；城乡居民生活用电量5646亿千瓦时，增速放缓至10.84%，所占比重为12.03%。87 资料来源：中国电力企业联合会图12011年1-12月全社会用电结构从工业用电情况来看，工业用电量增速放缓，轻工业用电量增速继续明显低于重工业增速。2011年1-12月份，全国工业用电量34633亿千瓦时，同比增长11.84%，占全社会用电量的比重为73.8%；轻工业用电量5830亿千瓦时，同比增长9.25%，占全社会用电量的比重为12.43%；重工业用电量28803亿千瓦时，同比增长12.38%，占全社会用电量的比重为61.38%（二）中西部用电量较快增长从各区域的用电量增长情况来看，2011年1-12月份，东、中、西、东北地区用电分别增长9.6%、12.1%、17.2%和7.9%，中西部用电需求明显快于东部和东北地区，西部地区所有省份用电量增速均高于全国平均水平，东部省份对全国用电带动作用减弱。表12011年全国分地区用电量情况单位：亿千瓦时，%地区累计用电量同比增长地区累计用电量同比增长全国合计4692811.74河南省265712.87北京市8170.87湖北省14468.69天津市6937.32湖南省12778.95河北省297910.68广东省43998.35山西省164512.66广西区111211.99内蒙古188022.33海南省18516.58辽宁省18628.55重庆市71814.57吉林省6319.28四川省174612.72黑龙江7895.5贵州省94012.54上海市13373.17云南省118618.07江苏省428610.91西藏区2416.04浙江省311710.5陕西省96912.73安徽省121813甘肃省92214.6287 福建省151315.05青海省55920.21江西省82918.3宁夏区72532.51山东省364010.36新疆区82925.23数据来源：世经未来三、需求预测电力需求方面，2012年是“十二五”时期承前启后的重要一年，中国经济社会发展的总基调是“稳中求进”，因此预计全社会用电量也将实现稳定增长，但增速会随宏观调控效果的进一步显现而有所回落；同时受基数效应影响，用电量增速将会呈现“前低后高”的分布特征。预计2012年全社会用电量增速在8.5%至10.5%之间，全社会用电量将达到5.14万亿千瓦时。第三节市场分析及预测一、供需平衡分析及预测（一）电网供、售电能力增强2011年，我国电网建设成果显著，青藏直流联网工程、宁东直流输电工程、中俄直流背靠背联网工程等相继投产，电网供售电能力及跨区域输送能力继续增强，大范围优化配置资源能力不断提高。2011年1-12月份，全国基建新增220千伏及以上输电线路长度和变电设备容量分别为35071千米和2.09亿千伏安，分别比2010年减少9654千米和0.49亿千伏安。截至2011年底，全国电网220千伏及以上输电线路回路长度、公用变设备容量分别为48.03万千米、21.99亿千伏安，分别比2010年增长7.88%和10.50%。（二）电荒提前2011年，受水电出力下降、电煤供应紧张、电源电网结构失调、经济和电力需求增长较快等因素影响，全国电力供需总体偏紧，部分地区、部分时段缺电比较严重。2011年4月开始，从东部到中西部的浙江、江西、湖南、重庆、陕西等多省地接连出现百万千瓦的用电缺口，一些省份不得不拉闸限电，电荒呈现蔓延趋势。而夏季的电荒也提前，范围更广，缺口更大。这成为2004年以来中国所面临的最大一次电荒。从供给来看，2004年的大面积电荒主要是因为电源不足导致的电力紧张，全国装机不足，火电发电机组利用小时达到5991小时；而2011年火电利用小时将在5400小时以下，也明显低于2004年水平。说明一些发电企业因亏损不愿意发电，让发电机组闲置，或采取停机“检修”的做法，说明发电企业尤其是火电企业出力不足导致缺电。同时由于来水不足，水电出力不足，水电的调峰作用减少，整体导致供给减少。87 从需求来看，高耗能产业屡禁不止，投资过热，产能出现过剩，导致电力需求大幅增长。究其根源，还是因为煤价高位上行，使得火电发电成本大幅攀升，而火电上网电价受管制，火电企业无法完全消化成本，消极对待发电，电煤库存也远未达到国际标准，从而导致电荒，“市场煤，计划电”矛盾突出。（三）跨省跨区送电稳步增长2011年在全国电力供需总体偏紧背景下，跨省跨区送电保持稳步增长，对保障缺点地区生产生活发挥了重要作用。2011年1-12月份，全国完成跨区送电量1680亿千瓦时，同比增长12.8%；跨省送电量6323亿千瓦时，同比增长9.7%。其中，西北五省区外送电量达430.28亿千瓦时，同比增长1.6倍。其中，送华中电量158.88亿千瓦时，同比增加9%；送山东电量256.69亿千瓦时，同比增长12倍；首次向西藏送电1.068亿千瓦时。东北送华北100亿千瓦时，同比增长13.9%。三峡电厂累计送出电量比2010年减少7.3%；华中送出电量下降15.1%，其中送华东、西北、华北、南方分别下降11.0%、16.3%、69.6%和12.1%。与此同时，由于来水偏枯以及电煤问题，贵州输出电量下降11.5%，导致南方电网“西电东送”电量下降13.2%。（四）趋势预测：总体偏紧，部分地区严峻预计2012年，我国宏观经济增长放缓，高耗能产业产能将被限制，落后产能淘汰力度将加大。工业用电需求将会减少，用电增速将有所回落。在供给端，水电发电形式依然严峻，火电供给将依然呈现总体偏紧状态。2012年，电煤价格仍将是影响我国电力供需的重要因素。2011年煤炭整改即将结束，新投产煤矿产能增量巨大，其中80%的产能增量在内蒙、陕西、山西和宁夏等省区，产能增长的区域布局极不均衡。同时，由于传统的煤炭调出省，河南、贵州等省近年来煤炭调出量明显下降，将会对湖北、湖南、江西、广西等周边地区的煤炭供需平衡带来较大影响。电煤价格区域差异将加大，将会影响不同区域火电企业的发电积极性。西部由于自然资源丰富，2012年煤炭产能得到释放，发电企业积极性较高，供需总体基本平衡。而在中部和东部，煤炭价格还可能保持高位上行，或者小幅下降，煤电矛盾只是趋于缓和，火电发电积极性仍不高，电力供需偏紧可能性较大，其中，东部由于交通便利，进出口便利，可以通过进口煤炭缓解煤炭的需求，而中部的部分省份由于火电上网标杆价偏低，煤炭运力不足，火电发电成本大，盈利空间较小，煤电矛盾突出，供需紧张的可能性最大。87 二、价格变化分析及预测表12011年国家三调电价情况时间事件4月10日国家发改委上调了山西、青海、甘肃、海南、陕西、山东、重庆、河南、湖北、四川、河北、贵州共计12个省的商业和农业用电价格，平均上调2分左后。6月1日将安徽、湖南和江西三省也纳入电价上调的范围，电价上调1.67分。11月30日发改委再次上调电价。从2011年12月1日起将全国燃煤电厂上网电价平均每千瓦时提高2.6分。同时，也对电煤价格发出了限价令并对于备受关注的脱硝补贴也给出了每千瓦时加价0.8分钱的试行政策。资料来源：世经未来点评：2011年2季度，我国电荒提前，紧张的电力供需形势加之火电企业纷纷因为亏损严重导致不愿发电，为此国家发改委在4月上调了山西、青海、甘肃、海南、陕西、山东、重庆、河南、湖北、四川、河北、贵州共计12个省的商业和农业用电价格，平均上调2分左后。之后又在6月将安徽、湖南和江西三省也纳入电价上调的范围，电价上调1.67分。此番调价的对象包括工业、农业、商业用电等。因为农业用电在总用电量中仅占2.4%左右，同时农业用电与居民用电一样可获得国家补贴，所以此次调价对于农业影响极小。从工业来看，各行业所有影响不同，电费所占比重大的行业影响最大，金属冶炼、重化工业将是此次调价的主要受影响方，有色、钢铁、电解铝等企业成本会因此上升。其中，电解铝又是受影响最大的行业。由于本次电价调整不涉及居民用户，因此不会对CPI带来直接影响，间接影响相当有限。2011年底，国家发改委同时上调销售电价和上网价格，试行居民用电阶梯电价制度，并在全国范围内对电煤实施临时价格干预措施。这虽不是一种标本兼治的方法，但在2011年火电亏损和电荒严重的双重压力下，也是不得不采取的一种手段，再加上下半年CPI的回落也从一定程度上为提价腾出了些许空间。此次调价对于改善火电盈利不佳的状况有一定作用，对电力供应业而言，由于大部分地区销售电价调整幅度大于上网电价，电网企业利润也有望增加。另外，从电力需求侧来看，电价调整方案的实施，则有利于促进经济结构调整和节能减排。一方面，销售电价的调整，有利于抑制能源不合理消费尤其是高耗能行业过快增长；另一方面，脱硝电价补偿政策的试行，有利于最新修订的《火电厂大气污染物排放标准》的顺利实施；而水电电价的调整及可再生能源附加征收标准的提高有利于促进清洁能源的发展。但值得注意的是，上调电价和抑制煤价两项政策的本质是行政审批定价，87 煤企采取降低兑现率等逃避限价手段将使政策效果减弱，同时行政手段脱离了供求关系，可能会造成恶化煤电关系。第四节投融资分析及预测一、固定资产投资分析：电力生产与供应行业固定投资增速趋缓2011年，全社会固定资产投资保持较快增长，但电力行业固定资产投资仍延续2010年的低速增长态势，在全社会固定资产投资中所占比重也有所下降。2011年全年，全社会固定资产投资（不含农户）301933亿元，同比增长23.8%。其中，电力和热力的生产与供应业固定资产投资为11557亿元，同比增长1.8%，增幅与2011年前3季度相比下降1.6个百分点，与2010年同期相比下降4.8个百分点；占固定资产投资（不含农户）的比重为3.8%，与2011年前3季度相比基本持平，与2010年同期相比下降1.1个百分点。数据来源：国家统计局图12009年-2011年电力和热力生产与供应业累计固定资产投资完成额及其增速2011年，全国电力工程建设完成投资7393亿元，与上年基本持平。其中，电源工程建设完成投资3712亿元，比上年下降6.49%；电网工程建设完成投资3682亿元，比上年增长6.77%。在电源工程建设完成投资中，水电完成投资940亿元（其中抽水蓄能电站完成投资60.5亿元），火电1054亿元（其中煤电903亿元），核电740亿元，风电829亿元。87 数据来源：国家统计局图12011年电力行业固定资产投资结构由于节能减排的力度持续加大，关闭小火电的执行力度也加大，同时新建火电的标准也越来越高。同时我国火电装机容量比重在80%，降低火电的装机容量比重是我国能源结构调整的一个重要环节，这几年火电的装机容量比重持续下降，2011年火电的装机容量比重在72.5%，还未达到合理的能源结构标准，因此预计未来火电的装机容量比重仍会降低，火电行业的固定资产投资增速会低于其他能源的增速。二、兼并重组情况分析：发电企业战略转型步伐有望加快随着国家节能减排力度不断加码及火电业务持续亏损，以五大发电集团为首的发电企业开始积极探索战略转型之策，在加大清洁电力布局、优化电源结构的同时，积极向产业链上游延伸，加大对煤炭资源的控制。2011年，国电集团风电装机容量已达1226万千瓦，新增331万千瓦；华电集团风电装机超300万千瓦；大唐集团风电项目以170.38万千瓦位列全部投产项目第二。另外，2011年，国电集团并购小水电64万千瓦；华电集团取得了金沙江上游、雅鲁藏布江中游5个水电项目共618万千瓦的核准“路条”；大唐集团投产的水电项目几乎占该公司全年投产项目的33%。另外，电力企业“涉煤”的步伐也在加快，数据显示，2011年国电已控制资源150亿吨，煤炭产量6505万吨，同比增长38.4%，相当于所属火电企业用煤量的三分之一。2012年，宏观调控将使用电量增速趋缓，电价上调也将使电量竞争更加激烈，发电企业将面临更加严峻的形势，这势必继续推动发电企业战略转型步伐。而这一趋势在五大发电集团2012年的重点工作部署中已有所体现。如，国电集团2012年将稳步推进四川、云南、西藏和青海的水电开发；另外，华能集团也提出，2012年要提高煤炭等产业的效益贡献度，计划完成煤炭产量6670万吨，积极开发有效益的煤电基地、煤电一体化和煤电联营项目，进一步提高煤炭产业的保障能力和电煤运输能力。87 第五节经营状况分析及预测一、行业规模：扩张缓慢2011年，火电行业的企业数量和从业人员基本保持稳定，资产增速和负债增速较2010年略有增加。火电行业的工业总产值和销售收入的快速增长并没有使得火电行业规模快速扩张，这主要是因为上游煤炭价格的高位上行，使得火电企业的经营利润受到了极大的侵蚀，而上网电价受到国家管制，虽然不能将成本内部完全消化，导致火电企业的扩张积极性较为消极，整体扩张缓慢。表12007年-2011年火电行业规模企业数量从业人员资产总计增长率负债总计增长率单位个人亿元%亿元%2007.11134684861618149.4118.6812542.0920.232008.11130885014820233.8213.9815056.1321.252009.11125573691321479.7911.0415618.828.132010.11123970275422599.813.4716795.146.862011.12119171747325260.336.7918670.638.13数据来源：国家统计局数据来源：国家统计局图12007年-2011年火电行业规模二、三费变化：财务费用大幅提高，融资成本上升2011年火电行业的销售收入的大幅增长，相关费用也出现不用程度的增长，其中销售费用的增幅大于销售收入增幅，行业在销售收入费用控制上面略有不足。而管理费用增幅在销售收入大幅增长的背景下出现下降，说明火电企业在内部管理方面控制表现较好。受贷款利率上调影响，企业融资成本大幅上升，而火电行业又是87 资金密集型行业，资金需求量大，货币政策从紧使企业资金成本呈明显上升趋势，财务费用支出明显增加。表12007年2011年火电行业三费变化情况销售收入同比销售费用同比管理费用同比财务费用同比单位亿元%亿元%亿元%亿元%2007.1174561991320.33161105222.82165140809.754015149637.932008.1180822129412.1845841261.96170746599.375621302241.712009.118254128959.981970844-6.38165921670.3153641967-2.702010.1196108517216.09146615212.25172091784.36550077940.682011.12127170770218.06131943121.52222516284.117574126123.28数据来源：国家统计局从增速上看，财务费用的变化波动较大，这主要是因为受银行利率变化，企业融资成本也跟随变化，因为财务费用波动较大。管理费用增速波动基本和销售收入波动增速趋势基本一致，说明火电企业在管理方面控制较好。而销售费用增速的波动幅度大于和销售收入波动幅度，火电行业在控制销售费用控制方面还有所不足。图12007年-2011年火电行业三费同比增速情况从份额上来看，财务费用占比最大，由于2011年受利率上升影响，融资成本上升，财务费用占比略有回升。管理费用占比和销售费用占比呈下降趋势。87 图12007年-2011年火电行业三费比重情况三、经营效益：收入高，利润低，亏损严重2011年火电行业销售收入快速增长，但是利润较低，亏损严重，利润总额205.94亿元，同比增速为负增长，亏损总额482.35亿元，同比增长35.91%。由于中国经济的高速增长，对煤炭资源需求大幅增长，加之国际操纵炒作，国际巨头垄断等多重因素，煤炭价格高位上行，同时劳动力成本的上升，利息支出等因素，使得火电企业的发电成本大幅攀升，而下游上网电价面临管制，使得火电的发电成本无法内部消化，经营效益大幅减少。表12007年-2011年火电行业经营效益情况销售收入增速利润总额增速亏损额增速单位亿元%亿元%亿元%2007.1-117456.2020.33649.5713.5190.4513.622008.1-118082.2112.18-392.02-164.87689.39663.382009.1-118254.139.98464.89-223.17222.08-66.982010.1-119610.8516.09279.77-38.75329.1046.982011.1-1212717.0818.06205.94-32.92482.3535.91数据来源：国家统计局四、财务指标分析：盈利能力不足，营运能力不断增强（一）盈利能力：持续下降煤炭价格的高位上行，劳动力成本上升，利息支出等因素，下游上网电价面临管制，导致火电发电成本不断上升，且无法完全内部消化，销售毛利率，销售利润率，资产报酬率不断下降，2011年火电的销售毛利率为7.26%，销售利润率1.62%，资产报酬率3.81%，各项指标均偏低。87 2007年-2011年火电行业盈利能力指标2011年12月2010年11月2009年11月2008年11月2007年11月销售毛利率（％）7.268.9614.023.9116.40销售利润率（％）1.622.915.63-4.858.71资产报酬率（％）3.814.015.090.926.32数据来源：国家统计局（二）偿债能力：偿债风险加大2011年火电行业负债率73.91%，亏损面达到了43.16%，煤电矛盾使得火电行业经营业绩的恶化，负债率略微偏高，亏损较为普遍，利息保障倍数略大于1倍。负债率和亏损面较2010年有所下降，但整体而言，行业偿债风险加大。表12007年-2011年火电行业偿债能力指标2011年12月2010年11月2009年11月2008年11月2007年11月负债率（％）73.9174.3272.7174.4169.10亏损面（％）43.1643.1835.4660.1732.91利息保障倍数（倍）1.271.511.870.302.62数据来源：国家统计局（三）发展能力：低效益制约发展从发展能力来看，2011年火电行业应收账款增长率，资产增长率，销售收入增长较2010年均出现较大幅度的增幅，但是利润总额增长率从2008年开始一直负值，低效益制约了火电行业的发展能力，使得火电行业发展能力偏低。表22007年-2011年火电行业发展能力指标2011年12月2010年11月2009年11月2008年11月2007年11月应收账款增长率（％）15.696.1215.392.5617.86利润总额增长率（％）-32.92-38.75-223.17-164.8713.51资产增长率（％）6.793.4711.0413.9818.68销售收入增长率（％）18.0616.099.9812.1820.33数据来源：国家统计局（四）营运能力：不断增强面对经营效益的恶化，火电行业积极在营运能力方面挖掘潜力，使得营运能力的不断增强。从2008年开始，火电行业企业在应收账款周转率，产成品周转率，流动资产周转率不断上升，行业的营运能力不断增强。表32007年-2011年火电行业营运能力指标2011年12月2010年11月2009年11月2008年11月2007年11月应收账款周转率（次）9.569.098.359.208.42产成品周转率（次）732.18544.63148.50113.42183.31流动资产周转率（次）2.482.422.312.312.4987 数据来源：国家统计局87 第四章2011年火电行业竞争状况及发展特征第一节行业竞争状况分析火电行业属于资金密集和技术密集行业。火电行业的进入和退出壁垒也越来越高：首先，火电行业今年来近年来煤电矛盾，成本压力越来越大，规模小的火电企业转移成本压力能力较弱，盈利能力较弱，亏损越来越大。其次由于国家节能减排政策日趋严厉，执行力度不断加大，这样对火电企业的节能技术要求和资金要求也越来越高，提高了火电行业的进入门槛。第三，单个企业的平均资产比较大，资金要求较高。表12007年-2011年火电行业企业数量和总资产单位：个，亿元　2007.112008.112009.112010.112011.12企业数量13461308125512391191资产总计18149.4120233.8221479.7922599.8125260.33单个企业平均资产13.4815.4717.1218.2421.21数据来源：国家统计局第二节行业竞争结构分析一、“波特五力”模型分析（一）上游供应商火电行业上游供应商主要是火电设备生产商和发电燃料供应商。过去5-6年的时间中国经济处于一轮高速发展的周期，用电增速十分强劲，这给上游供应商带来了充足的订单，同时也提高了上游供应商的定价权。由于中国煤炭市场逐渐市场化，且煤炭属于不可再生的资源性产品，随着国家对煤炭等资源调控，煤炭资源越来越集中，煤炭的低价时代一去不复返，如前段时间山西煤炭资源的国有化导致电煤紧缺就是最好的说明，因此，煤炭行业的定价能力越来越高，电煤价格长期也将持续上涨，因而将会挤压火电行业的利润空间。火电装备行业基本由三大电力集团垄断着，集中度远高于火电行业，因此火电装备行业也具有很强的议价能力，能够轻易将钢材等原材料价格的上涨成本转嫁给火电行业，整个装备行业处于卖方市场。87 另外，我国煤炭运输一直处于紧张局势，特别是遇到恶劣气候，很多火电厂的燃煤就会告急，因而在煤炭运输上火电行业也处于劣势地位，这也是最近几年坑口火电厂日益受到重视的原因。更为重要的是，火电上网价格依然由国家控制，煤电联动改革依然不顺利，而即使处于亏损状态，由于电力行业的特殊性，火电厂也不能轻易关停，这就导致了火电行业的成本难以转移到下游行业。当然，火电行业长久的亏损会威胁我国电网的安全运行，因而国家不会任由火电厂的亏损，而会根据火电行业的盈利和亏损情况调整上网电价。但这是一个被动的过程。近年来，火电行业有向煤炭等上游行业发展的趋势，从而有利于减少煤炭价格上涨的风险，而坑口电站的建立，也有利于减少运输风险，降低运输成本。但由于火电装备制造业是一个高技术密度和资金密度的行业，行业壁垒很高，因而火电行业不太可能朝装备制造业方向发展。（二）下游客户火电行业和其他电源类型发电行业一样，下游客户包括三次产业的企业客户和城乡居民客户。居民用电量比较稳定，增速也很稳定，且比重也比较小，总的来看，由于电能几乎难以被其他形式的能源替代，因而电力下游客户除了在用电总量上对电力行业造成较大拖累外，在具体购电方式上不具有很多话语权，电力销售市场是典型的卖方市场。不过，随着我国电价的改革，用电大户将能直接和电网议价，因而会对电价的形成造成一定影响。（三）替代品电力这种能源本身是二次能源，具有非常多一次能源所不具备的优点，大量动力机都在使用电力，从技术的角度看，电力在当前可以预见的时期内是难以被替代的，如用于取暖的用电可以被煤炭取暖等方式替代，电动机可被内燃机替代，但由于电力的优越性，往往是其他形式的能源被电能替代；在某些应用方面甚至是不可取代的，如电信行业基本只能是使用电能。然而火电行业作为电力行业的子行业，在一定条件下是可以被取代的，目前，对火电具有取代作用的电能包括水电、核电、风电以及其他的发电方式，预计未来太阳能将会是一个重要的替代电能。87 由于火电需要燃烧煤炭等资源，而煤炭是不可再生资源，且会产生严重的污染问题，为了保证国家的能源安全，开发新能源将是我国的一个重要的问题。随着国家进一步对新能源和情节能源开发利用，未来非火电的装机容量的增速将会快于火电装机容量，从而形成对火电的替代。从调度次序上看，风电和核电等调度次序远高于火电，水电也是如此，特别是核电基本能全年365天，一天24小时发电，因此，在产量领域其他电源类型也要对火电有不小的替代，这种替代作用在经济下滑时表现更明显，但在经济上涨时有利于提高火电设备年利用小时数，也就是说，这样将会导致火电的波动性将大于经济的波动性。当前的新型能源类型除了小部分直接燃烧以利用热能以外，大多数都是在想方设法发出电力来，例如核聚变和核裂变，太阳能光伏光热发电，氢能和燃料电池，可燃冰发电，天然气煤层气沼气发电，垃圾和生物质发电，风力发电，地热和海洋能发电等等，这些新能源的发展将会对火电行业形成挑战。总的趋势是可再生发电方式替代非可再生的发电方式、清洁发电方式替代有污染有排放的发电方式。当然，新能源的开发受制于技术和资源，未来几年火电依然会是我国最重要的电力来源，随着新能源技术的进步和成本的降低，新能源将会对火电产生很强的替代作用。（四）潜在进入者潜在进入者主要包括各种有意于进入火电行业的国内其他行业投资主体，以及有意于进入中国市场的国外电力投资主体。火力行业的进入壁垒比较高，首先是资源壁垒较高，主要包括燃料资源和电源点位置资源。火电存在最优地理布局的问题，这种布局点既要能便于获得煤炭资源，又要在电网拓扑结构中处于有利位置，这种节点本身是难得的资源，而这些资源也基本上瓜分殆尽。此外，政策和技术方面也存在一些壁垒，例如在中国境内从事火电行业开发经营必须要获得电监会的许可，相应技术积累，专业人员积累都是问题，而且火电审批程序和要求在各种电源类型中比较高。所以跨行业投资的难度很大，主要的潜在进入者应该是国外电力巨头。然而中国电力行业政策性太强，盈利水平不保，外商电力企业已经经历了不止一次的撤资狂潮。总之，火力行业的潜在进入者比较少，对国内火电竞争格局基本没有影响。（五）竞争者87 就火电行业内部的竞争情况来看，竞争行为的确是存在的而且大多数情况下是有效的。在2002年厂网分开以后，绝大多数电厂已经脱离了电网企业，成为独立发电企业（IPP），这些企业又以资本为纽带，形成了一系列电力集团，包括中央直属的五大发电集团、四小集团、地方政府控股的地区性发电集团和小部分民营和外资主导的电力集团。在大多数省份，任何一个集团占有的发电容量不超过20%，对当地的影响能力有限。实际上，在电力市场改革以前，这种份额的高低意义不大，因为在同一地区的发电机组之间不存在其他行业常见的直接竞争关系，每个电厂的产量实际上是在政府指导下形成的。当前和未来几年里，中国电力市场上的竞争主要不在发电运营端，而是在投资端。一家企业在地区的竞争优势主要取决与其有效发电容量的大小。所谓有效发电容量内涵丰富，相对于小火电，大容量火电机组是有效的，相对于偏僻机组，坑口路口港口机组是有效地，相对于高排放机组，清洁环保机组是有效的。总之，在竞争压力面前，各发电企业都重视提高自己在区域内的有效装机容量，进而在随后政府定产的过程中，居于有利地位。二、竞争特点分析总体来看，火电行业呈现“上游被动、下游被动、壁垒较高、管制严格”的特点。这种情况下火电企业如果想获得较高的竞争力可以采取如下措施，首先积极进入上游，通过参控股煤矿等手段落实煤炭供应，减少上游波动对行业的影响，重视采用新技术，提高发电设备水平，增强竞争力和对下游的主导力。反过来说，采取的这些措施的火电企业其发展前景会更好。第三节行业发展特征分析一、行业集中度处于中等水平国家电力体制改革实施以来，发电领域的大部分国有资产被划分给五大发电集团，他们的业务区域也基本按照地域划分，但经过几年的快速发展，各集团在国家的大力支持下不断扩大经营区域，且装机容量每年均有大幅增长，逐步占据了一半左右的市场份额。但中国电力需求较大，增速迅猛，吸引许多中小企业进入这一领域，原有企业也纷纷加大投资力度，火力发电企业数量大幅增长，中小企业的规模进一步扩大，这些数量庞大的中小企业主要活跃于各地方市场，销售收入随售电量的增加而大幅提高，日益增长的用电需求成为他们得以生存的主要原因。2011年，中型企业的销售收入比重，资产比重都在55%以上，而利润比重超过了75%。大型企业的销售收入比重和资产比重都在17%以上。表12011年分规模火电行业集中度情况企业类型销售收入（亿元）比重(%)利润总额（亿元）比重(%资产总计（亿元）比重(%)全部12717.08205.9425260.33大型2240.1217.620.490.244309.1117.06中型7342.7557.74155.7275.6114004.9155.44小型3134.2124.6549.7324.156946.3127.50数据来源：国家统计局新建机组和并购是各大集团发展的主要方式，他们通过并购资质较好的地方企业，扩大经营区域和提高装机总热容量。同时，国家在“十一五”期间关闭大量中小火电机组代之以大型机组和提高单位能耗，煤炭价格的上涨和煤电价格联动艰难的矛盾，都将给中小企业带来较大的成本压力，未来中小企业数量增长可能有所放缓，五大集团的市场份额将进一步提高。87 二、原材料成本为主要成本火力发电业的主要成本均集中在原料采购部分，煤炭、石油、天然气等燃料的采购占许多公司销售收入的50%以上，特别是煤炭成本已经占据了发电成本的70%以上。燃料价格连年高涨，给火力发电行业带来巨大压力，企业不得不加强成本控制和技术研发，提高资源利用效率。三、行业运营需要大量资金投入行业内企业持续扩大经营规模，新建项目在投产后不仅能够使公司销售收入增长，还得通过规模效应减弱成本压力。同时，企业经营需要投入大量资金升级设备和研发新技术，以此提高资源利用率及降低单位发电成本。对比来看，小火电煤耗比大机组高三成至五成，同时产生大量二氧化硫和烟尘等污染物。国家致力于关停小火电机组，优化资源配置，重点发展大型火电机组，在2007年电力供需基本平衡后迎来大好时机。国家重点关停5万千瓦和10万千瓦及以下的小机组，火电项目审批也将更加谨慎。因此火力发电行业的新建项目将会以大型火电机组为主，资金投入将会有明显提升。同时，国家对于节能减排要求不断提高，许多企业需要不断升级设备以达到国家能耗和环保要求，这些都将增加企业的资金投入。表12007年-2011年单个火电行业平均资产情况单位：个，亿元　2007.112008.112009.112010.112011.12企业数量13461308125512391191资产总计18149.4120233.8221479.7922599.8125260.33单个企业平均资产13.4815.4717.1218.2421.21数据来源：国家统计局四、行业处于成长期由于国家经济持续保持高增长，全国电力消费量快速增长，其中大部分发电量来自火力发电，而该行业销售收入也呈快速增长趋势，市场需求推动行业规模快速增长。这种良好态势将在未来几年内得以延续，电力消耗比重最大的第二产业和第三产业均将继续保持快速增长，同时由于电器的拥有量和种类的大量增长，居民用电需求也将快速增长，这些为火力发电业未来发展提供了良好基础。火力发电行业是耗能和污染大户，其主要燃料均为不可再生资源，因此企业持续加大研发投入并引进国外先进技术和设备。设备的升级和技术的发展提高了能源利用效率，在节能减排的同时也提高了单位能源的发电量，对于行业持续发展起到重要作用。87 2007年-2011年火电行业资产、销售收入和用电量变化情况资产总计增长率销售收入增长率全社会用电量同比亿元%亿元%亿千瓦时%2007.1118149.4118.687456.2020.3328248142008.1120233.8213.988082.2112.18342685.232009.1121479.7911.048254.139.98364305.962010.1122599.813.479610.8516.094192315.082011.1225260.336.7912717.0818.064692811.74数据来源：国家统计局87 第五章2011年火电行业产业链分析第一节火电行业产业链介绍火电行业的产业链如下图所示：电力设计建设公司负责设计和建设火电厂，其中的设备由发电设备制造商提供，一般来说，设备制造商还会负责火电厂的维修工作。火电行业的运行需要大量的煤炭、石油和天然气等燃料，这些燃料由相应的能源公司提供。发出的电能经过电网输送给各产业以及居民使用。由于电力具有高度的同质性，因此，核电、水电和风电对火电的替代作用非常明显。提供电煤、石油、重油、天然气等燃料替代关系煤炭、石油和天然气行业火电行业第三产业第二产业电力设计建设行业第一产业发电设备制造行业电网行业居民生活用电核电、水电、风电图1火电行业上下游产业链关系图第二节火电行业上游产业分析一、火电成本构成我国的火力发电企业成本主要包括燃料费用、日常运营费用（水费、材料费、人工、检修费等）、折旧费用和期间费用。其中燃料费用、折旧费用和财务费用所占比重较大，三者累积可以达到总成本的80%左右，工资支出、水费、日常检修费用等杂项仅占20%左右。煤炭成本是煤电成本的主要部分，煤炭成本这一块要占到燃煤电厂总的发电成本的7087 %以上，煤炭价格的控制和机组效率管理是发电企业经营管理的中心内容。为了降低发电成本中的燃煤成本，应力求降低燃煤的价格，即尽可能选用品质适宜价格低廉的燃煤，对入场煤品质严格把关，采用科学和先进的检测手段和管理方法提高入场煤检测的准确性和精度。同时应提高机组的效率，尽可能使机组优化运行，减低机组的供电煤耗。资料来源：世经未来图1火电成本构成二、煤炭行业：价格高位调整，电煤库存高煤炭是我国重要的一次能源，我国电力生产结构中燃煤火电比重超过八成。由于电煤矛盾短时间内无法根本解决，因此分析煤炭的供求状况及价格变动趋势成为研究电力行业发展环境的重要部分。（一）供求分析：供求总体平衡2011年，全国煤炭市场运行总体保持平稳，煤炭需求旺盛，生产、运输保持较快增长，价格高位趋降，除南方个别地区出现时段性电煤供应偏紧外，供需总体基本平衡。其中，2011年4季度，受国内经济增速放缓影响，主要下游行业煤炭需求减少，同时由于煤炭进口量大幅增加且平均气温较往年偏高，煤炭库存相对充足，煤炭市场供求活跃程度明显下降，价格高位下滑，整体呈现“旺季不旺”的运行特征。煤炭供给方面，2011年以来，在煤炭资源整合、产业转型升级、煤矿安全生产及煤炭应急储备基地建设等因素推动下，煤炭行业投资规模不断扩大，投资增速保持较快增长。从数据来看，2011年全年，煤炭开采及洗选业累计固定资产投资完成额为4897亿元，同比增长25.9%，与2010年同期相比上升2.6个百分点；占全国固定资产投资（不含农户）的比重为1.6%。87 数据来源：国家统计局图12010年-2011年我国原煤月度产量及其增速情况煤炭需求方面，2011年全年，火电累计发电量38138亿千瓦时，同比增长13.88%；其他主要耗煤行业中，冶金行业累计生产生铁62969万吨、粗钢68327万吨、钢材88131万吨，同比分别增长8.43%、8.89%、12.3%；建材行业累计生产水泥206316万吨，同比增长16.12%；化工行业累计生产化肥6027万吨，同比增长12.14%。2011年电力、钢铁、建材和化工行业耗煤分别增长11.4%、6.8%、7.4%和13.5%。数据来源：国家统计局图22010年-2011年我国煤炭月度销量及其增速情况（二）价格变化：煤炭价格上涨动力不足，在年底出现高位盘整态势2011年煤炭价格波动较大，到年底，电厂的存煤可用天数一直维持在18-20天的高位，再加上发改委推出的“限价令”在一定程度上压缩了贸易商的操作空间，限价政策一出，贸易商对市场的悲观情绪愈发增强，煤炭贸易商纷纷压低价格以求提振成交量，但效果依旧不好，煤价进一步下滑。2011年12月26口，秦皇岛港5500大卡山西优混煤炭价格已由11月份的865元/吨回落至825元/吨。87 数据来源：世经未来图12010年-2011年秦皇岛5500大卡山西优混煤炭平均价格（三）电煤库存：处于较高水平2011年，受电力需求旺盛以及水电减发等因素综合影响，火电生产持续旺盛，但随着煤炭供应能力不断提升，全国电煤供需平稳，全国电厂电煤库存总体处于正常水平，尤其4季度，电煤库存大幅攀升，库存可耗用天数维持较高水平。2011年，全国重点发电企业累计供煤13.9亿吨，同比增加1.9亿吨，增长15.8%；耗煤13.65亿吨，同比增加1.8亿吨，增长15.3%。其中，12月份，全国重点发电企业当月供煤1.3亿吨，同比增长17.3%；耗煤1.3亿吨，同比增长13.9%；月末库存8165万吨，同比增加2558万吨，可耗用19天。数据来源：国家统计局图22010年-2011年我国直供电厂煤炭库存水平三、趋势预测从煤炭生产来看，煤炭生产能力将大幅增长。目前来看，国内煤矿建设规模较大。2009年、2010年全国煤矿新开工规模分别为4.82亿吨/年和5.74亿吨/年。新建煤矿建设周期一般都在287 -3年之间，资源整合矿井在1-3年之间，据此判断2012年新投产煤矿规模应该在4亿吨/年左右，产能增量巨大，其中80%的产能增量在内蒙、陕西、山西和宁夏等省区，产能增长的区域布局极不均衡。同时，由于传统的煤炭调出省，河南、贵州等省近年来煤炭调出量明显下降，将会对湖北、湖南、江西、广西等周边地区的煤炭供需平衡带来较大影响。从主要耗煤行业来看，2012年，重工业用电增势将趋缓，主要耗煤行业需求增速放缓。工业用电量增速会进一步回落，第二产业及居民用电需求将成为全社会用电量增长的主要支撑力量。电力行业来看，2012年全国新增电力装机容量将比2011年减少1000万千瓦左右。随着房地产开发增速放缓、投资结构发生较大变化等因素多重影响，钢铁和建材产品需求增长将放缓。国际油价在高位振荡的可能性较大，国内的煤炭转化产业有望保持相对较快发展。总的来看，2012年，电力、钢铁、建材、化工等耗煤产业增长趋缓，煤炭需求增长速度将明显减慢。综上，预计全国煤炭需求较快增长势头在2012年将发生根本变化，将趋于平缓，如果不出台新一轮财政投资政策，煤炭需求极可能会出现阶段性下降。总体来看，煤炭价格可能有小幅下降趋势。第三节火电行业下游产业分析一、整体需求分析：四大耗能产业为主要消费者从工业用电情况来看，工业用电量增速放缓，轻工业用电量增速继续明显低于重工业增速。2011年1-12月份，全国工业用电量34633亿千瓦时，同比增长11.84%，占全社会用电量的比重为73.8%；轻工业用电量5830亿千瓦时，同比增长9.25%，占全社会用电量的比重为12.43%；重工业用电量28803亿千瓦时，同比增长12.38%，占全社会用电量的比重为61.38%。其中化工，有色金属，非金属矿物，黑色金属为重工业的主要耗能产业，增速较快。其用电量超过重工业用电量的50%，占全社会用电量的比重超过30%，是电力的主要消费产业。表12011年1-11月全国主要工业用电量情况累计（万千瓦时）同比增长（±%）占比（%）全社会用电量总计42835022111.85工业31546266712.0373.65轻工业529099679.1912.35重工业26255270012.6261.291.化学原料及化学制品制造业3216821711.077.512.非金属矿物制品业2693350118.126.293.黑色金属冶炼及压延加工业4859124912.4411.3487 4.有色金属冶炼及压延加工业3227298910.347.53四大耗能产业139965956　32.68数据来源：世经未来2012年，结合宏观经济形势判断，经济增长稳定可期，但增速有小幅下滑，保增长下的政策调控逐渐转向，利好相关行业发展；保障性住房、水利建设、基础设施建设等仍是投资热点，减弱房地产投资下降的负面影响；工业化进程的持续，以及拉动内需的政策导向、对于机械、汽车、家电等下游行业的发展有帮助，需求保持稳定增长，行业间增速有分化。总体来说，主要下游行业的产能扩张增速趋缓使得电力需求增速趋缓。二、钢铁行业：下游需求减弱，产能减速2011年，我国粗钢累计产量达到6.83亿吨，累计同比增长8.9%，经过多年快速发展，粗钢产量己经连年递增，产能过剩的压力十分明显，下游行业需求不足，进一步增加了产能压力。从下游行业来看，由于全球经济不景气，航运市场持续低迷，进而影响我国造船业。2011年我国新承接船舶订单量3622万载重吨，同比下降52%，而我国造船业70%以上的订单来自出口需求，主要客户为欧洲国家，由于欧债危机的影响，船舶订单大大减少，造船业的低迷打压了我国钢铁业的钢材需求。2011年的我国汽车市场产销量同比增速明显低于上一年度。为治理道路拥堵北京实行摇号限购政策，随后贵阳市也出台限购政策，后期其他城市有可能相继进行限购来治理交通拥堵，限购政策对于汽车产销量的影响比较明显，2011年北京市汽车产量有六个月的单月同比增速为负值。后期宏观经济增速预期减缓，政府可能会出台更严格的环保政策，汽车市场下行可能性较大，从而降低了钢铁产品需求量。受宏观经济及钢铁业下游行业需求不足影响，2011年12月份，钢材价格继续延续回落走势。具体来看，12月份，钢铁行业累计固定资产投资增速有所下降；12月份我国粗钢产量同比增速有所回升，钢铁生产继续保持高位运行，表观消费量有所回升，钢铁产品需求小幅增加；12月份我国钢铁出口量有所下降，钢铁行业需求的回升还有赖于全球宏观经济状况好转。对于钢材需求量较大的房地产市场而言，其低迷状态可能延续。为控制房地产价格过快上涨，我国政府出台了一系列宏观调控政策，从当前情况来看，全国房地产市场出现了大范围降价的迹象，楼市的低迷使得钢铁市场的下游需求减弱，而钢铁企业寄予希望的保障房建设对于钢铁行业的拉动作用也并不明显。综合来看，后期钢铁需求的复苏压力重重，而产能压力较大，钢铁业还将面临经营困难的局面。表187 2011年1月-2011年12月主要钢铁产品月产量情况单位：万吨，%　年份本月产量本月累计本月同比增长同比增长生铁2011年1月5216.35217.04.94.92011年2月5051.310267.610.08.92011年3月5474.715866.05.672011年4月5496.521427.17.77.32011年5月5457.326945.86.47.32011年6月5488.532457.811.68.42011年7月5506.237932.717.39.62011年8月5394.643382.712.710.12011年9月5208.448551.715.710.42011年10月5100.353649.411.910.52011年11月4589.158239.20.39.42011年12月4800.962969.33.78.4粗钢2011年1月5987.15987.014.014.02011年2月5430.711417.89.712.62011年3月5941.816991.09.08.72011年4月5903.222971.17.18.32011年5月6024.529034.57.88.52011年6月5993.235054.311.99.62011年7月5930.041036.415.510.32011年8月5875.246928.613.810.62011年9月5670.052573.016.510.72011年10月5467.358078.79.7011.12011年11月4988.363098.4-0.29.82011年12月5216.468326.50.78.9成品钢材2011年1月6733.16733.09.09.02011年2月6353.613086.717.414.52011年3月7602.220803.813.713.72011年4月7315.328067.18.312.62011年5月7637.335865.810.612.32011年6月7872.743740.914.812.82011年7月7571.751400.914.913.02011年8月7700.059119.912.913.12011年9月7635.666728.918.813.92011年10月7306.974017.513.413.72011年11月7010.281014.27.813.12011年12月7106.788131.36.012.3数据来源：世经未来二、化工行业：需求增长乏力87 2011年下半年，国内外市场需求异常低迷，化工行业销售产值增速呈现加速回落的态势。一方面，国内经济增速持续放缓，汽车、房地产等市场相继陷入低迷，纺织、家电等相关行业增速持续放缓，对化工原料和制品需求有限，内需增长乏力；另一方面，受欧债危机不断深化等因素影响，欧美经济形势低迷，全球经济增长态势不明朗，导致国际市场拉动中国化工产品需求的后劲不足，外需大幅萎缩。4季度，化工行业销售产值17938.66亿元，同比增长27.59%，增速较3季度大幅回落10.84个百分点。数据来源：国家统计局图12009年-2011年11月化工行业主营业务收入及其增速情况受化工行业市场需求形势恶化影响，多数产品产量或增幅明显放缓，企业库存压力明显加大。其中，烧碱、纯碱、碳化钙、化肥等产品产量有所回落，硫酸、烧碱、纯碱、电石、合成树脂、合成橡胶、合成纤维、轮胎外胎、化肥等产品产量增速有不同程度的放缓；浓硝酸、纯碱、电石、乙烯、合成树脂、化肥、磷肥、氮肥年末库存较2011年初分别增长34.7%、101.9%、59.0%、95.8%、35.4%、41.8%、62.6%、112.0%。此外，4季度国际原油价格和大宗商品价格震荡下滑，化工企业生产成本有所下降。在需求萎缩、库存高企、成本回落的形势下，国内化工产品价格骤然下降，部分产品降价幅度超过20%，远高于生产成本下降幅度。再加上销售增速放缓的影响，2011年末化工行业利润增速陡然下降。展望2012年，化工行业经济运行将面临诸多困难（如资金成本上升，煤、电、运等供应偏紧，资源利用率较低，国际经济复苏不明朗等），但支撑行业稳步增长的基本面没有改变（如工业化城镇化仍在快速进行，汽车市场将小幅回暖，保障性住房开工建设等）。因此，预计2012年化工行业将继续保持平稳增长的势头，但增幅比2011年明显放缓，可能呈现前低后高的走势，预计2012年行业总产值达到7.8万亿元左右，比2011年增长18%-20%。三、有色金属业：结构调整，控制产能过剩87 2011年以来，国内有色金属冶炼产品产量增幅放缓，与此同时稀有稀土金属的战略地位上升明显，优势资源的价值正在发挥。有色金属工业继续向产业链均衡发展转变，同时，受需求减少、价格水平下降等因素的影响，有色金属行业供给和需求增速双双放缓。全年十种有色金属产品产量为3438.29万吨，同比增长9.82%，产量增幅比“十一五”期间的平均增幅13.8%低4个百分点。2011年下半年，疲软的全球经济和持续恶化的欧债危机并未出现好转迹象，基本金属伦、沪两市价格出现一轮较为明显的下跌，其中铜价在10月份跌至年内最低；沪铝现货月铝价年底收于16080元/吨，较2010年底下跌了2.13%。整体来看，四季度基本有色金属价格在剧烈震荡中维持下跌态势。我国有色金属进出口贸易继续快速增长，有色金属产品全年进出口额创下历史新高，出口额增幅快于进口额增幅，但进出口贸易逆差仍继续扩大。其中未锻造的铜及铜材进口量出现大幅攀升，12月份进口量达50.89万吨，创下单月进口量历史记录；随着沪伦比价的缩小，未锻造铝及铝材进口也在11月、12月连续出现了快速增长。根据新出台的有色金属行业发展规划，“十二五”期间有色金属工业增加值年均增长率要达到10%，加速淘汰落后产能、推进行业集中度进一步提高，控制金属产量的过快增长，十种有色金属产量年均增长率控制在8%左右。作为“十二五”的第一年，2011年十种有色金属产品总产量增速明显超过了8%的水平，预计2012年压缩产量、推动结构调整将是有色金属行业发展的重点。在全球经济下行和国内抑制通胀加快转型的情况下，2012年一季度有色金属行业景气度可能下降。2012年一季度甚至到上半年有色金属价格将维持2011年四季度以来上下震荡的格局，下半年有可能回升，年均价格可能略低于2011年的年均水平；2012年有色金属工业经济效益的增幅将会明显回落，第一季度有可能出现零增长；有色金属产品贸易摩擦加剧，出口难度加大，出口额增幅明显回落。四、建材行业：产量保持较快增长（一）行业总体情况总量保持较快增长。2011年，建材规模以上企业完成工业总产值3.5万亿元，同比增长34.2％，增速比2010年增加1.6个百分点。水泥生产20.9亿吨，同比增长11.7％。平板玻璃生产7.9亿重量箱，同比增长14％。建筑卫生陶瓷工业总产值3861亿元，同比增长32.2％。经济运行质量显著提高。建材行业全年产销率为97.8％，同比提高0.03个百分点。工业增加值同比增长28％，增幅比2010年回落2个百分点。实现销售收入33780亿元，同比增长38.5％；实现利税4225亿元，同比增长43.2％；实现利润总额2798亿元，同比增长45.3％。87 固定资产投资增速加快。2011年，建材工业固定资产投资完成9578亿元，同比增长31.9％，增速比2010年提高8个百分点。其中，水泥制造业下降8.3％，水泥制品、玻纤增强塑料制品、防水材料、石材等新兴建材产品增速明显高于行业平均值。进出口同步增长。1-12月，建材工业产品进出口总额411亿美元，同比增长30.2％，其中：进口额169亿美元，同比增长38.3％，出口额242亿美元，同比增长25.1％，专用机械、特种玻璃、玻璃纤维、建筑陶瓷、石材制品等较高附加值产品出口增加，出口产品出口额增长明显快于出口量增长。建材工业运行仍存在突出问题：一是产能过快增长势头难以抑制，受全国固定资产投资增速拉动的影响，水泥、平板玻璃等产能过剩行业在局部地区投资增长仍然较快。二是淘汰落后难度依然很大，受局部地区需求增长和等量或减量置换落后产能政策落实机制滞后的叠加影响，水泥、平板玻璃行业落后产能置换较慢。三是氮氧化物排放量削减压力巨大，水泥等行业产品产量仍在持续增长，氮氧化物减排相关配套政策尚未出台，经济适用的脱硝技术开发推广缓慢。（二）2012年发展趋势展望随着城镇化、工业化和农业现代化持续推进，预计2012年建材工业将继续保持产销平稳、较快增长势头，工业增加值同比增长15％以上。主要产品产量继续保持增长，预计2012年水泥产量增速有望降到10％以内，平板玻璃产量增速有望降到10％左右。但随着一批新改建项目投产，平板玻璃等产品产能过剩恐将加剧。87 第六章2011年火电行业区域发展分析第一节火电行业区域分布总体分析一、规模分布：江苏、广东、河南规模领先，西部发展较快从资产分布来看，2011年，江苏，广东省，河南省资产总计位居全国前三位，资产总计占比均在9%左右，规模领先其他各省。排名前三的资产总计累计比重达到了27.46%，排名前五的资产累计比重达到了43.56%。排名前十的资产累计比重达到了64.19%。资产集中度较高。从资产增速来看，我国西部地区火电资产得到了较快的发展，陕西，贵州，宁夏，新疆，重庆资产增速大幅高于全国平均水平。河南省的火电资产增速较快，河南省是我国主要的金属制品大省，用电需求旺盛。表12011年火电行业资产分布情况地区资产总计（亿元）同比增长（％）比重（％）累计比重（％）全国25260.336.79100.00江苏省2384.4510.299.449.44广东省2288.963.699.0618.50河南省2261.9413.988.9527.46内蒙2111.57-0.608.3635.81山东省1955.628.727.7443.56浙江省1232.282.724.8848.43山西省1149.532.544.5552.99河北省1042.920.324.1357.11陕西省948.0517.473.7560.87安徽省839.084.783.3264.19辽宁省817.20-0.483.2467.42黑龙江省790.226.873.1370.55福建省775.850.913.0773.62贵州省630.7423.392.5076.12宁夏626.9136.992.4878.60上海市589.303.342.3380.94吉林省556.51-3.722.2083.14湖北省542.2710.892.1585.29湖南省507.25-1.552.0187.29甘肃省463.9334.911.8489.13江西省432.5814.491.71云南省378.90-2.771.50四川省374.430.541.48天津市334.052.441.32新疆332.0114.791.3187 广西306.91-3.761.21北京市262.313.251.04重庆市208.7119.590.83海南省84.008.640.33青海省31.82-4.770.13数据来源：国家统计局从销售收入分布来看，2011年，江苏，广东省，河南省销售收入位居全国前三位，销售收入占比均在10%左右，规模领先其他各省。排名前三的销售收入累计比重达到了30.18%，排名前五的销售收入累计比重达到了44.73%。排名前十的销售收入累计比重达到了67.00%。销售收入集中度较高。从销售收入增速来看，我国西部地区火电销售收入得到了较快的发展，陕西，宁夏，吉林，甘肃，新疆，重庆销售收入增速大幅高于全国平均水平。2011年前三季度，我国主要的耗能产业产能旺盛，用电需求旺盛，同时2011年中期我国提高了火电的上网电价来缓解煤电矛盾，使得我国火电销售收入大幅增长，我国东部，中部部分地区也因此销售收入得到了较快的增长，河南省，福建省，湖南省，湖北省的销售收入增速也高于全国平均水平。表12011年火电行业销售收入分布情况企业类型销售收入（亿元）同比增长（％）比重（％）累计比重（%）全国12717.0818.06100.00江苏省1359.8713.6410.6910.69广东省1278.2019.0510.0520.74河南省1199.4426.179.4330.18山东省966.958.957.6037.78浙江省883.5817.106.9544.73河北省671.0813.285.2850.00内蒙641.1719.025.0455.05山西省534.9311.854.2159.25黑龙江省504.198.713.9663.22安徽省481.6216.413.7967.00福建省423.5037.403.3370.33陕西省370.8523.732.9273.25辽宁省366.166.362.8876.13上海市334.7212.182.6378.76湖南省306.2231.052.4181.17湖北省298.4228.912.3583.52江西省223.3725.461.7685.27贵州省209.4911.121.6586.92天津市205.8416.301.6288.54吉林省194.5934.641.5390.07宁夏191.7288.771.51广西189.0011.481.49甘肃省174.2045.491.3787 四川省173.6314.861.37云南省132.722.451.04重庆市120.3029.070.95新疆111.4622.730.88北京市109.64-0.850.86海南省47.7417.610.38青海省12.4812.850.10数据来源：国家统计局二、效益分布：广东，江苏利润居前，河南亏损严重，东部地区效益最好从盈利情况来看，2011年，广东，江苏，浙江，内蒙，陕西，上海，北京，新疆，河北，福建位居利润总额前十位，前十位的资金利用率，销售利润率也大幅高于全国平均水平。同时前十位主要以我国东部地区为主，东部地区利润总额较好。从利润增速来看，内蒙，陕西，北京，新疆，河北，福建，安徽利润总额增速较快，利润总额不断增加。而天津，四川，云南，湖北，甘肃，吉林，湖南的利润总额同比大幅增长，亏损开始缓解。表12011年火电行业盈利区域分布情况地区利润总额（亿元）同比增长（％）比重（％）资金利润率（％）销售利润率（%）利润累计比重（％）全国205.94-32.92100.004.021.62广东省131.58-5.7763.8919.3410.2963.89江苏省69.27-26.3733.6313.075.0997.52浙江省67.99-7.9733.0222.157.70130.54内蒙50.9314.6824.7318.057.94155.27陕西省42.78148.8220.7723.8011.54176.04上海市19.88-16.799.6521.365.94185.69北京市17.6038.058.5541.7716.05194.24新疆17.0859.058.2921.8515.32202.53河北省16.3854.047.958.342.44210.48福建省9.3122.104.525.122.20215.01宁夏4.68-58.352.273.902.44安徽省2.43174.371.182.020.50广西2.35-86.191.144.521.24海南省1.54-168.200.7543.033.23黑龙江省-0.44-59.09-0.22-0.21-0.09重庆市-0.50-123.37-0.24-1.17-0.41青海省-2.6632.85-1.29-92.87-21.29贵州省-4.03-170.28-1.96-4.66-1.93天津市-6.56231.17-3.18-10.26-3.19四川省-7.42151.91-3.60-11.32-4.27云南省-13.11613.77-6.37-30.63-9.88湖北省-14.0876.35-6.84-12.29-4.72甘肃省-14.6084.52-7.09-14.43-8.3887 吉林省-14.87640.88-7.22-22.16-7.64辽宁省-18.07-2838.83-8.77-15.43-4.94湖南省-19.36175.52-9.40-20.95-6.32山东省-24.00-20.88-11.65-7.79-2.48江西省-26.33124.34-12.78-31.57-11.79山西省-33.47-21.00-16.25-16.47-6.26河南省-48.359.89-23.48-7.37-4.03数据来源：国家统计局从亏损情况来看，2011年，河南省亏损较为严重，亏损面达到了70%，亏损总额61.55亿元，亏损总额占比为12.76%，河南是我国的火电大省，火电占据河南省电力结构中的主导地位，但是由于交通运输，自然资源禀赋，原材料上升，财务费用上升等原因，煤电矛盾较为突出，火电亏损较为严重。山西，山东，江西，江苏，甘肃亏损也较多。表12011年火电企业亏损区域分布情况类型企业个数亏损企业亏损面亏损总额（亿元）同比增长（％）比重（％）全国119151443.16482.3535.91100.00河南省614370.4961.5513.4612.76山西省562951.7952.15-6.5010.81山东省1426847.8945.121.139.35江西省161381.2526.9893.565.59江苏省1384734.0624.52307.345.08甘肃省171482.3522.4489.174.65辽宁省402255.0022.2187.414.60湖南省181372.2220.1253.364.17河北省653249.2320.093.314.17陕西省522751.9219.365.834.01吉林省241250.0017.38181.113.60广东省832732.5317.3732.463.60云南省11872.7316.17206.143.35湖北省271866.6715.8735.853.29安徽省381744.7413.5912.992.82内蒙732635.6211.8949.482.47贵州省17529.4111.5566.842.40天津市161275.0010.7052.662.22黑龙江省402050.0010.468.232.17四川省231460.879.8475.182.04广西16850.009.29593.201.93福建省25832.007.33-6.511.52上海市18422.224.15285.780.86重庆市13538.463.63356.880.75宁夏14428.572.73296.240.57青海省0202.6632.850.55浙江省1041211.541.9910.100.41新疆28310.711.175.690.2487 北京市9111.110.040.000.01数据来源：国家统计局第二节火电行业重点区域发展分析一、江苏省——规模效益型从江苏省火电行业基本情况来看，江苏省电力缺口较大，社会发电量一直低于全社会用电量。火电发电量增速和社会发电量增速基本持平，长期看来，江苏省的电力缺口一直存在，导致火电的利用每小时在2008年以后一直增加。火电的新增装机容量也呈增加的趋势。表12007年-2011年江苏省火电行业基本情况2007年2008年2009年2010年2011年发电量（亿千瓦时）2825288729863499.293935增速（%）11.42.23.417.1912.5火电发电量（亿千瓦时）2709267828293305.173735.46增速（%）7.8-1.23.416.8313用电量（亿千瓦时）29603110329038564286增速（%）15.25.355.5117.210.91火电设备平均利用小时（小时）51995109536056475760增减（小时）-174-90445287113火电新增装机容量（万千瓦时）-269.59258.25832.58437.5数据来源：世经未来（一）规模：第一火电大省2011年，江苏省火电行业资产总额和销售收入位居全国第一，利润总额也位居全国第二。在我国火电行业中占据举足轻重的地位。图12011年我国火电行业资产分布情况87 由于2008年金融危机，我国外贸形势急剧下滑，企业开工率不足，用电需求锐减，加之节能减排政策执行力度不断加大，导致江苏省火电规模扩张趋缓，2011年江苏省火电行业规模扩张开始缓慢恢复。表12007年-2011年江苏省火电行业规模情况企业数量从业人员资产总计增长率负债总计增长率2007.11138502511583.059.761063.1313.452008.11144507201807.2813.671315.0724.232009.11140538231939.896.271314.340.392010.11138527162191.668.751517.1110.382011.12138523462384.4510.291676.4310.39数据来源：国家统计局（二）经营效益：销售收入加快增长，经营效益压力趋缓江苏省的火电行业销售收入保持较快增长，2011年销售收入增速达到了13.64%，但是煤价高位上行，使得江苏省火电企业燃料成本压力巨大，严重影响了火电企业的经营业绩，受困于煤电矛盾，江苏省火电行业呈现出收入快速增长，利润总额下滑的格局。为此国家多次提高了上网电价，2011年分别在2季度和4季度提高上网电价两次，使得火电企业利润下滑速度趋缓。表22011年江苏省经营火电行业效益情况销售收入增速利润总额增速亏损额增速2007.1-11722.6316.5875.570.803.3298.352008.1-11818.5212.08-36.02-147.9160.801707.742009.1-11951.148.08120.61-592.434.65-91.682010.1-111143.4018.0982.96-32.666.9551.172011.1-121359.8713.6469.27-26.3724.52307.34数据来源：国家统计局（三）财务分析：发展能力总体强劲从盈利能力来看，2011年江苏省的销售毛利率，销售利润率，资产报酬率较2010年有所下降，但是销售毛利率，销售利润率，资产报酬率和均超过了5%，高于全国平均水平，整体上来看，盈利能力相对可以。从偿债能力来看，2011年负债率和亏损面较2010年有所上升，利息保障倍数较2010年有所上升，偿债能力较2010年有所下降，利息保障倍数，负债率基本处于合理区间，偿债能力一般。从发展能力来看，2011年应收账款增长率，资产增长率较2010年有所上升，发展能力有所增强。87 从营运能力来看，2011年营运能力各项指标较2010年均有所下降，营运能力有所下降。表12011年江苏省火电行业财务指标情况2011年12月2010年11月2009年11月2008年11月2007年11月盈利能力销售毛利率（％）9.9812.7419.325.2117.66销售利润率（％）5.097.2612.68-4.4010.46资产报酬率（％）5.206.179.100.907.88偿债能力负债率（％）70.3169.2267.7572.7767.16亏损面（％）34.0628.9917.1456.9422.46利息保障倍数（倍）2.263.023.930.292.95发展能力应收账款增长率（％）21.7716.019.83-5.8311.30利润总额增长率（％）-26.37-32.66-592.43-147.910.80资产增长率（％）10.298.756.2713.679.76销售收入增长率（％）13.6418.098.0812.0816.58营运能力应收账款周转率（次）8.8310.1210.0610.288.61产成品周转率（次）989.801025.2788.03131.8293.09流动资产周转率（次）2.572.742.362.422.39数据来源：国家统计局（四）整体评价：发展基础良好江苏省的火电行业在我国整个火电行业中是企业数量最多、民营经济发展良好的区域。主要优势在于火电行业的发展经济环境好，东部沿海大省，位于长三角经济圈，交通运输方便，电力消费市场广阔，产业链比较完善。劣势在于原材料资源缺乏，人力成本较高，区域环保要求高。在未来的发展中，江苏火电行业的主要发展趋势是：启动新（改、扩）建产能与淘汰产能等量或减量置换机制，促进各地在加快淘汰落后产能的同时保持经济平稳发展。向国家争取率先在江苏推进碳排放、落后产能指标（含污染物排放量）、发电权交易试点，通过市场筹集资金，减轻地方安置职工负担，缓解企业债务压力，支持企业转型发展。二、广东省——外资主导整体经营效益好广东省也是电力消费重点区域，电力缺口也较大，广东省的发电量一直低于用电量，2009年以后，火电发电量增大幅增加趋势，火电利用每小时不断上升，不过发电量的增速高于用电量的增速，特别是火电的发电量的增速也呈快速增长趋势，广东省的电力缺口将会有所缓解。表22007年-2011年广东省火电行业基本情况87 2007年2008年2009年2010年2011年发电量（亿千瓦时）2685268026663161.963713.49增速（%）8.6-0.6-0.618.618火电发电量（亿千瓦时）2140210721472513.863062.5增速（%）12.4-2.31.917.0920.8用电量（亿千瓦时）33933516360040604399增速（%）12.943.62.6612.788.35利用每小时（小时）50214872475949675764增减（小时）-139-116-79208713火电新增装机容量（万千瓦时）-240650.8437596数据来源：世经未来（一）规模：扩张趋缓，外资主导由于节能减排，火电企业财务成本，人力成本上升，外贸形势严峻等诸多因素，广东省火电企业规模扩张减缓，2011年，广东省的火电企业数量为83家，较2010年减少4家。表12007年-2011年广东省火电行业规模情况企业数量从业人员资产总计增长率负债总计增长率2007.11131352431673.3212.89953.9314.452008.11115319221768.317.451047.0614.632009.1199279301917.8612.641084.713.842010.1187275152170.8111.641241.9218.572011.1283272572288.963.691336.643.34数据来源：国家统计局从所有制来看，由于广东省地处沿海地区，靠近港澳台，外资投资环境较为成熟，因此外资企业数量占广东省火电企业数量超过了一半的份额。数据来源：国家统计局图12011年广东省火电行业分所有制企业数量情况87 （二）经营效益：外资利润总额占比高，国企效率最高从盈利情况来看，2011年广东省的火电销售收入实现了较快的增长，销售收入增速达到了19.05%。其中国企的销售收入大幅增长，销售收入，销售利润率均高于广东省平均水平，利润总额同比出现大幅的正增长在于外资企业竞争中，广东省国有企业积极吸收其他所有制的优秀经验和技术，经营效率最高。而外资的利润总额占比最高，接近了50%。表12011年广东省火电企业分所有制盈利情况企业类型销售收入（亿元）同比增长（％）利润总额（亿元）同比增长（％）销售利润率（%）比重（%）全部1278.2019.05131.58-5.7710.29100.00国有企业　321.2239.2839.6822.1812.3525.13外资602.1012.5069.04-12.3811.4747.10其他　270.2319.6822.61-1.928.3721.14数据来源：国家统计局从亏损面来看，国企亏损面最小，亏损总额最低。由于煤电矛盾，外资的经营效率低于国有企业，亏损总额比重超过了60%。表22011年广东省火电企业分所有制亏损情况类型企业个数亏损企业亏损面（%）亏损总额（亿元）同比增长（%）比重（％）全部832732.5317.3732.46100.00国有企业17317.650.72-34.884.16外资421433.3310.6747.5461.46其他18738.893.9814.9122.93数据来源：国家统计局（三）财务分析：盈利能力，偿债能力强从盈利能力来看，2011年广东省火电企业整体盈利能力较强，销售毛利率，销售利润率，资产报酬率均大幅高于全国平均水平，盈利能力非常强。从偿债能力来看，负债率均略低于60%，2011年利息保障倍数为3.53倍，偿债能力很强。表32011年广东省火电行业财务指标情况2011年12月2010年11月2009年11月2008年11月2007年11月盈利能力销售毛利率（％）13.7117.1723.778.7919.92销售利润率（％）10.2914.0217.953.7713.72资产报酬率（％）8.028.7310.574.369.47偿债能力负债率（％）58.4057.2156.5659.2157.01亏损面（％）32.5332.1816.1652.1740.4687 利息保障倍数（倍）3.534.585.381.834.86发展能力应收账款增长率（％）4.4435.42-0.13-2.614.84利润总额增长率（％）-5.77-8.52292.59-71.9114.84资产增长率（％）3.6911.6412.647.4512.89销售收入增长率（％）19.0517.491.427.3118.19营运能力应收账款周转率（次）8.417.098.057.798.08产成品周转率（次）934.69100.9068.44132.36流动资产周转率（次）1.881.711.751.871.91数据来源：国家统计局（四）整体评价：企业竞争力强，效率高广东省在由于地处沿海，投资环境相对成熟，港澳台投资较多，因此外资在火电行业占主导地位，国有企业在此竞争环境中，积极吸取了外资的管理，技术，加之国有背景，因此在与外资的竞争中，自身竞争力不断增强，经营效率不断提高。整体上来看，广东省的火电行业企业在财务上的各项指标均大幅好于全国平均水平，火电企业的竞争力强，效率高。在未来的发展中，广东省火电依靠地方优势，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。同时在节能减排方面，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。三、河南省——煤炭大省火电亏损严重从2008年以后，河南省的发电量低于用电量，且缺口逐渐成扩大态势。河南省由于地理位置没有其他能源作为补充，因此火电行业作为主要电力供给方式，火电发电量增速不断提高，高于全省发电量增速，火电设备利用每小时一直上升，火电新增装机容量也保持较高的增长，预计这一趋势还将持续。表12007年-2011年河南省火电行业基本情况2007年2008年2009年2010年2011年发电量（亿千瓦时）1847196820612283.842595增速（%）16.75.54.510.8113.6火电发电量（亿千瓦时）1762188119772197.552499.73增速（%）17.36.14.611.1613.8用电量（）亿千瓦时18071964208023552657增速（%）18.618.665.5413.2212.87利用每小时（小时）51244766465250715370增减（小时）-207-359-76419299火电新增装机容量（万千瓦时）-477.5387353377.5数据来源：世经未来87 （一）经营效益：销售收入快速增长下亏损严重河南省2011年火电行业销售收入实现了快速增长，一方面得益于上网电价的提高，另一方面是我国主要耗能产业产能的提高以及第三产业的快速增长，导致用电需求快速增长。但是河南省作为我国火电大省，亏损额排在全国第一位，亏损严重，2011年亏损额达到了61.55亿元，亏损增速为13.46%。表12011年河南省经营火电行业效益情况销售收入增速利润总额增速亏损额增速2007.1-11717.6134.2052.6857.995.75-1.242008.1-11801.3613.82-43.80-185.6464.13953.642009.1-11676.618.81-14.41-72.3425.07-59.142010.1-11815.0019.36-33.0386.5241.1148.562011.1-121199.4426.17-48.359.8961.5513.46数据来源：国家统计局（二）河南省煤电矛盾突出河南是产煤大省，一直是煤炭输出省。按照煤炭运输的规律，煤是从北方往南方运的，河南省平煤出产的煤走到湖北、湖南等省份，北部自己产的煤主要是供应河南省自己使用。由于煤炭矛盾突出，河南省由电力输出大省变为电力供应紧张省份。主要原因有以下几点：一是煤炭资源整合影响煤炭产量。2009年底开始，河南省就进行煤炭资源整合，按照原来的计划，到2011年10月底结束，符合条件的煤炭企业可以开始生产。由于种种原因，原定时间内没有完成整合工作。在2011年下半年只有1/3的煤矿开始生产，尚未开工的煤矿生产的多数是电煤，占了全部产能的1/3以上。所以，严重影响到了电力企业的生产。二是火电上网标杆价偏低。由于历史原因，火电企业以前形成了很少占用、甚至根本不占用“国家重点合同煤”指标的传统。在煤炭整改之后，煤炭价格高位上行，和外省同类企业相比，在生存竞争中处于全面劣势地位：上网电价仍按“坑口电厂”地位设置，低于除内蒙古外的所有省区；很少或者没有重点合同煤作基础，主要靠拼抢高价市场煤为生。由于河南省的标杆价偏低，导致同样的煤炭价格，火电企业经营效益低于其他省份。三是省外煤电衔接不畅。我国交通运输的货运能力有限，特别是铁路运输，导致公路运输成为主要运煤渠道，由于省内价格偏高，外省运煤到河南距离远，运输费用较高，加之恶劣天气，极大的影响了煤电的运输衔接。87 四是省内运输成本高。省内电煤运输除去正常的运费和人员工资成本，“中间环节费用”构成庞杂、名目繁多，其中主要构成部分有产地政府各项搭车收费，以及煤运公司自己收取的多种费用，如“经销差价”之类。五是资金使用成本侵蚀利润。2011年我国提高了存储准备率金率，利率上升，使得火电企业的应付利息和融资成本大幅上升，加之煤价高位上行，两项大幅侵蚀了火电的利润。（四）整体评价：煤电矛盾突出影响经营业绩“市场煤，计划电”深刻的影响着火电行业，这一点在河南省尤为突出，同山西省一样，出现了产煤越丰富，亏损越严重的现象。上网电价的提高仅仅是缓解了煤电矛盾，火电企业的经营业绩，还需要理顺煤、电、运上下游的各个环节的关系，使得煤、电、运的市场化进程同步。四、内蒙古——资源优势型内蒙古电力比较富余，发电量高于用电量，特别是火电发电量也高于用电量。由于09年以后全国各地电力缺口较大，西电东送，西煤东运，所以内蒙古火电发电量一直快速增长，火电设备利用每小时不断提高。表12007年-2011年内蒙火电行业基本情况2007年2008年2009年2010年2011年发电量（亿千瓦时）1821204222272605.423157.15增速（%）28.611.68.316.9921.4火电发电量（亿千瓦时）1794199621212411.182911.1增速（%）28.410.85.613.6821用电量（）亿千瓦时11491212127515301880增速（%）29.84.464.462022.33利用每小时（小时）54794771454545595102增减（小时）-437-747-21914540火电新增装机容量（万千瓦时）-715.16243.46575.8444.3数据来源：世经未来（一）规模：资源整改导致行业扩张趋缓2007年至2010年内蒙火电企业数量呈上升趋势，2011年由于国家加大了节能减排力度，上大压小，内蒙古火电行业企业数量与2010年持平。行业规模扩张趋缓，随着十二五西部大开发，以及稀土，煤矿整改的结束，预计未来几年，内蒙的稀土和煤炭的产能将会扩张，从而带动了电力的需求和火电行业的规模。表22007年-2011年内蒙火电行业规模单位：个，人，亿元，%87 企业数量从业人员资产总计增长率负债总计增长率2007.1154354801531.8627.251215.4031.002008.1160371611730.898.631416.4011.992009.1169430961946.909.701564.418.732010.1173443852075.522.541651.491.832011.1273477852111.57-0.601599.89-5.12数据来源：国家统计局数据来源：国家统计局图12006年-2010年内蒙火电企业资产及负债情况（二）经营效益：效益高内蒙古火电行业的销售收入和利润总额都实现了快速的增长，增速较快。由于内蒙古的自然资源较为丰富，火电行业的原材料特别是煤炭成本较低，所以火电行业有了较高的盈利空间，加之西部大开发，国内经济高速发展，居民收入持续增加，利好内蒙火电行业的经营效益。表12007年-2011年内蒙火电企业经营效益单位：亿元，%销售收入增速利润总额增速亏损额增速2007.1-11391.5432.3436.44-5.224.93166.132008.1-11434.6915.249.33-66.5624.94258.352009.1-11417.29-2.9124.47138.0412.00-51.462010.1-11495.2412.2842.7263.778.46-28.012011.1-12641.1719.0250.9314.6811.8949.48数据来源：国家统计局（三）财务状况：较高的盈利空间，发展潜力大从财务指标上来看，分析盈利能力，内蒙火电行业的销售毛利率、销售利润率和资产报酬率都比2010年有所下降，盈利能力有所降低；对于偿债能力而言，偿债能力利息保障倍数达到1.71倍，偿债能力一般；发展能力和营运能力指标不断增强。表287 2007年-2011年内蒙火电行业主要财务指标2011年12月2010年11月2009年11月2008年11月2007年11月盈利能力销售毛利率（％）18.4420.3222.4820.1823.95销售利润率（％）7.948.635.862.159.31资产报酬率（％）5.825.034.364.155.43偿债能力负债率（％）75.7779.5780.3581.8379.34亏损面（％）35.6234.2528.9935.0027.78利息保障倍数（倍）1.711.811.461.171.91发展能力应收账款增长率（％）35.54-1.481.60-13.7337.71利润总额增长率（％）14.6863.77138.04-66.56-5.22资产增长率（％）-0.602.549.708.6327.25销售收入增长率（％）19.0212.28-2.9115.2432.34营运能力应收账款周转率（次）8.957.248.148.897.33产成品周转率（次）1552.991125.6533.3346.99118.26流动资产周转率（次）2.272.632.302.402.88数据来源：国家统计局（四）发展趋势预测2011年在全国火电行业普遍亏损的情况下，内蒙由于其自然资源丰富，原材料成本低廉，使得火电行业仍保持较高的盈利水准。随着煤炭整改，稀土整改的结束，加之十二五重点支持西部大开发，预计未来几年，内蒙古经济将会有较高速度的发展，带动火电行业发展。风险在于，由于整改后，煤炭企业的集中度上升，对下游电力行业的议价能力增强，加之西煤东送，全国对内蒙的煤炭需求较大，内蒙的煤炭产能较高，会带动煤炭价格小幅上涨，从而影响内蒙火电企业的经营效益。第三节其他区域表1其他省市发展状况区域划分省份发展特点东部浙江火电资产规模大，地处沿海效益较好山东亏损较多河北资产规模大利润总额高，亏损面大上海地处沿海，港口海运便利全国普遍亏损下，利润总额为正福建海南天津北京行政位置，政策优势火电销售利润率高，效益好87 辽宁区域位置大效益不佳中部山西煤炭资源丰富，建立大型煤电基地建设煤炭丰富，煤炭矛盾突出，亏损严重吉林对火电依赖较大，承接产业向中西部转移，缺口大电力缺口较大，运力不足，煤炭价格高位影响经营业绩黑龙江安徽江西湖北水资源丰富，火力发电比重较低煤炭资源少，运力不足，导致中部煤价高湖南西部甘肃普遍利润总额实现增长，缺点是火电规模不大。部分地区经营效益不佳青海广西四川重庆贵州云南西藏陕西，西部大开发，煤炭资源丰富，建立大型煤电基地建设利于煤电一体化宁夏新疆资料来源：世经未来87 第七章2011年火电企业竞争力分析第一节行业内企业竞争情况分析一、企业规模特征分析（一）规模：中小企业主导，资产规模差距不大1.中小型企业占绝对比重从企业数量来看，2011年，中小型企业占据绝对比重，两者比重总和接近了95%，其中中型企业的比重超过了50%，中小型企业数量占有绝对的比重。数据来源：国家统计局图12011年火电行业企业规模分布情况2.不同规模的企业资产规模差距不大从资产比重来看，2011年，中型企业资产比重达到55.44%，而大型企业资产比重仅为17.06%，行业的资产集中程度不算很高，且大型企业的平均资产也为小型企业的5倍，资产规模的差距不是很大。图22011年火电行业企业规模分布情况企业类型资产总计（亿元）同比增长（％）比重（%）累计比重（%）平均资产（亿元）全部25260.336.79100.0021.21大型4309.116.8417.0617.0669.50中型14004.913.4555.4472.5027.30小型6946.3114.2027.50100.0011.28数据来源：国家统计局3.大型企业人员存在较大改善空间2011年，火电大型企业从业人员占比大幅高于资产规模占比，大型企业从业人员占比几乎是大型企业资产规模占比的两倍，大型企业人员较多，存在较大的改善空间。87 表12011年火电行业不同规模企业从业人员结构企业类型从业人员同比增长（％）比重（%）累计占比（%）全部7174731.60100.00大型228279-1.4231.8231.82中型3621651.2850.4882.29小型1270298.5617.71100.00数据来源：国家统计局（二）经营效益：中小型企业效益好1.小型企业亏损面最小，大型企业亏损总额同比减少总体来说，2011年，火电企业亏损较为普遍，由于煤炭价格的高位上行，加之利率的提高，极大的侵蚀了火电企业的利润，导致不同规模的企业亏损面都较大。其中中型企业亏损面最大，达到了48.93%，小型企业亏损面最小，亏损面为38.31%。从亏损额来看，中型企业亏损总额占比较大，接近60%，小型企业的亏损额占比接近30%，大型企业亏损额占比略高于10%，亏损额同比减少了10%。表22011年火电行业不同规模企业亏损结构类型企业个数亏损企业亏损面（%）亏损总额（亿元）同比增长（%）比重（％）全部119151443.16482.3535.91大型622743.5550.76-10.5010.52中型51325148.93288.9946.4259.91小型61623638.31142.6141.4629.57数据来源：国家统计局2.中小型企业盈利最强2011年，从销售利润率来看，中型企业销售利润率最高。利润总额也最高。小型企业由于其生产灵活，转型速度快等特点使得销售收入增速最快。表32011年火电行业不同规模企业销售收入和利润结构企业类型销售收入（亿元）同比增长（％）利润总额（亿元）同比增长（％）销售利润率（%）全部12717.0818.06205.94-32.921.62大型2240.1213.580.49-107.870.02中型7342.7515.93155.72-34.472.12小型3134.2127.1249.73-34.251.59数据来源：国家统计局二、企业所有制特征分析（一）规模：国有，外资，其他所有制为主体1.国有，外资，其他所有制企业数量多截止2011年11月，我国火电行业内共有规模以上企业1191家，其他所有制约占38%，其次是国有企业和外资，分别占26%和22%。87 三种所有制企业数量总和接近占全部数量的90%。数据来源：国家统计局图12011年火电行业企业所有制分布情况2.国有，外资，其他所有制资产占比高2011年，国有企业资产占比达到了33.51%，在众多所有制资产占比最高，大幅高于其数量占比，可见国有企业单个企业平均资产最高。其次是外资和其他所有制，资产占比分别是20.78%和36.55%。三者占比超过了全部总资产90%，在火电企业中起主导作用。表12011年火电行业不同所有制企业资产结构所有制资产总计（亿元）同比增长（%）比重（%）全部25260.336.79100.00国有企业8463.894.8333.51集体企业26.80-8.080.11股份合作企业110.785.790.44股份制企业1798.1714.097.12私营企业379.355.001.50外商和港澳台投资企业5249.095.2120.78其他9232.268.3736.55数据来源：国家统计局3.国企从业人员臃肿从从业人员来看，2011年国有企业的从业人员占比达到了42.39%，大幅高于其数量占比和资产占比，从业人员较多，相比较与其他所有制和外资，从业人员占比过高，存在较大的人员改善空间。表287 2011年火电行业不同所有制企业从业人员结构所有制从业人员同比增长（%）比重（%）全部7174731.60100.00国有企业304125-0.5442.39集体企业1475-20.830.21股份合作企业224453.170.31股份制企业55037-3.087.67私营企业14266-0.561.99外商和港澳台投资企业1111612.1215.49其他2291655.5631.94数据来源：国家统计局（二）效益：外资整体效益较好，国有企业效率两级分化1.国有，其他所有制亏损较大从亏损来看，国有企业和其他所有制亏损总额占比高于其资产占比。两者亏损总额占比之和接近80%。是主要是亏损来源。外资亏损总额占比低于其资产占比，在止亏方面，外资相对国有和其他所有制较强。表12011年火电行业不同所有制企业亏损结构单位：亿元，%类型企业个数亏损企业亏损面（%）亏损总额（亿元）同比增长（%）比重（％）全部119151443.16482.3535.91100.00国有企业30814346.43169.4316.8935.12集体企业9555.560.24-29.730.05股份合作企业5120.000.5787.120.12股份制企业864653.4953.8579.0911.16私营企业752229.334.355.720.90外商和港澳台投资企业2608633.0867.3640.3613.97其他44821147.10186.5646.7438.68数据来源：国家统计局2.外资，国有盈利能力强从利润来看，2011年，国有企业利润总额占比最高，同时国有企业的利润总额占比高于其资产占比，和亏损占比相当，说明国有企业内部不同企业运营效率也不同，呈现两极分化趋势。外资利润总额占比略高于其资产相比，而亏损总额占比大幅低于亏损总额占比，说明外资整体经营效益最好，运营效率较高。表287 2011年火电行业不同所有制企业销售收入和利润结构企业类型销售收入（亿元）同比增长（％）利润总额（亿元）同比增长（％）销售利润率（%）全部12717.0818.06205.94-32.921.62100.00国有企业4622.8220.5561.4026.941.3336.35集体企业20.242.881.82-11.318.970.16股份合作企业68.3559.464.3832.226.410.54股份制企业745.3520.26-12.50-306.71-1.685.86私营企业153.977.696.32-23.524.101.21外商和港澳台投资企业2786.5911.58132.16-27.084.7421.91其他4319.7519.5212.37-78.580.2933.97数据来源：国家统计局第二节行业内上市公司综合排名及各项指标排名（注：由于上市公司财务报表有的只有第三季度，故统一按2011年第三季度来便于比较）一、总资产排名表12011年3季度火电行业上市公司总资产情况代码简称资产总计（万元）1600011华能国际253105682601991大唐发电235161473600795国电电力169603794600886国投电力114238675000539粤电力Ａ38192586600642申能股份35638617000027深圳能源31992598600863内蒙华电25101049600236桂冠电力207383010600098广州控股196790211002039黔源电力153701512000543皖能电力139819413600396金山股份138820714600674川投能源134148415600578京能热电953237.216600509天富热电896421.717600292九龙电力702515.318600780通宝能源655367.819000531穗恒运Ａ648604.320600310桂东电力545093.321600969郴电国际40026722000692惠天热电326758.223600995文山电力209119.724002479富春环保196314.887 25600505西昌电力160964.626600982宁波热电126722.327600212江泉实业12601928600452涪陵电力89950.41数据来源：证监会二、主营业收入排名表12011年3季度火电行业上市公司主营业收入情况代码简称营业收入（万元）1600011华能国际99811022601991大唐发电51759593600795国电电力36370994600642申能股份16853165600886国投电力15921406000027深圳能源10783967000539粤电力Ａ10500528600098广州控股779035.19600863内蒙华电539283.110600780通宝能源397747.911000543皖能电力35561712600236桂冠电力317423.913600292九龙电力288301.914000531穗恒运Ａ247898.315600578京能热电23570616600396金山股份21890717600509天富热电164865.218600310桂东电力146406.419600969郴电国际137896.720600995文山电力112998.121002039黔源电力88979.8522600674川投能源88414.523002479富春环保85410.0624000692惠天热电82793.9425600452涪陵电力69546.6426600982宁波热电62444.3827600505西昌电力41343.3628600212江泉实业40463.58数据来源：证监会三、利润排名表22011年3季度火电行业上市公司利润总额情况代码简称利润总额（万元）1600795国电电力333828.82601991大唐发电218863.487 3600011华能国际217260.84600642申能股份173024.35000027深圳能源149109.66600863内蒙华电122584.87600886国投电力98648.318600098广州控股68924.719600236桂冠电力48826.2710600674川投能源44256.611000539粤电力Ａ42505.9412600780通宝能源38096.2513600578京能热电30522.9314600509天富热电28627.4915600505西昌电力19884.716002479富春环保16105.9917000531穗恒运Ａ14784.6318600969郴电国际14478.9519600310桂东电力14393.620600995文山电力14054.5221600396金山股份11908.8622600982宁波热电10887.2823000692惠天热电4606.0224002039黔源电力3806.1425600292九龙电力3095.4626600452涪陵电力1573.4627600212江泉实业1458.0528000543皖能电力-1140.37数据来源：证监会四、净利润增长率排名表12011年3季度火电行业上市公司净利润增长率情况代码简称净利润增长率（%）1000692惠天热电326.82600505西昌电力180.083600509天富热电78.884600982宁波热电76.435600396金山股份66.516600780通宝能源58.347600452涪陵电力52.388600212江泉实业42.159002479富春环保36.7110600795国电电力14.7411600674川投能源12.1712600995文山电力6.1113600969郴电国际2.1314600578京能热电287 15600310桂东电力-7.516600642申能股份-7.8917600863内蒙华电-8.2718601991大唐发电-24.2819600886国投电力-26.7520000027深圳能源-27.5621600292九龙电力-36.3322000539粤电力Ａ-38.3623600098广州控股-40.0224000531穗恒运Ａ-48.8225600236桂冠电力-51.8926600011华能国际-55.1727000543皖能电力-65.6328002039黔源电力-78.92数据来源：证监会五、综合排名为了分析火电行业上市企业的发展状况，将这些上市公司中上述四个指标进行标准化处理得到一个标准分，并根据火电行业的具体特点给每个指标一个权重，最后对上市企业的指标进行加权（主观赋权法）排序，得出最终结果如下表。表1火电行业上市公司分析主观赋权指标权重序号指标名称权重1总资产0.302主营业务收入0.203净利润0.304净利润增长率0.20最终，得到的排序结果如下表。其中前五位分别是华能国际、大唐发电、国电电力、国投电力和申能股份。表22011年3季度火电行业上市公司综合排名情况代码简称得分1600011华能国际69.612601991大唐发电60.593600795国电电力57.514600886国投电力25.655600642申能股份23.196000027深圳能源19.357600863内蒙华电15.128000539粤电力Ａ10.469600098广州控股10.0810600236桂冠电力7.4511600674川投能源5.8512600780通宝能源5.2087 13600578京能热电4.4314600509天富热电4.2215600396金山股份3.3916000531穗恒运Ａ2.5717600505西昌电力2.5318600310桂东电力2.3019002039黔源电力2.2620000543皖能电力2.2222600969郴电国际2.1423002479富春环保2.0124600995文山电力1.8325000692惠天热电1.7626600292九龙电力1.7027600982宁波热电1.5028600452涪陵电力0.5929600212江泉实业0.54数据来源：国家统计局第三节华能国际一、经营状况分析2011年，华能国际电力股份有限公司电源项目建设进展顺利，全年新增投运燃煤机组可控发电装机容量3120兆瓦，新增投运燃气机组可控发电装机容量923兆瓦，新增投运风电机组可控发电装机容量698.5兆瓦，新增投运水电机组可控发电装机容量20兆瓦；以上共增加公司可控发电装机容量4761.5兆瓦，权益发电装机容量3149.4兆瓦。同时，公司部分参股公司装机容量发生变化，公司还对原有机组进行技术改造以及关停小机组使得发电装机容量发生变化。截至2012年3月20日，公司可控发电装机容量60375兆瓦，权益发电装机容量55350兆瓦，公司电厂广泛分布在中国19个省、市和自治区，是中国目前最大的上市发电公司之一。公司在新加坡全资拥有一家营运电力公司。2011年，公司实现营业收入1311亿元，同比增长27.9%；净利润13.64亿元，同比下降63%；归属于母公司股东12.68亿元，同比下降64.3%。2011年，第三、第四季度煤炭单价上涨至887元/吨，全年866.7元/吨。公司发电业务毛利率由10.8%进一步下降至8.31。尤其是第四季度，公司单季度主营业务亏损达5.58亿元。对业绩构成较大拖累。二、企业经营策略和发展战略分析87 2012年公司的主要任务是以着力提升经济效益为中心，进一步做强做优电力主业。公司将继续保持应对电力市场变化的敏锐性，努力开拓市场，抢抓市场机遇，做好电量结构优化和时序优化工作，不断提高发电效益，力争公司全年境内机组利用小时达到5600小时，实现公司境内电厂全年发电量3400亿千瓦时。继续加强燃料成本管理，努力开拓新煤源和供应渠道；以保重点、调结构、提效益、控风险为主线，强化资金管理，加强财务分析，完善风险管控，深化成本管理。公司在2012年及以后的发展中，将继续加快发展方式转变，进一步巩固优化区域布局，优化发展火电，积极推进燃气、风电、水电等项目的投资开发建设，努力提高发展的质量和效益。三、SWOT分析1.优势和机遇华能国际是五大发电集团之一中国华电下属的核心企业。目前资产分布于山东、四川、宁夏、安徽、河南、浙江、河北等省区。在规模上占据明显优势，在布局上运营电厂主要分布在沿海沿江地区，煤炭资源丰富地区或电力负荷中心区域，如上海，江苏，浙江，广东，山东等地区，区域经济发展水平相对较高，机组平均利用小时数较高，电价承受能力强。在技术上上以火电为主，同时也在积极发展燃气发电，核电，风电等优化电源结构，在行业内技术优势明显。沁降电厂是国内首个60万千瓦超临界发电机组，玉环电厂是国内首座投入商业运行的百万千瓦级火力发电厂，平均耗煤，厂用电率，水耗等技术指标行业甚至世界领先。2.劣势和挑战华能的大多数电厂位于东部沿海，远离中国的煤炭产地。中国的煤炭资源集中在北部和偏远的西部省份。成本上升：煤炭等原材料价格高位振荡，给公司的成本控制带来一定困难。煤质下降的现状,严重影响了公司经营效益的提高。竞争激烈：由于最近几年电力项目投产较多，电力供需紧张的局面将得到缓解，市场竞争可能加剧，部分地区部分电厂目前较高的利用小时会受到影响。另外电力体制改革推进过程中存在的制度不配套、机制不衔接问题,增加了公司的经营风险。四、企业竞争力评价公司是我国极具竞争力的上市发电公司之一，是山东省最大的发电公司，第一大股东为中国华电集团。随着我国煤炭产能的逐步扩大以及煤炭下游需求增速的放缓，87 2012年煤炭价格有望呈现下降，公司作为火电龙头公司，将极大受益于煤炭价格下降和上网电价的上调，除此之外，公司今年装机容量的上升也将为公司再添利润。第四节大唐发电一、经营状况分析2011全年大唐国际发电股份有限公司完成发电量2037.156亿千瓦时，同比增长14.14%。经营收入约为人民币723.82亿元，比2010年度增长19.30%；实现可供本公司股东分配的净利润约为人民币19.10亿元，比2010年度下降约为22.78%，截至2011年12月31日，集团总资产为人民币2440.70亿元，同比增长15.81%；归属于母公司的净资产为387.88亿元，同比增长26.19%；资产负债率为79.28%，同比降低2.54个百分点。2011全年核准电源项目14个，其中火电项目3个，水电项目4个，风电项目5个，光伏发电项目2个，总计3270.6兆瓦。建设规模为年产2000万吨的胜利东二号露天煤矿二期工程于获得核准，成为国内已获得核准的最大单坑露天煤矿。总计投产发电机组2183.9兆瓦。截至2011年12月31日，集团发电装机规模达到38484.2兆瓦，同比增长6.02%。其中：火电32360兆瓦，占84.08%；水电4825.6兆瓦，占12.54%；风电1268.6兆瓦，占3.30%；光伏发电30兆瓦，占0.08%。截至2011年底，公司（包括公司及子公司）管理装机容量约38,484.2兆瓦。本公司发电业务主要分布于华北电网、甘肃电网、江苏电网、浙江电网、云南电网、福建电网、广东电网、重庆电网、江西电网、辽宁电网、宁夏电网、青海电网及四川电网。二、企业经营策略和发展战略分析大唐发电将继续坚持"以电为主、多元协同"战略，继续实施"优化发展火电，大力发展水电，持续发展风电，策略发展核电，适度发展太阳能，择优发展煤炭，积极稳妥发展煤化工，加快发展高铝粉煤灰综合利用项目，配套发展铁路港口航运"发展策略，抢抓新机遇，迎接新挑战，实现新突破，迈出新步伐，打造新优势。1、着力打造"四型企业"。聚焦本质安全、资源节约、环境友好、科技创新型企业建设，继续深入实施全面责任管理、全员业绩考核，创建以本质安全型为核心的"四型"企业，2、切实增强盈利能力。进一步深化全面预算管理，以提高企业效益为目标，以资金流量为纽带，以成本费用控制为重点，通过事前分析预测、事中控制和事后考核兑现，有效控制和监督预算执行情况，及时发现和纠正执行中存在的偏差；千方百计多发电量，多措施并举控制煤价，努力增加企业的盈利能力。2011年力争完成发电量1，87 900亿千瓦时，销售收入同比增长15%以上。3、持续调优发展结构。继续做强发电产业，做精非电产业，促进多元协同。在发电产业方面，要积极参与低碳发电、综合利用、分布式能源、能效电厂项目开发。在非电产业方面，要全方位获取煤炭资源，通过稳定煤源实现持续盈利目标；要特别加快煤化工核心技术推广应用，全力推进煤化工产业布局，进一步拓展大唐发电在资源优势地区的发展空间。4、积极推进资本运营。进一步发挥上市公司的融资平台作用，强化直接融资功能；积极开展优质资产收购，实现公司投资效益最大化。5、继续深化节能减排。进一步加强能耗对标管理，力争20%以上的机组经济指标进入全国先进行列；进一步加大环保监督力度，实现环保评价的常态化管理。6、全面加强风险防控。2012年，公司要全面落实国家《企业内部控制基本规范》及其应用指引、评价指引、审计指引，按照"岗位职责、制度体系、规范标准、业务流程、评价审计、业绩考核"一体化的原则，完成顶层设计，确保有序推进，真正把全面责任管理、全面预算管理、全面风险管理落实到位。三、SWOT分析（一）优势和机遇大唐发电是电力上市公司中唯一一家电力，煤炭双主业的公司，其他的公司都仅是集团的电力业务平台.公司投资的煤炭项目规模巨大，技术领先，煤矿规模可与神华相比，煤化工更是国家重点示范项目，投资总额几百亿。在2011年GDP增长率有望达到9%左右，社会用电量增长率预计超过10%。二是2011年全国发电装机增长率预计约为9.5%，稍低于社会用电量增长幅度，机组利用小时有望保持基本稳定或略有增长。三是公司在发电机组设备可靠性、节能减排指标、人员技术素质等方面，均处于国内领先水平。公司东南沿海机组容量的增加以及大机组优势更加突出，在激烈的电力市场竞争中占据了有利地位。四是随着公司煤、铁、港、航、化工及循环经济等公司非电产业陆续投产及发展，多元发展成果将逐步显现。（二）劣势和挑战公司主要原材料为煤炭。由于近几年煤炭价格持续走高。如果煤炭价格进一步上涨，公司主营业务成本将提高，公司的经营业绩可能会受到影响。87 一是国际金融危机影响深远，后危机时代带来诸多风险。二是近期接连出台的上调存款准备金率及加息政策，使得发电企业的资金紧张状况进一步加剧。三是煤炭和电力市场形势存在不确定性，燃煤价格预计仍是上涨及高位运行态势，以火电机组为主导的电力企业经营形势严峻。四是节能减排压力不断增大。四、企业竞争力评价公司是实力大股东国家开发投资公司电力资产唯一的上市公司，未来将在优质资产注入等方面给予公司大力支持。同时，公司在高速扩张的过程中，面临着资产负债率较高，成本控制压力大等挑战。长远来看，公司的竞争能力将不断增强，并将随着中国经济的高速发展快速成长。第五节国电电力一、经营状况分析截至2011年12月31日，国电电力发展股份有限公司控股装机容量3204.04万千瓦，其中火电2291.20万千瓦，水电721.26万千瓦，风电188.08万千瓦,太阳能光伏3.5万千瓦。公司全资及控股各发电企业发电量情况。根据初步统计结果，2011年1-12月份，公司全资及控股各运行发电企业累计完成发电量1451.97亿千瓦时，上网电量1371.19亿千瓦时，较2010年同期分别增加了13.56%和13.72%。一是受新机投产的影响，国电电力河北新能源开发有限公司、国电和风风电开发有限公司、新疆红雁池第一发电公司、国电大渡河流域水电开发有限公司、谏3壁发电厂、国电电力东北水电开发公司的发电量同比大幅增长；二是受区域用电需求增长及市场交易电量增加的影响，国电浙江北仑第一发电有限公司、国电浙江北仑第三发电有限公司、国电内蒙古东胜热电有限公司的发电量同比有所增长；三是受2010年同期机组检修及2011年区域用电需求增长影响，国电库车发电有限公司发电量同比有所增长；四是受2011年来水量较2010年同期减少的影响，国电电力和禹水电开发公司发电量同比有所下降二、企业经营策略和发展战略分析公司实施“新能源引领转型，实现绿色发展”87 战略。为深入贯彻落实科学发展观，抢占产业竞争制高点，公司积极优化电源发展工作。火电方面，大开二热、酒泉项目正式开工；风电方面，上半年开工风电项目容量90万千瓦，山西右玉高家堡等7个共计35万千瓦风电项目已获核准，海上风电开发全面启动；水电方面，大渡河公司瀑布沟、深溪沟共计136.5万千瓦水电项目顺利投产发电，大渡河公司装机规模达到389.5万千瓦，跃居四川省发电企业首位；太阳能方面，宁夏平罗、中卫、甘肃金塔共计3万千瓦光伏发电项目核准并开工；煤炭方面，内蒙察哈素煤矿项目启动探矿权转让评估，左云煤矿重组全面展开，加快推进英力特积家井煤矿前期工作，沙巴台煤矿累计掘进1128米。此外，英力特化工项目按计划顺利进行，宁东工业园项目首批五个项目的前期工作进展顺利，多晶硅项目工程建设全面铺开。公司扎实推进“燃料管理评级”活动，把握市场动态，拓展采购渠道，优化来煤结构，强化指标管理，科学开展配煤掺烧，重点指导骨干电厂做好计划调运与经济储煤；以“保障供应、优化结构、细化管理、强化监督”为主线，以“保供、稳质、控价、提效”为核心，以燃料管理评级活动为载体，不断强化内部管理，认真把握市场动态，继续开展配煤掺烧工作，着力优化来煤结构，利用市场周期科学调整库存，扎实开展指标攻坚。报告期内，公司重点煤炭合同全部得到了落实，公司所属及控股火力发电企业在保证生产用煤供给的同时，安全生产形势稳定。公司的“发展攻坚”、“效益攻坚”、“融资攻坚”、“指标攻坚”四大攻坚任务，通过加大新能源建设开发的力度，加快上下游产业的发展进程，抢占资源，广开思路，合理规划，煤电配套等积极举措，积极推动公司的持续快速发展。三、SWOT分析（一）优势和机遇公司积极研究影响公司发展的内、外部环境，客观分析电力行业改革前景和趋势、电力供需形势，根据国家及各省的电力发展规划，全面分析全国电力市场状况和电力负荷增长情况，积极应对电力市场的变化，通过各项措施促进公司的发展。针对煤炭价格继续上涨的态势，公司通过强化包括燃料在内的各项成本管理，努力降低燃料成本及其他运行成本；同时，公司通过加强在建项目管理，控制在建项目建设成本，增强公司的竞争优势，实现业绩增长一是经济增长、社会进步和民生改善，带来用电需求的持续快速增长，有利于公司进一步加快发展、扩大规模；二是体制改革的深化、经济结构的调整，有利于公司进一步优化结构、合理布局、拓宽发展渠道；三是节能发电调度等政策的实施，有利于公司进一步发挥规模优势和领先优势，实现效益的提高和实力的增强（二）劣势和挑战公司发电量主要火力发电量，在煤炭价格上涨的是茶馆格局下，作为活力发电企业的发电成本将会大大的提高，这将直接影响火力发电企业的运行，是公司作为能源中间企业的最大劣势。87 国家优化发电调度方式政策的实施，使得绝大部分地区大容量、高参数的大机组的利用小时数将保持稳定或略有下降，而容量小、参数低的机组将面临比较严峻的市场考验。四、企业竞争力评价公司目前所拥有的火电企业一部分属于坑口电厂，燃料成本较低，另一部分火电企业位于经济发达地区或为经济发达地区供电，电量消纳和电价承受能力较强；此外，公司拥有部分水电企业，水电属于国家鼓励的清洁能源，同时，水电企业的运行成本较低。上述因素，增强了公司在行业中的竞争能力。公司将加大开发水电和风电等符合国家产业政策和国家鼓励和支持的可再生能源项目，为公司又好又快发展提供项目保障。第六节国投电力一、经营状况分析2011年四季度，国投电力控股股份有限公司全资及控股企业累计完成发电量154.95亿千瓦时，上网电量148.55亿千瓦时，与2010年同期相比分别下降了6.90%和7.31％。截至2011年12月31日，公司全资及控股企业累计完成发电量657.25亿千瓦时，上网电量630.97亿千瓦时，与2010年同期相比分别增长了6.80%和6.75%。2011年四季度华夏电力、靖远二电、国投北部湾发电受益于所在区域水电发电下降及用电需求旺盛，发电量同比增幅较大；二滩水电受西南旱情影响、大朝山水电受水电机组增加及来水下降影响，国投北疆、国投宣城受机组检修影响，国投白银风电、国投张家口风电受平均风速同比降低等因素影响，发电量同比降幅较大。铜山华润2010年三季度投产，2011年度发电量同比增幅较大。二、企业经营策略和发展战略分析2011年，公司投产总装机1703万千瓦，可控装机1246万千瓦，权益装机848万千瓦；控股企业18家，参股企业4家，分布于全国多个省区。其中火电装机1145万千瓦，占比为67.3%，水电装机532万千瓦，占比为31.3%，风电装机24.5万千瓦，占比为1.4%，光伏发电1万千瓦，占比为0.1%。此外，水电在建装机达到1140万千瓦，预计到2015年，公司水电装机规模占比将达到60%以上。公司利润主要来源于水电项目，2010年公司标煤单价在700元/吨左右，火电整体盈亏平衡，2011年半年报公司标煤单价超过760元/吨，2011年全年燃料增加支出13亿元左右。因上网电价调整，公司2012年营业收入预计增加15亿元左右，火电重回微利状态。87 公司控股子公司二滩水电全面负责雅砻江流域水能资源开发和水电站梯级建设营运，规划建设22级电站，其中上游拟开发10座电站，总装机容量约325万千瓦，目前正在进行河段规划工作；中游拟开发7座电站总装机容量约1126.2万千瓦，目前正在开展各项目的勘测设计工作；下游二滩水电站已投产，锦屏一级、锦屏二级、官地、桐子林4座电站在建，总装机容量合计1470万千瓦。三、SWOT分析（一）优势和机遇大型水电站建设具有投资规模大、建设及回收周期长、投产后现金流稳定等特点。公司自大股东电力资产整体上市后已经由中型火电公司转型为大型多元化电力公司。公司近几年每年有超过百亿元的资本支出，大量资本沉淀在二滩流域锦屏一、二级、官地、桐子林、两河口等大型水电站的建设中，是公司负债率高企业绩却没有质变的原因。随着公司可转债发行完成及本次融资的进行，公司从资本金层面对二滩水电的支持将极大推动前述电站的建设、投产进度，迎来业绩爆发增长期（二）劣势和挑战规模快速扩张期资金压力大：公司由于在建和拟建项目较多，同时自身资金实力有限，资金压力较大。煤炭成本：区域煤炭价格一直居高不下，使得公司经营成本高企，销售净利率低于行业内火电公司。四、企业竞争力评价预计官地、锦屏二级、锦屏一级三座特大型水电站将在2012-2013年相继开始投产，即便保守地按照四川水电标杆电价0.288元/千瓦时计算，官地、锦屏一级、锦屏二级相对较低的单位千瓦投资以及超过4500小时的多年平均利用率，都会带来相当良好的盈利预期。第七节申能股份一、经营状况分析2011年，申能股份有限公司坚持以经济效益为中心，通过开源节流，挖潜增效，有效提升公司盈利能力。发挥高效、节能机组优势，加大电力市场拓展力度，积极争取电价政策，优化燃料供应和管理；把握原油价格上涨和本地气源增加机会，深化油气挖潜，加大天然气市场开发，确保天然气供需平衡。87 2011年度公司全口径发电量695亿千瓦时，同比增长19.9%；权益发电量312亿千瓦时，同比增长19.4%。公司系统煤电企业平均发电利用小时为5890小时，高于上海电网公用燃煤电厂平均水平125小时；公司可控发电量占上海地区总发电量的比例为30.2%，比公司在上海的可控装机容量占上海地区总装机容量比（29.5%）要多出约0.7个百分点。在油气生产方面，全年原油产量8.12万吨，天然气产量3.01亿立方米；天然气销售量54亿立方米，同比增长21％。二、企业经营策略和发展战略分析公司坚持项目建设与开发并重，市外项目、特别是能源基地项目与市内项目并重，高参数、大容量燃煤机组与清洁能源机组并重，通过实施“走出去”战略，努力推动公司业务从区域性布局向跨区域布局转变；通过转型发展，实现从传统能源向清洁能源转变，切实提高公司发展质量，增强公司发展后劲。2011年，临港燃气电厂一期工程三台机组陆续投产并实现盈利，秦山核电二期扩建工程基本建成，公司清洁能源占比进一步提高；崇明燃气电厂和安徽平山电厂项目均已获得国家能源局同意开展前期工作的批复。公司启动了本地能源基地电力项目的前期工作。中天合创项目核准正在办理中。公司围绕“十二五”发展规划确定的产业目标，在立足本地基础上，积极实施“走出去”战略，先后对潜在的电力能源项目进行了实地调研，并就部分西部省份能源合作项目积极与当地政府及有关部门沟通，开展前期研究工作。公司控股的石油天然气公司积极推进相关区块开发与勘探工作，持续谋求外延发展；公司控股的天然气管网公司完成主干网二期（09—10年项目）建设；新能源公司风电项目取得明显进展。三、SWOT分析（一）优势和机遇积极涉足新能源开发领域，取得了传统发电和现代新能源发电相结合的节能、高效发电模式，目前公司集火电、风电、核能发电和太阳能发电与一体；整体盈利能力不断增强，这是竞争日益激烈的市场中获得持续发展的唯一途径。同时申能股份与国电电力共同组建的申源燃料公司，保证了公司能源供应，可以享有燃料低成本的收益。根据国家节能环保方针，未来国家将大力提倡节能环保能源投入使用力度，并将给予税收优惠和制定相应的产业扶持政策。申能股份风电、核能、太阳能发电项目的积极参与实施，符合国家相应产业政策的目标要求，在未来的市场竞争中面临极好的发展机遇。（二）劣势和挑战87 申能股份主营电力开发及能源建设，同时兼营房地产和贸易，其主营业务收入较低，资产周转速度较慢，这就影响了企业收益收平及资产利用效率，从而在一定程度上使公司整体竞争能力可能受到资金等方面的不良影响。目前市场竞争越来越激烈，环境压力越来越大；申能股份不但面临来自同行业的激烈竞争威胁；同时还要受到资本市场中资金风险的威胁，特别是申能股份从事的房地产行业的市场的发展，更增加了其资金等的不确定性。四、企业竞争力评价公司作为一家大型的地方能源集团，承担了上海市50%左右的能源供应，拥有较强的科技创新能力，火电机组的各项指标处于行业前列。公司是主要投资于上海地区电力市场的区域性电力公司。2011年公司可控发电量占上海地区总发电量的比例为30.2%，在上海电力市场中处于重要地位。公司实际控制人为上海市国资委，2008年上海市国有资产监督管理委员会明确将金融投资列为公司主业。在电气并举、产融结合的发展格局下，公司有望利用股东背景，在不断巩固能源主业的情况下，实现金融及相关服务业的扩张，发展成为大型综合控股集团公司，公司的竞争能力有望不断提升。87 第八章2012年火电行业风险分析2011年火电行业整体经营业绩不容乐观，呈现出“高收入，低利润，亏损严重”的特点，主要是因为煤炭价格高位上行，财务费用上升，劳动力成本上升等原因。根本原因还是在上游煤炭市场化，下游受管制。而在煤，电，运三个环节还有诸多不足，种种原因导致火电大面积亏损，以至于火电企业发电积极性不高，电荒频繁。表1火电行业主要风险因素分析类别风险因素风险特点宏观环境风险宏观经济下滑工业增速下滑货币收紧，利率上升融资成本，财务费用上升产业政策风险淘汰落后产能风险淘汰标准进一步细化，实际化节能减排风险标准趋于严厉供需风险供给装机容量比重下降，供给减少需求需求不如预期价格CPI偏高，煤电联动难启动产业链风险上游原材料成本风险上游集中度提高，价格高企下游需求电网垄断，耗能产业减速区域风险区域地理位置，经济发展差异煤炭分布不平衡，区域经济发展不平衡企业经营风险技术风险达不到节能减排的技术要求兼并重组风险进入非主营业务，经营难度大管理风险公司治理存在缺失，管理不善，资产流失严重财务风险负债率高，亏损严重资料来源：世经未来对行业按照生命周期、供需状况、国家政策支持程度、产品替代可能性、行业壁垒、与经济周期同步性、议价能力及成本控制能力等7个方面进行评分。评分范围为0.8-1.0，0.9为平均值，火电行业的综合得分为0.9165分，为维持类。火电行业整体是属于维持类行业，主要原因是：第一是火电在我国能源结构中具有举足轻重的地位，加之电源需求的特性，其他能源结构在很长一段时间内无法取代火电。第二是随着我国经济的高速发展，以调整结构、产业升级、产业转移，转变发展方式为主导的发展机遇下，电力需求持续高增长，特别是第三产业的电力需求的快速增长，中西部用电需求快速增长。第三是87 虽然煤电矛盾严重影响了火电行业整体的经营业绩，但是随着我国限制高耗能产业产能过剩，加之火电的装机容量的比重持续下降，整改在2011年末结束，电煤的产能开始上升，煤电的供求关系开始出现变化，煤炭价格的下降同时上网电价的提升将会使得火电的经营业绩有所好转。第四是在煤电矛盾下，火电行业营运能力不断增强。第五是部分企业，地区经营效率较高，在煤炭价格高企的情况下依然取得非常良好的经营业绩，火电行业还具有潜力可挖。第六是国家重视煤，电，运三个环节，逐步开始理顺三个行业的市场关系。表1火电行业各项评级因素判断结果行业评价指标行业现状权重评分生命周期成长期15%0.93供需状况、总量预期装机容量比重降低，需求增速趋缓15%0.90国家政策支持程度节能减排导致企业成本压力大，提高上网电价缓解经营压力15%0.91产品替代可能性小12.5%0.97行业壁垒较高12.5%0.95与经济周期同步性相关性高，经济增速下滑15%0.90厂商议价能力及成本控制能力上游煤炭整改集中度提高，下游上网电价管制，营运能力提高15%0.87综合评分0.9165资料来源：世经未来（评分范围为0.8-1.0，0.9为平均值，支持类：综合评分在0.95以上；维持类：综合评分在0.9-0.95之间；退出类：综合评分在0.9以下）第一节宏观环境风险分析从全球经济形势来看，2012年，世界经济复苏变数很大，仍面临经济减速与下行的风险。一方面，从发达经济体来看，欧洲债务危机仍将制约欧洲经济复苏，美国政治动向将影响经济增长，国家贸易的不确定性将制约日本经济的复苏。另一方面，受欧美危机的影响，新兴经济体2012年所承受的风险增大，但依然会引领全球经济。从国内经济形势来看，一方面，从国际环境看，由于欧美等发达经济体经济前景不明朗，外需疲软，2012年我国外贸形势不容乐观；另一方面，从国内环境看，中国经济发展将面临投资增速放缓、消费增长受限、房价下跌、流动性下降等诸多挑战。总体来看，在复杂严峻的国内外环境下，2012年，我国经济增长也将面临下行压力，因此在电力需求方面，电力需求增速回落是一个大概率事件。而在货币方面，87 国家实施稳健的货币政策，已经多次提高存贷款基准利率与存款准备金率，银行信贷资金逐步收缩，投资资金运用成本提高。一方面使得火电下游行业规模扩张减缓，电力需求减速，另一方面使得火电行业融资成本增加，财务费用上升。第二节政策环境风险分析火电行业是我国重点节能减排的治理对象，承担者重要的节能减排任务，落后产能，小火电在十二五开局期间依然是一个重要的政治任务，从“上大压小”政策看，2012年将继续执行，小火电相当一部分处于电网的末端，或者是独立电网，承担当地主要的供电任务，短期内难以关停。因此，随着10万千瓦以下机组关停难度增大，而行业节能减排仍需增强，“压小”范围扩大将成为必然，这会多火电行业产生新一轮的冲击。2011年政策不断清理优惠电价政策，这一政策出台时间依然不断，但一直未能严格执行，究其原因主要是地方政府为了本地区经济发展而对高耗能企业放行，甚至有地方政府会接大客户直购电试点给予高耗能企业优惠电价。一旦清理力度增强，将直接降低高耗能行业用电量，短期内对火电行业产生较大冲击。节能减排的标准不断提高，这个企业增加了额外的负担去达到标准，在火电企业普遍亏损的情况下，这无疑给火电企业予以沉重的负担，相对而言，大型企业的资金实力雄厚，环保投入较大，受到的政策影响较小，但持续增加的环保投入也会对企业偿债能力产生；中小型企业的环保投入不足，往往通过各种方式逃避政策监管，面临的政策监管风险较大。第三节供需风险分析2011年，全国电力运行总体平稳，电力需求较快增长，电力供应能力稳步增强，有效应对了全国电力供需形势总体偏紧、部分地区、部分时段供需矛盾突出的不利形势，保证了电力可靠供应，保障了经济社会发展和人民生活用电需求。2012年，预计全社会用电量增速将有所回落，但受气候、来水、电煤供应等不确定因素影响，预计全国电力供需总体将仍旧偏紧。预计2012年全年发电设备利用小时将在4750小时左右，火电设备利用小时在5300-5400小时，最大电力缺口3000-4000万千瓦。具体来看：电力需求方面，2012年是“十二五”时期承前启后的重要一年，中国经济社会发展的总基调是“稳中求进”，因此预计全社会用电量也将实现稳定增长，但增速会随宏观调控效果的进一步显现而有所回落；同时受基数效应影响，用电量增速将会呈现“前低后高”的分布特征。中电联预计，2012年全社会用电量增速在8.5%至10.5%之间，全社会用电量将达到5.14万亿千瓦时。87 电力供应方面，截至2011年12月底，重点水电厂可调水量1168亿立方米，同比下降14.2%；蓄能值207亿千瓦时，同比下降27.2%0据此判断，2012年，汛前水电来水偏枯可能性较大。因此，电煤地区性、时段性矛盾仍将比较突出，电力供应外部环境依然严峻。但随着电网投资增速的进一步加快及新装机组陆续投产，电力总体供应能力将进一步增强。预计2012年新增装机8500万千瓦左右，其中，水电新增2000万千瓦左右，火电新增缩小到5000万千瓦左右，年底全日径发电装机容量达到11.4亿千瓦左右。第四节产业链风险在上游原材料方面，煤炭价格短期不会下降很快，虽然供求关系开始出现逆转，但是还存在诸多不确定性，其次在煤炭运输方面，由于我国交通运输货运能力不足，特别是铁路运输无法满足煤炭长距离运输，公路运输收费过高。都可能使得电煤成本居高不下，最后各种地方政府中间收费环节过多也影响着火电的电煤成本。下游四大耗能产业中，产能过剩明显，为此国家也出台了相关政策抑制产能过剩，防止经济大起大落，从而降低了电力需求。第五节区域风险我国自然资源分布不均衡，经济发展也不均衡，东部经济发达，交通和进出口便利，随着我国宏观经济的减速，煤炭的供求关系开始出现改变，东部总体来说，供需基本平衡，略有宽松。中部由于承接产业向中西部转移，许多耗能产业转移到中部，从而使得中部电力需求增加，而同时来水不足，水电出力不足，使得电力缺口大。而中部煤炭资源并不算丰富，加之我国铁路运输运力不足，公路运输道路收费关卡多，中部的火电企业的煤炭成本并不会短期下降，中部火电企业经营效益受到极大影响。随着煤炭整改的结束，煤炭企业的集中度上升，对火电企业的议价能力不断增强，西部也是我国一个重要的煤炭产能基地，西电东送，西煤东运使得煤炭企业相对西部的火电企业议价能力不断变强，煤炭价格可能小幅上升。第六节企业经营管理风险87 2012年，宏观调控将使用电量增速趋缓，电价上调也将使电量竞争更加激烈，发电企业将面临更加严峻的形势，这势必继续推动发电企业战略转型步伐。而这一趋势在五大发电集团2012年的重点工作部署中己有所体现。如，国电集团2012年将稳步推进四川、云南、西藏和青海的水电开发；另外，华能集团也提出，2012年要提高煤炭等产业的效益贡献度，计划完成煤炭产量6670万吨，积极开发有效益的煤电基地、煤电一体化和煤电联营项目，进一步提高煤炭产业的保障能力和电煤运输能力。由于火电经营效益不如其他能源高，主要发电企业纷纷涉足新能源产业，加大了对新能源的投入，而新能源还是面临着诸多产业政策的出台，相关标准的制定，行业急需规范，产能过剩等诸多不确定因素，可能导致发电企业忽略火电业务，才多元化产业中面临失败推出的局面。在生产管理中，由于电煤和市场煤价格过大，若管理不善，极可能出现有人将电煤偷卖给市场，套取价格差，从而使得火电企业面临资产流失，增加了企业的经营风险87 第十章2012年火电行业投资策略第一节行业发展趋势要点一、煤炭一体化开发加快建设大型煤电基地，贯彻落实国家西部大开发战略，加快山西、陕西、内蒙古、宁夏、新疆等煤炭资源丰富地区的大型煤电基地建设；鼓励发展热电联产，统一规划高参数、环保型机组、符合国家政策的热电联产项目；推进煤电绿色开发，大力推行洁净煤发电技术。以开发煤电基地为中心，重点建设山西（晋东南、晋中、晋北）、陕北、宁东、准格尔、鄂尔多斯、锡盟、呼盟、霍林河、宝清、哈密、准东、伊犁、淮南、彬长、陇东、贵州16个大型煤电基地。二、中西部快速发展我国西部地区火电资产和规模得到了较快的发展，陕西，贵州，宁夏，新疆，重庆资产增速大幅高于全国平均水平。由于我国产业向中西部转移趋势明显，因此也带动了中西部的电力需求，中西部的固定投资，用电量增速都明显高于东部。第二节行业总体投资原则2011年，我国火电行业在艰难中运行，亏损普遍。2012年，预计火电行业的发展仍处于艰难阶段，但是由于煤电供求关系开始出现变化，加之2011年12月开始上网电价的提高，使得2012年火电企业经营状况开始好转，效益小幅提升概率较大。2012年，维持火电行业“审慎维持类”的投资评级。总体投资原则是：总量控制、结构调整、区别对待，择优进入。2012年，对火电行业的总体投资规模进行适度控制，审慎维持原有规模；严格执行国家的产业政策，加强投资资金的控制管理，强调准入客户的产能装备先进、手续合规、产品具备竞争优势，对存量资产加大结构调整力度，尽快退出产能落后、规模较小、经营亏损的客户；对行业内客户实行区别对待，增量资产主要投向有市场竞争力的企业；与大型优势火电企业建立良好的银企合作关系，选择具有盈利能力强、产能合规的中型火电生产企业，关注具有资源优势的企业，择优参与。87 第三节投资政策建议一、目标产业链电力行业投资政策的目标产业链包括火电生产行业和电力供应行业。提供电煤、石油、重油、天然气等燃料替代关系煤炭、石油和天然气行业火电行业第三产业第二产业电力设计建设行业第一产业发电设备制造行业电网行业居民生活用电核电、水电、风电图1电力行业产业链关系图（火电及电网行业）二、目标区域对于东部地区，行业规模总量已趋于饱和，环渤海、长三角地区原则上不再布局新建钢铁基地，区域的发展主题是通过兼并重组、淘汰落后，减量调整区域内产业布局。适量布局建设负荷支撑的大容量超临界燃煤机组。其中广东省、江苏省、浙江省资产规模，销售收入都位居我国前列，在全国普遍亏损下，利润总额为正，应重点支持广东省、江苏省、浙江省。优先进入的地区包括煤炭资源丰富的西北五省，内蒙古。内蒙古，西北五省等煤炭资源丰富，优质煤炭没有被开采，虽然电网基本设施还不完善，但是潜在效益很大。在西部煤炭富集地区，按照集约化开发和煤电一体化模式，采用先进节水技术，建设大型煤电基地电站项目。西部和北部地区主要布局建设大容量、空冷、超临界燃煤机组。虽然河南，山西上游资源也较为丰富，但是由于坑口标杆家偏低，重点合同煤兑签率不高，省内，省外煤炭运输成本也过高，导致煤炭大省亏损严重，短期内还无法解决。应给予审慎进入。三、目标客户87 火电行业重点支持五大发电集团及其控股的机组装备先进、运营情况良好的核心子公司，择优适度支持其它中央企业发电集团、地方大型发电企业集团，优先支持具有上述股东背景的煤电一体化企业、坑口电厂，审慎介入民营、外资火电企业。电力供应行业积极支持国家电网、南方电网两大公司及其所属省级电网公司。就技术而言，优先支持关注具有下面技术的企业：1、研发具有自主知识产权的超临界60万千瓦等级和100万千瓦等级各系列机组设计、制造和运行技术；2、掌握600℃超临界发电机组高温材料技术。逐步开展120-150万千瓦等级的超临界机组的研究。3、加快具有自主知识产权的锅炉和电站用耐热合金钢管及耐热合金钢大型锻件的研制，4、积极进行630℃及以上高温材料，特别是700℃高温材料开发研究，跟踪国际上700℃超超临界发电研究计划项目发展动态，研究700℃超超临界发电技术可行性和技术路线，掌握其关键技术。除涉及国家明确规定限制和淘汰的技术和项目的企业外，自身发展状况良好的企业的项目属于允许类的范畴，允许下面几类：火电总的制造能力虽然已经能够满足规划需要，但仍需进一步优化结构。随着北方缺水地区煤电基地建设、高效洁净发电机组建设，可以允许投资需要加大大型空冷机组、超（超）临界机组、环流化床机组的制造能力。60万千瓦级和100万千瓦级超临界特别是超超临界机组成套生产供应能力，增加60万千瓦级空冷机组成套生产供应能力，增加60万千瓦循环流化床锅炉成套生产供应能力。燃机9F级联合循环，容量39~40万千瓦，国产化率达70%以上，但热部件设计制造技术为国外所垄断，需要重点攻克，。可以选择鼓励类。坚决退出类里面：对于火电行业，节能减排已经成为未来发展的趋势。因此对于技术落后、产能过剩、管理混乱、环保能力差的企业，应当执行退出类投资政策。不符合国际安全规范和技术标准，高污染，高排放检测不达标的企业应当执行退出类投资政策。此外对于财务指标远低于行业平均水平的企业，坚决退出。87'