2013年电力行业风险分析报告 131页

'2013年电力行业风险分析报告2013年电力行业风险分析报告摘要2012年，全国规模以上发电企业累计完成发电量48188亿千瓦时，同比增长4.66%。2012年，火力发电设备容量占比较上年同期略有下降，清洁能源占比则略有上升，这表明我国电力结构优化调整初显成效。回顾2012年——行业规模增速下降，行业进入调整期：2012年电力行业工业总产值继续增长，达到17278.79亿元，但增速有所下降，同比增加9.16%，为五年来最低值。主要受经济增速放缓的影响，下游工业用电需求较前几年有所回落，使得行业规模增速有所下滑。用电量增速明显回落，第三产业增长较快：2012年全社会用电量累计达49591亿千瓦时，同比增长5.5%，自2010年以来首次出现低于GDP增速。用电占比达到73.7%的第二产业用电量同比增长3.9%，对全社会用电增长的贡献率为51%；而第三产业和居民用电增速分别达到11.5%和10.7%，对全社会用电增长的贡献率合计达到49%。电力供需平衡宽松，局部地区用电紧张：由于用电需求增长趋缓，全国大部分地区未出现长时间高温高湿天气，同时水电出力快速增加，电煤供应状况明显好于上年，全国电力供需总体平稳，其中华北、华东、华中电力供需平衡，西北、东北电力供应有富余，仅南方电网上半年受干旱影响电力供需形势偏紧，电力缺口大。投资增速放缓，结构不断优化：2012年，电力、热力生产和供应业固定资产投资完成额为12815亿元，同比增长10.4%，占全国固定资产投资的比重为3.5%。受宏观经济低迷的影响，水电投资保持较快增长，但火电、风电投资较上年同期明显减少，电源工程建设完成投资随之持续下滑，电源投资结构不断优化。受益于政策改革，电企效益出现转机：电改十年来，电力企业积极转方式、调结构，优化存量资产，降低财务成本，战略转型积蓄的发展能量和经营成果不断释放，加之受2011年底电价调增翘尾和2012年煤价大幅下降的“双重利好”影响，电力企业特别是火电企业自2008年以来的长期亏损局面得到有效遏制，经营状况明显改善，发电行业总体经营形势转折向好。初步估算，2012年五大发电集团利润总额达到460亿元，创发电集团成立以来历史最好水平。页121 2013年电力行业风险分析报告展望2013年——电力供需总体将保持平衡态势：预计2013年，全社会用电量增速将有所回升，全国电力供需总体仍将保持平衡态势，但受气候、来水、电煤供应等不确定因素影响，华东和华北地区的部分省份在部分高峰时段可能有少量电力缺口。预计2013年全年发电设备利用小时4700-4800小时，其中火电设备利用小时5050-5150小时，均比2012年有所提高。电源结构调整步伐将继续加快：为进一步加强清洁能源开发利用，促进新能源产业持续健康发展；2013年将积极发展水电，协调发展风电，大力发展分布式光伏发电，新增水电装机2100万千瓦、风电装机1800万千瓦、光伏发电装机1000万千瓦。在相关政策的引导与支持下，2013年清洁能源发电将迎来新的发展机遇，并将促进电源结构继续优化调整。新一轮电力体制改革有望重启：打破垄断，引入竞争，是促进我国电力工业健康、持续发展的必由之路，因此，有必要启动新一轮电力体制改革。但是由于电力行业关系国计民生，同时也是新时期我国能源战略、收入倍增计划、城镇化建设的基本前提，所以为保障电力的安全稳定运行，电力体制改革还需把握节奏，渐进实施，持续推进。专项监管制度体系将进一步完善：为促进电力事业科学发展、又好又快发展，2013年，国家电监会将继续在电力安全监管、市场准入监管、电力交易监管、成本与价格监管、节能减排监管、供电监管等六个方面有针对性地组织开展专项监管，与此同时，相关制度体系也将进一步完善。风险依然较大：2013年，电力行业依然面临以下风险：国内外经济持续低迷；行业结构调整步伐加快；下游需求回落；结构性产能过剩和阶段性产能过剩；行业竞争日趋激烈等。总体信贷原则：2013年，电力行业仍应视为“审慎维持类”行业，对电力行业总体信贷原则为“高度关注，总量控制，区别对待，结构调整”。2012年发改委批准的发电项目中，风力发电占发电项目核准的比例高达95%以上，随着“十二五”规划中对风电发展的大力支持，建议适当加大对风电行业重点企业的授信。由于煤炭价格持续下行，库存高企，反弹动力不足，火电发电成本压力趋缓，并且火电企业盈利状况良好，可适当加大授信额度。核电重启在即，投资机会也较大。光伏发电亏损严重，建议银行对光伏行业谨慎授信。页121 2013年电力行业风险分析报告目录第一章电力行业概况1第一节行业定义及分类1一、行业定义1二、行业产业链1三、电力行业各子行业关系分析2第二节行业地位：国民经济中基础性产业2一、行业政策定位2二、对国民经济贡献程度2三、对相关行业影响程度3第二章2012年电力行业发展环境分析4第一节2012年宏观经济环境分析4一、国际环境分析4二、国内经济环境分析4三、经济环境发展趋势判断5第二节2012年产业政策环境分析6一、重点政策汇总6二、重点政策分析7三、政策发展趋势9第三节热点事件透视11一、党的十八大对新时期能源电力发展作出总部署11二、国家决定取消电煤价格双轨制12三、居民阶梯电价在全国试行12四、我国核电建设重启12五、我国并网风电跃居世界第一12六、光伏产业遭遇欧美双反重击我国扶持措施密集出台13第三章2012年电力行业运行情况分析14第一节行业运行现状分析14一、固定资产投资14二、行业总产值15三、行业供求情况16四、行业规模情况21五、行业经营情况22六、行业财务指标22第二节行业内企业运行情况分析23一、企业规模特征分析23二、企业所有制特征分析24三、行业内上市公司分析26四、重点企业分析27第三节行业区域分布情况33一、行业分布33页121 2013年电力行业风险分析报告二、重点分布区域分析39第四节行业壁垒及发展特征分析60一、行业进退出壁垒分析60二、行业竞争结构61三、行业发展特征分析62四、行业经营模式、盈利模式分析63第五章电力行业产业链分析66第一节上游行业运行及对本行业的影响66一、煤炭行业：整体供需宽松价格上涨动力不足原材料成本上升风险较小66二、电力设备行业68第二节下游行业运行及对本行业的影响69一、钢铁：生产增速回落69二、有色：产量继续增长增幅明显回落70三、化工：产能过剩压力加大将触底回升70四、建材：水泥产量逐月下滑70第六章细分子行业分析72第一节火电行业72一、行业总体情况72二、行业运行情况72三、行业分布情况75四、行业发展趋势79第二节水电行业80一、行业总体情况80二、行业运行情况80三、行业分布情况83四、行业发展趋势87第三节核电行业88一、行业总体情况88二、行业运行情况88三、行业分布情况91四、行业发展趋势93第四节风电行业94一、总体情况94二、行业运行情况94三、行业分布情况98四、行业发展趋势100第七章2013电力行业运行风险分析102第一节外部环境风险102第二节政策环境风险102一、产业政策风险102二、货币政策风险102第三节经营风险103第四节产业链风险103第五节节能减排风险103页121 2013年电力行业风险分析报告第八章2013电力行业金融需求分析104第一节行业资金运作模式104一、融资渠道104二、结算方式105第二节行业金融需求情况105一、融资需求105二、结算需求109第九章2013电力行业运行投资策略111第一节行业发展趋势要点111一、电力供需总体将保持平衡态势111二、电价或将维持现有水平111三、电力市场化改革进程将加快111第二节行业总体授信原则112第三节区域信贷政策建议112第四节企业信贷政策建议113一、重点支持类113二、维持类113三、限制类113四、退出类113第五节细分行业信贷政策建议114一、火电行业114二、水电行业114三、核电行业114四、风电行业115第六节授信管理与要求115一、电力行业授信品种115二、担保政策116三、定价政策116第七节贷后管理与其他117附件一电力监管立法规划118附件二企业绩效标准值120页121 2013年电力行业风险分析报告表录表1电力行业子行业分类（GB/T4754-2011）1表22008-2012年电力行业工业总产值占GDP比重3表32012年以来电力行业政策6表4“十二五”时期电力行业主要节能减排指标11表52008-2012年电力行业发电量16表62012年跨区交易主要通道情况18表72012年全国分地区用电量情况19表82011年国家三调电价情况20表92012年全国分地区发电设备累计平均利用每小时情况21表102008年至2012年电力行业规模指标22表112008-2012年电力行业经营情况22表122008-2012年电力行业财务指标22表132012电力行业不同规模企业资产结构23表142008-2012年电力行业不同规模企业盈利情况24表152008-2012年电力行业不同规模企业竞争情况24表16不同所有制企业资产状况25表172012年电力行业不同所有制企业盈利情况25表18不同所有制企业盈利能力26表19电力行业上市公司企业一览表26表202012年各省份发电量情况33表212012年各省发电设备平均利用小时34表222012年电力行业区域规模分布36表232012年电力行业效益规模分布37表242008-2012年广东电力行业规模情况40表25广东省大型电力生产企业名单42表262008-2012年广东电力行业经营效益44表272008-2012年江苏电力行业规模情况45表28江苏省大型电力生产企业名单47表292008-2012年江苏电力行业经营效益48表302008-2012年云南省电力行业规模情况49表31云南省大型电力生产企业名单51页121 2013年电力行业风险分析报告表322008-2012年云南省电力行业经营效益51表332008-2012年山东电力行业规模54表34山东省大型电力生产企业名单55表352008-2012年山东省电力行业经营效益56表362008-2012年内蒙古电力行业规模情况58表37内蒙古大型电力生产企业名单59表382008-2012年内蒙古电力行业经营效益60表392012年中国原煤产量分月度情况66表402012年我国煤炭进口分月度情况67表412008-2012年火电行业主要指标统计73表422012年火电行业发电量情况73表432008年-2012年火电装机容量变化情况74表442008年-2012年火电行业经济效益情况74表452012年全国火电企业数量地域分布情况75表462012年火电行业企业数量分布情况76表472012年火电行业资产分布情况77表482012年火电行业销售收入分布情况78表492011年、2012年中国水电累计新增发电装机容量对比81表502011年12月-2012年12月中国水电发电量及同比增长情况82表512008-2012年水电行业经营效益情况83表522008-2012年水电行业财务状况83表532012年中国各地区水电装机容量分布情况84表542012年2-12月年中国水电发电量区域分布情况85表552012年中国各地区水电企业数量结构86表562012年中国各地区水电企业资产结构86表572012年1-12月全国核电行业发电量情况89表582001-2012年核电发电装机容量分析（全口径）90表592008-2012年核电行业经营效益情况91表602008-2012年核电行业财务状况91表612012年核电行业资产分布情况91表622012年核电行业销售收入分布情况92表632012年火电行业盈利区域分布情况92表642011年12月-2012年12月我国风电产量情况94表652012年中国海上风电机组安装情况95页121 2013年电力行业风险分析报告表662012年度各省级电网区域风电利用小时数统计表96表67截止2012年底中国风电机组出口国家情况97表682012年中国各省市新增及累计风电装机情况99表69我国电力行业融资渠道分析104表702013年电力行业拟在建项目105表71电力监管立法规划（2012-2017）118表722012年电力生产业全行业企业绩效评价标准值120表732012年火力发电业全行业企业绩效评价标准值121表742012年水力发电业全行业企业绩效评价标准值121页121 2013年电力行业风险分析报告图录图1电力行业产业链2图22010-2012年电力行业各月累计固定资产投资额及同比增长变动趋势比较14图32012年1-12月份电源基本建设投资结构15图42008-2012年电力行业工业总产值15图52012年全国发电设备容量结构17图62012年电力消费结构图19图72008-2012年电力行业企业规模分布23图82008-2012年电力行业企业所有制分布25图9全国电力企业数量前十名省区35图102008-2012年广东省电力行业工业总产值41图11广东省电力生产分布情况42图122008-2012年江苏省电力行业工业总产值46图132008-2012年云南省电力行业工业总产值50图142008-2012年山东省电力行业工业总产值54图15山东省核准及同意开展前期工作电源项目55图162008-2012年内蒙古电力行业工业总产值58图172008年-2012年动力煤全国均价Q5000-6000车板价67图182011年以来我国发电机组月累计产量及同比增速69图192008-2012年火电行业工业总产值72图202008-2012年火电行业资产及负债变化趋势73图21我国煤炭资源分布图76图222008-2012年水电行业工业总产值81图232012年中国发电设备容量结构82图242008-2012年核电行业工业总产值89图25国内核电站站址分布93图262001-2012年中国风电装机（MW）及增长率95图27截止2012年底中国风电机组出口情况97图282006-2012年中国各区域累计风电装机容量99页121 2013年电力行业风险分析报告第一章电力行业概况第一节行业定义及分类一、行业定义国家电监会（SERC）将电力系统划分为发电、输电、供电和用电四个环节，电力行业的概念覆盖了其中前三项。国家统计局将电力行业编目于电力与热力的生产和供应大类下，分为电力生产和电力供应两部分。国统局的电力生产与电监会发电部分相对应，电力供应与电监会的输电和供电两项相对应。更为具体的说，电力行业就是把各种类型的一次能源通过对应的各种发电设备转换成电能，并且把电能输送到最终用户处，向最终用户提供不同电压等级和不同可靠性要求的电能以及其他电力辅助服务的一个基础性的工业行业。根据国家统计局国民经济行业分类（GB/T4754-2011），我国电力行业所涵盖的范围和组成情况如下表所示。总的来看电力行业属于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），与燃气的生产和供应、水的生产和供应同属于传统意义上的公共事业部门。本报告所指电力行业，即下表中441分类。表1电力行业子行业分类（GB/T4754-2011）行业及代码子行业及代码行业描述电力生产（441）火电（4411）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水电（4412）指通过建设水电站将水能转换成电能的生产活动核电（4413）指利用核反应堆中重核裂变所释放出的热能转换成电能的生产活动风电（4414）太阳能发电（4415）其他电力生产（4419）指利用地热、潮汐能、温差能、波浪能、生物能及其他未列明的能源的发电活动数据来源：国家统计局二、行业产业链电力行业产业链包括燃料供应商、设备供应商、电力辅业公司（电力设计院等）等上游公司，以及发电企业、输配电及售电企业等产业链核心环节。产业链各环节通过市场、政策等因素的约束下彼此合作竞争，成本的压力可以在产业链中强势环节较好地被传导下去。行业利润在弱势环节中被压缩，更多的滞留在强势环节。页121 2013年电力行业风险分析报告资料来源：世经未来图1电力行业产业链三、电力行业各子行业关系分析电力行业各子行业均有各自完整的产业链运行方式，子行业间无上下游链式影响关系，运行情况相对独立。但其中，电力各自行业最终产品一致，因此相互间具有较强替代性，下游终端需求竞争明显，且风电、太阳能等清洁能源发电的兴起和不断发展，必然会对传统火力发电产生不利影响。而且从电力行业发展的大趋势看，清洁能源由于其可持续性和环保性，终将成为电力行业的主要发电方式。第二节行业地位：国民经济中基础性产业一、行业政策定位2012年，电力行业政策主要集中在行业监管、新能源发电、节能减排及工程质量监督等几方面。2013年，国家电监会将在电力安全监管、市场准入监管、电力交易监管、成本与价格监管、节能减排监管、供电监管等六个方面有针对性地组织开展专项监管，推进电力监管工作再上新台阶；同时，随着电煤价格市场化改革落地，并且在新型城镇化建设的推动下，电力体制改革继续大力推进的呼声越来越高，新一轮电力体制改革有望重新启动；另外，在相关政策的引导与支持下，清洁能源发电将迎来新的发展机遇，并将促进电源结构继续优化调整；而为实现“十二五”节能减排目标，电力行业节能减排形势依旧严峻，相关配套政策或将陆续出台。二、对国民经济贡献程度页121 2013年电力行业风险分析报告电力行业是国民经济的主要能源提供者，地位十分重要。2002年以来，中国经济进入高速发展期，电力短缺态势严重。从2002年至今，国家对电力行业一直加大投入，促其发展，使得电源不足，电力供应紧张得到缓解。2012年电力行业的工业总产值占GDP比重达到了3.33%，比重缓慢上升，电力行业是我国国民经济中的基础性产业。2012年，在国际经济低迷和国内经济下滑的共同作用下，我国电力市场、煤炭市场均出现了需求萎缩的情况，电煤矛盾趋于缓和。总体来看，电力市场需求增长趋缓，电力供需平衡宽松；电力企业终于走出了亏损的泥潭，实现了赢利。2013年，随着国家政策效应逐渐显现，宏观经济运行将企稳回升、总体向好。我们认为2013年电力市场将总体宽松、平稳向好。表12008-2012年电力行业工业总产值占GDP比重单位：亿元，%国内生产总值电力行业工业总产值比重2008.1-113006709356.083.112009.1-1133535310570.443.152010.1-1139798312403.133.122011.1-1247156416079.793.412012.1-1251932217278.93.33数据来源：国家统计局（注：2008-2010年电力行业工业产值为1-11月累计额，在计算工业产值比重时换算为了12个月的产值）三、对相关行业影响程度电力是我国经济发展中重要的基础能源产业，是国民经济的第一基础产业。电力下游影响行业包括石化、钢铁、有色、建材等诸多行业。2012年电力下游主要产业增速明显回落，下游需求的不振对电力行业产生了较大的影响，行业收入增速缓慢，同时电价的上调对下游行业也产生了一定的影响，下游行业成本有所上升。可以说电力工业对国民经济中的许多领域都有影响，是一个具有基础地位的工业部门。页121 2013年电力行业风险分析报告第二章2012年电力行业发展环境分析第一节2012年宏观经济环境分析一、国际环境分析（一）发达国家复苏势头逐渐显现2012年全球经济复苏缓慢，经济总体偏弱。根据IMF最新预测，2012年发达经济体整体GDP增长1.3%。2012年4季度，美国工业产值同比增长1%，同时，12月美国制造业产出增长0.8%，主要来自机动车生产的增长，另外，采矿业产出增长0.6%，公共事业产出增长4.8%，这些数据说明制造业正缓慢增长。虽然欧元区还处于金融危机的调整期，并且在2012年GDP出现负增长，但是根据欧盟统计局数据，欧元区12月工业产出预估值较上月上涨0.7个百分点。可见，虽然发达国家经济依然复苏缓慢，但是随着工业的逐步回升并且由于对电力行业需求的依赖性，电力行业发展也将逐步回暖。（二）新兴经济体国家继续释放潜力2012年新兴经济体经济增长率降至5.4%，面临“增长恐慌”，金砖国家“结构性短板”显现，经济同步下滑，2012年中国经济增长率为7.8%、前11个月，俄GDP同比增长3.5%、印度为4.9%、巴西为1.5%，对世界经济的拉动作用减弱。但是由于新兴经济居民储蓄率高、外汇储备雄厚、投资潜力大和工业化提速等，因此新兴经济体仍以高于发达国家三倍左右的速度向前发展，为世界财富积累继续做出贡献。而在发展过程中，电力需求必将继续增加，同时新兴国家电力生产设施基础较差，因此新增电力生产项目建设和原有电力设备维护等的需求也将使得电力行业继续保持较快发展。二、国内经济环境分析国家统计局初步测算显示，2012年全年，实现国内生产总值519322亿元，按可比价格计算，比上年增长7.8%。电力行业与宏观经济发展态势关系密切，总体来看，2012年受到经济增速放缓等影响，电力行业的发展受到了一定影响，但是年底国民经济呈现出明显的企稳回升态势，为电力行业的持续稳定发展创造了良好的外部环境；同时经济结构调整取得新进展，节能减排取得新成效，人民生活也有新改善，在此背景下，电力行业各项指标也呈现出积极变化。（一）工业生产缓中趋稳用电需求略有反弹页121 2013年电力行业风险分析报告2012年全年，全国规模以上工业增加值按可比价格计算比上年增长10.0%，增速比上年回落3.9个百分点。分季度看，一季度同比增长11.6%，二季度增长9.5%，三季度增长9.1%，四季度增长10.0%。分轻重工业看，重工业增加值比上年增长9.9%，轻工业增长10.1%。分地区看，东部地区增加值比上年增长8.8%，中部地区增长11.3%，西部地区增长12.6%。当前，我国70%以上的用电量来自于工业用电，因此，工业生产的变化是影响全社会用电量的主要因素。整体来看，由于产业结构调整，尤其是用电量和高耗能的重工业，包括周期性的产业都出现了比较明显下降的趋势，一定程度上减少了电力行业的需求，但是在年末工业经济企稳回升的带动下，全社会用电量反弹；同时，工业经济的区域分布及发展特征也使得区域用电结构随之变化，西部地区用电增速持续高于东、中部地区，也为电力行业的增长提供持续动力。（二）固定资产投资较快增长电力、热力生产和供应业投资增速明显加快2012年全年，完成固定资产投资（不含农户）364835亿元，比上年名义增长20.6%（扣除价格因素实际增长19.3%）。固定资产投资的较快增长，尤其是工业、服务业的投资加大，带动了相应的电力需求，为电力行业的持续发展提供了保障；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。（三）居民消费价格涨幅回落工业生产者价格同比下降电力生产业成本上涨压力持续缓解2012年全年，居民消费价格比上年上涨2.6%，涨幅比上年回落2.8个百分点；工业生产者出厂价格比上年下降1.7%。虽然受季节性因素影响，2012年12月份CPI有所反弹，PPI降幅有所收窄，但总体来看，2012年，我国物价总水平基本稳定，不仅为电价调整政策的顺利实施创造了条件，同时也使得电力生产业成本上涨压力持续缓解，企业经营状况持续改善。（四）城乡居民收入稳定增长带动居民生活用电量较快增长2012年全年，全国城镇居民人均总收入26959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，带动了居民消费尤其是家用电器、电子产品等用电设备的消费，推动了居民用电需求增加，带动城乡居民生活用电量较快增长，改善了电力行业的运行环境。三、经济环境发展趋势判断2013年，国内外经济将逐步回暖，电力行业面临的国内外经济环境整体看好，预计2013年电力行业将继续保持增长态势。（一）国际经济发展趋势页121 2013年电力行业风险分析报告2013年发达国家将逐渐走出经济危机的阴霾，经济表现将逐步改观；美国经济仍然会受到财政悬崖问题的严重困扰，但工业生产方面会延续上升趋势，同时出口将逐步回升；在欧元区，主要国家结构调整政策的不断发酵，危机国家单位劳动力成本的下降，将带动工业进一步增加，经济衰退幅度有望减轻。新兴市场经济总体上有望保持较高的经济增速，投资和基础建设的加大也将使得电力行业在2013年继续增长。整体来看，国际经济的逐步复苏将对电力行业产生利好影响。（二）国内经济发展趋势作为国民经济的基础产业和重要组成部分，电力行业的发展与宏观经济发展息息相关。2013年我国面临的经济环境依然严峻，但是，在“稳增长”政策作用下，2012年4季度我国主要经济指标逐月改善，经济企稳回升迹象进一步显现。预计2013年，在投资和消费的拉动下，我国经济将呈现温和回升格局。首先，在投资方面，在新型城镇化建设的带动下，我国投资总额有望实现强劲增长，工业将逐步回到高增长的路径上，从而带动电力行业的发展；并且，在消费方面，随着国民收入的稳步提高、收入分配格局调整的系统推进，居民消费能力将进一步提高，并且随着居民阶梯电价的推广，电力消费必将保持稳定增长。整体来看，国内经济企稳回升将带动电力需求增加，并促进电力工业持续发展。第二节2012年产业政策环境分析一、重点政策汇总2012年，电力行业政策主要集中在行业监管、新能源发电、节能减排及工程质量监督等几方面。具体来看，2012年，电力行业监管工作有序推进，电力市场准入监管、供电监管、电力交易监管、电力完全监管等相关制度日臻完善；为引导新能源发电健康有序发展，风电、光伏发电、核电及垃圾发电等新能源发电政策密集出台；为推动火电企业节能减排，燃煤电厂综合升级改造工作部署开展；另外，电煤价格市场化为深化电力体制改革奠定基础；电力工程质量监督体系重新调整，可再生能源发电工程质量监督得以强化；电力领域民间投资获政策支持。表12012年以来电力行业政策时间政策名称2012年1月电监会制定居民用电服务质量监管指标2012年2月《风电场接入电力系统技术规定》2012年3月《关于加强风电安全工作的意见》2012年4月《关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》2012年4月《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》2012年4月《太阳能发电科技发展“十二五”专项规划》、《风力发电科技发展“十二五”专项规划》2012年4月《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》、《可再生能源电量收购和电价政策执行情况监管报告》和《风电、光伏发电情况监管报告》页121 2013年电力行业风险分析报告2012年5月《智能电网重大科技产业化工程“十二五”专项规划》2012年6月《关于加强风电并网和消纳工作有关要求的通知》“2012年6月《加强电力监管支持民间资本投资电力的实施意见》2012年7月《电力需求侧管理城市综合试点工作中央财政奖励资金管理暂行办法》2012年9月《供电服务规范》、《电力企业节能降耗主要指标的监管评价》、《发电机组并网安全条件及评价》三项标准。连同2011年第23号国家标准公告批准的《风电场接入电力系统技术规定》，2012年9月《太阳能发电发展“十二五”规划》2012年9月《电力业务许可证注销管理办法》2012年9月《关于开展燃煤电厂综合升级改造工作的通知》2012年10月《关于公布可再生能源电价附加资金补助目录（第二批）的通知》2012年10月《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》2012年10月《关于加强电力安全工作防范电网大面积停电的意见》2012年10月《核电安全规划（2011-2020年）》和《核电中长期发展规划（2011-2020年）》2012年11月《电力企业节能降耗主要指标的监管评价》（GB/T28557-2012）和《发电机组并网安全条件及评价》2012年12月《跨省跨区电能交易基本规则（试行）》2012年12月《电力建设工程备案管理规定》2012年12月国务院办公厅出台《关于深化电煤市场化改革的指导意见》2012年12月发改委：2013年起解除发电用煤临时价格干预2012年12月电监会出台《关于规范水泥窑低温余热发电机组并网运营的意见》2012年12月电监会印发《跨省跨区电能交易基本规则（试行）》资料来源：世经未来二、重点政策分析（一）《关于深化电煤市场化改革的指导意见》为形成科学合理的电煤运行和调节机制，保障电煤稳定供应，促进经济持续健康发展，国务院办公厅12月25日发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》。《意见》提出了电煤市场化改革的五大任务：一是建立电煤产运需衔接新机制。自2013年起，取消重点合同，取消电煤价格双轨制，国家发展改革委不再下达年度跨省区煤炭铁路运力配置意向框架。煤炭企业和电力企业自主衔接签订合同，自主协商确定价格。地方各级人民政府对煤电企业正常经营活动不得干预。二是加强煤炭市场建设。三是继续实施并不断完善煤电价格联动机制。四是推进电煤运输市场化改革。五是推进电力市场化改革。世经未来点评：页121 2013年电力行业风险分析报告党的十八大提出，加快完善社会主义市场经济体制和加快转变经济发展方式，更大程度更广范围发挥市场在资源配置中的基础性作用。电煤市场化改革作为能源领域的一项重要改革，是贯彻落实党的十八大精神的重要举措和具体体现。与此同时，电煤市场化改革对实现煤炭、电力行业持续健康发展，保障经济社会发展和人民生活的能源需求均具有重要意义。（二）《关于规范水泥窑低温余热发电机组并网运营的意见》为规范水泥窑低温余热发电机组并网运营工作，维护企业合法权益，促进资源节约和综合利用，电监会2012年12月出台《关于规范水泥窑低温余热发电机组并网运营的意见》。《意见》共包括11条内容，针对目前水泥窑低温余热发电机组并网难的问题，就规范并网程序、收费行为以及存在的“三指定”问题等，作了详细说明，同时也对水泥窑低温余热发电企业提出要求。世经未来点评：《意见》依据国家的法律法规，针对低温余热发电并网运营遇到的困难和障碍，提出了可操作性的意见，对规范低温余热发电并网运营管理，促进资源综合利用发展，推动节能减排工作具有重要意义。（三）《跨省跨区电能交易基本规则（试行）》电监会12月12日发布《跨省跨区电能交易基本规则（试行）》。《规则》由7章组成，包括总则、交易组织和申报、交易方式及排序原则、合同执行与调整、交易价格与输电费用、监管措施和附则，共32条，自2013年1月1日起试行。《规则》明确，省级电网公司以及符合条件的独立配售电企业和电力用户均可以作为跨省跨区电能交易购电主体；跨省跨区电能交易原则上均应采取市场化的交易方式；年度交易优先保证清洁能源消纳利用。世经未来点评：《规则》对于落实国家能源战略，进一步规范跨省跨区电能交易行为，充分发挥市场在资源配置中的基础性作用，保障市场主体合法权益，将发挥积极作用。（四）国家电网分布式光伏上网意见正式出台国家电网10月召开服务分布式光伏发电并网新闻发布会，正式公布《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》，承诺免费提供接入系统方案制定、并网检测、调试全过程服务等多项利好措施，从11月1日开始，用户不超过6兆瓦的光伏发电项目可直接在当地电网公司申请，45个工作日即可完成建设实现并网运行。世经未来点评：在我国光伏产品遭遇欧美双反调查，光伏产业发展面临巨大挑战的关键时刻，国家电网公司《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》的发布，将有利于促进国内光伏产业健康持续发展。页121 2013年电力行业风险分析报告（五）首批千万千瓦在役煤电机组升级改造将启动国家发展改革委、财政部、国家能源局9月17日联合发布《关于开展燃煤电厂综合升级改造工作的通知》，部署开展燃煤电厂综合升级改造工作，同时明确了煤电机组综合升级改造将享受到的奖励资金、优惠贷款、优先调度等支持政策。世经未来点评：实施在役煤电机组综合升级改造，是能源“十二五”规划和电力“十二五”规划提出的一项重要任务，对于提高能源资源利用效率，推进电力行业加快转变发展方式，建设资源节约型、环境友好型社会具有重要意义。（六）《电力业务许可证注销管理办法》电监会9月发布《电力业务许可证注销管理办法》，以规范电力业务许可证注销管理，保护被许可人的合法权益，保障电力系统安全、稳定运行，维护公共利益。《办法》针对持证企业不能持续保持法定的许可条件、丧失从事许可事项活动能力、主动申请停业歇业，以及电力业务许可被撤销撤回、许可证被吊销等各种情形，明确了企业退出电力市场、办理许可证注销手续的程序和具体要求。世经未来点评：《办法》的出台，进一步完善了电力市场准入、退出制度，使持证企业市场退出行为“有规可依”。三、政策发展趋势（一）电力监管工作将再上新台阶2012年，电监会系统认真贯彻落实党中央、国务院各项决策部署，坚持“依法依规、公正公平、服务大局、监管为民”的方针，突出抓好“六项重大监管”、“三项改革任务”和“四项监管服务”，各项工作成效明显，电力监管事业展现了新的局面。2013年，国家电监会将在电力安全监管、市场准入监管、电力交易监管、成本与价格监管、节能减排监管、供电监管等六个方面有针对性地组织开展专项监管，以点带面、以重点带全局，促进全面工作的落实。（二）新一轮电力体制改革有望重启页121 2013年电力行业风险分析报告2002年4月12日，国务院下发《电力体制改革方案》，开启了我国电力市场化改革历程。2013年，随着电煤价格市场化改革落地，同时在新型城镇化建设的推动下，继续深化电力体制改革的呼声越来越高，而相关机构的表态也表明新一轮电力体制改革重启在即。为统筹推进能源发展和改革，加强能源监督管理，国务院机构改革和职能转变方案将现国家能源局、电监会的职责整合，重新组建国家能源局，也或为继续深化电力体制改革做准备。总体来看，打破垄断，引入竞争，是促进我国电力工业健康、持续发展的必由之路，继续深化电力体制改革作为深化能源体制机制改革的主要任务之一势在必行，并且从目前我国电力体制改革的成果及进度来看，输配分离将是未来改革的重点所在。但是由于电力行业关系国计民生，同时也是新时期我国能源战略、收入倍增计划、城镇化建设的基本前提，所以为保障电力的安全稳定运行，电力体制改革还需把握节奏，渐进实施，持续推进。（三）电源结构调整步伐将继续加快近年来，随着电源投资不断向清洁能源倾斜，电源结构持续优化，清洁能源装机容量比重及发电量比重均明显提高，为电力行业节能减排及发展方式转变做出了重要贡献。截止2012年底，水电、核电及风电装机容量合计为32230万千瓦，占总装机容量的比重为28.15%，较上年同期提高3.5个百分点；另外，数据显示，2012年中国共消纳清洁能源电量10662亿千瓦时，同比增长28.5%，占全部上网电量的21.4%，较上年同期提高3.9个百分点。为进一步加强清洁能源开发利用，促进新能源产业持续健康发展，2012年，包括风电、太阳能发电及生物质能在内的“十二五”发展规划相继出台；2013年1月7日召开的全国能源工作会议也将大力发展新能源和可再生能源放在突出的位置，明确指出，2013年将积极发展水电，协调发展风电，大力发展分布式光伏发电，新增水电装机2100万千瓦、风电装机1800万千瓦、光伏发电装机1000万千瓦。而根据国务院发布的《能源发展“十二五”规划》，为了实现非化石能源消费比重提高到11.4%、非化石能源发电装机比重达到30%这一规划目标，水电、核电、风电、太阳能发电及生物质能发电发展仍将为“十二五”时期我国能源发展的主要任务。另外，国家能能源局2013年3月14日下发通知，积极引导风电并网和消纳相关工作。同时，电网企业积极服务新能源及分布式能源发展，在继2012年10月国家电网公司发布《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》后，2013年2月27日，国家电网公司向社会发布《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》，将服务范围由分布式光伏发电进一步扩大到所有类型的分布式电源，在为分布式电源提供优惠并网条件、加强配套电网建设、优化并网流程、简化并网手续、提高服务效率等方面公布了具体措施，为并网开辟绿色通道，提供优惠条件。由此可以看出，在相关政策的引导与支持下，2013年清洁能源发电将迎来新的发展机遇，并将促进电源结构继续优化调整。页121 2013年电力行业风险分析报告（四）电力行业节能减排形势严峻作为主要的能源消耗以及污染物排放行业，电力行业是中国节能减排的重点领域。根据《节能减排“十二五”规划》，到2015年，火电供电煤耗由2010年的333克标准煤/千瓦时降到325克标准煤/千瓦时，降幅为8克标准煤/千瓦时；火电厂厂用电率由2010年的6.33%降为6.2%；电网综合线损率由6.53%将为6.3%；同时，火电行业二氧化硫排放量由2010年的956万吨降低为2015年的800万吨；氮氧化物排放量从2010年的1055万吨降低305万吨，达到2015年的750万吨的排放量。另外，根据环保部《火电厂大气污染物排放标准》要求，到2015年国内已运行和新建火电机组要全部安装烟气脱硝设施。表1“十二五”时期电力行业主要节能减排指标指标单位2010年2015年变化幅度/变化率节能指标火电供电煤耗克标准煤/千瓦时333325-8火电厂厂用电率%6.336.2-0.13电网综合线损率%6.536.3-0.23减排指标火电行业二氧化硫排放量万吨956800[-16%]火电行业氮氧化物排放量万吨1055750[-29%]资料来源：《节能减排“十二五”规划》2012年我国电力行业节能减排成效显著，但总体来看，距“十二五”节能减排目标还有差距，同时，中国的自然资源禀赋和所处的发展阶段也决定了电力行业节能减排任重而道远，而2013年2月份我国多个城市遭遇罕见雾霾天气也为电力行业节能减排再次敲响警钟，因此，当前及今后一段时期内我国电力行业节能减排形势依旧严峻。为巩固电力行业节能减排成果并持续推进节能减排工作，预计相关配套政策将会陆续出台。第三节热点事件透视一、党的十八大对新时期能源电力发展作出总部署党的十八大作出建设生态文明，建成小康社会，建设美丽中国的部署。对电力能源行业，提出“推动能源生产和消费革命，控制能源消费总量，加强节能降耗，支持节能低碳产业和新能源、可再生能源发展，确保国家能源安全”等要求。此前，国务院通过的《能源发展“十二五”规划》提出，“十二五”时期，要加快能源生产和利用方式变革，强化节能优先战略，全面提高能源开发转化和利用效率，合理控制能源消费总量，构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系。规划提出，积极有序发展水电和风能、太阳能等可再生能源；高效清洁发展煤电，有序发展天然气发电；大力发展分布式能源，推进智能电网建设；加快能源储运设施建设；推进电力、煤炭、石油天然气等重点领域改革等。页121 2013年电力行业风险分析报告二、国家决定取消电煤价格双轨制2012年12月20日，国务院办公厅印发《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，自2013年起，取消重点合同，取消电煤价格双轨制，发展改革委不再下达年度跨省区煤炭铁路运力配置意向框架。我国将建立电煤产运需衔接新机制煤炭企业和电力企业自主衔接签订合同，自主协商确定价格。鼓励双方签订中长期合同。此外，继续实施并不断完善煤电价格联动机制，当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。此前，国家发展改革委取消了2011年实施的对电煤的临时价格干预措施。三、居民阶梯电价在全国试行经过历时4年的研究论证和反复征求意见，并于2012年在全国大部分地区召开了我国有史以来最大范围的听证会后，2012年7月1日，居民阶梯电价在全国开始正式试行。长期以来，我国对居民电价采取低价政策，居民生活用电价格一直处于较低水平。试行居民阶梯电价后，全国大部分地区按照补偿成本与公平负担相结合，统一政策与因地制宜相结合的原则，各地区将城乡居民每月用电量按照满足基本用电需求、正常合理用电需求和较高生活质量用电需求划分为三档，电价实行分档递增。据测算，80%的居民用户电费支出没有受到影响。四、我国核电建设重启2012年10月24日，国务院常务会议讨论通过了《核电安全规划（2011-2020年）》和《核电中长期发展规划（2011-2020年）》，这意味着受日本福岛核事故影响暂停审批的中国核电正式重启。尽管核电重启争议犹存，但随后的中国实验快堆工程通过验收和我国发现最大铀矿等利好消息，给人们带来了更多重启核电的信心。2012年12月，石岛湾核电高温气冷堆示范工程、田湾核电站二期工程相继开工，标志着我国稳妥恢复核电建设，进入一个新的发展阶段。12月28日，宁德核电站一期1号机组并网发电。五、我国并网风电跃居世界第一截至2012年6月，我国并网风电装机达5258万千瓦，取代美国成为世界第一风电大国。预计2012年年底风电并网装机将超过6000万千瓦，发电量超过1000亿千瓦时，成为继火电、水电之后的我国第三大电源。 当年印发的《风电发展“十二五”规划》提出到2015年，我国投入运行的风电装机容量达到1亿千瓦，年发电量达到1900亿千瓦时，风电发电量在全部发电量中的比重超过3%；到2020年，风电总装机容量超过2亿千瓦，年发电量达到3900亿千瓦时，力争风电发电量在全国发电量中的比重超过5%。页121 2013年电力行业风险分析报告六、光伏产业遭遇欧美双反重击我国扶持措施密集出台2012年11月7日，在美国对我国光伏产品作出“双反”终裁的同时，欧盟委员会继2012年9月对我国光伏电池发起反倾销调查后，又正式启动了反补贴调查。11月底，印度也加入了对华光伏反倾销的阵营。2012年底,国务院常务会议确定了以充分发挥市场机制为导向的促进光伏产业健康发展五大政策措施，包括加快产业结构调整和技术进步；规范产业发展秩序；积极开拓国内光伏应用市场；完善支持政策；减少政府干预，禁止地方保护。此前，国家能源局多次上调“十二五”光伏发电装机目标规模，国家电网发布《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》，对适用范围内的分布式光伏发电项目并网给予免费支持。页121 2013年电力行业风险分析报告第三章2012年电力行业运行情况分析第一节行业运行现状分析2012年1-12月份，我国国民经济运行缓中企稳，电力行业运行平稳，电力供需总体平衡，部分指标持续回升。总体来看，电网投资保持较高水平，电源投资继续回落，但投资结构继续优化，清洁能源发电投资占比不断提高；全社会发电量继续回升，水电发电量增速有所放缓，火电发电量略有恢复；用电需求有所好转，全社会用电量增速继续反弹，第三产业及城乡居民生活用电量保持较快增长，工业用电量随工业生产的逐步恢复而继续回升；此外，电力、热力的生产和供应业规模以上企业利润增速继续攀升。一、固定资产投资（一）投资总额2012年1-12月份，电力、热力生产和供应业固定资产投资仍保持较快增长，但增速随全国固定资产投资增速持续回落而继续放缓；占全国固定资产投资的比重与上年同期相比仍略有下降。具体来看，2012年1-12月份，全国固定资产投资（不含农户）364835亿元，同比名义增长20.6%（扣除价格因素实际增长19.3%）。其中，电力、热力生产和供应业固定资产投资完成额为12815亿元，同比增长10.4%，与上年同期相比上升8.6个百分点；占全国固定资产投资的比重为3.5%，与上年同期相比下降0.3个百分点。 数据来源：国家统计局图12010-2012年电力行业各月累计固定资产投资额及同比增长变动趋势比较页121 2013年电力行业风险分析报告（二）投资结构2012年1-12月份，受宏观经济低迷的影响，水电投资保持较快增长，但火电、风电投资较上年同期明显减少，电源工程建设完成投资随之持续下滑。具体来看，2012年1-12月份，全国电源基本建设完成投资3772亿元，同比下降3.9%。虽然电源投资规模继续下滑，但水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的70.78%，较上年同期上升3.19个百分点，电源投资结构不断优化。 数据来源：国家统计局图12012年1-12月份电源基本建设投资结构二、行业总产值2012年电力行业工业总产值继续增长，达到17278.79亿元，但增速有所下降，同比增加9.16%，为五年来最低值。自2009年金融危机以后，随着经济的恢复，电力行业工业总产值不论是在绝对值还是在相对值上都呈增长趋势，2012年，受经济增速放缓的影响，下游工业用电需求较前几年有所回落，使得行业产值增速稍有下滑。数据来源：世经未来图22008-2012年电力行业工业总产值页121 2013年电力行业风险分析报告三、行业供求情况（一）行业生产情况1、发电量总体来看，2012年全年，全国规模以上发电企业累计完成发电量48188亿千瓦时，同比增长4.66%。2012年，火力发电设备容量占比较上年同期略有下降，清洁能源占比则略有上升，这表明我国电力结构优化调整初显成效。表12008-2012年电力行业发电量产量（亿千瓦时）同比增长（%）2008年12月340,46.965.462009年12月365,06.237.052010年12月414,12.7713.262011年12月460,36.6011.982012年12月481,87.744.66数据来源：世经未来2、发电装机容量受电源投资规模下降，尤其是火电、风电投资持续放缓影响，2012年1-12月份，全国电源新增生产能力较上年同期明显减少。具体来看，2012年1-12月份，全国电源新增生产能力（正式投产）8020万千瓦，比上年同期少投产1021万千瓦；其中，水电新增生产能力1551万千瓦，比上年同期多投产326万千瓦；火电新增生产能力5065万千瓦，比上年同期少投产821万千瓦；风电新增生产能力1285万千瓦，比上年同期少投产300万千瓦；另外，并网太阳能发电新增119万千瓦。截止2012年底，全国发电装机容量达到114491万千瓦，同比增长7.8%；其中，水电24890万千瓦（含抽水蓄能2031万千瓦），占全部装机容量的比重为21.74%；火电81917万千瓦（含煤电75811万千瓦、气电3827万千瓦），占全部装机容量的比重为71.55%；核电1257万千瓦，占总装机容量的比重为1.1%；并网风电6083万千瓦，占全部装机容量的比重为5.31%；并网太阳能发电328万千瓦。页121 2013年电力行业风险分析报告 数据来源：中国电力企业联合会图12012年全国发电设备容量结构3、供给预测随着中国经济企稳回升，用电量低谷期已基本渡过，工业用电量随着今年国家批复项目的陆续上马，用电数据也有望进一步增长。当前，第二产业用电增速回升是推动中国用电量增长的主要动力。工业用电尤其是重工业用电延续了回暖势头。上年第四季度以来，国内交通基建、新电源电网建设等项目投资增加，拉动了钢铁、水泥等高耗能产业的增长，进而促进了工业用电抬头。预计2013年全国新增装机8700万千瓦左右，其中火电4000万千瓦左右。预计2013年底全国发电装机12.3亿千瓦左右，发电装机规模有望跃居世界第一，其中水电2.8亿千瓦、火电8.6亿千瓦、核电1478万千瓦、并网风电7500万千瓦、并网太阳能600万千瓦左右（若国家政策及时出台并落实到位，有望超过1000万千瓦）。（二）电力输送情况1、电网供、售电能力不断增强2012年，我国电网建设成果显著，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。2012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3.2万公里和1.8亿千伏安，分别同比减少0.4万公里和0.3亿千伏安。截至2012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50.7万公里、22.8亿千伏安，分别同比增长6.7%和8.3%。2、跨省跨区送电较快增长页121 2013年电力行业风险分析报告跨区跨省送电保持平稳较快增长。2012年1-12月份，西北电网累计完成跨区跨省交易电量580.04亿千瓦时，同比增长15.3%；其中，跨区交易电量约504亿千瓦时，同比增长17.14%，跨省交易电量约76亿千瓦时，同比增长2.92%。截至2012年12月31日，南方电网全年西电东送售电量首次超过1000亿千瓦时，达到1005.2亿千瓦时，超过2011年逾190亿千瓦时。其中清洁水电输送近700亿千瓦时，为消纳西部水电、落实国家能源战略和促进社会节能减排作出了积极贡献。2012年，跨区交易重点通道送出电量1431.55亿千瓦时，其中华中送华东电量最多，为537.03亿千瓦时，占跨区交易电量的37.51%。表12012年跨区交易主要通道情况输送方向通道名称输送电量万千瓦时最大电力万千瓦计划限额万千瓦最大利用率利用小时国网→南方江城1560956.250300300100.00%5203东北→华北高岭1089817.500300300100.00%3633华中→西北德宝-913571.340300300100.00%3045345206.610150150100.00%2301灵宝-898046.129111111100.00%8091华中→华北特高压交流-1027245.60044550089.00%2054303905.787300300100.00%1013华中→华东复奉1446718.952400400100.00%3617锦苏450206.459220220100.00%2046葛南552041.91010611691.38%4759龙政986906.183300300100.00%3290宜华1232725.620300300100.00%4109林枫701700.200300300100.00%2339西北→华北银东2806428.900400400100.00%7016数据来源：电监会（三）行业需求情况从全社会用电来看，2012年增速总体也是呈趋稳态势。2012年的社会用电特点是，第三产业和居民生活用电保持快速增长，第一、二产业用电增速大幅回落，特别是高耗能行业用电增速。2012年全国全社会用电量49591亿千瓦时，同比增长5.5%，增速比2011年回落6.5个百分点。与GDP增速逐季回落但回落幅度逐季收窄相一致，表明前期“稳增长”的政策措施效果逐步显现，经济正逐渐趋稳回升。1、西部用电量增速较快页121 2013年电力行业风险分析报告2012年，西部区域用电量同比增长8.3%，增速持续领先于其他区域，但区域内的重庆、广西、宁夏、四川增速均低于全国平均增长水平；中部区域用电量同比增长5.3%，略低于全国平均增长水平，其中安徽增速为11.5%，而江西、湖北和河南增速均低于4%；东部区域用电量同比增长4.6%，其中海南增速为12.3%，而上海、浙江、河北和天津增速均低于4%；东北区域用电量同比增长2.2%，增速偏低于其他区域，其中吉林和辽宁分别增长1.1%和2.1%。表12012年全国分地区用电量情况单位：亿千瓦时，%累计用电量同比增长累计用电量同比增长全国合计495915.46河南省27483.33北京市8746.40湖北省15083.94天津市7223.93湖南省13454.00河北省30783.11广东省46195.01山西省17666.99广西区11533.71内蒙古20178.19海南省20812.30辽宁省19002.06重庆市7230.84吉林省6371.09四川省18314.53黑龙江8283.25贵州省104710.87上海市13531.03云南省13169.28江苏省45816.99西藏区2816.80浙江省32113.00陕西省10678.58安徽省136111.46甘肃省9957.70福建省15794.20青海省6027.41江西省8683.90宁夏区7422.38山东省37954.38新疆区109130.00资料来源：中电联2、第二产业用电需求比重最大2012年，全社会用电量达4.96万亿千万时，同比增长5.5%，增速较2011年回落6.51个百分点。全社会用电月度增速自3月开始波动下降，随着国家宏观调控作用显现及受2011年基数较低作用影响，10月开始用电增速逐月回升。数据来源：世经未来图12012年电力消费结构图页121 2013年电力行业风险分析报告3、用电量或将稳中微升由于经济增长与用电量增长呈正相关关系，面对国内经济平稳增长的宏观形势，电力作为关系国计民生的基础产业和国民经济发展的先行产业，将处于“保增长”与“调结构”相结合的发展态势，全社会电力需求将保持适度平稳增长。预计2013年重工业生产运行将提速，制造业、高耗能行业用电量增速将小幅回升，全社会用电量将继续延续2012年10月份以来的回升态势，较2012年稳中微升。预计2013年电力需求稳中微升，煤电矛盾处于缓解期。2013年用电需求仍然比较平稳，增速在6%-8%之间。综上分析，在GDP增速为7.5%-8%的假设条件下，用电需求弹性为0.9，2013年用电需求增长将为6.7%-7.2%，2013年全社会用电量将达到5.3万-5.4万亿千瓦时。（四）供需平衡分析1、电价上调2011年11月国家发改委公布全国分区上网电价上调方案。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。根据发改委方案，全国各地火电厂上网电价上调幅度不一，其中，四川省上调4分，为全国最高。由于火电上网电价的提高。核电行业上网电价是以火电上网电价为标杆，火电上网电价的提高使得核电的上网电价也有所提高，使得核电行业的有所受益。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2、发电设备利用小时持续下滑2012年由于我国宏观经济趋缓，下游电力需求下降，同时在水电方面由于来水偏丰，水电具有优先上网全，挤压了火电，导致火电设备利用小时数下降。2012年，全年6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数为4572小时，较2011年降低158小时。其中，火电设备平均利用小时4965小时，同比降低340小时。预计2013年发电量增长6.7%-7.2%，装机容量增长6.1%-7.0%，两者基本持平，因此2013年全国发电设备累计平均利用小时数可能维持2012年的水平，约在4500-4700小时之间。火电由于边际贡献增加，经济效益有所体现，发电积极性将提高；水电受益于2012年来水偏丰发电量大幅增长，但水电企业受天气影响严重，“丰一年，枯一年”，年度不平衡性严重，2013年可能会出现下降。由于2013年发电新增产能明显收缩，尤其是火电新投产机组明显减少，因此火电发电小时数将上升。页121 2013年电力行业风险分析报告表12012年全国分地区发电设备累计平均利用每小时情况单位：小时全部水电火电2012年2011年同期2012年2011年同期2012年2011年同期全国457247303555301949655305北京市3965416040842246014929天津市5265552553315547河北省5014520146240456215752山西省479050701793167350465284内蒙古438744073936214450435047辽宁省411744112993281845584797吉林省310933691787170538144190黑龙江396340591803159344374456上海市4486491145084941江苏省55835678999106757025785浙江省500451932011151252685686安徽省529955241262131155715742福建省471345626076248643625269江西省431945043345182545214974山东省47494795292949624967河南省472452323215253548475455湖北省412041793989366943645051湖南省381441763216229141765352广东省490852901703158850475649广西区406340273389280648085617海南省431545363021308747245015重庆市416044943510279846505615四川省423442504093411645414541贵州省418937513077200950715301云南省387040763854381332494709西藏区273130682720334011971378陕西省497849323229390851665041甘肃省389141574923414243374916青海省415137974191342151875934宁夏区528860694545397558086355新疆区476449193798371052336889资料来源：中电联四、行业规模情况2012年受宏观经济低迷的影响，行业固定资产投资增速有所下滑，电力行规模扩张速度趋缓，具体来看，截止2012年年末电力行业有规模以上企业3036家，资产总计46774.78亿元，增速为6.33%，较2011年明显下滑；同时行业负债总计为33350.49亿元，同比增长4.5%，增速较2011年下滑6.93个百分点。页121 2013年电力行业风险分析报告2008年至2012年电力行业规模指标单位：亿元、%、家企业数量从业人员资产总计增长率负债总计增长率2008.1-113292114076931248.4814.9021926.5819.802009.1-113611103914234851.2911.5524299.2310.702010.1-113893101992938300.345.0027602.889.992011.1-12282298721443097.3610.2431235.8011.432012.1-12303697486846774.786.3333350.494.50数据来源：世经未来五、行业经营情况2012年，电力行业实现销售收入16888.04亿元，同比增长8.29%，增速为五年来最低。这主要是由于2012年前三季度下游工业用电需求的降低。虽然销售收入有所下降，但行业利润却大幅上升，2012年实现利润总额1534亿元，同比上升127.85%，达到5年内最高。亏损额也大幅下降。2012年电力行业经营情况转好的主要原因是煤炭价格下调使电力企业燃料成本大幅下降，另外则是受益于电网收购价格的上调。表12008-2012年电力行业经营情况销售收入增速利润总额增速亏损额增速2008.1-119573.8914.05-4.36-100.48721.32557.422009.1-1110027.8611.31827.85-4986.88259.77-63.162010.1-1111881.0317.75826.863.60359.0037.202011.1-1215569.1318.45711.32-21.39543.6140.882012.1-1216888.048.291535.00127.85323.20-46.48数据来源：世经未来六、行业财务指标随着下游用电需求的回升，以及上游煤炭价格的降低，电力行业经营效益大幅上升，行业财务指标也纷纷出现好转。具体来看，电力行业盈利能力、偿债能力均出现明显增强，发展能力和营运能力相对稳定。表22008-2012年电力行业财务指标2012年12月2011年12月2010年11月2009年11月2008年11月盈利能力销售毛利率（％）18.8612.3715.1518.7210.28销售利润率（％）9.094.576.968.26-0.05资产报酬率（％）6.454.434.855.162.73偿债能力负债率（％）71.3072.4872.0769.7270.17产权比率（％）248.43263.34258.03230.28235.22利息保障倍数（倍）2.041.591.942.010.99发展能力页121 2013年电力行业风险分析报告利润总额增长率（％）127.85-21.393.60-4986.88-100.48资产增长率（％）6.3310.245.0011.5514.90销售收入增长率（％）8.2918.4517.7511.3114.05营运能力应收帐款周转率（次）8.769.378.658.228.63产成品周转率（次）486.88343.11464.76119.42114.42流动资产周转率（次）2.242.202.092.022.00数据来源：世经未来第二节行业内企业运行情况分析一、企业规模特征分析（一）不同规模企业分布从企业规模分布看，大型企业数量上占比最小，小型企业数量最多。从资产看，依旧是小型企业占比较高。大、中、小型企业资产占比分别为26.56%，29.7%和43.74%。大型企业主要是由国家控股的电网企业，而中小型企业则是利用电网进行发电的企业。大型电网企业前期投资大，建设期长，且是国民经济的基础，因此在资金、政策上都适合大型企业的发展。小型发电企业则主要通过向电网企业交纳一定的过网费，前期投入相对较小。数据来源：世经未来图12008-2012年电力行业企业规模分布表12012电力行业不同规模企业资产结构企业类型资产总计（亿元）同比增长（％）比重（%）全部46774.786.33100.00大型12421.664.8426.56中型13893.543.2729.70小型20459.589.4843.74数据来源：世经未来页121 2013年电力行业风险分析报告（二）不同规模企业盈利情况从盈利情况来看，2012年不同规模的企业总体盈利能力较好。利润总额都有一定程度的增长。其中以中型企业的同比增长最高，达到201.76%。从利润总额看，小型企业的利润总额最高，为599.79亿元，销售利润率也最高，为10.54%，但小型企业的利润增速较大型和中型企业低，为95.7%，也低于行业的平均水平。表12008-2012年电力行业不同规模企业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（％）销售毛利率（%）销售利润率（%）全部16888.048.291535.00127.8518.869.09大型5017.447.53437.47116.3016.298.72中型6181.502.43497.74201.7616.378.05小型5689.1016.24599.7995.7023.8510.54数据来源：世经未来（三）不同规模企业竞争情况从个规模企业期间费用来看，小型企业竞争能力最弱，中型企业和大型企业相对较强。从营业费用看，各规模企业营业费用的同比增长都有下降，其中以大型企业的下降最多；从管理费用看，则呈上升趋势，其中以小型企业上涨的最多；财务费用仍然是小型企业上涨最大。究其原因，主要是由于小型企业在规模经济方面的的劣势，同时小型企业的偿债能力较中型和大型企业差，偿债风险相对较大，向银行等金融机构借款的能力较弱，所负担的财务费用自然也较高。表22008-2012年电力行业不同规模企业竞争情况营业费用（%）管理费用（%）财务费用（%）同比比重同比比重同比比重全行业-4.800.188.682.1022.408.78大型企业-7.490.225.662.1422.427.50中型企业-3.380.117.101.8411.557.09小型企业-3.140.2312.682.3530.7311.75数据来源：世经未来二、企业所有制特征分析（一）不同所有制企业分布页121 2013年电力行业风险分析报告电力行业企业主要有国有企业、股份制企业、私营企业、外商和港澳台投资企业、股份合作制企业、其他企业等。其中以国有企业和其他企业占比较高，占比分别为28.82%和37.91%，其次是外商和港澳台投资企业和私营企业，占比分别为13.67%和10.67%。股份合作制企业和集体企业占比较小，都不足1%。这主要是由于电力行业是国民经济的主要能源提供者，地位十分重要，同时电力行业规模经济效益显著，大企业具有更多的优势。数据来源：世经未来图12008-2012年电力行业企业所有制分布表1不同所有制企业资产状况所有制资产总计（亿元）同比增长（%）比重（%）全部46774.786.33100.00国有企业18603.297.9339.77集体企业56.840.110.12股份合作企业138.165.080.30股份制企业3761.694.988.04私营企业1173.0414.292.51外商和港澳台投资企业6419.001.4713.72其他16622.766.3535.54数据来源：世经未来（二）不同所有制企业盈利情况从盈利情况看，国有企业和其他企业无论是在销售收入还是利润总额上都占据了较大的比重，同时增速也相对较高。外商和港澳台投资企业其次，盈利能力较好。国有企业和国有控股等其他企业因受到国家政策上的扶持和企业本身规模的影响，盈利情况较好。外商投资企业受益于技术的先进和管理上的优势实现了较好的盈利能力。表22012年电力行业不同所有制企业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（％）全部16888.048.291535.00127.85国有企业6701.2510.75611.98142.82集体企业23.2010.702.09136.23股份合作企业79.625.3510.0967.77股份制企业1353.548.37103.67140.94私营企业448.0017.2139.3646.22外商和港澳台投资企业2807.390.38315.8369.99页121 2013年电力行业风险分析报告其他5475.059.06451.98184.24数据来源：世经未来（三）不同所有制企业盈利能力分析在不同所有制企业中，就销售毛利率而言，私营企业表现最为突出，为23.39%，而外商和港澳台投资为5.80%，低于行业平均水平；在销售利润率方面，股份制企业处于最低水平，而股份合作企业和外商和港澳台投资企业表现较好。表1不同所有制企业盈利能力企业类型销售毛利率（%）销售利润率（%）全部18.869.09国有企业19.039.13集体企业20.319.00股份合作企业21.7712.67股份制企业16.877.66私营企业23.398.79外商和港澳台投资企业16.6511.25其他19.878.26数据来源：世经未来三、行业内上市公司分析截止2012年9月，全国电力行业上市公司共有43家，按资产统计排名，排在前五位的是大唐发电，华能国际，国电电力，华电国际，长江电力；负债合计位居前五位的企业是大唐发电，华能国际，国电电力，华电国际，国投电力。从营业收入来看，华能国际，大唐发电，华电国际，国电电力，长江电力位居前五位，实现了较高的收入，其中收入前十家的企业实现了千亿元的收入水平；从利润水平来看，长江电力，华能国际，国电电力，大唐发电，内蒙华电五家电力企业净利润水平较高，居于行业前五位。表2电力行业上市公司企业一览表单位：万元，%简称总资产营业收入收入增长率利润总额净利润增长率大唐发电26,642,6135,677,2059.68400,104327,803华能国际25,690,21610,011,6970.31701,256499,585国电电力19,826,2384,078,53310.54392,342336,558华电国际16,069,7874,325,3068.8588,90367,142长江电力15,904,2382,003,51126.491,129,987864,083国投电力13,598,6231,786,3622.43157,093135,002粤电力Ａ4,002,5541,121,5266.8183,72571,922内蒙华电3,618,472828,39025.65167,843124,027湖北能源3,385,692735,6869.9653,34240,909深圳能源3,178,9681,004,276-6.87138,447102,464页121 2013年电力行业风险分析报告广州发展3,161,4231,109,10814.08115,25889,698上海电力3,104,0451,080,811-18.9176,58164,718华电能源2,381,590732,5877.37-28,514-31,106桂冠电力2,094,569378,33919.1941,57133,233皖能电力1,801,810546,66353.7234,83332,213建投能源1,657,536477,2396.5219,53114,599华银电力1,641,409562,877-11.79-47,592-47,988吉电股份1,623,213324,4605.26-33,814-33,814黔源电力1,616,603163,37083.638,65636,766川投能源1,572,59681,360-7.9849,81448,406金山股份1,445,356244,82711.8412,54813,527金马集团1,394,642356,249-11.67100,22372,736*ST漳电1,264,703364,68117.47-13,948-12,826长源电力1,264,112535,106-9.92-7,931-8,692天富热电912,031196,61419.2624,00820,297京能热电884,529280,15918.8650,67344,794宝新能源877,659265,9400.9336,26427,000韶能股份847,564164,937-0.9226,47719,860穗恒运Ａ779,586241,693-2.529,93321,791通宝能源748,649443,79011.5839,29228,126九龙电力741,851303,3565.2210,1659,216*ST赣能633,848196,594-1.9811,78211,782*ST能山571,695211,6473.11-11,363-11,866深南电Ａ535,940103,105-41.7-23,249-23,317豫能控股526,020288,385-9.82-3,102-3,117闽东电力346,28790,253219.356,6804,962梅雁吉祥312,69547,526-0.682,9452,928湖南发展210,46020,18135.5511,48511,485西昌电力191,78545,56610.212,6192,619大连热电153,19342,354-2.07-5,004-5,004宁波热电148,27978,71626.064,9293,703ST东热133,25158,107-7.9-7,671-7,671红阳能源59,14415,6676.551,056755数据来源：世经未来四、重点企业分析（一）大唐发电1、企业概述大唐发电是中国最大的独立发电公司之一，主要经营以火力发电为主的发电业务。目前已经发展成为一家全国性的发电公司。主要建设、经营电厂，销售电力、热力；电力设备的检修调试；电力技术服务公司已初步形成了以火电发展为核心，水电、核电、风电均衡发展的格局，是中国最大的独立发电公司之一。主营以火力发电为主的发电业务，全资拥有4家运营中的发电厂，并管理23个发电公司或项目。公司在保持主业稳步发展的同时，还开拓核能和风力发电。页121 2013年电力行业风险分析报告2、企业经营情况截至2012年12月31日止，公司管理装机容量约39,147兆瓦。2012年度，公司及子公司已累计完成发电量2,021.456亿千瓦时，同比减少约0.77%；新增机组容量213.5兆瓦，均为绿色能源。2012年公司实现经营收入约为人民币775.98亿元，比上年同期增长约7.21%；其中电力销售收入分别约为人民币673.62亿元，比上年同期增长约4.65%。电力销售收入占公司总经营收入的86.81%，同比增加约人民币29.94亿元，营业收入的增长主要因为本公司平均上网电价比上年度增加5.15%。3、企业竞争力（1）产业集群优势公司结合国家经济与产业政策导向、公司发展愿景、及公司产业和区域发展优势条件，在公司产业布局的主要区域，打造一批规模效益突出、各类产业高度协同的一体化、集群化项目。这些项目的规模化、集约化和协同发展，将构成公司发展的效益基地，主要基地化发展的方向包括大型煤电、资源相对集中的风电、资源相对集中的水电、北方热电联产、产业链相对集中的“煤—电—化—铝—路”等方向；重点区域包括内蒙古、京津冀辽、江浙闽粤、川渝滇藏。（2）技术研发优势公司坚持提高自主创新能力与企业发展战略相衔接，深化科技管理，逐步建立科技投入稳定增长的长效机制，确立了以企业为主体、市场为导向、产学研相结合的科技创新体系，为公司多元产业布局提供强有力的科技支撑。（3）电力规模优势公司及子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。截至2012年12月31日止，公司管理装机容量约39,147兆瓦。2012年公司有14个电源项目总计2,226兆瓦装机容量获得正式核准；2013年力争3,900兆瓦装机容量获得正式核准，公司后续发展潜力巨大。（4）循环经济发展优势公司依托蒙西地区高铝煤资源，积极推进“煤－电－化－铝－路”一体化发展格局，大力开展技术研发和产业化探索，从火电厂产生的高含铝量粉煤灰中提取氧化铝，发展以铝为主、联产硅产品、无赤泥排放的节能环保产业路线，实现煤炭高效开发、电力清洁生产、废物综合利用、铝材低耗获得，带动当地循环经济产业发展。页121 2013年电力行业风险分析报告（二）华电国际1、企业概述公司成立于1994年6月28日，并于1999年6月在香港联交所发行H股并上市。主要建设、经营发电厂和其他与发电相关的产业。公司是山东省最大的发电公司，已在四川、宁夏、安徽等地区收购和新建电源项目，进入了全国性发电公司的行列。四川泸定水电站四台200MW水力发电机组的前期勘察工作的展开，标志着公司开始突破单一火电项目的建设。2、企业经营情况2012年公司营业收入约为人民币594.90亿元，同比增加9.17%，主要原因是发电量增加、2011年上网电价调整的翘尾影响及煤炭销售收入增加。一是国家发展和改革委员会于2011年先后两次上调发电企业上网电价。受益于此，在第一次上网电价调整后，公司下属机组的容量加权平均上网电价将上调约1.71分/千瓦时；在第二次上网电价调整后，公司下属机组的调价容量加权平均上网电价将上调约2.68分/千瓦时。这两次价格调整的影响在2012年全年体现，有利于公司主营业务收入的提高。二是2012年公司全年的发电量达到1,569.36亿千瓦时，同比增长4.10%。发电量的增加有利于公司主营业务收入的提高。3、企业竞争力（1）规模优势华电国际是中国装机容量最大的上市发电公司之一，发电资产遍布全国十一个省、市、自治区，抵御系统风险能力较强。发电装机类型除燃煤发电机组外，还包括燃气发电、水电、风电、生物质能发电和太阳能发电。产业链相对完善，煤矿资产遍布山西、内蒙古、山东、四川、宁夏和安徽等地。（2）先进的电力生产设备截至2012年底，华电国际的燃煤发电机组中，90%以上是300兆瓦及以上的大容量、高效率、环境友好型机组，其中600兆瓦级的装机比例约占30%，1,000兆瓦级的装机比例约占21%，远高于全国平均水平。随着大批高效率的机组投入运营，本公司的单位发电能耗持续降低，使本公司的在节能发电调度中持续保持较高的相对竞争力，并在行业中始终保持领先水平。（三）国电电力1、企业概述公司系由东北电力开发公司等三家企业于1992年共同发起设立，页121 2013年电力行业风险分析报告主要经营电力、热力生产、销售，以及电网经营；新能源项目、高新技术、环保产业的开发与应用；信息咨询；电力技术开发咨询、技术服务；写字楼及场地出租（以下限分支机构）发、输、变电设备检修、维护；通讯业务；水处理及销售。公司市场地位突出，被评为全国上市公司50强，是主流的全国性发电公司，具有规模、技术、电源结构等优势，在电力板块中综合价值突出；是我国电力上市公司中规模最大者之一，电力机组分布遍及全国各地。2、企业经营情况2012年，国电电力全资及控股各运行发电企业累计完成发电量1561.21亿千瓦时，上网电量1476.28亿千瓦时，较上年同期分别增加了4.41%和4.66%，完成利用小时4948小时，高于全国平均水平376小时。2012年，国电电力实现营业收入556.84亿元，同比增长9.37%；实现每股收益0.328元，同比增长38.4%。新能源企业快速发展和2011年底电价调整翘尾因素是国电电力营业收入大幅提升的最主要原因。2013年，国电电力计划完成发电量1650.58亿千瓦时，完成供热量4904万吉焦，核准机组容量947.65万千瓦。3、企业竞争力国电资产结构优良，所属企业分布东北、华北、华东、华南、西南、西北等地24个省、市、自治区。近年来，国电大力推进新能源发展和创新型企业建设，积极转变发展方式，不断加快结构调整和企业转型步伐，形成了突出发电业务，煤炭、煤化工、金融等相关产业多元发展的模式。（1）产业结构优势近年来，公司大力发展清洁可再生能源，火电机组在公司电源结构中虽然仍占主导，但占比逐年下降，清洁可再生能源装机占比上升到27.45%。根据公司“十二五”规划，清洁可再生能源比重“十二五”期末将进一步提高。清洁可再生能源的大力发展符合国家产业政策，有利于公司的长期稳定发展。（2）技术优势公司火电机组平均单机容量不断提高。截至目前，公司30万及以上装机容量2235万千瓦，占火电装机总容量的89.61%；60万及以上装机容量1290万千瓦，占火电装机总容量的51.72%；100万及以上装机容量600万千瓦，占火电装机总容量的24.06%。通过大力实施技术改造工作，供电煤耗持续降低。（3）大力开拓煤炭产业页121 2013年电力行业风险分析报告公司依托正在开展的冀蒙、新疆、宁蒙、大同等煤电一体化项目，把握时机进行重点工程开发。实施产、运、销并举策略，积极开拓煤炭运销市场；实施国内为主、国际跟踪策略，适时开发国际资源；探索产业延伸策略，适度开发煤炭加工、煤化工等煤炭延伸产业项目。（四）华能国际1、企业概述公司于1994年6月30日在北京注册成立。同年在美国纽约证券交易所上市。投资建设、经营管理电厂及开发、投资、经营与电厂有关的以出口为主的其他相关企业；热力生产及供应。公司是我国最大的上市发电公司，具有强大的财务实力，可观且稳定的利润，全资拥有十六家运营电厂、控股十二家电力公司、参股四家电力公司，发电业务广泛分布于东北电网、华北电网、西北电网等。2、企业经营情况2012年，公司电力及热力实现主营业务收入1319亿元，同比上升0.41%，相对稳定。归属于母公司的净利润为58.69亿元，比上年同期增长362.74%。利润的大幅增长，主要是由于公司强化燃料管理，燃料成本大幅下降；同时严控费用支出，财务成本得到了有效的控制。公司全年发电量较2011年同比减少3.55%，完成2012年年度经营计划的88.95%；利用小时较2011年减少467小时，较2012年年度经营计划减少536小时。截至2012年12月31日，公司（含大士）可控装机规模达到6275.6万千瓦，清洁能源比例达到8.62%，其中权益装机5657.2万千瓦，权益装机中清洁能源比例达到10.60%。3、企业竞争力（1）规模和装备优势截至2012年底，公司可控装机容量已经超过6.28万兆瓦，全年发电量3,024亿千瓦时，居国内行业可比公司第一。公司电源结构以火电机组为主，其中有超过50%是600MW以上的大型机组，包括10台投产、2台即将投产的世界最先进的百万千瓦等级的超超临界机组，公司的超超临界机组装机约占全国的1/4。这使得公司在环保和发电效率方面都处于行业的领先地位，平均煤耗、厂用电率、水耗等技术指标甚至世界领先。（2）公司电厂的战略布局优势公司在中国境内的电厂广泛分布在十九个省、市和自治区，公司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。上述区域经济发展水平相对较高，机组平均利用小时数高，电价承受能力强；同时运输便利，有利多渠道采购煤炭从而稳定煤炭供给以及降低采购成本。页121 2013年电力行业风险分析报告（3）大股东的强有力支持自公司上市以来，大股东（包括开发公司及华能集团）累计注入运营机组的权益装机容量超过1500万千瓦，并参与了历次公司的股权融资，累计注入约60亿元人民币现金。此外，华能集团将继续将优质资产注入华能国际，以支持公司的可持续发展。（五）内蒙华电1、企业概述内蒙古蒙电华能热电股份有限公司股票于1994年5月在上海证券交易所挂牌交易。主要经营火力发电、供应，蒸汽、热水的生产、供应、销售维护和管理，风力发电以及其他新能源发电和供应，煤炭、煤化工以及煤炭深加工、铁路及配套基础设施项目的投资、建设及运营管理，石灰石等与电力生产相关的原材料的开发、生产与销售，与上述经营内容相关的管理咨询、服务等。公司是西电东送主力，主营业务为发电和供热,直属发电厂装机容量在内蒙古西部电网中居第一位；地处煤炭资源丰富的内蒙古中西部，具有发电成本低廉优势。2、企业经营情况2012年公司实现营业收入110.61亿元，同比增长25.29%；实现营业成本82.28亿元，同比增加20.45%，实现营业利润23.24亿元，同比增长42.02%。实现利润总额23.46亿元，同比增长43.60%；实现净利润18.61亿元，同比增长50.45%。2012年公司发电量完成375.01亿千瓦时，上网电量（售电量）完成342.82亿千瓦时，实现电力销售收入实现99.92亿元，比上年增长15.31亿元，电力销售收入增长主要是由于①公司所属上电厂三期于2011年底投产，使得公司2012年发电量增长；②2011年底上网电价调整。2012年公司所属魏家峁煤电公司实现商品煤销售，销售煤炭282.9万吨，实现煤炭销售收入7.03亿元。3、企业竞争力截止2012年年末，公司权益装机容量为791.84万千瓦，可控装机容量753.90万千瓦，同比增长20.82%。公司的电源结构以火力发电为主，电厂布局主要在煤炭资源丰富、电力负荷较大的内蒙古自治区。随着2011年上都三期工程的投产以及2012年公司非公开发行股票成功，成功收购聚达公司以及魏家峁煤电公司，600MW以上的大型发电机组逐步成为公司主要发电机组，公司向煤电一体化及电力外送方面的发展转变迈出了重要的一步，成为煤电一体化的以电力外送以及大容量、高参数、低能耗发电机组为主的综合性能源公司，这也是公司目前的核心竞争力所在。页121 2013年电力行业风险分析报告第三节行业区域分布情况一、行业分布（一）生产分布从发电量来看，2012年全年，全国规模以上发电企业累计完成发电量48188亿千瓦时，同比增长4.66%。具体来看，2012年江苏省累计发电量在全国最高，累计发电量达到3928.35亿千瓦时，占全国发电量达到8.15%；发电量在第二至第四位的省份分别是广东、山东和内蒙古，这三个省份的发电量均超过了3000亿千瓦时。从增速来看，新疆和青海两省的增速均超过了20%，分别达到29.80%和27.32%，而从增速前七名的省份均为西部地区来看，西部地区电力行业发展较为迅速。整体来看，传统的东南沿海地区各省依旧保持发电量的绝对优势，但增速相对放缓，而中西部地区随着经济的发展和西电东送政策的实施，发电量正在大幅度增加。表12012年各省份发电量情况单位：万千瓦时、%年份2011年2012年同比增长江苏37,556,306.8739,283,524.304.6广东36,072,025.6135,932,363.60-0.39山东31,622,236.7531,952,467.091.04内蒙古29,705,211.7231,168,807.274.93浙江27,163,316.0827,100,279.97-0.23河南25,718,798.1026,269,037.542.14山西22,997,317.0424,548,457.746.74河北22,812,524.1523,708,649.813.93湖北20,515,961.5621,740,717.025.97四川18,450,573.1120,024,270.468.53安徽16,328,395.0717,675,254.248.25福建15,789,000.0016,226,200.002.77贵州13,441,399.3215,484,401.4915.2云南13,755,476.6415,339,432.1011.52辽宁13,673,725.3814,146,634.103.46陕西12,092,573.1613,305,048.9810.03湖南12,934,631.0312,600,843.26-2.58广西10,138,214.4311,330,485.2911.76甘肃10,125,116.9510,832,462.766.99新疆8,102,035.0010,516,283.7629.8宁夏9,370,273.1810,059,058.097.35上海9,469,633.758,861,884.83-6.42黑龙江8,237,714.398,431,141.292.35吉林7,019,335.456,843,556.29-2.5江西6,882,503.146,647,081.14-3.42天津6,190,813.235,896,862.79-4.75页121 2013年电力行业风险分析报告青海4,369,526.765,563,163.8127.32重庆5,295,687.085,365,289.931.31北京2,628,330.992,908,213.6110.65海南1,690,692.651,919,777.2013.55西藏216,637.33195,734.34-9.65数据来源：世经未来从发电设备平均利用小时来看，2012年江苏省规模以上电力企业发电设备平均利用小时数在全国最高，达到5583小时；平均利用小时数在第二至第六位的省份分别是安徽、宁夏、天津、河北和浙江，这五个省份的平均利用小时数均超过了5000小时。从增速来看，贵州和青海两省的增速较高，分别达到13.28%和9.53%，增速在第三位和第四位的是福建和陕西，而除了这四个省份之外，其他省份平均利用小时数均同比出现不同程度下滑，这主要是由于电力需求增速相对放缓，从而使得发电设备利用小时相对减少。表12012年各省发电设备平均利用小时单位：小时、%年份2011年2012年同比增长江苏5,650.005,583.00-1.19安徽5,478.005,299.00-3.27宁夏6,065.005,288.00-12.81天津5,525.005,265.04-4.71河北5,150.005,014.00-2.64浙江5,205.005,004.00-3.86陕西4,932.004,978.000.93广东5,378.004,907.53-8.75山西5,070.004,790.00-5.52新疆4,870.004,764.00-2.18山东4,782.004,749.00-0.69河南5,146.004,724.00-8.20福建4,587.004,713.452.76上海4,927.004,486.00-8.95内蒙4,448.004,387.00-1.37江西4,408.004,318.54-2.03海南4,540.004,314.78-4.96四川4,257.004,234.00-0.54贵州3,698.004,189.0013.28重庆4,862.004,160.00-14.44青海3,790.004,151.009.53湖北4,140.004,120.00-0.48辽宁4,411.004,117.41-6.66广西4,145.004,062.93-1.98北京4,160.003,965.00-4.69黑龙江4,059.003,963.00-2.37甘肃4,307.003,891.00-9.66页121 2013年电力行业风险分析报告云南3,992.003,869.54-3.07湖南4,127.003,814.00-7.58吉林3,376.003,109.28-7.90西藏3,015.002,731.41-9.41数据来源：世经未来（二）规模分布从企业数量来看，全国共有规模以上电力行业企业3036家，其中四川省拥有企业数量最多，达到270家，占总企业数量的8.89%；其次为内蒙古自治区、山东省、广东省和湖南省，企业数量均超过了190家，分别为201家、199家、193家和190家。从区域企业分布可以看出，电力行业在西南、华东和华南地区省份分布较多，主要是由于这些地区电力资源相对丰富，电力生产也相对较大。数据来源：世经未来图1全国电力企业数量前十名省区资产分布来看，2012年，四川，广东，内蒙古资产总计位居全国前三位，其中四川占比接近10%，且保持了较高的增速。广东资产比重也较高为7.32%，但资产呈现负增长。内蒙资产增速高于全国平均水平。电力行业是资金和技术密集型产业，特别是资金密集程度较高，而四川的电力资产规模较大，远远高于其他省份。四川水利资源丰富，水利建设资金需求量大，因此电力行业规模增速较快。从资产增速来看，西藏的资产增速最快，达到68.02%，而宁夏、青海、重庆、新疆和四川等西部省份资产增速也均超过了10%，可见西部地区的电力行业正飞速发展。页121 2013年电力行业风险分析报告2012年电力行业区域规模分布单位：个，千元，%企业个数资产总计同比增长占比全国303646774777236.33100.00四川省27042525971121.819.09广东省193342530441-2.127.32内蒙古2013310084349.807.08江苏省1803088019594.076.60湖北省102265095065-2.235.67云南省14525499650516.745.45山东省1992351017683.475.03浙江省181225304185-0.344.82河南省782228511300.104.76河北省1181624840870.733.47贵州省731516685215.613.24山西省721432082504.503.06辽宁省961320601454.972.82湖南省1901311224265.262.80福建省1421288836851.012.76广西1001256328679.432.69甘肃省1071197322770.192.56黑龙江省811140637846.932.44陕西省851138747608.092.43安徽省621069519875.852.29新疆709300156118.761.99吉林省79880272268.991.88宁夏318612400513.931.84青海省207644406914.151.63重庆市456512157014.931.39上海市21630049611.291.35北京市124593248823.820.98江西省4744643779-7.440.95天津市22376943542.770.81西藏02498716268.020.53海南省11118645612.050.25数据来源：世经未来（三）效益分布页121 2013年电力行业风险分析报告从销售收入来看，2012年全年，我国规模以上电力行业企业共实现销售收入16888.04亿元，同比增长8.29%。具体来看，江苏省以1577.95亿元的销售收入位居第一位，占全行业比重达9.34%；广东、河南、浙江和山东分列二到五位，这四个省份的销售收入均超过了1000亿元。沿海地区和华北地区是电网行业销售收入的主要来源，这一分部与电网行业的规模分部基本相符。从增速来看，新疆增速最快，达到35.08%，这主要是由于西电东送的逐步实施，新疆的电力资源向东部输送增速较快；而全国只有上海市出现了销售收入的负增长，这主要是由于受到国内和国际经济增速放缓影响，上海市工业企业生产减少，用电量也相对减少。从利润总额来看，2012年，广东、江苏、浙江、四川和湖北，居利润总额前五位，前五位的销售利润率整体也大幅高于全国平均水平，主要是由于这些地区经济相对较发达，电力企业盈利情况也相对较好。从增速来看，青海、海南、福建、广西、重庆等省份利润总额增速较快，远高于全国的平均水平。而甘肃、安徽和山东等省的利润总额出现大幅度下滑，主要由于这些地区电力企业以火电为主，电煤等价格的大幅上涨使得电力企业利润情况大幅下滑。从销售利润率来看，湖北、北京和新疆分列销售利润率的前三位，分别达到25.81%、22.66%和17.58%。其中，湖北是传统的电力生产也销售的大省，近年来一直保持较高的销售利润率；北京由于是电网的主要集中省份，销售利润率较好；新疆则受益于西电东送的政策，近年来随着建设的完成，其良好的盈利能力也逐渐凸显。同时，广东，江苏，浙江是主要的发电大省，也是核电大省，竞争力较强，销售利润率也保持了较高水平。表12012年电力行业效益规模分布单位：个，千元，%销售收入同比增长利润总额同比增长占比销售利润率全国16888039468.29153500216127.851009.09广东省1525673070.82434563729.4715.8615.96江苏省1577948987.6520289440103.9213.2212.86浙江省1206346042.161799583751.3811.7214.92湖北省651432137.371681208574.3510.9525.81四川省7351714713.291110289535.267.2315.10内蒙古8395894710.98883909933.925.7610.53河北省776835426.677085492105.874.629.12陕西省4748845321.77651456250.784.2413.72福建省525023580.654845499140.993.169.23山东省11757757212.234751889-354.643.14.04上海市33522934-0.91421249997.322.7412.57新疆2100859635.08369254410.432.4117.58安徽省6194977215.113235309-1162.752.115.22北京市1383960119.21313640635.912.0422.66云南省3568216713.66308227251.432.018.64广西3286465313.762804027213.031.838.53山西省6482919917.092453612-169.641.63.78贵州省3927401422.962192457-232.991.435.58河南省1221732304.261182823-124.590.770.97重庆市162697555.541098246430.440.726.75天津市211771040.241091793-457.610.715.16宁夏2370796112.251062764114.680.694.48页121 2013年电力行业风险分析报告海南省632063221.91981759259.610.6415.53甘肃省265528177.9951579-1246.730.623.58湖南省471122191.35886342-144.570.581.88辽宁省448752424.97464525-191.490.31.04青海省1874672534.47316164868.220.211.69江西省250446795.38268941-109.680.181.07黑龙江省573861188.89-150270-217.83-0.1-0.26西藏11972588.62-957242201.18-0.62-79.95吉林省264012292.47-1088769-10.41-0.71-4.12数据来源：世经未来（四）发展趋势“十二五”电力工业发展规划研究中，按照安全、经济、绿色、和谐的规划原则，统筹未来十年和长远发展战略以及各种电源结构的经济性，提出了优先开发水电、优化发展煤电、大力发展核电、积极推进新能源发电的方针，而各区域的发展趋势，也结合在整个电力工业的统筹发展规划中。1、水电分布趋势实行大中小开发相结合，推进水电流域梯级综合开发。加快水电流域规划和勘测设计，保证水电基地连续滚动开发。继续加快开发13个水电基地，重点开发四川、云南和青海境内的大型水电基地电站，积极开展西藏境内河流水电流域规划、前期工作，适时开工建设。在全国范围内，积极开发中小型水电站，促进能源供应结构优化，促进水电资源在更大范围内优化配置。继续加快开发、尽早开发完毕开发程度较高的长江上游、乌江、南盘江红水河、黄河中上游及其北干流、湘西、闽浙赣和东北等7个水电基地，重点布局开发金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、怒江、黄河上游干流等6个规划装机容量合计超过2亿千瓦、开发率仅为11%的水电基地。在“十二五”期间，6个大型水电基地可投产大型干流电站主要有溪洛渡、向家坝、锦屏梯级、糯扎渡等，预计可投产容量5200万千瓦左右；其他省区市以及四川、云南两省的非干流水电可投产容量3550万千瓦左右，全国水电投产规模8750万千瓦左右。到2015年，全国常规水电装机预计达到2.84亿千瓦左右，水电开发程度达到71%左右，其中东部和中部水电基本开发完毕，西部水电开发程度在54%左右。2、煤电分布趋势推行煤电一体化开发，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，合理控制东部地区煤电装机规模，坚持输煤输电并举。在煤电基地推广煤电一体化开发，在矿区因地制宜发展煤矸石综合利用项目。页121 2013年电力行业风险分析报告以开发煤电基地为中心，重点建设16个大型煤电基地，包括：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。综合考虑煤炭和水资源等外部条件，上述煤电基地可开发总规模超过6亿千瓦，正在开展前期工作的装机规模4亿千瓦左右。3、核电分布趋势在辽宁、山东、江苏、浙江、福建、广东、广西、海南等沿海省区加快发展核电；积极推进江西、湖南、湖北、安徽、吉林、重庆、河南等中部省份内陆核电项目，形成“东中部核电带”。规划2015年我国核电装机4294万千瓦，主要布局在沿海地区，2011年开工建设我国首个内陆核电，力争2015年投产首台机组。2020年规划核电装机规模达到9000万千瓦、力争达到1亿千瓦。4、新能源发电分布趋势我国风能资源丰富的地区主要分布在“三北”（华北北部、东北、西北）及东南沿海地区。其中，“三北”地区是我国最大的成片风能资源丰富带，包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、宁夏、新疆等省区近200公里宽的地带，具有建设大型风电基地的资源条件；东部沿海风能资源丰富带主要包括山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西、海南等省（区、市）沿海近10公里宽的地带；此外，在我国内陆如河南、湖北、湖南、重庆、江西、云南、贵州等省份的一些河谷、山区、湖区存在一些孤岛式分布的风能资源丰富区域，适合建设零星小型风电场。在“三北”（西北、华北北部和东北）地区发挥其资源优势，建设大型和特大型风电场，要同步开展开发、外送、消纳研究，统一规划。发挥太阳能光伏发电适宜分散供电的优势，在偏远地区推广使用户用光伏发电系统或建设小型光伏电站，解决无电人口的供电问题，重点地区是西藏、青海、内蒙古、新疆、宁夏、甘肃、云南等省。在城市的建筑物和公共设施配套安装太阳能光伏发电装置，扩大城市可再生能源的利用量，并为太阳能光伏发电提供必要的市场规模，重点在北京、上海、江苏、广东、山东等地区开展城市建筑屋顶光伏发电。为促进我国太阳能发电技术的发展，做好太阳能技术的战略储备，在甘肃敦煌、青海柴达木盆地和西藏拉萨（或阿里）建设大型并网型太阳能光伏电站示范项目，在内蒙古、甘肃、青海、新疆等地选择荒漠、戈壁、荒滩等空闲土地，建设太阳能热发电示范项目。二、重点分布区域分析（一）广东省：经营效益较好核电大省1、行业现状页121 2013年电力行业风险分析报告广东省是南方五省（广东、广西、云南、贵州和海南）的负荷中心，其电源结构多样，有火电、水电等常规能源发电，以及核电、风电、太阳能和生物质等新能源发电，基本涵盖了我国常用的电源类型。广东省电源结构以火电为主，其装机容量占全省总装机容量的70%以上，近两年其比重有下降的趋势；水电的装机容量相对较稳定；抽水蓄能发电、核电、风电及其他模式的发电近两年来有较快的发展。目前，广东省内已建成电源装机容量约8100万千瓦，其中煤电约5000万千瓦，气电1100万千瓦，核电610万千瓦，水电780万千瓦，抽水蓄能480万千瓦，风电及其他电源100万千瓦。2008-2012年，广东省电力行业企业数量和从业人员不断降低，但资产规模和负债规模不断增加，由此可以看出，广东省电力行业通过不断整合，在规模扩大的同时，实现了机构和人员的精简，以实现行业的良性增长和效率的不断优化。截至2012年底，广东省电力行业规模以上企业193个，资产总计3425.3亿元，同比增长-2.12%，负债2058.2亿元，同比增加-3.9%，行业规模增速有所降低。表12008-2012年广东电力行业规模情况单位：个，人，亿元，%企业数量从业人员资产总计增长率负债总计增长率2008.1-11286526842458.974.681480.7310.732009.1-11316513942676.827.951570.364.032010.1-11320522203244.769.381897.3610.022011.1-12181427963323.242.852002.372.252012.1-12193441583425.30-2.122058.20-3.90数据来源：世经未来从工业总产值看，广东电力行业工业总产值增速从2008年开始波动上升，在2011年达到最高，2012年受宏观经济低迷，行业需求增速减缓等因素的影响，行业工业总产值增速有所下降，为4.96%。页121 2013年电力行业风险分析报告数据来源：世经未来图12008-2012年广东省电力行业工业总产值2、行业分布特点整体来看，广东省电力生产分布主要分为粤东电力生产基地、珠三角清洁电源基地和粤西电力生产基地三大电力生产基地。具体从电源结构来看：在传统电源方面，广东省电源结构以火电和水电为主，其装机容量占全省总装机容量的近八成，国华台山电厂、华能汕头海门电、粤电惠来电厂、茂名热电厂、韶关电厂、广州珠江电厂、中山黄圃镇燃煤热电、华润汕尾海丰电厂、粤电汕尾电厂、粤电梅州大埔电厂、南海发电一厂、深圳抽水蓄能电站和梅州抽水蓄能电站等主要分布在广东省内粤东和粤西电力生产基地。在核电方面，岭澳核电二期工程建设顺利完成，全省在运核电机组容量达到约610万千瓦，约占全国在运核电机组容量的一半。阳江和台山核电项目建设进展顺利，全省在建核电机组容量近1000万千瓦，约占全国在建机组容量的30%，居全国首位。陆丰核电等后续项目建设前期工作稳步推进。在风电方面，全省建成陆上风电装机约110万千瓦，在建风电装机容量约120万千瓦，建设领域由沿海地区拓展到风资源较好的内陆山区。目前主要的风电发电项目为粤电湛江外罗海上风电新技术试验综合示范项目、珠海桂山海上风电场新技术示范项目等。页121 2013年电力行业风险分析报告数据来源：世经未来图1广东省电力生产分布情况3、行业内企业竞争情况从市场份额来看，国有企业和外资企业占据广东省电力行业比较重要的地位，市场份额均接近均超过30%。其次是其他类型的企业。集体企业和股份合作企业的市场份额较低。广东是我国改革开放较早的省份，经济以外向型为主，在电力行业也有一定体现，即外资企业占据了广东电力行业的一定比率。从运营来看，外资企业不仅销售收入最高，同时外资企业亏损占比最高。国有企业销售收入占比也较高，且亏损总额相对外商投资企业则较低。从利润来看，国有企业和外商投资企业利润占比较高，国有企业增速较高。私营企业利润增长速度最快。广东国有和外资企业占比较大，经营效益较好，但外资亏损也较严重；外商企业占比较高，且经济效益较好，发展潜力较大。电力行业具有垄断性质，且受到国家政策的限制，这使得电力行业内部竞争力不足，大企业由于其规模优势和政策支持往往在竞争上具有较大优势。表1广东省大型电力生产企业名单序号企业名称所在地区资产总计1广东国华粤电台山发电有限公司广东省江门市100亿以上2广东电力发展股份有限公司广东省广州市100亿以上3广东大唐国际潮州发电有限责任公司广东省潮州市100亿以上页121 2013年电力行业风险分析报告4广东粤电靖海发电有限公司广东省揭阳市50亿以上5广东省珠海发电厂广东省珠海市50亿以上6广东金湾发电有限公司广东省珠海市50亿以上7广东省珠海发电厂有限公司广东省珠海市50亿以上8广东宝丽华电力有限公司广东省梅州市20亿以上9深圳市西部电力有限公司广东省深圳市20亿以上10广东惠州天然气发电有限公司广东省惠州市20亿以上11华能国际电力股份有限公司广东分公司广东省汕头市20亿以上12广深沙角B电力有限公司沙角B火力发电厂广东省东莞市20亿以上13深圳能源集团东部电厂广东省深圳市20亿以上14广东省韶关粤江发电有限责任公司广东省韶关市20亿以上15广东省韶关粤江发电有限公司广东省韶关市20亿以上16广东粤华发电有限公司责任公司广东省广州市20亿以上17广东电力发展股份有限公司沙角A电厂广东省东莞市20亿以上18广东省电力发展股份有限公司沙角A电厂广东省东莞市20亿以上19广东粤华发电有限责任公司广东省广州市20亿以上20福华德电力有限公司广东省深圳市10亿以上21中国石化集团资产经营管理有限公司茂名石化分公司广东省茂名市10亿以上22深圳市福华德电力有限公司大鹏发电厂广东省深圳市10亿以上23广东省连州粤连电厂有限公司广东省清远市10亿以上24中国石化集团茂名石油化工公司广东省茂名市10亿以上25深圳钰湖电力有限公司广东省深圳市10亿以上26东莞市三联热电有限公司广东省东莞市10亿以上27广东粤嘉电力有限公司梅县发电厂广东省梅州市10亿以上28中国石化集团广州石油化工总厂广东省广州市10亿以上29茂名臻能热电有限公司广东省茂名市10亿以上30广东省兴宁市兴达电力有限公司广东省梅州市10亿以上31惠州市深能源丰达电力有限公司广东省惠州市10亿以上32东莞虎门电厂广东省东莞市10亿以上33佛山市沙口发电厂有限公司广东省佛山市10亿以上34顺德区德胜电厂有限公司广东省佛山市10亿以上35华润电力（兴宁）有限公司广东省梅州市10亿以上36佛山市三水恒益火力发电厂有限公司广东省佛山市10亿以上37广东省粤泷发电有限责任公司广东省云浮市10亿以上38新会双水发电厂有限公司广东省江门市5亿以上39佛山市福能发电有限公司广东省佛山市5亿以上40茂名热电厂广东省茂名市5亿以上41云浮市发电厂（B厂）有限公司广东省云浮市5亿以上42云浮发电厂（B厂）有限公司广东省云浮市5亿以上43汕头市长潮电力发展有限公司潮阳电厂广东省汕头市5亿以上44广东粤电云浮发电厂有限公司广东省云浮市5亿以上45云浮发电厂广东省云浮市5亿以上46广东粤阳发电有限公司广东省清远市5亿以上47韶关发电D厂有限公司广东省韶关市5亿以上48茂名瑞能热电有限公司广东省茂名市5亿以上49全顺（顺德）电力厂有限公司广东省佛山市5亿以上50增城市江龙电力有限公司广东省广州市5亿以上51东莞天明电力有限公司广东省东莞市5亿以上页121 2013年电力行业风险分析报告52顺德区北窖镇西达发电厂有限公司广东省佛山市5亿以上数据来源：世经未来4、行业经营效益2012年，广东省工业用电量增长2.8%，城乡居民生活用电量比上年同期增长9.5%。全社会用电最高负荷需求8700万千瓦，比上年增长6.1%，其中，统调最高负荷需求8500万千瓦，比上年增长6.2%。2012年，电力行业销售收入有所提高，但增速继续下降，同比提高0.8%；行业利润大幅上升，同比增速29.47%；亏损额继续下降，同比增加-61.19%。经营效益不断转好。广东电力行业效益较好，盈利能力有所上升。同时广东将在大用户与发电企业直接交易，调峰调频市场化机制等方面先行先试。大型核电项目也将在广东投产，这都会带动广东电力行业的发展，也为行业的发展带来了一定的机会。表12008-2012年广东电力行业经营效益单位：亿元，%销售收入增速利润总额增速亏损额增速2008.1-111004.867.29109.45-33.9641.41130.482009.1-111008.610.79210.5474.7510.37-70.922010.1-111170.8616.39212.670.0415.4763.422011.1-121510.2918.56198.13-21.6418.9337.012012.1-121525.670.80243.4629.4710.98-61.19数据来源：世经未来5、行业发展趋势“十二五”期间，广东电网计划投资1960亿元进行电网建设改造，力争在五年内建成“结构优良、安全可靠、技术先进、适度超前”的现代化大电网，投资额度比“十一五”期间的1515亿元增加29%。预计到“十二五”期末，广东全社会用电量将达6060亿千瓦时，最高负荷1.068亿千瓦。2013年，广东省预计全社会用电量达4850亿千瓦时，比上年增长5%。具体来看，核电方面，在保障安全和质量的前提下积极发展核电，建设岭澳核电二期、阳江核电，台山核电一期工程；开工建设汕尾陆丰核电；推进台山核电二期、惠州核电等后续项目建设。“十二五”期间建成核电装机容量约880万千瓦。火电方面，进一步优化火电发展布局和结构，珠江三角洲地区原则上不再新建、扩建燃煤燃油火电厂，在粤东西北地区适当建设大型环保型燃煤电厂，在具备条件的工业园区适度建设热电联供机组．重点建设华润海丰“上大压小”、阳西电厂扩建工程、韶关电厂“上大压小”、梅州大埔“上大压小”、珠海横琴岛热电联产等项目，“十二五”期间，新增燃煤发电装机容量约2000万千瓦；新增天然气发电装机容量430万千瓦。页121 2013年电力行业风险分析报告抽水蓄能电站方面，加快惠州、清远抽水蓄能电站建设，开工建设深圳、梅州、阳江抽水蓄能电站，有序推进江门等后续项目建设。“十二五”期间，新增抽水蓄能电站装机容340万千瓦。（二）江苏省：规模效益型火电第一大省1、行业现状江苏省是我国的工业大省，且经济发展较好，用电需求较大，电力行业发展态势良好。总体上资产规模较大，综合竞争力排名第二；企业平均利润总额排名靠前，经营效益较好，竞争力较强。2012年江苏完成电网建设投资348亿元；投产110千伏及以上线路6726公里、变电容量3432万千伏安。江苏省2012年全社会用电量4581亿千瓦时，同比增长6.99%。2012年，江苏新能源发电机组并网容量达514万千瓦，新能源发电机组上网电量达228亿千瓦时，减少二氧化碳排放总量688.76万吨。从规模看，2012年江苏省电力行业资产为3088.02亿元，同比上升4.07%，增速继续下降，负债总额2118.77亿元，且呈现负增长，为-0.17%。行业规模扩张不断减缓。表12008-2012年江苏电力行业规模情况单位：个，人，亿元，%企业数量从业人员资产总计增长率负债总计增长率2008.1-11159528492175.7212.001620.4618.612009.1-11168569952362.856.191655.461.142010.1-11172565062698.838.601904.868.862011.1-12168571042910.289.022085.209.642012.1-12180546313088.024.072118.77-0.17数据来源：世经未来从工业总产值看，江苏电力行业工业总产值增速在2009年降为7.79%后，2010年开始回升，并达到五年内的最高值，2011年增速稍有降低，2012年增速则继续降低，这主要是宏观经济低迷，行业需求增速减缓等因素的影响。页121 2013年电力行业风险分析报告数据来源：世经未来图12008-2012年江苏省电力行业工业总产值2、行业分布特点与全国各地一样，长期以来，江苏按照就地平衡的思路进行电源的布局，形成了煤电为主的电源结构。截至2012年底，全省发电总装机已经达到7532万千瓦，其中，经济发达、用电量占全省60%的苏南，发电装机占全省的51%；在电源结构上，水电、其实是抽水蓄能机组占1.5%，煤电占82.8%，燃气占6.8%，核电占2.7%，风电占2.6%，光伏发电占0.6%。分布布局方面：（1）港口集聚：江苏省长江沿岸拥有众多港口，依托各大港口工业区建有众多的大中型电力企业，如南京下关电厂、金陵石化热电厂、扬子乙烯电厂、仪征化纤电厂、扬州一、二电厂、江阴电厂、天生港电厂、华能南通电厂和常熟电厂等。（2）负荷中心集聚：苏南地区作为江苏经济发展的龙头，是江苏省的电力负荷中心，沪宁铁路沿线地区和京杭大运河，有着便利的综合运输能力，而且工业用水充裕。本着就近的原则，苏南地区以沪宁铁路为主轴，发展起南京热电厂、望亭发电厂和吴县发电厂等大中型企业。（3）投资型分散：还有一些各自为政的地方性小电厂，随着地方筹资办电政策的放开，小机电组因筹资容易，建设周期短、投资见效快而成为地方性电源建设的主体。3、行业内企业竞争情况从市场份额来看，国有企业和外资企业占据江苏省电力行业比较重要的地位，市场份额分别为40.79%和27.72%。其它企业地位也很高，市场份额在达到16.13%。集体企业市场份额较低，仅为0.05%。页121 2013年电力行业风险分析报告从运营来看，国有企业销售收入和利润总额占比最高，占比分别为40.79%和42.21%，同时亏损占比相对较小，经营效益较好；从增速看，其他类型企业销售收入和利润增长较快；其他类型企业亏损额占比最高。综合来看，国有企业运营状况最好。江苏国有企业占比较大，销售收入和利润占比较高，经营效益较好；股份制企业利润增速较快，亏损较小，行业发展前景较好，但市场份额较小；私营企业效益较差。电力行业具有垄断性质，且受到国家政策的限制，这使得电力行业内部竞争力不足，大企业由于其规模优势和政策支持往往在竞争上具有较大优势。表1江苏省大型电力生产企业名单序号企业名称所在地区资产总计1江苏利港电力有限公司江苏省无锡市100亿以上2中石化集团扬子石油化工有限责任公司江苏省南京市50亿以上3太仓港环保发电有限公司江苏省苏州市50亿以上4华能南京金陵发电有限公司江苏省南京市50亿以上5华能太仓发电有限责任公司江苏省苏州市50亿以上6江苏阚山发电有限公司江苏省徐州市50亿以上7国华太仓发电有限公司江苏省苏州市50亿以上8江苏镇江发电有限公司江苏省镇江市20亿以上9中国国电集团公司谏壁发电厂江苏省镇江市20亿以上10江苏常熟发电有限公司江苏省苏州市20亿以上11国电常州发电有限公司江苏省常州市20亿以上12徐州华润电力有限公司江苏省徐州市20亿以上13江苏徐塘发电有限责任公司江苏省徐州市20亿以上14华能国际电力股份有限公司南通分公司江苏省南通市20亿以上15大唐南京下关发电厂江苏省南京市20亿以上16南京苏源热电有限公司江苏省南京市20亿以上17华兴电力有限公司江苏省苏州市20亿以上18江阴苏龙发电有限公司江苏省无锡市20亿以上19江苏南热发电有限责任公司江苏省南京市20亿以上20徐州发电有限公司江苏省徐州市20亿以上21江苏新海发电有限公司江苏省连云港市20亿以上22江苏华电戚墅堰发电有限公司江苏省常州市20亿以上23华能国际电力股份有限公司南通电厂江苏省南通市20亿以上24江苏苏源谏壁发电有限公司江苏省镇江市20亿以上25江苏苏源贾汪发电有限公司江苏省徐州市20亿以上26江苏淮阴发电有限责任公司江苏省淮安市20亿以上27华能国际电力股份有限公司南京分公司江苏省南京市20亿以上28江苏射阳港发电有限公司江苏省盐城市20亿以上29国电江苏谏壁发电有限公司江苏省镇江市10亿以上30华能国际电力股份有限公司南京电厂江苏省南京市10亿以上31江苏上电贾汪发电有限公司江苏省徐州市10亿以上32上海华电电力发展有限公司望亭发电厂江苏省苏州市10亿以上33苏州国家高新技术产业开发区望亭发电有限公江苏省苏州市5亿以上34徐州发电厂江苏省徐州市5亿以上35国网新源控股有限公司徐州发电厂江苏省徐州市5亿以上36下关发电厂江苏省南京市5亿以上37南京协鑫生活污泥发电有限公司江苏省南京市5亿以上页121 2013年电力行业风险分析报告38江苏华能淮阴电厂江苏省淮安市5亿以上39苏州惠龙热电有限公司江苏省苏州市5亿以上40徐州华美坑口环保热电有限公司江苏省徐州市5亿以上41江阴市华西热电有限公司江苏省无锡市5亿以上42江阴热电有限公司江苏省无锡市5亿以上43徐州华美坑口热电有限公司江苏省徐州市5亿以上44徐州龙固坑口矸石发电有限公司江苏省徐州市5亿以上数据来源：世经未来4、行业经营效益2012年，受宏观经济形势及气候影响，江苏省电力需求增速放缓。全省煤电油气运要素保障总体平稳，全年全社会用电量4560亿千瓦时，同比增长6.5%，其中工业用电3536.8亿千瓦时，增长4.5%。统调用电最高负荷6856.6万千瓦，同比增长3.5%。2012年，江苏电力行业销售收入有所提高，同比提高7.65%，增速比2011年有所降低；行业利润明显上升，同比增速大幅提高；亏损额有所下降，同比增加-82.06%。经营效益的转好主要是受下游用电需求增加所致。表12008-2012年江苏电力行业经营效益单位：亿元，%销售收入增速利润总额增速亏损额增速2008.1-11870.1714.75-19.53-124.7861.071517.892009.1-111020.909.08143.83-1755.045.11-90.972010.1-111230.3817.94118.41-19.347.1841.082011.1-121475.8614.08102.15-22.6624.64303.902012.1-121577.957.65202.89103.924.57-82.06数据来源：世经未来5、行业发展趋势“十二五”期间，江苏省电力行业的主要任务是坚持省内与省外相结合、输煤与输电相结合，着力优化省内煤电布局，有效利用区外来电，切实提高电网水平，适应经济发展和城乡居民生活用电需求。优化省内电源结构。在推进核电建设、加强海上风电开发、推进光伏发电应用的同时，科学规划、有序发展煤电。根据国家东部沿海地区严格控制新建、扩建燃煤发电项目，继续实施“上大压小”的煤电发展政策，在国家和省电力规划指导下，优化燃煤电厂区域布局，重点向沿海、苏北地区倾斜，规范有序地重点建设大容量、高参数、低排放燃煤发电“上大压小”项目，为“十二五”初期和中期全省电力平衡提供重要条件。根据“区外来电”实际进展，及时启动电源储备项目。同时，在气源保障的前提下，主要在负荷中心地区有序发展先进、大型、高效天然气热电联产和调峰发电。在沿江、沿海地区交通、水资源等条件适宜的地点布局建设一体化煤气化联合循环多联产示范工程。页121 2013年电力行业风险分析报告积极利用区外来电。加强跨省合作，推动省外煤电基地建设，扩大区外来电规模。到2015年，控制月区外来电规模达到2250万千瓦左右，比2010年增加1500万千瓦。研究新增区外来电布局、开发模式和输电方式，充分利用西南水电、三峡水电等“西电东送”电力，逐步扩大内蒙古、山西、陕西等“北电南送”规模，确保稳定安全受电，促进跨区合作，实现互利共赢。（三）云南省：发展能力较好，水电大省1、行业现状云南以水电为主，水电比重越来越高。云南水电资源十分丰富，可开发容量约102GW，是我国重要的水电基地。目前，云南电力企业发电装机容量突破3000万千瓦，标志着云南电力企业装机容量四年后实现翻番。目前云南电网统调水、风电、光伏装机占总装机容量的66.28%，比2008年上升了近25个百分点，电源结构显著优化，云南从此成为了名副其实的清洁能源大省。2012年以来，云南省经济运行态势总体向好，主要经济指标增速好于预期。2012年1-12月份，云南电力行业资产增速继续上升，且负债规模继续缓慢增加，增速不断增加。总体来看云南地区电力行业投资不断加大。2012年，云南省共投产发电机组673万千瓦。年末全省装机容量达到4720万千瓦，增长16.6%。表12008-2012年云南省电力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2008.1-1114824493801.706.55609.105.122009.1-11209241151575.1818.911187.8816.512010.1-11253245611714.5114.561302.5015.902011.1-12128202632140.8820.321650.4221.082012.1-12145217652549.9716.741994.1318.05数据来源：世经未来从工业总产值看，受来水情况较好的影响，行业工业总产值增速有所上升，为19.46%，明显高于全国平均水平和其他省份。页121 2013年电力行业风险分析报告数据来源：世经未来图12008-2012年云南省电力行业工业总产值2、行业分布特点整体来看，云南水电主要分布在西部，火电主要分布在东部，而用电负荷则主要集中在中部，电网汛、枯期潮流变化大。汛期水电大发，潮流整体上呈西电东送格局；枯期火电大发，省内潮流自东、西两端流向中部。具体来看：滇西北发电基地是云南最大的水电基地，可开发容量超过40GW，“十二五”末的水电装机容量超过17GW。该地区电网负荷相对较小，2015年仅约4GW，满足自身用电后，可外送容量丰期达到11GW以上，枯期约5GW。滇中地区能源资源匮乏，自身只有少量火电，西部的小湾、漫湾、大朝山、金安桥等一批大型水电站远距离直接接入滇中电网。计入这些电源在内，到2015年滇中电网装机容量接近13GW（其中火电1.6Gw），而滇中电网的负荷约11GW（占全省负荷的比例接近40%）。滇东北发电基地是云南的火电基地，全省约80%以上的煤炭资源集中在这里，2015年火电装机容量约可达到12GW。该地区水电资源主要是拥有金沙江下游白鹤滩、溪洛渡和向家坝3座巨型电站的云南份额，这几个电站距云南负荷中心都较远，适于以外送为主；可开发利用的中小水电约2.4GW。3、行业内企业竞争情况从市场份额来看，其他企业占据云南省电力行业比较重要的地位，市场份额为70.33%，其次是国有企业，市场份额18.31%。云南省是我国西电东送工程中重要的电力工业基地，因此国有企业有着先天的优势，可以得到一定政策上和资金上的支持。从运营来看，其他类型企业销售收入最高，利润最高，同时其它企业亏损额最高；国有企业亏损情况也较严重，且利润增速也最低。云南其他企业占比较大，经营效益较好，股份制企业销售收入和利润增速较快，亏损较小，行业发展前景较好，但市场份额较小；电力行业具有垄断性质，且受到国家政策的限制，这使得电力行业内部竞争力不足，大企业由于其规模优势和政策支持往往在竞争上具有较大优势。表1云南省大型电力生产企业名单序号企业名称所在地区资产总计1云南滇东能源有限责任公司云南省曲靖市100亿以上2国电宣威发电有限责任公司云南省曲靖市50亿以上3华能澜沧江水电有限公司（官渡区）云南省昆明市500亿以上4国投曲靖发电有限公司云南省曲靖市20亿以上页121 2013年电力行业风险分析报告5国电阳宗海发电有限公司（宜良县）云南省昆明市20亿以上6国投云南大朝山水电有限公司云南省昆明市20亿以上7国投云南大朝山水电有限公司（五华区）云南省昆明市20亿以上8云南大唐国际红河发电有限责任公司云南省红河哈尼族彝族自治州20亿以上9国电开远发电有限公司云南省红河哈尼族彝族自治州20亿以上10云南大朝山水电有限公司云南省昆明市50亿以上11国电小龙潭发电厂云南省红河哈尼族彝族自治州5亿以上12云南华电巡检司发电有限公司云南省红河哈尼族彝族自治州20亿以上13云南华电昆明发电有限公司（安宁市）云南省昆明市20亿以上14云南华电昆明发电有限公司云南省昆明市20亿以上15云南省小龙潭发电厂云南省红河哈尼族彝族自治州5亿以上16云南华能漫湾发电厂云南省临沧市10亿以上17曲靖发电有限责任公司云南省曲靖市20亿以上18云南大唐国际李仙江流域水电开发有限公司云南省普洱市50亿以上19云南华能漫湾发电产云南省10亿以上20国电阳宗海发电有限公司云南省昆明市20亿以上数据来源：世经未来4、行业经营效益2012年，云南电力行业销售收入明显提高，同比提高13.66%，增速比2011年有所上升；行业利润有所上升，同比增速大幅上升；亏损额对然有所上升，但同比增速降低。经营效益的变化主要是因为云南省经济发展较快，用电量大幅增加。表12008-2012年云南省电力行业经营效益单位：亿元，%销售收入增速利润总额增速亏损额增速2008.1-11151.984.567.82-61.0713.44486.512009.1-11209.2031.3422.3588.934.26-66.892010.1-11250.4921.2528.4632.908.2877.752011.1-12309.4012.3524.90-22.2420.98165.552012.1-12356.8213.6630.8251.4330.2543.60数据来源：世经未来5、行业发展趋势“十二五”是云南电源建设特别是水电发展的关键时期。云南电网“十二五”电源建设方针为：“依托大型水电基地建设，大力发展水电，促进西电东送；有序开发省内中小水电；优化省内水电特性，提高资源配置可靠性，协调发展大容量主力煤电”，并重点考虑了以下电源规划原则：发挥云南省水能资源十分丰富的优势，积极有序开发水电；鼓励开发风电、生物质能和太阳能利用等新能源；加强区域和国际电力合作，推进藏东南地区水电开发和利用缅甸的水电能源。页121 2013年电力行业风险分析报告“十二五”期间，水电将出现大幅度增长，到2015年，云南省规划电源装机7500万千瓦，其中水电5800万千瓦，火电1700万千瓦，水火电装机比例预计为77∶23。在“十二五”新增的装机中，水电装机3200万千瓦，火电装机600万千瓦，新增水电装机是新增火电装机的5倍以上。未来水电装机大幅增长主要原因是大型水电站投产，“十二五”期间，溪洛渡、糯扎渡、梨园、阿海等一批大型水电站将陆续投产。在“十二五”基础上，“十三五”，云南以水电为主的电源建设还将有进一步发展，到2020年，预计云南省水电装机将增加到7500万千瓦以上，如火电装机保持不变，云南省水电装机比例将提高到80%以上。到2030年，预计云南水电基本投产完毕，水电装机约为1亿千瓦，水电装机比例将持续提高到85%以上。“十二五”期间，云南装机布点也与“十一五”时有所不同。“十一五”期间，云南火电装机主要集中在滇东、滇南；水电装机主要集中在滇西。随着昭通煤炭资源、金沙江中游一库八级水电站和下游4个大型水电站的开发，电源布点将逐步延伸到滇东北、滇西北，这将有力推动这些地区的经济社会发展。（四）山东省：效益亟待提升1、行业现状目前，山东省总装机已达到6248万千瓦，其中火电装机6002万千瓦，占96.1%；新能源发电装机140万千瓦，占2.2%；常规水电6万千瓦、抽水蓄能100万千瓦，占全省总装机容量的1.7%。电网统调电厂63座，总装机容量4780万千瓦，其中，统调公用电厂46座，装机容量4252万千瓦。接入500kV系统机组容量819万千瓦，接入220kV系统机组容量3352万千瓦，接入110kV系统机组容量81万千瓦。2012年以来，山东省经济运行态势总体向好，主要经济指标保持平稳增长。2012年，山东电力行业资产增速稳中有降，且负债规模继续缓慢增加。总体来看山东地区电力行业投资有所趋缓。表12008-2012年山东电力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2008.1-11182991231815.706.371301.0210.972009.1-11185832581958.6919.471229.176.992010.1-11186764091500.10-20.131375.4916.602011.1-12185801462241.3512.951550.009.882012.1-12199774902351.023.471681.326.81数据来源：世经未来从工业总产值看，增速有所回升，且达到五年内最高值，行业产值不断增速。页121 2013年电力行业风险分析报告数据来源：世经未来图12008-2012年山东省电力行业工业总产值2、行业分布特点火电来看，2011——2020年，山东省投产的火电机组主要是30万千瓦、60万千瓦的供热机组和60万千瓦、100万千瓦的超超临界机组。山东省目前已完成初可及开展可研的火电项目共计49项，总容量5649万千瓦。核电来看，山东胶东半岛具有较好的核电厂址资源，目前已经确定的三个厂址规划总容量在2000万千瓦以上，分别为山东海阳核电厂址总容量750万千瓦，山东乳山红石顶核电厂址总容量750万千瓦，山东石岛湾核电厂址总容量800万千瓦。目前已开展省内第四座核电厂址预选工作。到2020年山东省力争核电装机达到1050万千瓦。抽水蓄能电站来看，目前，开展前期工作的抽水蓄能电站有文登抽蓄、沂蒙抽水蓄能和泰山抽蓄二期（徂徕山）电站等。文登抽水蓄能电站地处文登市，昆嵛山山脉东南麓。拟装机容量6×30万千瓦。计划2017、2018年建成投产；沂蒙抽水蓄能电站位于山东省临沂市费县，规划装机容量120万千瓦。规划“十三五”期间建成投产。页121 2013年电力行业风险分析报告数据来源：世经未来图1山东省核准及同意开展前期工作电源项目3、行业内企业竞争情况从市场份额来看，国有企业和其他类型企业占据山东省电力行业比较重要的地位，市场份额均接近均超过25%。其次是股份制企业和外商和港澳台投资企业。股份合作企业和集体企业市场份额最小，占比不足1%。从运营来看，其他企业销售收入最高，利润额最高，但亏损也最高；国企规模，而且国企由于资金充沛、发展基础好，运营效率相对较高，亏损也较严重；外资企业，企业利润最高，亏损相对较低，效益较好。山东国有和其他企业占比较大，经营效益较好，但国企亏损也较严重；外商企业占比较高，且经济效益较好，发展潜力较大。股份制企业和集体企业占比较小，且效益和财务指标较差，风险较大。表1山东省大型电力生产企业名单企业名称所在地区资产总计1华电国际电力股份有限公司山东省济南市200亿以上2华电邹县发电有限公司山东省济宁市50亿以上3华电潍坊发电山东省潍坊市50亿以上4山东黄岛发电厂山东省青岛市50亿以上5国电费县发电有限公司山东省临沂市20亿以上6华能国际电力有限公司德州电厂山东省德州市20亿以上7华能威海发电有限责任公司山东省威海市20亿以上8华能国际电力股份有限公司德州电厂山东省德州市20亿以上页121 2013年电力行业风险分析报告9山东潍坊发电厂山东省潍坊市20亿以上10华电国际电力股份有限公司邹县发电厂山东省济宁市20亿以上11山东聊城热电有限责任公司山东省聊城市20亿以上12山东日照发电有限公司山东省日照市20亿以上13日照旭日发电有限公司山东省日照市20亿以上14山东菏泽发电厂山东省菏泽市20亿以上15华电章丘发电有限公司山东省济南市20亿以上16华能国际电力股份有限公司济宁电厂山东省济宁市20亿以上17中国石化集团胜利石油管理局胜利发电厂山东省东营市20亿以上18山东里能里彦发电有限公司山东省济宁市20亿以上19山东百年电力发展股份有限公司山东省烟台市20亿以上20文登市电业总公司山东省威海市20亿以上21临沂发电有限责任公司山东省临沂市20亿以上22山东临沂发电有限责任公司山东省临沂市10亿以上23文登电业总公司山东省威海市10亿以上24山东黄台火力发电厂山东省济南市10亿以上25山东章丘发电有限责任公司山东省济南市5亿以上26山东鲁能发展集团有限公司沾化发电厂山东省滨州市5亿以上27宁阳县供电公司山东省泰安市5亿以上28山东淄博傅山热电有限公司山东省淄博市5亿以上29山东莱芜发电厂山东省莱芜市5亿以上数据来源：世经未来4、行业经营效益山东省2012年全社会用电量保持了4.38%的增长，增幅比上年回落5.83个百分点。作为重要经济先行数据，用电量的变化通常被视为经济运行的“风向标”，2012年社会用电量反映出山东省宏观经济尤其是工业经济呈现出全年总体回落，四季度企稳的回升态势。受上年旱情较重等因素影响，2012年山东省第一产业用电量大幅减少，用电量73.5亿千瓦时，同比下降13.97%。第二产业用电量2934.1亿千瓦时，同比增长3.16%。从区域来看，2012年全省14市全社会用电量同比增长，但济南、淄博、莱芜三地首现年用电量负增长的状况。增速较低的主要原因是受转方式、调结构和国内外宏观经济形势等因素影响，主要行业用电需求明显减弱。虽然四季度经济企稳回升势头逐步显现，用电量增速不断回升，但需求对行业的运行仍产生了较大的影响，行业经济效益大幅下滑。2012年，电力行业销售收入有所提高，同比提高12.23%，增速比2011年有所降低；行业利润有所上升，但同比增速大幅下降；亏损额有所上升，同比增加-61.54%。表12008-2012年山东省电力行业经营效益单位：亿元，%销售收入增速利润总额增速亏损额增速2008.1-11735.1911.57-80.13-340.5591.311294.082009.1-11796.5013.9630.79-139.4611.12-87.58页121 2013年电力行业风险分析报告2010.1-11830.8911.15-23.37-188.3043.74307.862011.1-121058.9313.15-17.56-32.7847.391.462012.1-121175.7812.2347.52-354.6418.27-61.54数据来源：世经未来5、行业发展趋势根据国家西电东送的总体安排和全省资源条件，未来一个时期，山东电力供应仍以省内电源自我平衡为主，接纳省外来电为辅。山东电源发展的基本原则：优化电源布局，加大结构调整，实施节能减排，推进“上大压小”，重点发展大型高效燃煤机组，加快可再生能源开发利用，积极发展核电，适当接纳外部电力，着力推进特高压电网引入山东，确保山东经济社会和谐发展的电力供应。到2015年，全省规划装机总容量为9836万千瓦，其中水电及抽水蓄能装机107万千瓦，火电装机8182万千瓦，核电装机270万千瓦，风电装机800万千瓦，生物质装机70万千瓦，太阳能装机42万千瓦，其他装机365万千瓦。“十二五”期间新增火电2326万千瓦，核电270万千瓦，风电662万千瓦，生物质40万千瓦，太阳能40万千瓦，其他250万千瓦，退役小机组300万千瓦。优化电源布局，调整装机结构，积极接纳山东省外来电，适度发展省内燃煤火电，加快核电建设，科学有序发展可再生能源及余能综合利用，在有气源保证的前提下发展一定数量的燃机。到2020年山东省实现预期能源发展目标：燃煤机组容量控制在一亿千瓦以内，比重下降到62.5%，省外来电和新能源发电比例达到37.5%。（五）内蒙古：风电资源丰富1、行业现状内蒙古自治区土地总面积118.3万平方公里。东部三盟一市（呼盟、兴安盟、哲盟、赤峰市）与东北三省接壤，属于东北经济区；中、西部与河北、山西、陕西、宁夏、甘肃毗连，属于环渤海经济区。可向东北经济区和环渤海经济区供电，基本属于合理供电半径。2010-2015年，内蒙古电网新增装机总容量3716万千瓦，其中火电2356万千瓦、水电20万千瓦、抽蓄电站240万千瓦、风电1100万千瓦。2012年1-12月份，内蒙古电力行业资产增速继续开始回升，负债增速较2012年3季度稍有回升，行业规模不断来扩大。从业人员和企业数量也明显上升。总体来看内蒙古地区电力行业投资不断加速。电力装机：截止2012年，内蒙古6000千瓦及以上发电厂装机容量7827.85万千瓦，同比增长4.42%。2012年，内蒙古6000千瓦及以上电厂完成发电量3341.44亿千瓦时，同比增长6.64%。从东、西部地区发电量情况看，蒙西地区2553.63亿千瓦时，同比增长6.80%；蒙东地区787.81亿千瓦时，同比增长6.13%。页121 2013年电力行业风险分析报告表12008-2012年内蒙古电力行业规模情况单位：个，人，亿元，%　企业数量从业人员资产总计增长率负债总计增长率2008.1-1189390201938.1216.831554.4819.912009.1-11122468242527.1623.911906.9317.952010.1-11149487642904.5612.932192.0013.612011.1-12164535683098.204.252271.541.702012.1-12201542533310.089.802469.2810.26数据来源：世经未来从工业总产值看，2012年内蒙古工业总产值达到881.44亿元，同比增长10.32%。从增速变化看，内蒙古工业电力行业与宏观经济密切相关，2009年金融危机，行业增速将至7.37%，为近五年来最低点，后随着宏观经济的回暖，行业增速不断回升，2011年升至22.5%，2012年经济增速再度下滑，行业增速也随之下降。数据来源：世经未来图12008-2012年内蒙古电力行业工业总产值2、行业分布特点内蒙古自治区将加快实施“西电东送”、“北电南送”战略，稳步推进三大煤电基地建设。建设向华北、华中、华东、东北等地区送电的煤电一体化坑口电站。具体而言，西部地区以准格尔、上海庙等煤田为重点，依托蒙西至华北、华中、华东特高压电力外送通道，保护性开发准格尔高铝煤炭资源，建设蒙西电源基地。中部地区以锡林郭勒大型煤田为重点，加快确定锡盟电源基地特高压外送电通道建设方案。东部地区以呼伦贝尔、霍林河等大型煤田为依托，争取建成呼伦贝尔至东北或华北直流通道。在全国，只有内蒙古有两大分别独立的电网。内蒙古电力集团运营的蒙西电网是中国唯一独立的省级电网，建设运营范围包括呼和浩特、鄂尔多斯等8个盟市；而“占据”页121 2013年电力行业风险分析报告其他4个盟市的国家电网是中国最大的区域电网，其跨越中国20多个省份，并拥有跨网通道投资建设的权利。没有跨网投资权限的蒙西电网只能被动等待国网的外送规划。但规划了8年，电力外送通道无一条落成。其带来的连锁反应就是，“窝电”日益严重，电厂亏损，地方产业发展受限，内蒙古陷入了一个以煤电为核心的产业恶性循环。因此解决内蒙窝电问题，增加外送渠道将是内蒙火电的一个发展重点。2、行业内企业竞争情况从市场份额来看，内蒙古国有企业和其他所有制企业占据电力行业比较重要的地位，两者市场份额超过35%。私营企业和外商和港澳台投资企业市场份额较小。从运营来看，其它企业利润最高，销售收入最高，运营效率良好；国有企业销售收入较高，利润较高，但亏损最高。内蒙古其他企业占比最大，经营效益较好；国有企业占比其次，利润较好，但国有企业亏损较高，存在一定偿债风险。股份制企业销售收入和利润增速较快，亏损较小，行业发展前景较好，但市场份额较小。表1内蒙古大型电力生产企业名单序号企业名称所在地区资产总计1内蒙古上都发电有限责任公司内蒙古自治区锡林郭勒盟100亿以上2内蒙古岱海发电有限责任公司内蒙古自治区乌兰察布市50亿以上3伊敏华能东电煤电有限责任公司内蒙古自治区呼伦贝尔市50亿以上4通辽霍林河坑口发电有限责任公司内蒙古自治区通辽市50亿以上5内蒙古京隆发电有限责任公司内蒙古自治区乌兰察布市50亿以上6内蒙古大唐托克托发电有限责任公司内蒙古自治区呼和浩特市50亿以上7内蒙古华电包头发电有限公司内蒙古自治区包头市50亿以上8内蒙古国华准格尔发电有限责任公司内蒙古自治区鄂尔多斯市20亿以上9北方联合电力有限责任公司乌海发电厂内蒙古自治区乌海市20亿以上10内蒙古蒙电华能热电股份有限公司乌拉山发电厂内蒙古自治区巴彦淖尔市20亿以上11神华亿利能源有限责任公司内蒙古自治区鄂尔多斯市20亿以上12内蒙古能源发电投资有限公司准大发电厂内蒙古自治区鄂尔多斯市20亿以上13内蒙古蒙电华能热电有限公司丰镇发电厂内蒙古自治区20亿以上14北方联合电力有限责任公司临河热电厂内蒙古自治区巴彦淖尔市20亿以上15乌海市君正能源化工有限责任公司内蒙古自治区乌海市20亿以上16内蒙古蒙电华能热电股份有限公司丰镇发电厂内蒙古自治区乌兰察布市10亿以上17乌海市海神热电有限责任公司内蒙古自治区乌海市10亿以上18内蒙古蒙华海勃湾发电有限责任公司内蒙古自治区乌海市10亿以上19通辽盛发热电有限责任公司内蒙古自治区通辽市10亿以上20内蒙古华电乌达热电有限公司内蒙古自治区乌海市10亿以上21内蒙古苏里格燃气发电有限责任公司内蒙古自治区鄂尔多斯市5亿以上22通辽热电有限责任公司内蒙古自治区通辽市5亿以上数据来源：世经未来3、行业经营效益2012年，电力行业销售收入有所提高，同比提高10.98%，增速比2011年同期有所降低；行业利润有所上升，同比增速也大幅上升；亏损额增速大幅下降。受下游需求增加的影响，行业效益有所好转。2012年页121 2013年电力行业风险分析报告，内蒙古全社会用电量完成2016.76亿千瓦时，同比增长8.19%。表12008-2012年内蒙古电力行业经营效益单位：亿元，%　销售收入增速利润总额增速亏损额增速2008.1-11460.9719.3712.93-56.0125.10260.542009.1-11498.398.8535.47149.9712.02-51.692010.1-11604.6517.9158.2958.638.59-26.992011.1-12810.7522.9077.6520.5413.0764.312012.1-12839.5910.9888.3933.9232.16-7.35数据来源：世经未来4、行业发展趋势规模不断增长，利润增速较高。2012年第，内蒙古电力行业综合竞争力排名第五。资产规模水平较高，全国排名第三；总体来看，内蒙古电力行业具有明显竞争力。2012年内蒙古电力装机7828万千瓦，发电量3341亿千瓦时，在我国分别居第一和第三位。但是，内蒙古外送电量只有1337亿千瓦时，占全国跨省送电量的18.5%，与之相比，上年内蒙古煤炭产量10.6亿吨，外运却达到6.6亿吨，占全国外运量的40%左右。外送电量折算为煤炭约8000万吨，仅占煤炭外运的12%，正因为煤炭外运多，电力外输少，才会造成公路铁路的长期拥堵。内蒙古的大型能源基地距离华北、华中、华东等负荷中心约600公里至1500公里，是特高压输电的经济合理距离，2013年，内蒙古将尽快建设特高压电力外送通道，真正实现“煤从空中走”的愿望。第四节行业壁垒及发展特征分析一、行业进退出壁垒分析（一）资金和资源的壁垒导致电力行业在区域形成垄断电力行业初始投资较大，具有高投资，回报周期长的特性，属于高资金壁垒行业。按电站装机容量的大小可以将电站分为大型、中型、小型水电站三个类型。其中，大中型电站的企业对资金要求较高，资金壁垒很高；而小型电站的企业则对资金需求相对较少，资金壁垒较低。同时我国的资源分布不均匀，可利用发电的水资源、风力资源和煤炭资源主要分布在西部。而在一个地区建立一家水电企业后，当地的电力资源基本为该家企业所垄断，这样该家企业就具有先发优势，排斥新的进入者与其竞争。（二）政策监管严格进退出壁垒较高页121 2013年电力行业风险分析报告电力行业下游涉及国内几乎所有产业，影响面巨大，同时电力也具有较强的公共属性，因此国家对电力行业高度重视，政策监管非常严格。同时我国电力工业处于改革与发展的关键时期。电力体制改革不断深化，电力市场机制不断完善，电力建设实现跨越式发展，新能源和可再生能源快速发展，电力技术装备水平显著提升，节能减排任务艰巨，这些都对电力监管立法工作提出了新任务新要求。根据2012年12月电监会发布的《电力监管立法规划（2012-2017）》，分别从综合、电力安全监管、电力市场准入、电力交易监管、成本与价格监管、节能减排监管、供电监管等方面对行业进行规范和监督，严格的政策监管也推高了电力行业的进退出壁垒。（三）电力市场结构优化退出壁垒不断减弱电力行业由于资产的专用性，沉淀成本很高，所以资产退出困难。但是，随着中国资本市场的发展和电力行业公司制的改造，不同产权主体之间通过资本市场，在不转变资产用途的前提下，实现资产的优化重组，重构电力行业市场结构，电力行业企业退出壁垒会不断减弱。二、行业竞争结构（一）上游供应商从电力装备来看，电力装备行业基本由三大电力集团垄断着，集中度远高于电力行业，因此电力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电力企业，整个电力装备行业处于卖方市场。从上游原材料来看，我国煤炭市场相对宽松，由于煤炭整改之后产能逐渐释放，同时由于我国宏观经济趋缓，煤炭需求减少，煤炭整体供大于求，价格开始下行。对于上游煤炭行业的谈判能力相对增强。（二）下游购买者在下游行业中，电网行业主要有国家电网和南方电网组成，两大电网实现大范围电力采购，下游垄断性强。由于电网的主要盈利来源来自销售电价与上网电价的差额，而上网电价与销售电价由国家控制，盈利具有较强的稳定性，因此电网倾向根据下游需求来进行采购，而我国电力的需求与宏观经济保持较强的相关性，受宏观波动影响大。（三）潜在竞争者进入随着电力行业的不断发展，尤其是《电力十二五规划》和《电力行业产业政策》发布后，电力行业的准入门槛进一步提高。电力行业前期投入资金较多，且涉及到技术、组织、政策等多重因素，现在又将环保、能耗标准等资源环境指标列入，行业的进入门槛更高，潜在进入者进入难度也更大，因此潜在竞争者对于行业威胁较小。（四）替代品的威胁页121 2013年电力行业风险分析报告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不存在替代品。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，这些新能源的发展不但不会替代电力，反而会巩固其第一能源的地位。当然，在电力行业内部，尤其是各种电源类型之间，替代效应还是存在的，而且可能会很强烈。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。（五）行业内竞争情况就电力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。三、行业发展特征分析（一）受政策环境影响大电力许可经营证由电监会审批；上网电价、销售电价和项目审批由国家发改委制定；2013年国家能源局、电监会的职责进行整合，重新组建国家能源局。主要职责是，拟订并组织实施能源发展战略、规划和政策，研究提出能源体制改革建议，负责能源监督管理等。因此电力行业受到的政策从立项、监督、价格、规划等方面受到严格管制，受到政策环境影响较大。（二）建设项目投资大工期长电力项目建设普遍具有投资金额巨大、工期较长和资金回收较慢的特点。从工期来看，具体来看，建设大型水电站的周期一般是2年截流，而后5年第一台机组发电，此后每半年投产一台；火电30万千瓦主力机组准备工期为半年到一年，而后3年第1台发电，10个月后第2台投产。电力行业投资大、工期长的特点使电力行业在开发建设项目时必须依靠国家补贴或者银行贷款，其自有资金难以完成新项目的开发。页121 2013年电力行业风险分析报告（三）长期效益好短期效益差资金回收慢电力行业虽然前期投入大，建设周期相对较长，资金需求量大，但是随着电力设备利用小时的提高，发电量大，销售毛利率，销售利润率高，盈利能力强。虽然电力项目建设周期长，但是电力行业长期效益好的特点使得其易获得银行贷款支持，而且贷款周期较长，一般为15-20年。（四）与宏观经济相关性高由于电力行业涉及全国工业、居民生活的方方面面，因此宏观经济景气度高时，电力需求就高，宏观经济增速趋缓时，电力增速去相应趋缓，和我国的宏观经济的相关性较高。间接是我国宏观经济发展的晴雨表。（五）受自然和季节性影响大电力行业发电主要依靠不同的自然资源。水电来看，由于水电采用水作为发电原料，水电行业的效益与季节、来水情况紧密相关，也被业界俗称为“靠天吃饭”。一旦当年来水偏枯，水电行业的效益必然大幅下降。风电来看，风能具有季节性特征，如风力资源丰富的华北和西北地区，所属气候带为温带季风性气候或温带大陆性气候，平均风速水平在一年中的不同季节存在显著差异，因此地区内风电场项目的发电水平呈现非常明显的季节性特征。而火电则主要依赖煤炭资源，由于长途运输煤炭资源会给火电企业增加较大成本压力，因此火电企业主要分布在煤炭资源储量较为丰富的地区，自然依赖度较高。四、行业经营模式、盈利模式分析（一）经营模式我国电力工业一直以来采取的是垂直一体化的垄断模式，国家电力主管部门（电力部、能源部、国家电力公司）管理电力系统的发电、输电和供电，不仅电网是国家投资、国家管理，而且电源建设也只能是国家投资办电，严重制约了电力工业的发展，造成电能供需紧张，影响国民经济的发展和人民生活水平的提高。2000年后电力工业开始实行更全面、更深入的改革。电厂和电网相分离，重组发电资产和电网资产。目前已经完成了厂网分开，分别重组了国家电力公司管理的发电资产和电网资产。区域电力市场形成后，发电企业开始竞价上网，各发电企业目前有10%-15%的电量开始采取竞阶上网。因此，目前我国的电力行业由传统的垂直一体化垄断模式已逐步过渡到现今的发电侧开放模式。现今我国的电力市场的改革方向已由“省为实体”页121 2013年电力行业风险分析报告调整为：完善实现省级电力市场，加快发展区域电力市场，逐步培养国家电力市场；形成以区域市场为主，国家市场和省级市场为辅，统一开放，协调联动的电力市场体系。同时围绕厂网分开；竞价上网；建立科学合理的电价形成机制；建立国家监督委员会四个核心进行改革。电力企业主要依靠自然资源如风能、水能和原材料如煤炭和核物质等进行发电。电力企业建设项目完成后，不同类型的发电企业的经营模式也具有不同的特点。1、火电行业长期以来，我国发电企业的电厂多数为火电厂，依靠燃煤来进行发电，煤炭企业和电力企业分别运营。但是由于近年来煤价大涨，导致发电厂的成本大增，同时国家为了稳定物价，限制电价上升，从而导致发电厂亏损。目前我国正逐渐向煤电联营的经营模式转化。煤电联营即企业同时经营发电和煤炭采掘。好处是挖出的煤可以直接卖到发电厂，从而减少中间环节，同时也能够稳定煤炭企业的销路，减轻发电企业的成本。中国煤电联营已有多种模式：煤炭企业控股和建设电站；煤炭企业兴建电站；电力企业兴办煤矿；煤电合一、统一经营、电力集团集中控股；煤电企业合作新建煤矿或电站等。2、水电行业水电行业最大的业务就是利用水资源发电，电量由国家的电网企业收购后，电网企业再将所购电量输送到集体和个人电力用户处。一般来说，水电企业会以经营水电为主，小规模经营火电、风电与光电等电力。随着我国经济的发展，越来越多的水电企业不仅经营电力业务，还会拓展其他行业务，使公司的发展更加多元化。例如位于广西的桂冠电力，不仅经营水电站、水电厂和其他类型的电厂；还经营房地产；电力、金融相关的经济、咨询技术；机械、电子、等批发零售等；位于四川的川投能源，以电力生产为主；同时投资经营铁路、交通系统自动化及智能控制产品和光纤、光缆等高新技术产业。3、风电行业政府将特许经营方式用于我国风力资源的开发。在特许权经营中，政府选择风电建设项目，确定建设规模、工程技术指标和项目建设条件，然后通过公开招标方式把风力发电项目的经营权授予有商业经营经营的项目公司，中标者获得项目的开发、经营权。项目公司在与政府签署的特许权协议约束下进行项目的经营管理。风电机组的制造属于重大装备制造业，工艺复杂，分工协作是行业发展的必然趋势，因而目前绝大多数风电整机制造商均采取外协的生产方式。外协生产方式可以充分利用各零部件供应商在技术、设备方面的优势，分散企业生产、财务方面的风险，从而集中精力从事整机的研发和生产，但也使得风电整机制造商大规模生产的维持和扩张有赖于供应商的配套供应能力。页121 2013年电力行业风险分析报告4、核电行业核电与大水电相似，建设周期长，前期投资巨大，但投入运营之后，运营成本较低，运行周期长，因而其成功取决于安全、质量的保障，建设投资的控制，良好稳健的运营，稳定的外部电力市场和上网电价，以及投资的长期性稳定性。相较于其他发电形式，水电、核电运营后期的盈利能力较强。因此，核电项目的商业模式与大型水电项目非常相似。在政策、市场、成本、环境等条件约束下，其经营模式由电力市场需求分析、项目选址、建设、发电运营、退役等方面组成，经历60年周期（10年建设，40年运行，10年退役）。（二）盈利模式2002年我国电力系统进行“厂网分开”改革后，电力企业“发输”一体的产业链被打破，其盈利模式也随之改变。现在，电力行业最主要的盈利模式是利用电力资源发电之后，由电网企业购买其所发电量，这是电力企业主要的利润来源。一般情况下，电力企业会同时经营多种电力业务，也会兼营其他行业的业务，所以其利润中包括多种电力业务利润，也会包括其他其他行业业务利润。页121 2013年电力行业风险分析报告第五章电力行业产业链分析第一节上游行业运行及对本行业的影响一、煤炭行业：整体供需宽松价格上涨动力不足原材料成本上升风险较小（一）产能不断释放导致煤炭产量整体继续增长由于部分新建矿井和重组整合技改矿井陆续投产，2012年新增煤炭产能继续释放，内蒙古、山西、陕西三大主产区原煤产量整体继续保持较快增长势头，并带动全国原煤产量整体保持增长势头。从2012全年分时段来看，一、三季度原煤产量明显较低，二、四季度产量较高。究其原因，一季度产量低主要是受节假日因素影响，部分煤矿停产放假；进入二季度之后，煤矿陆续复工复产，加之前几个月经济形势尚可，需求较好，煤炭产量快速回升；由于6月份之后煤价大幅下跌，部分煤矿停产限产，三季度煤炭产量高位回落；进入四季度之后，经济企稳和季节因素两方面共同带动煤炭需求回升，煤炭产量随之再度走高。表12012年中国原煤产量分月度情况单位：万吨当月累计当月同比累计同比2012/11329803659332.7%5.7%2012/1031600328051-4.2%5.4%2012/09319002965000.3%6.4%2012/0832200262469-0.3%6.6%2012/07340002310087.6%8.9%2012/06347001950429.5%9.4%2012/05344001588319.2%9.3%2012/04320001211580.6%6.5%2012/0331500861002.5%5.0%2012/02287005397216.0%5.3%2012/012500025000-6.8%-6.8%数据来源：世经未来（二）煤炭进口大幅增长而出口继续回落虽然2012年国内煤炭需求疲软，煤价大幅下跌，但由于国际市场煤炭供求形势更加宽松，国际煤价持续震荡走低，我国煤炭进口大幅增长，单月进口量率创新高。页121 2013年电力行业风险分析报告从2012年全年分时段来看，一、三季度进口量相对较低，二、四季度进口量较高，一季度进口量较低，一是受节假日因素影响，二是部分贸易商此时尚处于观望状态；由于一季度国际煤价不断走低，而彼时国内市场相对较好，煤炭进口订单快速增加，导致二季度进口量迅速回升；受6月份国内煤价大幅走低影响，部分贸易商暂停了部分进口业务，三季度煤炭进口应声回落；二、三季度的亏损非但没有使贸易商停止煤炭进口业务，部分贸易商反而想着借冬季用煤高峰的机会赚一笔，四季度进口订单再度增加。表12012年我国煤炭进口分月度情况累计进口同比当月进口累计出口Y同比当月出口累计净出口当月净出口单位万吨%万吨万吨%万吨万吨万吨2012/122342428.4%2899913-37.7%80-22511-28192012/112054128.0%2357844-39.1%56-19773-23012012/101825331.3%1680788-39.0%44-17472-16362012/091657334.3%1485734-39.4%51-15836-14342012/081508844.5%1728682-37.5%64-14402-16642012/071336052.0%2021619-35.9%49-12738-19722012/061133960.9%2253578-33.9%47-10766-22062012/05908659.7%2053530-34.1%128-8560-19252012/04703361.8%1987398-44.4%82-6635-19052012/03504655.9%1709316-45.3%97-4730-16122012/02333843.1%1701219-31.2%121-3118-15802012/011637-1.2%163799-31.0%99-1538-1538数据来源：数据来源（三）供求宽松煤炭价格整体大幅走低2012年煤炭市场供求形势较为宽松。煤炭供给增速整体明显高于需求，在2011年煤炭供求基本平衡的情况下，2012年煤炭市场供求宽松态势显而易见。由于煤炭供求形势整体宽松，2012年各环节各煤种价格普遍大幅下降。数据来源：中国煤炭资源网图12008年-2012年动力煤全国均价Q5000-6000车板价页121 2013年电力行业风险分析报告（四）供需预测2013年世界经济仍然不景气，欧美经济增长乏力，新兴国家市场存在着很多不确定的因素。中国经济也将从高速增长调整为低速增长，特别是今年以来长达半个多月的雾霾天气给环境治理再次敲响了警钟。包括基础工业在内的煤炭，焦化，水泥，建材，钢铁等高耗能高污染企业将成为重点整治的对象，总体上来看，煤炭的需求难以呈现大幅增长。总体分析，2013年煤炭需求低速增长，价格将呈现波动状态。在城镇建设推进的情况下，煤炭价格也不存在大幅下行的几率。由于2013年是电煤新机制的摸索适应期，电企煤企之间的博弈很正常，再加上动力煤价格不断下跌和进口煤的冲击，预计2013年电煤签订量或低于2012年。2013年是电煤价格并规制取消的第一年，煤炭市场化开始全面推行，因此煤企和电企在2013年的合同签订中会有一场艰难的博弈和谈判。总体来看，电力集团煤炭库存量大，处于比较有话语权的位置；而由于煤炭的供求形势比较宽松，电煤价格没有上涨的动力。火电的的原材料成本大幅上升的概率较小，原材料成本侵蚀火电利润的风险减小。二、电力设备行业发电企业的运营需要大量的电力设备，在日常维护中需要大量的旧设备更新和原有设备的维护，而在新电站建设和原有电站改扩建的过程中则需要大量的高规格的电力设备，因此电力设备行业对于电网行业有着重要的影响。2012年，我国经济触底反弹，电力工程投资力度也明显加大，我国电力设备制造业累计实现工业总产值49007.69亿元，同比增长12.05%；累计实现工业销售产值47902.69亿元，同比增长11.96%。同时，电力工程建设投资继续上升，拉动大部分输变电产品产量持续增长。（一）产量情况2012年，国家电源投资的降低直接导致发电设备产量继续以较大幅度下降，全年发电机组累计产量12683.22万千瓦，同比下降8.90%。页121 2013年电力行业风险分析报告数据来源：世经未来图12011年以来我国发电机组月累计产量及同比增速（二）价格情况具体从各子行业价格变化情况看，2012年价格出现上涨的子行业为烘炉、熔炉及电炉制造和风动和电动工具制造，分别达到101.9和100.3，而其他子行业价格较2011年均出现下降，下降幅度较大的是发电机及发电机组制造，价格指数为97.9。总体来看，虽然电力设备制造业主要原材料价格开始回升，电力设备制造业生产成本有所提高，推动大部分子行业价格开始回升，但从总体看，2012年电力设备制造业价格仍然处于较低水平。因此，电力设备行业产量的增加和价格的降低，有利于电力行业的发展。第二节下游行业运行及对本行业的影响从高载能行业用电情况来看，2012年1-12月份，化工、建材、黑色金属冶炼及压延和有色金属冶炼及压延四大重点行业合计用电量同比增长2.7%，增速比同期全社会用电量平均增长水平低2.8个百分点，比2011年大幅回落10.8个百分点。一、钢铁：生产增速回落2012年，全国生铁、粗钢和钢材（含重复材）产量分别为6.58亿吨、7.17亿吨和9.52亿吨，同比分别增长3.7%、3.1%和7.7%，粗钢产量增速比上年下降5.8个百分点。2012年，我国粗钢产量达到了7.2亿吨的历史新高，同比增长3.1%；固定资产投资达5055.5亿元，同比大幅增长31%。从数据来看，钢铁行业仍然处于扩张状态，2011年我国钢铁市场已经供给过剩，而2012年投资的大幅增加，再次加剧了这一局面，根据数据显示，截至2012年12月末，全国主要钢材市场库存为1188万吨，较2011年同期增加210万吨。页121 2013年电力行业风险分析报告虽然我国已经明确了“十二五”时期淘汰落后产能的大方向，各地区也陆续出台了相关政策法规，但从目前状况来看，淘汰落后产能的工作尚没有取得明显成果，钢铁产能反而逐步增加，后期淘汰落后产能的任务进一步加重，而我国钢铁产量过剩的局面仍为维持。2013年预计我国粗钢产量在7.5亿吨左右，粗钢表观消费量在7亿吨左右，在下游需求未现好转和产能过剩矛盾初步化解前，钢铁企业微利局面难以有效改善。二、有色：产量继续增长增幅明显回落1-12月份，我国十种有色金属产量为3691万吨，同比增长9.3%，增幅回落1.3个百分点。其中，精炼铜、原铝、铅、锌产量分别为606万吨、1988万吨、465万吨、485万吨，同比增长分别为10.8%、13.2%、9.3%、-5.6%，除原铝外，其他品种增幅均出现回落，随着新疆等西部地区产能的逐步释放，原铝依然是有色金属品种中增长最快的品种。加工材方面，铜材和铝材产量分别为1168万吨和3074万吨，同比增长分别为11%和15.9%，增幅分别回落7.6个百分点和10.9个百分点。铜、铅、锌、镍、锡、锑等六种精矿金属含量968万吨，同比增长17.4%，与2011年增幅大体持平。2013年是中国新一届政府的开局之年，十八大确定了收入倍增目标，城镇化将会继续带动房地产建设活动温和复苏，内需拉动将会明显，出口企稳，支撑有色金属工业运行的环境有所改善。初步判断，2013年，我国有色金属工业生产、消费、投资仍呈小幅增长的态势，但行业需求明显回升动力依然不足；价格走势仍以震荡行情为主，阶段性的反弹机会将依赖于全球宽松的流动性及我国政策性投资利好，预计年均价将比2012年略高。有色金属企业经营困难问题可能会有所缓解，但产业发展的内生动力依然不足。部分无竞争优势的企业将在市场竞争中退出，行业结构调整步伐加快。总体看，2013年有色金属行业运行比2012年将会略好。三、化工：产能过剩压力加大将触底回升具有明显周期性的化工行业在经济增速下行的背景下，由于内需不足和出口减速放大了产能过剩的压力。产品产量出现了一定程度的下滑。2012年1-12月，大部分无机、有机、专用化学品、合成材料、化肥等产品产量继续平稳增长。分品种来看，1-12月，主要无机和有机产品累计产量增速涨跌互现，浓硝酸、电石增速明显回升，盐酸、烧碱、精甲醇增速明显下滑，其余主要产品增速较为平稳。不过在政策的刺激下，国内经济企稳回升势头在逐步增强，化学工业也随之触底回升。预计在经济复苏的过程中，化工行业将与经济走势同步呈现良性变化。四、建材：水泥产量逐月下滑页121 2013年电力行业风险分析报告2012年以来，我国政府继续抑制水泥行业产能过剩和重复建设，并推行落后产能的淘汰计划，因此水泥产量保持低速增长。在此背景下，2012年1-12月，我国水泥产量累计218404.78万吨，同比增长7.44%，增速比上年同期下滑8.68个百分点。其中，2012年新增水泥熟料产能1.6亿吨，在熟料产能明显大幅度增长情况下，熟料产量却基本没有增长，并且在1、2、8、12月均比上年同期明显下降。说明2012的窑运转率进一步下降，产能过剩加剧，停窑限产在多数地区已经成为一种常态。1-12月，水泥熟料产量累计127854.14万吨，同比增长1.04%，增速比2012年1-9月上升0.84个百分点，增速比上年同期下滑14.01个百分点。随着工业化、城镇化、信息化、农业现代化同步发展，城镇化和工业化良性互动，2013年建材工业将保持平稳较快发展势头，预计工业增加值同比增长12%，主要产品产量增速保持平稳，水泥产量增速可能降到5%以内，平板玻璃、建筑卫生陶瓷产量基本持平或微涨，绿色建材和制品业将继续保持两位以上增速。面对大宗产品产能过剩、单位工业增加值能耗和二氧化碳排放高、污染物排放总量大、新兴产业急需产品又难以保障的难题和矛盾，2013年建材行业将更加注重环保方面的提升。页121 2013年电力行业风险分析报告第六章细分子行业分析第一节火电行业一、行业总体情况2012年我国宏观经济趋缓，从而使得我国下游电力需求大幅减少，但是上游煤炭行业供大于求，价格下行，火电行业上游原材料成本下降，煤电矛盾得到缓和。同时受益于在2011年底国家发改委提高上网电价，火电行业的盈利空间大幅增加。因此2012年火电行业呈现出“行业规模扩张趋缓，销售收入微增长，利润总额大幅增加，主要财务指标大幅好转”的格局。二、行业运行情况（一）工业总产值2012年，火电行业工业总产值13848.71亿元，同比增长5.87%，为近五年来的最低值，我国电力行业的发展趋势是向清洁能源，可再生能源发电转变，火电虽然现在仍占据着较大的市场份额，但从长远看，其高耗能和对环境的负面影响，发展前景十分有限，工业总产值增速也将逐渐减慢。数据来源：世经未来图12008-2012年火电行业工业总产值（二）行业运行分析1、规模扩张持续放缓页121 2013年电力行业风险分析报告近年来由于我国加强节能环保政策的执行，调整优化我国的能源结构，关停小火电，火电行业投资增速持续下降，火电行业的规模扩张持续放缓。2012年我国火电行业资产总计为26146.55亿元，同比增长2.22%，增速为近五年最低，行业负债总计为19134.71亿元，增速仅为0.74%。表12008-2012年火电行业主要指标统计单位：个，亿元，%企业数量从业人员资产总计增长率负债总计增长率2008.1-11130885014820233.8213.9815056.1321.252009.1-11125573691321479.7911.0415618.828.132010.1-11123970275422599.813.4716795.146.862011.1-12119171747325260.336.7918670.638.132012.1-12120770322826146.552.2219134.710.74资料来源：国家统计局资料来源：国家统计局图12008-2012年火电行业资产及负债变化趋势2、发电量微幅增长2012年火电行业累计发电量37867亿千瓦时，同比增长仅为0.6%。主要是我国宏观经济增速趋缓，下游用电需求萎缩；其次由于来水偏荣，水电行业发电量大幅攀升，受到水电挤压的影响，火电设备利用每小时同比下降，火电行业在2012年4-10月份发电量同比出现负增长。表22012年火电行业发电量情况单位：亿千瓦时，%当月同比累计同比2011年12月342511.03813713.92012年2月314621.160896.82012年3月34447.396087.02012年4月3049-0.4126595.22012年5月3015-1.5157764.12012年6月2953-4.2187122.62012年7月3215-4.5220041.62012年8月3208-6.3252780.7页121 2013年电力行业风险分析报告2012年9月2851-8.228154-0.22012年10月2926-1.831093-0.42012年11月31944.9342970.12012年12月35545.6378670.6资料来源：国家统计局3、火电装机容量增速持续下降我国进行能源结构调整，从2008年开始火电的装机容量增速持续下降。2012年，火电装机容量81987亿千瓦，增速7.11%。从装机容量的绝对值来看，火电行业的装机容量总值仍然处于高位。表12008年-2012年火电装机容量变化情况单位：万千瓦，%20082009201020112012总装机容量792958740796219105576114491火电装机容量6028665205706637654681987火电装机容量增速8.74%8.16%8.37%8.33%7.11%火电装机容量比重76.03%74.60%73.44%72.50%71.61%资料来源：国家统计局（三）经营效益改善明显2012年虽然我国宏观经济增速趋缓，下游用电需求大幅减少，但是受益于国家发改委在2011年年底提高了上网电价，火电行业虽然销售收入增速有所下降，但是整体经营效益大幅好转。由于2008年至2011年煤炭价格持续保持高位，火电行业的原材料成本居高不下，侵蚀了火电行业的发部分利润，行业的利润总额增速持续同比下降，亏损额大幅增加。但是在2012年我国宏观经济趋缓，煤电矛盾得到了一定的缓解，煤炭价格较2011年有所下降，使得火电行业的上游原材料成本有所降低；其次在2011年年底国家发改委提高了上网电价，火电行业的销售利润率大幅上升。因此火电行业在2012年利润总额增速大幅上升，2012年火电行业利润总额达到了845.70亿元，同比增加373.25%。经营利润的上升，自然亏损额同比大幅下降。表22008年-2012年火电行业经济效益情况单位：亿元，%销售收入增速利润总额增速亏损额增速2008.1-118082.2112.18-392.02-164.87689.39663.382009.1-118254.139.98464.89-223.17222.08-66.982010.1-119610.8516.09279.77-38.75329.1046.982011.1-1212717.0818.06205.94-32.92482.3535.912012.1-1213531.885.15845.70373.25265.39-50.61资料来源：国家统计局页121 2013年电力行业风险分析报告三、行业分布情况（一）企业分布与中国经济地区布局吻合，我国火电行业企业分布主要集中在华东地区，其次是华北地区。我国主要经济负荷中心集中在稳定电源需求较大华东地区，经济发展程度是火电布局的一个优先考虑。随着我国产业逐渐向中西部转移，中西部经济得到了较快的发展，火电企业数量变化也相应变化，华南、西北、西南企业的企业数量占比较2011年提升。表12012年全国火电企业数量地域分布情况2012年2011年数量（家）占比（%）数量（家）占比（%）全国12071191华北21818.0621918.14东北1058.701048.62华东48740.3548139.85华中1038.531068.78华南1088.951048.62西南655.39645.30西北1189.781119.20数据来源：世经未来而火电的上游主要原材料煤炭资源分布基本和火电企业呈逆向分布，其中山西、山西、内蒙煤炭资源赋存量共占40.6%，新疆、甘肃、宁夏、青海的煤炭资源赋存量共占40.1%。煤炭资源呈现高集群分布，西北多，东南少的格局。由于煤电矛盾一直影响火电行业的经营效益，火电企业纷纷在煤炭资源丰富省份尝试煤电联营，因此西南、西北的企业数量占比较2011年有所上升。页121 2013年电力行业风险分析报告资料来源：世经未来图1我国煤炭资源分布图从省企业数量分布来看，排在前五位的是山东省、江苏省、浙江省、广东省、内蒙。前五位省份火电企业数量之和达到545家，接近全国企业的数量占比的一半。这些省份主要集中在我国东部沿海地区，我国东部沿海地区经济较为发达，用电需求量大，火电由于其发电稳定性，受季节，天气等自然因素较小，因此成为其电力结构的主体。内蒙古由于其自然资源丰富，发电成本较低，省内发电省外需求，所以内蒙古火电相对较多。表12012年火电行业企业数量分布情况地区企业数量2012年比重（％）2011年比重（％）比重变化（%）全国1207100.00100.00山东省14211.7611.92-0.16江苏省14011.6011.590.01浙江省1078.868.730.13广东省846.966.97-0.01内蒙725.976.13-0.16河北省645.305.46-0.16山西省594.894.700.19河南省574.725.12-0.40陕西省564.644.370.27辽宁省423.483.360.12页121 2013年电力行业风险分析报告安徽省423.483.190.29黑龙江省383.153.36-0.21新疆302.492.350.13湖北省272.242.27-0.03吉林省252.072.020.06福建省231.912.10-0.19四川省231.911.93-0.03贵州省201.661.430.23湖南省191.571.510.06广西191.571.340.23上海市181.491.51-0.02甘肃省171.411.43-0.02天津市151.241.34-0.10江西省151.241.34-0.10宁夏151.241.180.07重庆市110.911.09-0.18云南省110.910.92-0.01北京市80.660.76-0.09海南省50.410.42-0.01资料来源：国家统计局（二）规模分布1、江苏广东规模领先从资产分布来看，2012年，江苏，广东省资产总计位居全国前二位，资产总计占比均在9%以上。从资产增速来看，由于2012年宏观经济下滑，下游电力需求大幅减少，加之节能减排等因素，火电行业的整体资产增速较为缓慢，特别是东部沿海地区，广东省，浙江省资产增速出现负增长。而西部地区资产增速较快，内蒙、新疆、云南、广西、青海资产增速大幅好于行业平均水平。表12012年火电行业资产分布情况地区资产总计（亿元）2012年同比增长（％）2011年同比增长（％）增速变化（%）全国26146.552.226.79江苏省2454.333.0810.29-7.21广东省2395.43-2.013.69-5.71内蒙2120.438.27-0.608.87山东省2000.360.838.72-7.89河南省1841.56-0.6113.98-14.59浙江省1391.24-0.722.72-3.44山西省1253.052.652.540.11陕西省1031.397.1117.47-10.36河北省1018.96-4.630.32-4.95页121 2013年电力行业风险分析报告安徽省1004.415.504.780.73辽宁省851.944.00-0.484.48福建省824.90-3.190.91-4.10黑龙江省802.345.636.87-1.24贵州省710.386.1623.39-17.23宁夏671.662.3436.99-34.66上海市597.161.483.34-1.86吉林省567.102.43-3.726.15湖北省557.88-2.2010.89-13.09湖南省539.23-2.01-1.55-0.46新疆496.4419.4714.794.68甘肃省448.25-3.1234.91-38.03四川省425.071.740.541.20云南省419.5011.25-2.7714.02江西省406.84-4.3314.49-18.82广西405.1915.85-3.7619.61天津市320.690.302.44-2.14北京市261.744.033.250.78重庆市193.43-2.2119.59-21.81海南省87.824.558.64-4.09青海省47.8250.29-4.7755.06资料来源：国家统计局2.西部销售收入快速增长2012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。从增速来看，内蒙、山西、安徽、陕西、贵州、新疆、北京、海南、青海省销售收入增速超过10%，大幅领先全国平均水平，大部分省市集中在西部，2012年西部的用电需求增速较快，导致西部的销售收入实现快速增长。表12012年火电行业销售收入分布情况企业类型销售收入（亿元）2012年同比增长（％）2011年同比增长（％）增速变化（%）全国13531.885.1518.06-12.92江苏省1461.397.7913.64-5.85广东省1259.27-1.6619.05-20.71河南省1176.133.5526.17-22.62山东省1042.447.278.95-1.69浙江省1024.96-0.4017.10-17.50河北省712.786.1013.28-7.18内蒙677.9812.4319.02-6.59山西省622.0215.8411.853.99安徽省605.6515.4816.41-0.93黑龙江省520.045.268.71-3.45陕西省457.7821.8523.73-1.88福建省413.06-7.0537.40-44.45辽宁省381.074.006.36-2.35上海市331.25-0.9712.18-13.15页121 2013年电力行业风险分析报告湖北省299.41-4.4528.91-33.36贵州省277.8310.9811.12-0.15湖南省273.43-10.6831.05-41.73江西省230.094.4825.46-20.98宁夏217.958.9388.77-79.84广西205.348.9811.48-2.50吉林省196.232.7034.64-31.95天津市195.710.1916.30-16.12四川省182.785.6214.86-9.25甘肃省174.470.0345.49-45.46新疆165.6736.7522.7314.01北京市132.3720.73-0.8521.58云南省119.60-9.652.45-12.09重庆市100.33-8.4529.07-37.52海南省58.9123.3817.615.77青海省15.9627.8212.8514.96资料来源：国家统计局四、行业发展趋势（一）火电新增装机容量增速下降我国不断加大节能减排力度，调整和优化我国电力生产格局，火电由于其消耗煤炭，造成污染导致在电力生产结构中比重持续下降。固定资产投资增速持续下降，新增装机容量增速下降。（二）煤电矛盾缓和盈利进入改善期我国宏观经济进入稳定发展期，宏观经济不再高速增长，预计未来几年进入一段平稳发展期，预计一段时间内电力需求增速不到10%，但是煤炭行业在经过前几年的高速发展，行业整体供大于求，价格开始处于下行，因此火电的原材料成本降低，同时2011年底国家发改委提高了上网电价，火电行业的盈利能力大幅增强，亏损额同比大幅减少，经营效益改善明显，未来一段时间内火电行业进入盈利改善期。预计国家发改委不会马上改变上网电价，给火电盈利时间来弥补前几年的亏损。（三）煤电绿色开发根据《电力“十二五”发展规划》和国家的节能减排政策，火电行业大力推行洁净煤发电技术。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，东中部受端地区适量布局建设负荷支撑的大容量超超临界燃煤机组。加快现有机组节能减排改造，因地制宜改造、关停淘汰煤耗高、污染重的小火电。（四）西部发展较快页121 2013年电力行业风险分析报告我国西部能源资源较为丰富，同时伴随着产业向中西部转移，中西部的用电需求大幅增加，火电企业纷纷进入西部实现煤电一体化，从而降低发生成本，导致西部火电企业数量和资产呈上升趋势。（五）财务费用增速较快火电行业是资金密集型行业，资金需求量大，又主要以贷款为主，近几年火电行业在煤电矛盾下负债亏损经营，加上火电纷纷进入新能源行业、上游煤炭行业，导致火电负债率较高，利息支出较高。（六）改革进入密集期2013年我国多个政府机构体制改革，2013年起我国不再实行重点电煤合同以及煤炭铁路运力配置意向框架，煤炭价格实行市场化；同时电力行业将电监会并入能源部；铁路体制改革等等，行业改革进入密集期，应重点关注煤炭、电力、铁路改革方向和执行措置以及可能带来的影响。第二节水电行业一、行业总体情况2012年，我国水电行业继续保持快速发展，行业规模不断扩张；水电电源基本建设投资额和水电装新增装机容量较上年大幅上升；受全国良好来水的影响，水电发电量激增，行业供应量增加，收入利润上涨。2012年10月，国务院新闻办公室发布了《中国的能源政策（2012）》白皮书，明确了我国能源发展的八大方针，即“节约优先、立足国内、多元发展、保护环境、科技创新、深化改革、国际合作、改善民生”；并将大力发展新能源和可再生能源放在了突出位置，进一步明确了“十二五”期间水电行业的重要地位。二、行业运行情况（一）工业总产值2012年，水电行业工业总产值2234.58亿元，同比增长25.76%，增速较上年大幅上升，作为主要的清洁能源之一，水电行业将会继续向前发展。页121 2013年电力行业风险分析报告数据来源：世经未来图12008-2012年水电行业工业总产值（二）行业运行分析1.发电设备装机容量情况2012年1-12月份，全国电源新增生产能力（正式投产）8,020万千瓦，比2011年少投产1,021万千瓦；其中，水电新增生产能力1,551万千瓦，比2011年多投产326万千瓦。表12011年、2012年中国水电累计新增发电装机容量对比月份本月累计新增发电机容量（万千瓦）月份本月累计新增发电机容量（万千瓦）2012年02月40.902011年02月48.202012年03月126.952011年03月123.192012年04月205.002011年04月212.392012年05月293.502011年05月393.152012年06月563.552011年06月624.222012年07月599.992011年07月769.432012年08月796.392011年08月817.172012年09月937.492011年09月872.642012年10月1,035.492011年10月1013.952012年11月1,311.772011年11月1027.902012年12月1,551.312011年12月1224.91数据来源：国家统计局截止2012年底，全国全口径发电装机容量为114,491万千瓦，同比增长7.8%；其中，水电装机24,890万千瓦，占全部装机容量的比重为21.74%。页121 2013年电力行业风险分析报告数据来源：中国电力企业联合会图12012年中国发电设备容量结构2.发电情况2012年，我国清洁能源消纳能力继续增强，清洁能源发电量占比不断提高。全年水电累计发电量7,595亿千瓦，同比增长25.8%；水电发电量占全部发电量的比重为15.76%，与2011年相比提高2.49个百分点。2012年前3季度，因来水偏丰，水电发电量不断增加，增速持续攀升；进入4季度，随着枯水期的来临，水电发电量有所下降，但因2011年同期主要流域来水持续偏枯，基数较低，水电发电量增速仍保持在较高的水平，但增速呈现逐月下滑的态势。表12011年12月-2012年12月中国水电发电量及同比增长情况当月（亿千瓦时）同比（%）累计（亿千瓦时）同比（%）2011年12月4420.306,108-1.402012年2月3379.00687-0.302012年3月4131.001,112-3.402012年4月4384.501,5710.802012年5月66631.102,2267.802012年6月75319.402,9129.902012年7月91633.903,93615.602012年8月94548.004,89020.602012年9月84352.305,73224.302012年10月74152.906,48927.102012年11月56919.407,07826.702012年12月50117.707,59525.80数据来源：国家统计局（三）行业效益情况页121 2013年电力行业风险分析报告2012年，收益与上游来水情况的充裕和下游用电需求的恢复，水电行业经营情况明显好转。销售收入继续增加，达到2224.11亿元，同比增长24.28%。从利润总额看，2012年水电行业实现利润总额456.31亿元，同比增长70.72%，为五年来最高值。亏损总额41.88亿元，增速下降29.76，下降幅度较大。表12008-2012年水电行业经营效益情况单位：亿元，%销售收入增速利润总额增速亏损额增速2008.1-111131.4724.80268.649.7527.4154.292009.1-111260.4910.86231.02-5.0733.3625.962010.1-111633.2824.61370.6678.3123.47-28.602011.1-121889.1910.66283.27-22.2553.25106.672012.1-122224.1124.28456.3170.7241.88-29.76数据来源：世经未来（四）行业财务状况2012年，收益与上游来水情况的充裕和下游用电需求的恢复，水电行业经营情况明显好转，行业财务指标表现较好。盈利能力、偿债能力、发展能力和营运能力都有不同程度的上升。表22008-2012年水电行业财务状况2012年12月2011年12月2010年11月2009年11月2008年11月盈利能力销售毛利率（％）43.3336.2943.3342.7546.72销售利润率（％）20.5214.9922.6918.3323.74资产报酬率（％）6.114.906.024.705.62偿债能力负债率（％）70.0370.5969.2463.6360.65产权比率（％）233.63240.00225.05174.92154.14利息保障倍数（倍）2.131.842.352.022.37发展能力利润总额增长率（％）70.72-22.2578.31-5.079.75资产增长率（％）11.0411.421.268.5915.80销售收入增长率（％）24.2810.6624.6110.8624.80营运能力应收帐款周转率（次）13.2612.248.247.696.10产成品周转率（次）334.25161.51206.49160.18124.17流动资产周转率（次）1.841.701.501.331.16数据来源：世经未来三、行业分布情况（一）生产分布情况1.装机容量页121 2013年电力行业风险分析报告从我国水电行业的装机容量来看，排名前十位的省依次为四川省、湖北省、云南省、贵州省、广西、湖南省、广东省、福建省、青海省和浙江省；前十名的省份装机容量全部都达到了1,000万千瓦以上。其中，四川省水电装机容量为全国首位，达到3,932万千瓦；比2011年增加644.01万千瓦；湖北省的水电装机容量排名第二，为3,595.28万千瓦，比2011年增加了245.28万千瓦。表12012年中国各地区水电装机容量分布情况地区装机容量（万千瓦）增速（%）同比净增容量（万千瓦）占比（%）全国24,889.967.981,838.96100.00四川省3,932.0119.59644.0115.80湖北省3,595.287.32245.2814.44云南省3,263.9814.65416.9813.11贵州省1,728.021.5326.026.94广西1,512.620.8412.626.08湖南省1,372.462.9639.465.51广东省1,303.200.638.205.24福建省1,138.201.1713.204.57青海省1,101.10-1.25-13.904.42浙江省984.161.0410.163.95甘肃省729.6112.2579.612.93重庆市608.991.8410.992.45吉林省4422.089.001.78江西省418.442.8111.441.68新疆414.3818.0663.381.66河南省394.66-0.09-0.341.59辽宁省287.3795.49140.371.15安徽省277.5138.7677.511.11陕西省250.157.8218.151.01山西省243.240.100.240.98河北省179.110.060.110.72江苏省113.77-0.20-0.230.46内蒙古110.6230.1425.620.44山东省107.730.680.730.43北京市105.340.320.340.42黑龙江省97.451.511.450.39海南省81.62-1.66-1.380.33西藏53.87-0.24-0.130.22宁夏42.59-0.95-0.410.17天津市0.5-50.00-0.500.00资料来源：国家统计局2.发电量从2012年水电行业发电量分布情况来看，我国水电的主要生产区域为西南地区。发电量排名前十的省份依次是四川省、湖北省、云南省、贵州省、广西、湖南省、青海省、福建省、甘肃省和广东省。2012年，这十个省份的水电发电量占到了全国水电总发电量的87.96%。与2011年比较，在所有省份中，江苏省2012年水电发电量增加幅度最高，达到了437.58%。表2页121 2013年电力行业风险分析报告2012年2-12月年中国水电发电量区域分布情况地区发电量（亿千瓦时）同比增长（%）发电量比重（%）全国7120.4916.58100.00四川省1298.814.3018.24湖北省1279.4012.3717.97云南省991.6519.7413.93贵州省493.1554.046.93广西467.9319.866.57湖南省467.6914.816.57青海省411.0719.095.77福建省407.1842.765.72甘肃省253.777.233.56广东省192.3929.382.70重庆市175.7833.442.47浙江省116.1112.971.63河南省113.7021.311.60新疆省90.029.521.26陕西省75.37-14.951.06吉林省62.88-0.060.88江西省46.1120.680.65山西省39.5122.170.55辽宁省34.3210.480.48安徽省19.569.310.27宁夏17.343.980.24内蒙古14.7521.330.21西藏12.87-17.760.18黑龙江省12.80-5.310.18江苏省10.00437.580.14海南省8.55-14.970.12北京市3.81-11.730.05河北省2.80-35.960.04山东省1.16-43.030.02数据来源：国家统计局（二）规模分布情况1.水电企业数量分布从我国2012年水电企业数量上来看，排名前十位的省份分别是四川省、湖南省、云南省、福建省、广东、广西省、湖北省、浙江省、贵州省和甘肃省。这十个省份的水电企业数量占到了全国水电企业总数的83.62%。其中，四川省水电企业最多，共245家，占全国水电企业总数的20.38%。湖南省以159家水电企业的规模位列第二，占全国水电企业总数的13.23%。云南省、福建省、广东省和广西省的企业数量占比均在5%以上。水电企业的分布说明我国水电行业区域性极强，企业主要分布在我国水资源发达的西南部地区。页121 2013年电力行业风险分析报告2012年，我国水电企业从业人员平均人数为224,840人，比2011年增加4.42%。其中，我国水电企业最多的十个省份从业人员达到17,193人，占全国水电企业从业人数的76.5%。表12012年中国各地区水电企业数量结构地区企业数量（家）比重（％）从业人员平均人数（个）同比增加（%）比重（％）全国12021002248404.42100.00四川省24520.385603513.224.92湖南省15913.23251575.6211.19云南省1209.98141525.536.29福建省1058.74133242.915.93广东省816.74128711.425.72广西786.49155781.476.93湖北省604.9919098-4.238.49浙江省554.583120-0.571.39贵州省524.33100330.594.46甘肃省504.162569-0.661.14江西省312.583227-25.251.44重庆市312.5874584.893.32陕西省262.1634511.651.53新疆191.58443107.980.20吉林省161.333708-0.751.65安徽省131.082071-3.40.92青海省131.08776310.213.45河南省90.754483-4.581.99辽宁省80.672273-0.791.01黑龙江省60.51500-0.460.67海南省40.33758-0.390.34数据来源：国家统计局2.水电企业资产分布2012年，我国水电行业总资产达到140,881.61亿元，同比增长11.04%。其中，四川省、湖北省、云南省、广西、贵州省和湖南省是我国水电资产的主要集中区域；这六个省份的水电资产占到了我国总水电资产的72.74%。表22012年中国各地区水电企业资产结构地区资产总计（亿元）同比增长（％）比重（％）全国14088.6111.04100.00四川省3821.0324.627.12湖北省2049.06-2.5914.54云南省2009.2614.8114.26广西838.595.765.95贵州省790.534.935.61湖南省740.5511.15.26青海省658.146.284.67页121 2013年电力行业风险分析报告重庆市441.522.083.13河南省350.652.712.49福建省343.496.342.44广东省316.234.232.24甘肃省280.927.721.99新疆269.5181.91浙江省227.01-3.891.61山西省107.68-1.040.76黑龙江省101.3-3.790.72吉林省99.24-0.430.70陕西省91.785.970.65内蒙60.7-2.050.43江西省39.11-31.10.28江苏省37.14-5.880.26河北省36.55-0.970.26安徽省31.47-0.990.22辽宁省28.24-12.870.20山东省24.57-2.620.17宁夏17.97-0.440.13海南省17.54-9.320.12北京市8.97-6.980.06数据来源：国家统计局四、行业发展趋势（一）水电项目开发将加速2013年，长江上游、金沙江中下游、澜沧江中下游、雅砻江、大渡河、怒江、红水河、黄河上游以及雅鲁藏布江中游等区域的大型水电项目的建设将逐步加快；偏远、离网地区的小水电将被重点开发；东、中部地区的抽水蓄能电站建设将有序推进。（二）水电“西电东送”力度将加大2013年，水电行业将通过加强北部、中部与南部输电通道建设，不断扩大水电“西电东送”规模，完善“西电东送”格局，强化通道互连，实现资源更大范围的优化配置。（三）水电国际合作将加强2013年，水电行业将通过继续深化与周边国家的合作，积极营造跨境河流开发环境，加快实施水电“走出去”战略，全面提升国际合作水平。（四）水电科技装备将进一步发展2013年，水电行业科技装备的发展方向是进一步提高工程建设技术水平、增强机电设备制造能力和提升水电行业管理水平。页121 2013年电力行业风险分析报告（五）水电电价或将面临调整目前水电的定价机制比较复杂，出台新的水电定价机制，有利于系统性的规范水电价格。调整可能主要体现在所发电量由本地消纳的新建水电站和跨区域水电站所发电量上，调整后的价格应该高于现在的价格，“水火同价”政策出台的可能性较小。第三节核电行业一、行业总体情况中国的核电应用起步较晚，从上世纪90年代中期才开始，相比发达国家晚了30年。但是在技术应用和装机容量方面，中国的核电建设都属于后来居上者。目前，我国在建（含扩建）核电站13个，在建装机容量3397万千瓦，在建规模居世界第一。截至2012年底，我国2核电站22总装机达到1257万千瓦，为2002年装机447万千瓦的2.8倍。但是，作为一种清洁有效的能源，近年核电增长乏力，主要原因在于国际社会对于核泄漏的担忧。2011年3月福岛核电站受到海啸影响发生核泄漏，国际社会对于核电的安全性担忧再次上升。我国政府也暂停了新建核电项目的审批并对全国范围内核电项目进行全面的安全检查。2012年8月，国内核电项目全面检查结束后，《核电安全规划（2011-2020）》和《核电中长期发展规划（2011-2020）》等核电相关的政策相继出台，标志着国家开始有计划重启核电工程。二、行业运行情况（一）工业总产值2012年，核电行业工业总产值360.1亿元，同比增长12.98%，增速较上年稍有回落。核电受其安全性影响一直没有得到很好的发展，2012年国家的相关政策有意重启核电的发展，同时，核电站建成后的经济效益也不可小觑，核电行业将迎来新的发展。页121 2013年电力行业风险分析报告数据来源：世经未来图12008-2012年核电行业工业总产值（二）行业运行分析1、发电量稳定快速增长由于核电发电量受自然环境约束较少，发电量生产较为稳定，2012年核电行业发电量各月累计同比均超过10%，发电量稳定快速增长。从单月来看，也基本和我国用电需求保持一致，在春节和夏季前后用电需求较多，单月发电量增速较高。表12012年1-12月全国核电行业发电量情况单位：亿千瓦时，%当月同比累计同比2011年12月757.286416.92012年2月6220.512616.92012年3月8317.624619.52012年4月786.132416.02012年5月70-1.439412.52012年6月706.346411.92012年7月8612.155015.32012年8月843.063310.52012年9月8612.172010.72012年10月9328.081212.42012年11月8122.989313.32012年12月817.497412.8数据来源：世经未来2、核电装机容量增速持续下降页121 2013年电力行业风险分析报告从装机容量来看，2001年以后核电装机份额基本上是在逐年上升，份额上升较快的年份通常是有核电机组投产的年份，例如2007年田湾两台机组投产，导致当年核电装机份额从上一年的1.1%上升到1.24%。2008年、2009年没有新的机组投产，因此增长缓慢，且份额有所下降。虽然2011年3月日本核危机事件导致世界重视核电安全，核电发展速度放缓，我国的核电项目审批放慢，但是根据2020年核电占总装机5%的初步发展目标，未来2-3年以后里将迎来核电集中投产的大发展时期。表12001-2012年核电发电装机容量分析（全口径）单位：万千瓦时间发电装机容量核电装机容量核电装机份额2001338492100.62%2002356574471.25%2003391416191.58%2004442396841.55%2005517186841.32%2006622006851.10%2007713298851.24%2008792538851.12%2009874079081.04%20109621910821.12%201110557612571.19%201211449112571.1%数据来源：中电联，世经未来3、装机容量持续增加发改委2007年10月颁布的《核电中长期发展规划（2005-2020）》提出的2020年目标：到2020年，核电运行装机容量争取达到4000万千瓦；同时，考虑核电的后续发展，2020年末在建核电容量应保持1800万千瓦左右。《能源发展“十二五”规划》给出的“十二五”核电建设目标就是讲2007年的核电中长期发展规划提前。根据2012年6月发布的《关于全国民用核设施综合安全检查情况的报告》，加上2012年12月27日开工的田湾二期3、4号机组，总结国内已运营核电机组15台、总装机1244.4万千瓦，在建31台、总装机3380万千瓦；2007-2010年，国内分别审批开工4台、14台、6台和4台机组。根据《能源发展“十二五”规划》首次公开明确的核电“十二五”期间“装机4000万千瓦、在建1800万千瓦”的建设目标，预计“十二五”后面2013年-2015年内还将审核开工至少1200万千瓦（12台左右）机组、年均4台以上。（三）行业效益情况核电站有着极强的运营盈利能力。与火电站相比，核电站的优势还体现在每年的运行小时数可达7000小时，远远高于火电站的4800小时。核电站前期投入很高，但后期就是零投入，目前一家普通核电站每年的利润可达到70亿元。页121 2013年电力行业风险分析报告2012年，核电销售收入继续增加，达到341.93亿元，同比增长11.61%。从利润总额看，2012年核电行业实现利润总额113.94亿元，同比增长2.34%。核电行业亏损状况较好，近五年基本没有亏损。表12008-2012年核电行业经营效益情况单位：亿元，%销售收入增速利润总额增速亏损额增速2008.1-11223.7312.15105.4978.860.000.002009.1-11234.104.6497.06-7.990.000.002010.1-11240.102.56110.9714.320.000.002011.1-12306.3516.87110.28-26.710.000.002012.1-12341.9311.61113.942.340.000.00数据来源：世经未来（四）行业财务状况2012年核电行业经营效益有所好，行业财务指标变动不一。行业盈利能力有所下降，偿债能力有所上升，发展能力相对稳定，营运能力稍有上升。表22008-2012年核电行业财务状况2012年12月2011年12月2010年11月2009年11月2008年11月盈利能力销售毛利率（％）40.8941.8447.7447.3348.35销售利润率（％）33.3236.0046.2241.4647.15资产报酬率（％）10.428.749.0911.6511.14偿债能力负债率（％）69.8975.7970.7874.9372.05产权比率（％）232.13313.08242.22298.85257.82利息保障倍数（倍）3.685.769.674.499.46发展能力利润总额增长率（％）2.34-26.7114.32-7.9978.86资产增长率（％）-1.652.536.851.16-0.61销售收入增长率（％）11.6116.872.564.6412.15营运能力应收帐款周转率（次）11.5810.657.4610.607.90流动资产周转率（次）1.221.000.831.161.09数据来源：世经未来三、行业分布情况（一）规模分布：广东、浙江是核电行业的主要集中地从资产分布来看，浙江省资产规模最高，2012年资产总计589.85亿元，同比增长1.88%，广东省其次，与浙江省资产规模相近，为588.75亿元，同比减少6.12%，江苏省第三。广东省和浙江省是核电行业的主要集中地。表32012年核电行业资产分布情况地区资产总计（亿元）同比增长（％）比重（％）全国1501.35-1.65100.00页121 2013年电力行业风险分析报告江苏省322.750.7321.50浙江省589.851.8839.29广东省588.75-6.1239.21数据来源：世经未来（二）收入分布：浙江省销售收入快速增长从销售收入来看，广东省销售收入占比最高，2012年销售收入占比达到了48.35%，大幅高于其资产占比；从增速来看，浙江省销售收入增速最高，为20.66%，大幅领先广东省和江苏省。表12012年核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（％）全国341.9311.61100.00江苏省57.761.1316.89浙江省118.8620.6634.76广东省165.319.6648.35资料来源：国家统计局（三）效益分布：广东省经营效益相对最好2012年广东省核电行业的利润总额达到了57.15亿元，利润总额占比超过50%。而江苏省利润总额20.83亿元，同比减少28.57%；从盈利能力来看，江苏省的销售利润率和资金利润最高，但是其规模相对较小。广东省虽然资金利润率低于浙江省，但是销售利润率高于浙江省。综合来看，广东省的经营效益最好。表22012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（%）全国113.942.34100.0040.5133.32江苏省20.83-28.5718.2842.9636.07浙江省35.9619.3431.5642.2930.25广东省57.159.8250.1638.6734.57资料来源：国家统计局（四）沿海地区是核电建设主体2012年10月我国明确指出，内陆地区不安排核电项目。预计未来2-3年内我国对内陆核电项目审批或将延续前期谨慎态度。沿海地区是我国核电建设的主体。页121 2013年电力行业风险分析报告数据来源：世经未来图1国内核电站站址分布四、行业发展趋势（一）核电新增装机容量持续增长2012年10月国务院常务会议讨论通过《能源发展“十二五”规划》，根据《能源发展“十二五”规划》首次公开明确的核电“十二五”期间“装机4000万千瓦、在建1800万千瓦”的建设目标，预计“十二五”后面2013年-2015年内还将审核开工至少1200万千瓦（12台左右）机组、年均4台以上（二）沿海地区是核电发展的主体区域2012年10月出台的《能源发展“十二五”规划》明确指出，内陆地区不安排核电项目。预计未来2-3年内我国对内陆核电项目审批或将延续前期谨慎态度。沿海地区是我国核电建设的主体。（三）财务费用增长较快核电建设周期长、建设投资巨大、包容性大、运行维护成本高，因此核电行业的资金需求量大，核电站投资中的20％为股东资本金，80％为银行贷款。银行对核电项目贷款一般实行基准利率。这些财务费用都要资本化进入建设造价。电站投产后10年－15年是贷款还本付息高峰。核电行业的财务费用增长较快。页121 2013年电力行业风险分析报告（四）核电设备国产化二三代技术并进自主化、国产化是中国发展核电的宗旨。目前国内在建核电以二代加为主力机型，具备自主知识产权的CPR1000扮演重要角色。从长远来讲，我国核电发展执行热堆-快堆-聚变堆三步走的方针，目前为热堆阶段。热堆核电的技术路线为：近期主要采用经改进的第二代核电技术，建设一批核电机组；同时开发第三代和第四代核电技术。第四节风电行业一、总体情况近五年来，中国一直都是全球风电装机增长速度最快、新增风电装机容量最大的国家，2012年更是跃升为世界第一风电并网大国，2012年全年风电发电量934.3亿千瓦时，比2011年增长25.7%，风电发电量约占全国总上网电量的2.0%。但由于电网容量有限等各方面的原因，新增装机容量较2011年1930万千瓦减少了18%，且因此项目开工延误，导致供应链上下游公司交货量少、回款率低，但风电不容置疑在中国总体发电能源结构中地位仍进一步提高。二、行业运行情况（一）行业发电量到2012年底，全国风电并网装机容量为6266万千瓦，比上年增加1482万千瓦，增长率31%，全年风电发电量934.3亿千瓦时，比2011年增长25.7%，风电发电量约占全国总上网电量的2.0%。表12011年12月-2012年12月我国风电产量情况发电量产量增速_累计发电量产量_累计风电产量增速_累计风电产量_累计风电占比情况（%）（亿千瓦小时）（%）（亿千瓦小时）2011-121246036.745.2687.41.49%2012-01-5.083485.615.5854.91.58%2012-027.17187.321.3122.11.70%2012-037.111445.814.22041.78%2012-04515118.111.6269.71.78%2012-054.719101.66.7345.51.81%2012-063.722950.38.3431.61.88%2012-073.827436.49.9497.71.81%2012-083.831912.213.8566.51.78%2012-093.635833.917626.21.75%2012-103.93975219707.71.78%2012-114.443843.326836.21.91%2012-124.748187.525.7934.31.94%资料来源：国家统计局页121 2013年电力行业风险分析报告（二）行业装机情况截至2012年底，我国风电并网装机达到6300万千瓦，年发电量超过1000亿千瓦时，风电成为我国第三大电源，一举超过了核电。其中，国家电网公司调度范围内风电并网容量5676万千瓦，是2005年的58.5倍，年均增速达到78.8%。2006-2012年，国家电网公司经营区域内风电利用小时分别达到1917、2015、2004、1993、2095、1928、1903小时，与欧美等国大体相当。资料来源：世经未来图12001-2012年中国风电装机（MW）及增长率相比较陆上风电而言，海上风电项目进展缓慢，目前海上风电的问题主要在三个方面：首先是政策，针对本身起步就晚的海上风电，国家在政策方面扶持相对少；其次海上风电技术要求高于陆上风电，但是国内企业在核心技术方面掌握并不足，发展海上风电容易受困，稳定性不强；再次是陆上风电和海上风电都面临并网效率不高的问题。表12012年中国海上风电机组安装情况省份项目名称开发商制造商装机数量/台装机容量/MW山东滨海海上风电项目一期国电联合动力13潍坊实验风电场16福建福清海上风电项目样机福建投资湘电风能15江苏龙源如东潮间带项目龙源重庆海装210龙源如东15万千瓦海上（潮间带）示范风电场龙源金风2050龙源如东15万千瓦海上（潮间带）示范风电场增容2050江苏响水潮间带2×3MW试验风机项目长江新能源金风13总计46127数据来源：世经未来页121 2013年电力行业风险分析报告下个阶段将进入海上风电的扩容期。上海、江苏、山东、河北、浙江、广东海上风电规划已经完成，目前已有38个项目、1650万千瓦项目在开展前期工作。2013年2月26日，国家发改委发布了《关于修改有关条款的决定》，自2013年5月1日起施行。其中，鼓励类项目中增加了“海上风电机组技术开发与设备制造”等项目。而国家能源局近期也专门召开海上风电座谈会，提出必须充分认识发展海上风电的必要性和紧迫性，把推动海上风电规模化发展作为当前风电发展的重要任务，以如期完成“十二五”提出的装机目标。（三）风电并网情况2012年国家电网公司经营区域内（含蒙西）风电并网容量持续增长。截至2012年12月底，风电并网容量达到5676万千瓦，同比增长29%，占全网总装机容量6.05%。2005-2012年，国家电网公司经营区域风电并网容量年均增长79%。2012年风电并网容量增长较上年回落24.7个百分点。尽管增速放缓，中国依然是全球风电增长最快的国家。在消纳风电问题上，跨区电网发挥了巨大作用。如华北网调深挖调峰潜力，帮助东北电网、内蒙古西部电网消纳低谷风电电力。国家电网相关数据显示，2012年风电消纳情况总体平稳，风电发电量继续增长，风电发电利用小时数总体与上年持平。2012年全年，全国风电发电利用小时数1890小时，同比增加18小时，除东北电网外，华北、西北、华东电网风电发电利用小时数同比均有不同程度上升。表12012年度各省级电网区域风电利用小时数统计表国家电网1869华北电网2029西北电网1853东北电网1490京津唐2167陕西1997蒙东1499冀南1883甘肃1645辽宁1732山西2149青海1474吉林1420蒙西1922宁夏1889黑龙江1780山东1986新疆2450华中电网1844华东电网2292河南1907上海2363湖北1621江苏1958湖南1814浙江2082江西2380安徽1682四川2476福建2803重庆1773南方电网2265广东1847云南2555海南1845广西1655贵州2069全国平均1890注：以上数据仅供参考，西藏自治区无并网运行风电项目，故数据暂缺。页121 2013年电力行业风险分析报告（四）进出口情况截止2012年底，我国风电机组制造商已出口的风电机组共计407台，总容量达到700.15MW。与2011年相比，2012年我国风电机组制造商在“走出去”方面取得明显突破。资料来源：世经未来图1截止2012年底中国风电机组出口情况近两年，我国风电机组制造商加快了海外市场的拓展步伐，风电机组出口国家从2007年的1个扩大到现在的19个，其中美国是最主要的风电机组出口国。截止2012年底，我国向美国出口的风电机组容量已达到327.75MW，占出口总量的46.8%。表1截止2012年底中国风电机组出口国家情况序号出口国家台数容量/MW序号出口国家台数容量/MW1美国182327.7511泰国713.002土耳其3654.0012瑞典26.003意大利2252.5013伊朗35.504保加利亚3451.5014智利55.345埃塞俄比亚3451.0015古巴64.506西班牙1236.0016英国33.757巴西2334.5017哈萨克斯坦21.568澳大利亚1319.5018白俄罗斯11.509厄瓜多尔1116.5019乌兹别克斯坦10.7510印度1015.00总计407700.15资料来源：世经未来（五）行业经营情况页121 2013年电力行业风险分析报告自2011年开始，风电行业发展瓶颈逐步显现，并网消纳困难、弃风限电严重、质量事故频发等制约了我国风电行业的发展，产业进入调整转型期，2012年这一态势仍在延续。2012年1-12月，我国风力发电行业实现销售收入为500.99亿元，同比增长23.79%；实现利润总额102.60亿元，同比增长仅为3.93%；行业亏损额为8.52亿元，同比增长高达149.08%。2012年国内市场风电招标价格已逐步趋于稳定，尽管竞争依然激烈，但由于大部分制造企业已经出现亏损，价格继续下调的空间有限。造成风电开发商亏损的另一重要因素核证减排量（CDM）常被忽视，但它却所占据的开发商利润总额已近半壁江山。但是迄今为止，CDM为中国风电产业带来近百亿元的收入。然而，国际碳排放权交易市场价格从最高时每吨近30欧元跌至目前每吨不足1欧元。目前，全球经济形势不好，国内风电产业短期内难有回暖。目前，国内风电企业纷纷停产裁员，融资自救。华锐风电在对开工不足或已停产的相关岗位的350名员工施行停工放假后，又大规模解聘350名应届毕业生。金风科技2012年11月将旗下全资子公司西安金风科技公司80%的股权出售给中国北车集团，这已经是金风科技2012年的第三起资产出售案。三一电气停产张家口风电基地，裁员超过50%。而维斯塔斯则裁员数千人，停止非盈利项目，并关闭了部分工厂。目前以相互参股、绑定开发商为纽带的自救现象盛行于设备制造行业，如金风科技与三峡新能源、联合动力与龙源电力、明阳风电与华电新能源等。三、行业分布情况（一）风能资源的地域分布我国的风能资源分布广泛，其中较为丰富的地区主要集中在东南沿海及附近岛屿以及北部（东北、华北、西北）地区，内陆也有个别风能丰富点。此外，近海风能资源也非常丰富。a.沿海及其岛屿地区风能丰富带：沿海及其岛屿地区包括山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西和海南等省（市）沿海近10千米宽的地带，年风功率密度在200瓦/平方米以上，风功率密度线平行于海岸线。b.北部地区风能丰富带：北部地区风能丰富带包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、宁夏和新疆等省（自治区）近200千米宽的地带。风功率密度在200-300瓦/平方米以上，有的可达500瓦/平方米以上，如阿拉山口、达坂城、辉腾锡勒、锡林浩特的灰腾梁、承德围场等。c.内陆风能丰富区：风功率密度一般在100瓦/平方米以下，但是在一些地区由于湖泊和特殊地形的影响，风能资源也较丰富。页121 2013年电力行业风险分析报告d.近海风能丰富区：东部沿海水深5-20米的海域面积辽阔，但受到航线、港口、养殖等海洋功能区划的限制，近海实际的技术可开发风能资源量远远小于陆上。不过在江苏、福建、山东和广东等地，近海风能资源丰富，距离电力负荷中心很近，近海风电可以成为这些地区未来发展的一项重要的清洁能源。（二）风电装机容量情况我国风能资源主要集中在“三北”地区，风能资源与用电市场逆向分布的特点突出，2012年我国“三北”地区的风电装机容量占我国风电装机容量的86%，其中，华北地区风电并网装机容量2332万千瓦，东北地区风电并网装机容量1825万千瓦，西北地区风电并网装机容量1232万千瓦。资料来源：世经未来图12006-2012年中国各区域累计风电装机容量就新增风电项目的地理分布而言，2012年内蒙古以170万千瓦新增装机容量继续位居第一，山东（140万千瓦）和河北（110万千瓦）紧随其后。表12012年中国各省市新增及累计风电装机情况序号省（自治区、直辖市）2011年累计/MW2012年新增/MW2012年累计/MW1内蒙古17504.41119.418623.82河北7070.0908.87978.83甘肃5409.21069.86479.04辽宁5249.3869.06118.35山东4562.31128.75691.06黑龙江3445.8818.64264.47吉林3564.4433.03997.48宁夏2875.7690.03565.79新疆2316.1990.03306.110山西1881.11026.02907.111江苏1967.6404.52372.112云南932.31031.81964.013广东1302.4388.91691.3页121 2013年电力行业风险分析报告14福建1025.7265.01290.715陕西497.5212.0709.516贵州195.1312.0507.117安徽297.0197.0494.018河南300.0192.6492.619浙江367.2114.5481.720上海318.034.0352.021海南256.748.0304.722江西133.5154.0287.523天津243.534.5278.024湖南185.364.0249.325广西79.0124.5203.526湖北100.493.5193.927青海66.5115.0181.528北京155.00.0155.029重庆46.857.6104.430四川16.063.579.531香港0.80.00.8汇总62364.212960.075324.232台湾564.0557621.05总计62928.213017.075945.2资料来源：世经未来四、行业发展趋势2012年风电行业面临了严峻的考验，但项目批准速度有所加快，预计2013年投资和建设活动都将适度回升。2013年中国新增风电装机量将达1660万千瓦，2014和2015年将达1700万千瓦-1800万千瓦。同时，规模化和分布式发展相结合将成为“十二五”期间新的发展模式在大规模集中开发的模式下，风电场建设密集，但绝大部分分布于“三北”（华北、西北、东北）地区，远离东南部电力消费地区，使得风电并网难度较高。为了促进风电并网，国家能源局提出，未来几年我国的风电发展模式为：“大型风电基地建设为中心，规模化和分布式发展相结合”，即在过去建立大基地融入大电网促进风电规模化发展的基础上，支持资源不太丰富的地区，发展低风速风电场，倡导分散式开发模式。这样能避免风电场的过于集中对电网造成的压力，尤其是在东部建设低风速风电场可以就近为东部电力负荷较大的地区供电，缓解电网输配电压力。由于存在成本过高、难以大范围推广问题，政策效果仍有待观察。页121 2013年电力行业风险分析报告随着国家政策的支持，2013年风电行业整体向好的可能性十分大。一方面，面对产能严重过剩问题，行业整合初见成效，近年来国内风电整机供应商数量逐年减少，落后产能的淘汰有助于供求关系的改善，同时也有利于风电设备企业盈利状况触底回升；此外，随着智能电网以及电网特高压输电线路的推进，风电并网与消纳比率也将得以提升。但当前产能过剩问题依然较为严重，行业仍需经历一个兼并重组、压缩产能、提升质量的过程，才能走出困境。页121 2013年电力行业风险分析报告第七章2013电力行业运行风险分析第一节外部环境风险从国际环境来看，我国电力行业的进出口主要集中在临近的发展中国家，虽然国际经济正在逐步回暖，但是这些发展中国家经济基础薄弱、金融体系不完善，相应的走出金融危机的时间也比发达国家要长。因此可能导致这些国家经济增速低于预期，从而影响我国电力行业的进出口。从国内环境来看，我国正在逐步调整产业结构，经济的发展方式正在转变，相应的对于电力行业来说，也带来了需求格局的变化：从传统的依赖东部经济发达地区以及第二产业正在逐渐转向重点关注西部经济崛起以及新兴产业。2013年是“十二五”规划建设的重要年，也是经济转型的关键年，转型期间的不确定性也增加了电力行业的风险。第二节政策环境风险一、产业政策风险目前，智能化的分布式能源发展模式与传统的国家电网集权管理体制之间的矛盾越来越突出，推进电力体制改革成为经济体制改革的重大问题。电力体制改革是我国行业改革的深水区之一中国的电力体制改革面临着双重使命，它既要解决公平的分配电力产业利益的问题；也要提高更加符合新产业革命的竞争力。目前有关我国电力体制发展方向还存在较大争议。一方主张维护超级国家电网的发展模式；一方主张大力发展电力市场经济和建设智能能源体系，力主电力产业利益应该实现从向国家电网的集中转向中央政府、地方政府、电力生产者、电力消费者之间更加公平合理的分配。可见，我国电力改革的未来还有很大不确定性，而期间产业政策对于电力行业会有重要的影响。二、货币政策风险2012年以来，针对经济下行压力不断加大，政府集中出台了一系列稳增长政策措施，综合运用利率、准备金率和公开市场操作等金融手段，对促进我国经济增长筑底企稳发挥了重要作用，但同时也带来了通过膨胀等问题。进入2013年，我国经济回稳态势明显，货币政策面临紧缩的压力，这也会增加电力行业企业的融资和运营成本。页121 2013年电力行业风险分析报告第三节经营风险我国中西部电力资源丰富，但是省内电力需求不足，导致电量富裕，但是由于电网建设跟不上电力企业的发展，窝电现象严重，发电企业经营效益出现亏损。而在东部地区经济较为发达，用电需求较多，但是由于电力建设不足，电力供给不足。同时近年来我国电力市场改革，实行“厂网分离、竞价上网”的方式，上网电价逐渐市场化；我国对于电力行业准入标准的逐步提高，对于电力行业企业的环境保护、节能减排等方面的要求也逐渐提高；加之不断上涨的人力成本，使得电力企业成本不断增加，这都增加了电力企业的经营风险。第四节产业链风险上游来看：上游来水偏丰，降雨量好于往年同期，水电效益较好；入秋转凉后，降水量偏多，但2013年仍有较大的不确定性。煤炭价格持续下行，库存高企，价格上行动力不足，预计火电成本优势较高。下游来看：宏观经济的回暖，居民消费用电量快速增长，特别是基建计划的实施，将会带动用电需求，虽然经济结构调整等因素带来一定的不确定性，但整体上来看需求将会比2012年好转，电力行业下游用电需求风险相对较小。第五节节能减排风险“十二五”期间，国家把节能量指标下达到各个地区，实行区域总量控制，国家发改委联合12个部门印发了《万家企业节能低碳行动实施方案》，实行节能量每年环比核算预警，年度累计的统计办法，对能耗指标相对稳定的电力企业来讲，完成指标任务困难较大。另一方面，对于在我国占比较大的火电来说，现役机组烟气排放要达到国家环保新标准，个别脱硫设施和电除尘器需要进行提效或增容改造，火电机组脱硝改造工作要在两年半内完成，而且在进行脱硝改造的同时，还需要配套对引风机、空预器和燃烧器进行改造，对锅炉钢架、除尘器支架及其基础进行加固，任务重，工期长，实现减排目标任务压力空前。这都加剧了我国电力行业的节能减排风险。页121 2013年电力行业风险分析报告第八章2013电力行业金融需求分析第一节行业资金运作模式一、融资渠道目前，在发电企业的资金来源中，银行贷款依然占据重要地位，股票融资和债券融资的比例还需进一步增加。一是各发电企业应充分利用已上市发电公司建立的融资平台，增股和可转换债券并举，加大再融资力度。二是加大债券筹资力度，利用发电企业的良好信誉和市场表现，继续扩大发债规模。而且，债券融资的比重应远远高于股票融资。三是同样注重新型融资方式的应用，比如项目融资、建立海外电力财务公司等。表1我国电力行业融资渠道分析方式渠道分析政策性融资电力政策性融资包括政府财政资金和国家开发银行贷款。1.政府直接投资在电力投资中所占的比重呈下降趋势。2.国家开发银行其所供资金在某种程度上具有财政资金的性质。3.政策性融资是资金成本最低的一种外源融资渠道4.所提供的资金有限，无法满足电力企业集团的巨额资金需求。银行融资银行融资是企业最常用的融资渠道。目前，适合于电力企业的银行融资方式主要为：1项目贷款；2银团贷款。形式上一般有以下几种方式：1.抵押贷款；2信用贷款；3.优惠贷款1.融资金额和期限确定灵活。可根据项目融资要求，对融资金额、期限进行先期控制2.融资环境较好，电力企业可通过银行融资解决长期稳定的资金来源问题，且在融资过程中具有较强的融资议价能力3可根据企业未来的现金流状况，在还贷期限内合理安排还贷，避免资金闲置带来的利益损失4.融资成本相对较高5易受国家金融和利率政策影响债务融资企业债券是企业依照法定程序发行并约定在一定期限内还本付息的债券1.筹集资金规模大，期限长，融资成本低2.接受严格检查，提供担保或抵押，保护投资方利益融资租赁利用融资租赁可以防范设备过时的风险1.融资租赁期满后，设备归还出租者，风险由出资人承担2.承租者不用承担自己购买固定资产的全部风险。融资租赁能使电力公司迅速获得所需设备，比其他融资方式更易形成生产能力股票融资电力企业通过整体或部分分拆其优质资产在国、内外股票市场上市的一种方式1.迅速募集大量企业发展所需的资金，避免财务风险2.适当改善法人治理结构，促进公司进一步按照现代企业制度的要求规范运作3.融资程序较复杂，上市发行要求严格，融资成本较高，而且有可能影响到企业的控制权资产证券化通过建立一种严谨、有效的交易结构，确保将证券化中特定资产的偿付能力和资金需求者的资信能力分割开来1.提高资金流动性，利于电力行业经营效益的改善。2.盘活电力行业存量资产页121 2013年电力行业风险分析报告资料来源：世经未来二、结算方式（一）设备供应商从电力设备供应企业来看，由于发电企业设备系统较为复杂，在安装和维护等环节中会有较多的供应商参与，发电设备企业除了大型设备供应商以上，还存在着大量的中小企业设备供应企业，此类供应商一般多为往往为较容易切入的环节，同时贡献值也较大。这类客户一般规模较小，由于资金被上游电力企业占压，往往需要流动资金。发电企业一般针对大型设备采购均是先签订供货合同，然后买方按约定货物的设备费、技术费、运杂费等分进度支付货款，此外，一般发电企业的设备供应商会对其拥有大量的应收账款。（二）下游企业而电力企业与下游电网企业的结算模式一般签订《购售电合同》，《购售电合同》包括长期、中短期、临时和跨省跨区购售电合同。电网企业应当在上网电费确认日后的15个工作日内付清该期上网电费。电网企业因故不能按照约定的期限付清上网电费，应当向发电企业支付违约金。因此，电力企业与电网企业的结算周期一般在5-20天左右，一般电力企业针对电力供应企业会有大量的应收账款。第二节行业金融需求情况一、融资需求2013年，电力行业结构调整步伐加快，新能源发电不断向前迈进。新能源发电的建设，需要大量的资金投入，尤其是发电站的建设，资金需求量尤其庞大，一个大型电站的建设，投资可高达几十亿，对于期限较长的项目贷款和固定资产贷款具有一定的需求。对于没有新建项目，且已进入稳定运营期的企业，从满足日常流动资金需求和其他短期资金需求看，短期融资项目则更具吸引力。如流动资金贷款，短期融资融券等。表12013年电力行业拟在建项目项目名称地点投资总额（万元）建设期进展阶段陕西镇安抽水蓄能电站项目陕西7000002013-2014环境影响评价神华神东供电中心新建北区35KV变电站项目陕西20002013-2014施工招标黄石阳新110kV网湖变电站增容工程湖北20002013-2014环境影响评价四川省白水江陵江水电站项目四川50002013-2014环境影响评价中节能普东20MW光伏农业科技大棚电站项目山东200002013-2014环境影响评价页121 2013年电力行业风险分析报告山丹50MW并网光伏电站工程甘肃150002013-2014施工招标兴安凯迪绿色能源开发公司1×30MW机组工程广西335532013-2014工程设计广州供电局公司110千伏猎桥输变电工程广东80002013-2014施工准备华润电力贵州煤电一体化黔西电厂2×660MW工程贵州3700002013-2015环境影响评价华润电力贵州煤电一体化六枝电厂2×660MW工程贵州3700002013-2015环境影响评价台安县工业园区管理委员2×18MW生物质热电厂项目辽宁1000002013-2014环境影响评价神华蒙西焦化一厂新增脱硫系统工程内蒙古60002013-2014设计招标华润电力贵州煤电一体化大方电厂2×660MW新建工程贵州3700002013-2015环境影响评价湖北国电汉川三期第2台100万千瓦机组扩建项目湖北3000002013-2014工程设计嘉兴新嘉爱斯热电公司农业废弃物焚烧综合利用发电、供汽项目浙江198002013-2014工程设计500kV苏州东变电站扩建第三台主变工程江苏20002013-2014环境影响评价嘉兴新嘉爱斯热电农业废弃物焚烧综合利用发电、供汽脱硫脱硝项目浙江50002013-2014工程设计大唐贵州兴仁煤电一体化脱硫脱硝工程贵州150002013-2014环境影响评价铜仁白岩500kV输变电工程贵州418782013-2014施工准备八一（深溪）500kV输变电工程贵州306092013-2014环境影响评价湖北随县万和风电场110kV升压站工程湖北20002013-2015环境影响评价无锡蓝天燃机2×250热电联产工程江苏300002013-2015工程设计无棣县新星热电有限公司污泥焚烧热电工程甘肃1500002013-2014工程设计广东粤电湛江外罗海上风电220千伏升压站项目广东30002013-2014工程设计宣城中盈绿色能源公司生物质能发电（1×30MW）工程安徽300002013-2014工程设计潞安新疆公司哈密三道岭煤矸石电厂脱硫脱硝工程新疆80002013-2014环境影响评价山西静乐康家会风电220kV升压站项目山西30002013-2014施工招标福建省莆田48兆瓦鹭峰山风电场项目福建500002013-2014施工准备220千伏兴隆（科技）输变电工程广东150002013-2014施工招标110千伏福中四输变电工程广东100002013-2014施工招标依兰夹信山49.5MW风电项目220kV升压站土建施工工程黑龙江30002013-2014施工招标福建省莆田48兆瓦江堤风电场项目福建500002013-2014施工准备福建莆田石塘48MW风电场项目福建500002013-2014施工准备杨行-外高桥二期500kV线路加装串联电抗器工程上海50002013-2014环境影响评价中电投江西新洲及江洲风电场220kV升压站项目江西30002013-2014工程设计大唐和静热电厂一期2×350MW级工程新疆2735102013-2015页121 2013年电力行业风险分析报告环境影响评价大唐和静热电厂一期脱硫脱硝工程新疆80002013-2015环境影响评价新密尖山风电场110kV升压站工程河南20002013-2014工程设计茂鑫水泥公司熟料水泥配套余热发电项目生产线技改项目贵州80002013-2014环境影响评价UPC黄岩风电场110KV升压站工程浙江20002013-2014环境影响评价中电四会2×400MW级燃气热电联产一期项目广东2994532013-2014工程设计中电四会2×400MW级燃气热电联产一期脱硫项目广东80002013-2014工程设计大唐绥化热电厂2×350MW超临界供热机组新建工程黑龙江3143602013-2014工程设计织女泉风电场二期49.5MW项目山西500002013-2014工程设计乡宁焦煤集团惠源煤焦公司35kV变电站工程山西30002013-2014施工招标恒联五彩湾2×660MW电厂一期脱硫脱硝工程新疆300002013-2014环境影响评价高家堰49.5兆瓦风电场（一期）项目山西426612013-2014开工在建峨胜水泥3000t/d熟料新型水泥配套余热发电技改项目四川40002013-2014施工准备曹妃甸煤二期港外110KV供电外线工程河北30002013-2014施工招标武汉庙山二220kV输变电工程湖北200002013-2014施工准备2×50000kVA大型矿热炉及烟气纯低温余热发电项目宁夏79022013-2014工程设计闻喜县生活垃圾焚烧发电工程山西100002013-2014环境影响评价大唐石门发电有2×300MW机组脱硝改造工程湖南100002013-2014设计招标大唐略阳发电6号330MW机组脱硝改造工程陕西900002013-2014设计招标广东电网公司220千伏仁安-封开输电线路（云浮段）工程广东10002013-2014施工招标广东电网公司220千伏翁江站#2主变扩建工程广东10002013-2014施工招标福清王母山47.5MW风电场工程福建47990.652013-2014环境影响评价宁夏电力宁安330kV变电站3#主变扩建工程宁夏40002013-2014环境影响评价宁夏电力中卫330kV变电站3#主变扩建工程宁夏40002013-2014环境影响评价110千伏猎桥输变电工程广东80002013-2014施工招标中广核湖北大悟风力江家山48兆瓦风电场项目湖北500002013-2014环境影响评价110kV金沙输变电工程广东50002013-2014施工招标110千伏南湾输变电工程广东50002013-2014施工招标产业集聚区18MWp（一期10MWp）金太阳示范工程河南110002013-2014设计招标湖北省大悟鲁家畈风电场110千伏升压站项目湖北20002013-2014环境影响评价普兰店热电厂“上大压小”脱硫脱硝项目辽宁80002013-2014工程设计页121 2013年电力行业风险分析报告竹溪县凯迪生物质能发电厂1×30MW工程湖北329022013-2014工程设计普兰店热电厂“上大压小”2×350MW新建工程辽宁2100002013-2014工程设计郑煤芦沟三水平110千伏输变电工程河南20002013-2014工程设计110千伏三水平变至110千伏观音堂变线路工程河南10002013-2014工程设计广东华电韶关（南雄）热电脱硫脱硝工程广东3000002013-2014工程设计广东华电韶关（南雄）2×350MW“上大压小”热电项目广东150002013-2014工程设计佛山供电局2013年第一批输变电（标段一）项目广东40002013-2014工程设计琼海塔洋220kV输变电新建工程海南30002013-2014环境影响评价海南电网昌江至铁矿厂110kV供电线路新建工程海南20002013-2014环境影响评价鄂州蒲团变至八一变110kV线路工程湖北20002013-2014环境影响评价河北沧州黄骅市10万千瓦风电工程河北1000002013-2014工程设计新疆昌源羌塘能源若羌发电厂脱硫脱销工程新疆50002013-2014环境影响评价忻州广宇煤电有限公司二期脱硫脱销热电机组工程山西80002013-2014环境影响评价新疆众兴矿业一煤矿新建10KV变电所、10KV输电线路工程新疆10002013-2014工程设计荆门化工园220kV输变电工程湖北10002013-2014环境影响评价惠州110千伏西坑变电站工程广东20002013-2014施工招标惠州110千伏洛坪变电站工程广东20002013-2014施工招标广东电网公司220千伏上柏变电站工程广东30002013-2014施工招标山西晋煤集团金鼎煤机矿业35kV输变电工程山西30002013-2014施工招标海顺德特种油品项目10KV电力线路工程福建7302013-2014施工招标北龙源风力发电围场黄土梁49.5MW风电工程河北500002013-2014工程设计山西临汾2*300MW煤矸石综合利用电厂工程山西3200002013-2014核准广东力宇新能源科技有限公司50MW煤层气发电项目山西2700002013工程设计大唐华银阳江2×1000MW“上大压小”发电项目广东7100002013-2014环境影响评价甘肃省电力公司750千伏河西（金昌）变电站扩建工程甘肃150002013-2014环境影响评价离柳焦煤集团公司宏岩煤矿110kv变电站及110kv双回路线路项目山西30002013-2014规划方案设计东台三期9.8兆瓦光伏并网电站项目江苏800002013-2015设计招标建投宣化热电公司＃1、#2机组脱硝（SCR）改造工程河北100002013-2014设计招标国家电网福建省新建220kV浦口变-晓澳变110kV线路工程福建20002013-2014环境影响评价水泥生产线带纯低温余热发电及循环经济项目福建700002013-2014环境影响评价连江110kV粗芦岛输变电工程福建50002013-2014页121 2013年电力行业风险分析报告环境影响评价新建粗芦岛T接浦口-琯头110kVⅠ、Ⅱ线路工程福建10002013-2014环境影响评价盐源500kV输变电工程四川200002013-2014工程设计年产配套热能综合利用扩建一期工程四川60002013-2014环境影响评价云南石林双龙箐风电110千伏升压站项目云南20002013-2014施工准备新发水泥2×4500t/d熟料新型干法水泥配套水泥余热发电项目贵州150002013-2015工程设计大唐山东发电大唐鄄城30MW生物质发电工程山东285112012-2014开工在建江苏省电力500kV上党变至晋陵变双回线开断环入丹阳线路工程江苏41752013-2014环境影响评价中广核风力发电山西办事处古交阁上（二期）48兆瓦风电项目山西430002013-2014编项目申请报告江苏省电力丹阳500kV变电站升压扩建工程江苏256472013-2014环境影响评价中广核风力山西办事处古交阁上（二期）风电110千伏升压站项目山西20002013-2014编项目申请报告国电哈密能源淖毛湖49.5兆瓦风电（一期）项目新疆500002013-2014核准许昌长葛城北变110kV增容工程河南10002013-2014施工准备福建莆田平海湾海上风电220kV变电站工程福建58002013-2014环境影响评价德宏州三象通用水泥水泥熟料9MW纯低温余热发电项目云南8286.22013-2014环境影响评价国华神木墩梁风电场一期49.5MW项目陕西500002012-2014开工在建国华神木墩梁风电场二期49.5MW项目陕西500002012-2014开工在建国华神木墩梁风电场送出线路建筑安装工程陕西20002013-2014施工招标广西崇左东亚糖业46MW生物质能（蔗渣）发电项目广西36168.42013-2014环境影响评价濮阳新区建设办公室220千伏城市电网迁改工程河南20002013-2014环境影响评价国电宁夏英力特积家井煤业宋新庄煤矿矿井35KV变电所建筑安装工程宁夏45002012-2013开工在建国电宁夏英力特积家井煤业宋新庄煤矿矿井10KV变电所建筑安装工程宁夏15002012-2013开工在建湖北能源五星2×150MW热电联产新建工程新疆1730372013-2014工程设计福建省凯圣二期扩建1×30MW生物质发电厂项目福建1500002013-2014环境影响评价国电电力广东新能源雷州东里风电场110kV升压变电站项目广东20002013-2014开工在建数据来源：世经未来二、结算需求页121 2013年电力行业风险分析报告电力行业也是一个紧密结合的产业链，有相当规模的上下游企业，这就会涉及到产业链间的结算问题。从买电到售电，会涉及很多结算环节，既有支出也有收入，还会出现应收账款和应付账款，情况比较复杂。此时则可用银行承兑汇票的方式予以处理，降低客户的资金成本。而对于应收账款，银行则可以根据拖欠方的信誉状况，适时开办保理业务。页121 2013年电力行业风险分析报告第九章2013电力行业运行投资策略第一节行业发展趋势要点一、电力供需总体将保持平衡态势预计2013年，全社会用电量增速将有所回升，全国电力供需总体仍将保持平衡态势，但受气候、来水、电煤供应等不确定因素影响，华东和华北地区的部分省份在部分高峰时段可能有少量电力缺口。计，2013年全年发电设备利用小时4700-4800小时，其中火电设备利用小时5050-5150小时，均比2012年有所提高。电力需求方面，预计2013年，我国经济企稳回升将带动电力需求回升，且全社会用电量增速高于2012年，实现平稳增长。预计，2013年全国全社会用电量增长约5.33万亿千瓦时，同比增长约7.5%。预计2013年全社会用电量增速将达到9%以上。电力供应方面，电力供应能力将进一步增强。一方面发电装机规模将继续增加。预计，2013年全国新增装机8700万千瓦左右；2013年底全国发电装机12.3亿千瓦左右，发电装机规模有望跃居世界第一，其中水电2.8亿千瓦、火电8.6亿千瓦、核电1478万千瓦、并网风电7500万千瓦、并网太阳能600万千瓦左右。二、电价或将维持现有水平受宏观经济形势和季节性市场供需影响，预计2013年煤价在第一季度小幅上涨后将趋于稳定，总体保持低位振荡运行，电价上涨的可能性极小。虽然煤价下行致社会舆论存在下调电价的预期，但这是煤炭市场适应经济发展的理性回调，加之电煤价格双轨制取消，火电企业自2008年以来的巨额历史亏损没有得到弥补，电价下调的可能性也不大，实际结算电价或将维持在现有水平。虽然总体电价水平难有提高，但不排除某些区域的电价调整。三、电力市场化改革进程将加快2013年我国经济体制改革将全面提速，进入实质性操作阶段，其中“深化资源性产品价格和环保体制改革”是其中的一项重要内容，这将对上网电价、煤价、气价、节能环保补贴等电力市场要素产生较大影响。近期国务院出台的《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，进一步明确了电煤市场化改革的方向和主要任务，迈出了以市场配置电煤资源的重要一步。随着能源领域改革进程的加快，预计2013年会有更多向电力市场化改革的举措和行动，在宏观调控监管、煤电联动、电煤产运需衔接、脱硫脱硝电价、新能源发电、智能电网等方面出台细化方案和配套机制，进一步促进电力市场平稳有序发展。页121 2013年电力行业风险分析报告综上分析，我们认为，2013年电力市场将企稳向好，全国用电量或将稳中微升，发电新增产能继续收缩，火电机组利用小时数回升可期，电力企业的经济效益可能继续提升，发电侧市场竞争将进一步加剧，电力基建投资的减缓有利于深化结构调整、做好做优存量资产，电煤市场化改革的加快有利于形成煤电一体长效协同发展格局，促进经济平稳健康有序发展。第二节行业总体授信原则电力行业为我行“审慎维持类”行业，2013年我行对电力行业总体信贷原则为“高度关注，总量控制，区别对待，结构调整”。2012年发改委批准的发电项目中，风力发电占发电项目核准的比例高达95%以上，随着“十二五”规划中对风电发展的大力支持，建议适当加大对风电行业重点企业的授信。由于煤炭价格持续下行，库存高企，反弹动力不足，火电发电成本压力趋缓，并且火电企业盈利状况良好，可适当加大授信额度。核电重启在即，投资机会也较大。光伏发电亏损严重，建议银行对光伏行业谨慎授信。第三节区域信贷政策建议东部主要以存量优质火电企业为主，由于我国东部是我国经济负荷中心，但是受到资源禀赋的限制，而煤炭开采中心不断向西北部转移，导致东部火电厂电煤保供压力越来越大。承载不了太多新增火电企业。其次我国西电东送能力不断增强，新能源开发不断增加，导致电力生产的竞争激烈。重点关注东部地区的规模较大、经营情况较好的火电企业，而对于新兴能源项目如风能和核能建设项目，也应该予以关注。中部则要关注铁路运力和水电出力状况，中部水资源较为丰富，水电开发相对成熟，来水偏荣的时候水电设备每小时提升，由于拥有优先上网权，相对于其他电源来说，中部地区的水电具有一定优势。因此，重点关注中部地区来水情况好、规模大、具有区域竞争优势的水电企业，而由于中部地区煤炭资源相对稀少，并且运送成本较高，因此对于火电企业保持谨慎支持。西部资源丰富，发电成本相对低廉，但是由于西部经济相对落后，区域内的电力消化不足，而电力外送则需要区域之间的协调，电网的支持，这些因素很可能导致西部电力富裕，但是内外消化不足，从而导致弃电现象。重点支持西部地区水电、风电等清洁能源的开发，重点支持四川省分布于金沙江下游，雅砻江和大渡河流域的水电项目，重点支持云南省分布于金沙江上游以及澜沧江流域的水电项目，青海、新疆、甘肃等省的风电建设项目。页121 2013年电力行业风险分析报告第四节企业信贷政策建议一、重点支持类1、企业发展符合国家产业政策、行业发展规划，企业法人治理结构合理，产品具有较强的国内和国际市场竞争能力。2、企业环保指标达到国际电力行业污染物排放的标准。3、大型电力企业及其核心企业，或电力的领先企业。4、主要财务指标（主要考察资产负债率、总资产利润率、、还本付息保障倍数、销售增长率、流动比等）超过上一年度全行业平均水平；主要综合技术经济指标超过上一年度我国电力行业的平均水平。6、属于存量客户的，贷款五级分类为正常。其行内客户信用等级在4级（含）以上。二、维持类该类企业必须完全符合如下标准：1、企业发展符合国家产业政策、行业规划发展要求，企业法人治理结构合理，产品在国内市场具有较强的竞争力，企业发展前景较好。2、企业环保指标达到国家规定的污染物排放标准。3、主要财务指标（主要考察资产负债率、总资产利润率、还本付息保障倍数、销售增长率、流动比等）超过上一年度全行业平均水平。4、主要综合技术经济指标达到或超过上一年度全行业的平均水平。5、属于存量客户的，贷款五级分类为正常，或非财务因素影响的关注类；客户信用等级为5级（含）以上。三、限制类不属于其他几种的企业为限制类四、退出类1、不符合产业和环保政策，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，应当执行退出类信贷政策；页121 2013年电力行业风险分析报告2、坚决退出单机30万千瓦（不含）以下的常规燃煤小火电项目（新疆、西藏、海南等小电网项目除外）和单机13.5万千瓦（不含）以下的非常规小火电项目（含热电联产、综合利用、燃气机组、燃油机组、自备电厂等各类项目）；单级3万千瓦（不含）以下的小水电项目；单机600千瓦（不含）以下的小风电项目；3、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信贷政策；第五节细分行业信贷政策建议一、火电行业整体上火电行业的经营效益会逐渐改善，政策上主要关注煤炭、电力、铁路、港口的相关政策和体制改革；区域上东部选择盈利能力较强的优质企业；中部主要关注水电给火电带来的挤压效应和到厂煤炭的铁路运力是否足够；西部则关注是否有和电网签署较高的上网电量合同，从而保证火电设备利用率，不会发生弃电现象；选择优质企业，关注具有较好的管理能力，资金运转较为流畅，财务费用控制较为良好的企业。二、水电行业水电行业将继续加速扩张，行业内固定资产投资会呈现飞速增长势态，仅靠企业自有资金和国家补助难以完成行业的建设规划目标；银行有必要从信贷项目数量和信贷额度两方面继续扩张对水电行业的总体信贷额度。在我国积极开发大型水电项目的同时，小型水电项目的建设在国家相关政策的保驾护航下也会加速。对于银行来说，国家政策的支持使得对于小水电的信贷风险较以往有所下降，在扩大大型水电项目信贷额度的同时，小型水电项目信贷额度同样需要适量扩大。三、核电行业核电行业自身盈利能力非常强，盈利空间较大，发电稳定且无污染，受到外界影响因素较小，行业整体经营效益相对稳健，因此银行对核电行业的总体信贷额度限制应该放宽到宽松的程度。同时由于内陆核电项目审批暂停，而根据规划十二五装机目标达到4000万千瓦，因此重点关注沿海地区核电建设。并且由于核电行业的特性，投入资金达，周期时间长，但是产业风险较小，且回报率较高，在2012年核电审批重启，核电行业处于快速发展阶段，核电建设对长期贷款的需求非常旺盛，需要重点挖掘核电企业的长期信贷需求。页121 2013年电力行业风险分析报告四、风电行业重点关注风电行业政策变化，选择符合国家产业政策、行业发展规划和能源战略布局的运营企业；同时，关注国家对风电上网电价保护、强制并网、强制购电以及各项税收政策的一些规定，关注行业政策发展趋势。同时对行业内客户进行分类，增量资产主要投向有市场竞争力的企业，与大型优势风电企业建立良好的银企合作关系，关注具有资源优势和技术优势的企业，择优参与；优化存量资产结构，尽快退出落后产能、规模较小、技术落后的客户。并且在调整客户结构的基础上，可加大对海上风电建设项目的支持，海上风电是战略性新兴产业的重要内容，也是风电产业发展的技术制高点。第六节授信管理与要求一、电力行业授信品种电力行业资金需求以长期需求为主，在符合投向标准、投放条件且风险可控的前提下，适当提高项目贷款的比重，以增加信贷资产的稳定性和收益。同时，努力增加中短期流动资金及其他短期融资授信产品的配套使用。对于在授信余额已经接近资本限额的集团，应在控制授信余额的同时，以结构调整为主，优先使用高收益授信品种。电力作为资本密集型行业，资金需求量巨大，对超大规模、超长期限的大型电力项目，应尽量通过银团方式分散风险，对于优质项目应争取牵头行或代理行资格，提高综合收益，对于核电项目，用合理制定综合授信方案，尤其要注意贷款利率超水平和落实外汇资金来源。在模式化经营方面，大力推广重点客户授信转授权使用模式和电力生产企业集团与电网企业间的保理融资等业务。在产品营销方面。重点开发以票据业务和应收账款融资为核心的供应链融资，以固定资产贷款为主的中长期融资，投资银行业务为载体的资本性融资业务，以及针对集团客户的现金管理服务方案。除行业龙头企业和标准贸易融资外，行业授信原则上不予信用方式支持，敞口授信应落实合法有效保证和抵质押担保，抵质押物应首选手续齐备、估值客观的土地房产；其次为市场价格透明、变现能力较强、监管规范的生产原辅料；产成品与生产设备为最次选择。页121 2013年电力行业风险分析报告二、担保政策根据全国电力行业发展现状及趋势，结合我行业目前的情况，2013年我行业应加强授信担保管理，有效缓释授信风险。（一）担保管理原则遵循合法性、有效性和可靠性原则。合法性是指担保符合国家法律法规的规定；有效性是指在合法性前提下各项担保手续完备；可靠性是指担保确有代偿能力或易于变现。（二）担保准入条件申请信用贷款的客户信用等级应在A级（含）以上，还应同时满足近三年保持盈利和上年度经营活动净流量为正值的条件。BBB级（含）以下客户，原则上只接受抵（质）押方式的担保条件。（三）担保选择1.对集团客户授信担保方式应以抵（质）押为主，尽量避免信用授信。如选择保证担保，要避免循环保证、超额保证，杜绝担保的形式化。2.对于集团客户内部直接控股或间接控股关联方之间以及其他关联企业之间相互担保或资产的交叉/重复抵押，应严格审核其资信情况，并严格控制，尽可能将集团客户的授信风险向企业外部转移。3.对集团内上市公司对母公司提供的担保，应严格按照法律和监管机构的规定进行审查，以确保担保的合法性、有效性。4.母公司对子公司有较强的控制力的，应要求母公司提供担保。5.对民营性质的集团客户，可要求大股东个人、家庭成员提供无限连带责任担保。三、定价政策电力行业项目建设期长资金量大，一般以中长期贷款为主。根据“风险收益匹配原则”，综合考虑电力企业收益水平、市场竞争、客户信用状况以及其对我行的业务贡献度等因素，使贷款利率在合理范围内上下浮动，原则上不得低于人民银行制定的利率下限。1、对已评定信用等级的法人客户贷款主要依据信用等级制定指导利率。对信用等级AAA级及以上客户最低可按规定的指导利率下浮10%；对信用等级AA＋级及AA级客户最低可按规定的指导利率下浮5％确定执行利率；对信用等级A＋级（含）以下客户最低按规定的指导利率确定执行利率。对B、C级客户，核定最高综合授信额度只能小于年初实际信用余额，原则上只收不放。页121 2013年电力行业风险分析报告2、对未评定信用等级的法人贷款客户，在经营中现金净流量为正值的前提下，主要依据其资产负债率制定贷款指导利率。在实际执行中，根据企业经营状况，综合考虑企业资产利润率、总投资、产业行业政策和投资方综合实力等方面具体情况，在指导利率基础上进行适当调整。3、对因各类原因无法按照客户信用等级和资产负债率进行定价管理的法人客户贷款，由贷款行在成本效益测算的基础上，根据收回贷款本息的保证程度、行业违约率的高低，确定定价标准或实际执行利率，并保持合理的利率浮动幅度。4、根据电力产业政策、技术标准、环保标准和银行信贷政策，对国家宏观调控中进行风险提示的重点行业，技术标准、环保标准偏低的企业和列入重点退出的客户加大利率风险权重，扩大利率上浮幅度。信贷审查人员可根据有关规定，对客户加载风险定价系数。5、对五年以上长期贷款分档利率为定价基准。五年期以上长期贷款各期限档次利率实行上下浮动，最高上浮幅度不限，最低下浮不得低于人民银行规定的五年以上贷款利率下限，按贷款定价管理的需要具体掌握。6、对在基准利率基础上下浮的中长期贷款，原则上不实行固定利率。7、项目贷款根据市场营销和利率风险管理需要确定是否实行固定利率。3年以上的项目贷款原则上可实行固定利率，1年期以上贷款原则上不得实行固定利率。根据全国电力行业发展现状及趋势，以及结合我行具体情况，制定的电力企业贷款利率定价方法：基准利率为央行公布的基准利率，实际利率＝基准利率*（1+浮动系数）第七节贷后管理与其他一、开辟绿色通道，对纳入本方案重点客户名单内的产业调整与升级方面的重要项目和客户，在调查评审、授信审批、放款审查、用信提款等各工作环节，均予以优先处理。二、在风险管控方面制订专门的配套政策，在风险资产占用、存贷比控制、行业限额等方面予以适当的容忍和倾斜。页121 2013年电力行业风险分析报告附件一电力监管立法规划表1电力监管立法规划（2012-2017）序号制定规划（一）推动制定和修订的法律（共2项）1推动制定《中华人民共和国电力监管法》2推动修订《中华人民共和国电力法》（二）推动制定和修订的行政法规（共6项）3推动制定《电力市场监管条例》4推动制定《输配电监管条例》5推动制定《电力建设监管条例》6推动修订《电力设施保护条例》7推动修订《电网调度管理条例》8推动修订《电力供应与使用条例》（三）制定和修订的规章（共20项）9制定《电力监管机构约谈办法》10制定《电力监管机构听证规定》11修订《电力监管报告编制发布规定》12制定《电力监管信息系统接入管理规定》13制定《电力安全事故调查处理程序规定》（已颁布）14修订《电力安全生产监管办法》15修订《水电站大坝运行安全管理规定》16修订《电力二次系统安全防护规定》17修订《电力业务许可证管理规定》18修订《电工进网作业许可证管理办法》19制定《电力市场份额监管办法》20制定《电网企业投资行为监督办法》21制定《电力调度规则》22制定《电力调度监管办法》23修订《供电营业规则》24制定《供电营业区划分核准办法》25制定《电力普遍服务监管办法》26制定《用电监管办法》27制定《输电企业成本规则监督检查办法》28制定《供电企业成本规则监督检查办法》（四）制定和修订的规范性文件（共64项）1、综合29制定《电力监管机构规范性文件制定管理办法》30制定《电力监管机构行政处罚案件违法所得认定办法》31制定《电监会信息化工作管理暂行办法》32制定《关于加快电力监管信息化建设的实施意见》33修订《电力监管统计报表制度》34制定《电力监管统计工作暂行规定》35制定《关于进一步加强电监会门户网站建设和管理的意见》（已颁布）36制定《关于进一步加强电力行业信息安全等级保护工作的意见》37制定《电力行业信息系统安全等级保护基本要求》2、电力安全监管页121 2013年电力行业风险分析报告38制定《关于加强电力安全工作防范电网大面积停电的意见》（已颁布）39修订《电力企业应急预案编制导则》40制定《电力企业应急预案评审和备案管理暂行规定》41制定《电力安全事件监督管理暂行规定》（已颁布）42制定《电力行业加强地质灾害防范工作指导意见》43制定《关于加强电力设备（设施）安全隐患管理工作的指导意见》（已颁布）44制定《关于加强电力企业班组安全建设的指导意见》（已颁布）45制定《电力工程建设项目安全生产标准化规范及达标评级标准（试行）》（已颁布）46制定《电网企业安全生产标准化规范及达标评级标准（试行）》（已颁布）47修订《供电企业可靠性评价实施办法》（已颁布）48修订《火力发电机组可靠性评价实施办法》（已颁布）49制定《太阳能发电站并网安全条件及评价规范》50制定《关于加强风电安全工作的意见》（已颁布）51制定《电力二次系统安全防护评估规范》52制定《核电站二次系统安全防护技术规定（试行）》（已颁布）53制定《风电、光伏和燃气电厂二次系统安全防护技术规定》54制定《燃煤发电厂贮灰场安全监督管理办法》55制定《电力安全监管信息采集规范》3、电力市场准入监管56制定《分布式能源许可管理办法》）57制定《跨国境电力业务准入监管办法》58制定《承装（修、试）电力设施许可证监督管理实施办法》（已颁布）59制定《电工进网作业许可证续期注册办法》（已颁布）60制定《电力业务许可证注销管理办法》（已颁布）4、电力交易监管61制定《新建电源项目接入电网系统信息公开监管办法》62制定《发电厂涉网设备调试工作监管办法》63制定《自备电厂和热电联产电厂并网监管办法》64制定《关于水泥窑低温余热发电机组并网运营的监管意见》65修订《并网发电厂辅助服务管理办法》66修订《发电权交易监管办法》67制定《跨省区电能交易基本规则（试行）》68制定《电力跨国（境）交易监管办法》69制定《电力调度监管指标及评价方法》70制定《输电网运营评价标准》71制定《输配电资产划分办法》72制定《电网投资项目后评估管理办法》73制定《促进分布式电源发展监管办法》74制定《风电场弃风统计规范监管办法》75制定《电力市场监管信息采集规范》76制定《输电监管信息采集规范》5、成本与价格监管77制定《输配电成本信息报送暂行办法》（已颁布）78制定《发电企业财务经营信息报送暂行办法》（已颁布）79修订《输配电成本核算办法》80制定《各地区输配电成本指导标准》81修订《跨区域输电价格审核暂行规定》82制定《跨省区电能交易输电损耗监管暂行规定》页121 2013年电力行业风险分析报告83制定《发电企业兼并重组监管办法》84制定《电网企业兼并重组监管办法》85制定《价格与财务监管信息采集规范》6、节能减排监管能减排监管86制定《电力企业节能减排监管办法》7、供电监管87修订《供电企业信息公开实施办法（试行）》88制定《农电监管实施细则》89制定《关于加强供电常态化监管的指导意见》90制定《供电企业供电能力监管实施办法》91制定《关于做好保障性安居工程电力供应与服务工作的若干意见》（已颁布）92制定《供电监管信息采集规范》数据来源：世经未来附件二企业绩效标准值表12012年电力生产业全行业企业绩效评价标准值项目优秀值良好值平均值较低值较差值一、盈利能力状况净资产收益率（%）7.65.32.6-2.4-10.1总资产报酬率（%）7.24.92.4-0.5-2.7销售（营业）利润率（%）13.310.48.55.4-3.4盈余现金保障倍数9.261.70.8-0.2成本费用利润率（%）126.74.6-3.3-10.5资本收益率（%）7.85.43-4.1-10.7二、资产质量状况总资产周转率（次）0.60.50.30.20.1应手账款周转率（次）14.311.36.941.9不良资产比率（新制度）（%）0.21.124.710.7流动资产周转率（次）3.72.81.91.20.6资产现金回收率（%）11.57.950.4-4.2三、债务风险状况资产负债率（%）5967.975.582.188.6已获利息倍数4.22.71.4-0.4-2.5速冻比率（%）102.175.550.732.719.7现金流动负债比率（%）40.927.316.96.1-7.7带息负债比率（%）51.964.277.69196.2或有负债比率（%）0.11.36.313.524.6四、经营增长状况销售（营业）增长率（%）26.71813.60.9-13资本保值增值率（%）107.3105.2103.198.290.6销售（营业）利润增长率（%）15.48.22.1-7.7-20.3总资产增长率（%）21.716.512.2-0.1-5.1技术投入比率（%）1.70.90.60.30.1五、补充资料存货周转率（次）21.91711.95.12.4资本积累率（%）页121 2013年电力行业风险分析报告三年资本平均增长率（%）三年销售平均增长率（%）23.317.911.70.4-11.7不良资产比率（旧制度）（%）数据来源：世经未来表12012年火力发电业全行业企业绩效评价标准值项目优秀值良好值平均值较低值较差值一、盈利能力状况净资产收益率（%）6.23.11.1-4.1-9.9总资产报酬率（%）6.84.12.2-0.7-3销售（营业）利润率（%）10.78.55.40.3-3.7盈余现金保障倍数3.62.71.40.1-0.8成本费用利润率（%）5.531.9-4.2-13.9资本收益率（%）6.63.31.2-5.9-10.3二、资产质量状况总资产周转率（次）0.50.40.30.20.1应手账款周转率（次）14.310.68.364.8不良资产比率（新制度）（%）0.30.81.84.611.8流动资产周转率（次）3.62.81.60.50.2资产现金回收率（%）15.611.95.6-1-3.5三、债务风险状况资产负债率（%）55.264.97787.395.2已获利息倍数4.32.91-1.6-2.6速冻比率（%）93.571.851.530.518.9现金流动负债比率（%）26.619.912.2-2.3-8带息负债比率（%）59.667.779.688.494.8或有负债比率（%）0.92.86.81119.1四、经营增长状况销售（营业）增长率（%）31.624.917.56.1-10.3资本保值增值率（%）110107.1103.698.891.3销售（营业）利润增长率（%）20.112.67.3-2.3-16.2总资产增长率（%）2519.313.95.2-4.5技术投入比率（%）1.50.90.60.30.1五、补充资料存货周转率（次）34.622.914.98.62.9资本积累率（%）三年资本平均增长率（%）三年销售平均增长率（%）23.919.413.32.6-15.5不良资产比率（旧制度）（%）数据来源：世经未来表22012年水力发电业全行业企业绩效评价标准值项目优秀值良好值平均值较低值较差值一、盈利能力状况净资产收益率（%）107.85.2-1-6.9总资产报酬率（%）7.863.5-0.4-4.3销售（营业）利润率（%）34.825.817.913.11.9页121 2013年电力行业风险分析报告盈余现金保障倍数13.47.62.41.7-0.3成本费用利润率（%）28.422.518.59.45资本收益率（%）11.69.16.1-1.1-7.4二、资产质量状况总资产周转率（次）0.50.40.30.20.1应手账款周转率（次）18.712.36.96.24.5不良资产比率（新制度）（%）0.10.81.63.98.3流动资产周转率（次）2.91.810.70.4资产现金回收率（%）12.39.96.21.50.1三、债务风险状况资产负债率（%）37.546.463.674.984.6已获利息倍数4.93.52.41.60.3速冻比率（%）76.360.248.127.417现金流动负债比率（%）44.630.521.612.24.7带息负债比率（%）45.464.480.691.697或有负债比率（%）24613.324.4四、经营增长状况销售（营业）增长率（%）19.912.56.6-17.8-25.1资本保值增值率（%）111.6108.4105.7100.692.8销售（营业）利润增长率（%）114.6-1.2-11.2-21.1总资产增长率（%）15.512.69.8-1.1-11.8技术投入比率（%）21.10.80.40.1五、补充资料存货周转率（次）47.234.518.913.69.4资本积累率（%）三年资本平均增长率（%）三年销售平均增长率（%）22.814.98.4-13-19.3不良资产比率（旧制度）（%）数据来源：世经未来页121'