火力发电产业报告 2003(doc) 76页

'2003年中国火力发电产业投资分析报告摘要Ø火电在整个电力生产中的地位非常重要，并且是电力固定资产投资的重点，在相当长的时间内仍然将占据发电市场的主导份额，火电的发展前景仍然看好。Ø火力发电量跟整个发电量保持了基本同速的增长，2002年我国火力发电量比2001年增长11.4%，超过了发电总量的增长速度，这标志着火电产业新的快速增长期即将到来。Ø由于未来3年内电力供需基本平衡，并且还会有所偏紧，火电企业整体的盈利前景看好。但由于市场竞争的日益激烈，火电企业的盈利水平将出现很大的分化。规模大、成本低的火电企业将获得更好的发展机会。Ø电力体制改革将会导致火电产业的宏观环境发生巨大变化，这其中既蕴藏着丰富的投资机会，同时也有较大的政策风险，这会使火电产业的发展前景更加扑朔迷离。因此，投资火电产业必须要密切关注电力体制改革的进展状况。1中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告目录1.火电产业概况11.1电力产业概况11.2火电产业概况41.2.1火电产业快速发展41.2.2火电产业面临内部结构调整62火力发电面临的产业环境82.1电力体制改革对火电产业的影响82.1.1火力发电产业管理体制的演变82.1.2电力体制改革对火电产业的影响102.2火力发电的相关产业政策112.2.1火力发电的环保政策122.2.2火力发电的税收政策152.2.3火力发电的能源政策163.火力发电需求分析193.1电力需求现状193.2电力需求未来趋势预测203.2.12003年我国电力需求将快速增长203.2.2火力发电需求强劲增长214.火力发电供应分析234.1火力发电供应现状234.1.1电力供应现状234.1.2火电供应现状234.2火力发电供应趋势预测244.2.1电力供应趋势预测2471中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告4.2.2火力发电的供应预测264.2.3火力发电的建设方向264.2.4西电东送工程将缓解东部地区供电压力285.火力发电的成本和定价分析315.1火电的供需形势315.1.1今后3年全国电力供需总体可维持基本平衡，但仍然略微偏紧。315.1.2我国各个电网之间的供需状况差异日益严重。325.2火力发电的成本分析335.2.1燃料成本。335.2.2人力成本。345.2.3折旧、维修费用。345.3火力发电的定价分析355.3.1电力商品定价的特性355.3.2我国目前电力的定价机制365.3.3电力体制改革中电力定价的有关政策385.3.4电力定价最新政策趋向406.火力发电的重点企业分析456.1火力发电企业概况456.1.1火电企业的构成分类456.1.2火电企业收入和盈利状况496.2电力体制改革后的产业格局506.2.1电力体制改革的进展506.2.2电力体制改革后的火力发电产业格局527.火电企业融资分析567.1我国电力企业的融资现状567.2资本市场将成电力企业融资重要渠道6271中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告7.2.1电力企业资金需求庞大627.2.2资本市场将成为电力企业重要融资渠道628.火电产业的投资价值和投资风险648.1火电产业的投资价值648.1.1火电产业的投资价值648.1.2火电产业的投资机会668.2火电产业的投资风险688.2.1电力体制改革带来了较大的政策风险。688.2.2原材料价格上涨带来的经营风险。698.2.3环保政策变化带来的经营风险。70附表表3.12003年我国分地区需电量预测21表4.1我国各地火力发电投产计划一览26表5.1今后3年我国主要电网供需形势一览32表6.02002年销售收入最大的十家主要电力企业45表6.1我国主要火电发电企业一览表（2001年初、100万千瓦以上）46表6.22002年不同规模电力企业亏损面50表6.32002年不同所有制性质电力企业亏损面50表6.4新成立的发电集团基本情况一览表53表7.11985年以来电力基建资金来源情况56表7.2国内火电类上市公司和2002年业绩一览表59表7.32002年中期发电类上市公司与全国上市公司平均业绩比较61附图图1.1近几年电力弹性系数变化图1图1.2近几年发电量和用电量增长图2图1.32002年我国发电来源图371中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告图1.41990年以来火力发电占发电量比重变化图5图1.5我国火电发电量增长图6图3.12002年前三季度主要电网对用电增长贡献率19图4.1中国近几年发电装机容量及发电量增长图25图6.1火电企业的构成分类45图7.1：“九五”期间电力基建资金来源结构56图7.2：1993年以来A股发电类上市公司资产规模6171中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告1.火电产业概况1.1电力产业概况电力产业是国民经济中具有先行性的重要基础产业，与国民经济的关系极为密切，经济增长快，对电的需求就大，反之就小。发电量与GDP密切相关，发电量增长率和GDP增长率正相关，但中国电力弹性系数（发电量增长率和GDP增长量的比率）各年波动很大，从1995年2002年8年间（具体情况参见附图1.1），电力弹性系数的平均值为0.89，表明GDP每增长1%，发电量约增长0.89%。不过，从2000年以来，连续2年电力弹性系数超过了1，2002年发电量增长10.5%，按照国家统计局公布的数字，2002年我国GDP增长为8.0%，电力弹性系数高达1.31，这表明近几年来，电力需求和发电量的增长速度超过了GDP的增长速度。图1.1近几年电力弹性系数变化图从我国的发电量来看，1999年以来我国的发电量和用电量增长速度一直在6%以上（具体情况参见附图1.2），目前我国的发电量和装机容量均仅次于美国，居世界第二位。按国家电力总公司的预计，2002全年、2003年仍然将保持7%以上的增长速度。在我国GDP增长保持快速增长的大环境下，电力行业也面临着一个发展的黄金时期。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告图1.2近几年发电量和用电量增长图我国的电力企业按发电原料来源不同可以分为以下几种：火电类。这些发电企业以煤炭、燃油为原料，目前在我国的发电市场中占据主导地位（具体结构比例参见附图1.3）。由于我国煤炭资源丰富，煤炭成为大多数火力发电企业的主要原料，不过最近也面临着煤炭价格上涨带来的经营压力。由于国际燃油价格高企，国内以燃油作为发电原料的企业生产成本加大，经营面临较大的压力。加上油电单机容量小、能耗高、效率低，是我国逐渐淘汰的对象，目前主要存在于用电有缺口的经济发达地区，尤其是广东省最多。这些公司业绩压力很大，甚至出现亏损，普遍面临转轨压力。从目前状况来看，燃油发电在火力发电中所占的份额很小，并且随着全国电力系统的竞价上网，其劣势日益明显，在火力发电中的地位将日益衰微。水电类水电企业在电力行业中属于朝阳产业，由于发电成本低廉，具有明显的竞争优势。2002年11月，在三峡工程三期截流后，三峡水电站将在2003年开始发电，全部完工后，三峡水电站的总装机容量1820万千瓦，年平均发电量将达846.8亿千瓦，将超过目前的华能国际成为亚洲最大的独立发电商，这将大大提高水力发电的权重。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告另外，在竞价上网后，水力发电的低价优势将日益显现，如未来的三峡电价为每千瓦时将为0.25元，而目前全国平均上网电价为0.29元中国电业第12期17页数字咨讯，三峡水电站的发电将可能导致全国尤其是华中电网的价格下调。而从国家的政策上来说，“十五”电力发展目标之一就是积极发展水电，电力产业政策明显向发展水电倾斜，水电类企业也获得了资本市场的融资支持。3、其他类。这主要包括核电、风力发电等，目前我国已经拥有秦山、大亚湾、岭澳等3家核电站，风力、潮汐、太阳能等新兴发电方式也逐步兴起，但总的来看，在我国发电方式所占的份额并不大，2002年还不到2%。图1.32002年我国发电来源图而从全球的发电的能源结构来看，发电方式以火电为主。以1998年的统计数据为例，全球的发电量中，火力发电占62.8%，水力发电占18.8%，核电发电占16.9%，其它方式（太阳能、风能等）发电占1.5%。随着环保意识的逐步强化，世界各国已开始大力研究和推广各种无污染或少污染的发电方式，与之相应的是火电比重降低、核电比重降低、水电比重上升、太阳能发电、风力发电等迅猛发展。而按照这个趋势，我国的电力产业的能源结构也将会逐步进行调整，水电和核电的比重有望提高，火力发电的比重在稳定中会有所降低。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告按照国家计委的计划，火力发电在“十五”期间所占比重稳定为主，但长远目标是2010年将火电所占比重降低到70%左右，到2020年则降低到60%左右。事实上，随着三峡等大型水电站的陆续建成发电，火电的比重逐步减少已经是现实趋势，这也是影响我国火电产业发展的不利因素之一。1.2火电产业概况1.2.1火电产业快速发展电力产业是我国国民经济发展的重要基础产业，而火电产业在整个电力中的位置更是起到了关键作用。由于我国的煤炭资源丰富，以煤炭为主要原料的火力发电一直是我国发电的首要组成部分，占据了70%以上的发电份额。从能源构成来看，尽管我国目前正在大力发展以水电为主的其他发电方式，但火力发电仍是我国目前电力固定资产投资的重点，在相当长的时间内仍然将占据发电市场的主导份额。我国的火电产业跟电力产业同时起步，并且一直占据着主导地位（具体情况参见附图1.4），建国以来，火电占总发电量的比重一直在75%以上，从1991年到2002年（除2001年）以来，更是保持在80%以上。在未来3年内，火力发电所占的比重仍然会稳定在75%以上。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告图1.41990年以来火力发电占发电量比重变化图我国的火电发电量也保持了快速增长的势头（具体情况参见附图1.5）：我国的火电发电量1952年仅有60亿千瓦时，而到了改革开放前的1977年已经达到了1758亿千瓦时，而从1978年的2119亿千瓦时到1989年的4662亿千瓦时，火力发电量依然保持了快速增长。进入90年代以来，我国火力发电量跟整个发电量保持了基本同速的增长，除了1998年外，火力发电量一直保持着5%以上的稳定增长，到2002年底，我国火力发电量达到13420亿千瓦时，比2001年增长11.4%，超过了发电总量的增长速度，占总体发电量的比重为81.83%。按照2002年12月底成立的国家电网公司(前国家电力公司)的估计，2003年全国发电量将达17350亿千瓦时，比2002年预计完成发电量增长7.1%，而火电将占80.24%的份额，为13922亿千瓦时。火电产业在整个电力产业中仍将占据主导地位。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告图1.5我国火电发电量增长图1.2.2火电产业面临内部结构调整而从火电产业内部来讲，按照“十五（2001-2005）”规划的电力发展目标，今后火电产业将充分利用现有发电能力，积极发展坑口大机组火电，压缩小火电。从2000年底的情况来看，单机30万千瓦及以上机组达到了313台，总装机容量达到10998万千瓦，占装机容量的34.4%，比“八五”末期提高了12个百分点。而通过关停小火电机组，5万千瓦及以下的小火电机组容量占发电装机容量的比重由1995年的26.6%下降到2000年的20%，机组结构有了较大的改善，但跟国外发达国家的电力发电机构仍然有很大的差距。从总体上来看，尽管火力发电在整个电力产业中并没有享受太多的产业政策优惠，但发展大机组火电已列入了国家发展的十五计划，有望获得更多的发展政策支持。而从国家计委的审批来看，目前火力发电审批的项目大都在30万千瓦以上的大项目，10万千瓦之下的小火电不但不可能获得审批，反而正在清理整顿。这样大大整顿了发电市场的秩序，也为大机组火电的发展创造了良好的发展环境。从目前来看，国家经贸委在“十五”期间将严格执行关停小火电机组的规定，在2003年底以前，单机容量571中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告万千瓦以下的常规小火电机组基本关停，进一步提高火电厂能源利用率，并于2002年9月和12月公布了2002年第一批和第二批关停的小火电机组的名单，数量达到173家，并加大了管理的力度。今后，小火电在发电市场中的份额会继续压缩，这可能使一部分设备先进、实力雄厚的大机组获得良好的发展机会，而一些小火电面临着被市场淘汰出局的危险。除了企业主体的调整外，我国的火力发电在地域分布上也严重的不均匀，也面临着布局的调整。我国的火力发电厂主要集中在山东、江苏、河南、河北、山西、黑龙江等中部和东部省区。这些地区煤炭资源丰富，另外离我国电力的主要消费市场也比较近。而包括西藏、青海、新疆等在内的西部地区发电企业数量仍然偏少，同时，广东用电的缺口很大，但火电厂的规模和数量都严重不足。截止到2002年上半年，电力系统共评出了91家全国一流火力发电厂，绝大部分也在上述省区。另外，山东石横发电厂、浙江北仑第一发电有限责任公司两发电厂还被评选为国际一流发电厂。除了大机组火电外，坑口火电符合我国的西部大开发政策，同时也符合我国电力结构调整的方向，今后有望获得更好的发展。在国家经贸委电力工业的“十五”规划中指出，在山西、陕西、内蒙和西南等能源基地建设矿区、坑口电厂，向东部及沿海缺电地区送电，促进更大范围的资源优化配置，推进全国联网。国家电力总公司的计划也指出，将积极支持和建设矿口电厂，建设煤炭基地的电站群，发挥规模经济效益，而且可以变送煤为送电以减轻对运输的压力，同时也可减轻对经济发达地区的环境压力。矿口电厂的重点是华北的山西、内蒙古西部、西北的陕西、宁夏以及东北的东三蒙，初步规划在2010年前要建成投产30～40GW的矿口电厂。从目前来看，坑口火电本身具备的原料价格优势也使其面临着很好的发展机会，其所占比重也将逐步提高。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告2火力发电面临的产业环境2.1电力体制改革对火电产业的影响2.1.1火力发电产业管理体制的演变我国的火电产业的管理在1998年之前是由电力工业部来管理，由电力部统一制定电力政策，来管理全国的电力生产。国家电力公司在1997年1月也正式成立，公司由国务院出资设立，并与电力部双轨运行。在1998年电力部撤消后，国家电力公司开始运行，并事实上承担了对中国电力工业的行业管理工作，这样火电行业就形成了政府宏观管理、企业自主经营、行业学会自律服务的管理机制。国家宏观经济调控部门履行政府对火力发电工业的宏观管理职能，主要负责政策法规及发展规划的制定以及电力市场的规范等，具体的分工是：人事上归中组部管理，行业管理属国家经贸委，产业政策和价格管理属国家计委，企业的财务管理属财政部管理。其中，国家计委下设基础产业司，基础产业司下设电力处，对电力行业提出发展规划，监测和分析行业的的发展建设状况，并承担着火力发电重大项目的布局，事实上承担着火电产业的主要管理规划职能。这种多头管理的方式明显不利于我国电力行业的发展，另外，为了打破电力行业的垄断格局，我国加快了电力体制改革的力度。在2002年3月，国务院正式批准了《电力体制改革方案》，并决定由国家计委牵头，成立电力体制改革工作小组，负责组织电力体制改革方案实施工作。电力体制改革的总体目标是，打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告电力体制改革的主要内容是，为在发电环节引入竞争机制，首先要实现“厂网分开”，将国家电力公司管理的电力资产按照发电和电网两类业务进行划分。发电环节按照现代企业制度要求，将国家电力公司管理的发电资产直接改组或重组为规模大致相当的5个全国性的独立发电公司，逐步实行“竞价上网”，开展公平竞争。电网环节分别设立国家电网公司和中国南方电网有限责任公司。国家电网公司下设华北、东北、华东、华中和西北5个区域电网公司。国家电网公司主要负责各区域电网之间的电力交易、调度，参与跨区域电网的投资与建设；区域电网公司负责经营管理电网，保证供电安全，规划区域电网发展，培育区域电力市场，管理电力调度交易中心，按市场规则进行电力调度。区域内的省级电力公司可改组为区域电网公司的分公司或子公司。2002年12月29日，五大全国性的独立发电公司和两大电网公司正式成立，电力体制改革迈出了关键性的一步，中国的电力体制发生了重大的变化。更值得注意的是，为了对电力企业进行有效的监管，国家电力监管委员会在2003年正式成立。电监会按照垂直管理体系，向区域电网公司电力交易调度中心派驻代表机构。其主要职责是制订市场运营规则，监管市场运行，维护公平竞争；向政府价格主管部门提出调整电价建议；监督电力企业生产标准，颁发和管理电力业务许可证；处理电力纠纷；负责监督社会普遍服务政策的实施。电监会为直属于国务院的监管机构，首任主席为柴松岳。在电监会成立后，电力改革的主导权将由国家计委移交到电监会，同时，电力产业政策的制定和电力价格的确定都将由电监会来处理，这对将来的火电产业政策的制定将产生重大影响。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告2.1.2电力体制改革对火电产业的影响电力体制改革作为电力行业2002年最重要的产业政策变化，将对火电产业的发展产生重大影响，尤其是原国电电力总公司的发电资产拆分将会导致火电产业的资产大重整，并使火力发电的竞争格局发生变化，笔者将在第六章做详细论述，在本部分只对电力体制改革中的竞价上网带来的影响做一分析。1、竞价上网使综合发电成本较高的火电产业带来冲击。电力体制改革的最终目标是全面实行厂网分开，竞价上网。而与火力发电主要的竞争对手水电相比，火电成本综合成本较高：虽然水电的建设成本高于火电，但随着国家对环保控制要求的提高，若考虑到火电厂脱硫、脱硝、除尘等环保要求的所需资金(约占总投资的1/3)，水电的建设成本与火电差距大幅缩小。而投产后，水电厂的运营成本要比其他类型的发电厂运营成本低很多，并且水电无燃料(如燃煤和燃油)价格上涨加大成本之忧，清洁能源无污染。随着发电排放的环保折价标准及相应配套税收政策的出台，在国家大力扶持水电企业的政策下，水电的发电成本低廉（这从前文提到的三峡水电的上网成本优势可以明显看出）带来的竞争优势将会给火电产业带来一定冲击。随着未来竞价上网的逐步实施，火电尤其是油电的成本过高问题将非常突出，加上电力产业内部产业政策的变化，火电在我国发电市场中所占的份额会有所缩小。2、竞价上网将使火电企业的两极分化日益严重。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告竞价上网后，电价的统一趋势必然将导致火电企业盈利水平出现较大分化。由于电力企业具有明显的规模经济效益，大机组、大电厂相对于小机组、小电厂来说具有无法比拟的成本优势，因此象华能国际、大唐电力等拥有大机组的企业在电力体制改革中无疑将会受益，其发电量和效益都将得到增长。而那些发电成本高、规模小、机组性能差的火电类企业由于市场竞争力较弱，市场份额将会逐步缩小，经营业绩堪忧，加上国家对小火电清理的力度正日益加大，未来面临着被淘汰出局的境地。除了规模因素外，竞价上网会对拥有不同机组的火电企业影响不一。按未来的电力定价机制，无论是还贷未完的现有机组还是要新建的电厂将来都改按发电项目经营期核定平均上网电价（目前实行的是还本付息定价制度）期，从长远看将促进火电企业更快发展（提高效率、降低成本）。但对于火电企业而言，视其所拥有的机组情况不同，其盈利将受不同影响。比如，新投产发电机组的盈利能力将可能下降，对现有机组来讲，如果使用的是银行贷款或社会集资，其盈利能力将受明显不利影响。而华能国际、北京大唐等的老电厂折旧提取已基本完成，没有债务，财务费用较低，在电价竞争上具有优势。另外，对符合环保要求的机组来讲，尽管实行定价上网，但因国家政策的倾斜，拥有此类机组的火电企业将有一个较为宽松的经营环境。总的来看，竞价上网会使我国的上网电价下降，这对所有的火电企业都是一个冲击，但具有竞争优势的火电企业可以通过扩大市场份额来获以前更高的收入和利润，从而导致火电企业的分化。但电力体制改革是一个长期的过程，竞价上网真正在全国范围内实施还需要一段时间，因此，对于具体火电企业的影响需要参照其发电方式、发电成本、企业规模、所处地区等因素做具体分析，不能一概而论。2.2火力发电的相关产业政策71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告从火电产业整体来看，处于保护能源和减少污染的考虑，我国的火电产业并不是我国鼓励发展的重点产业，反而是发展受到种种限制的产业。相反，火电的竞争对手如水电、核电、风电等却受到了很多的政策支持如税收政策（新投产的水电、风电等实行优惠政策，发电增值税超过8%的部分实行即征即退）；证券市场也向水电类公司倾斜，水电类企业获得更好的融资机会。2.2.1火力发电的环保政策从我国的目前状况来看，火力发电企业排放的二氧化硫是我国大气污染的主要来源之一，因此，也是我国环保管理的重点。国家环保总局公布的《两控区两控区是国家环保局划定的控制环境污染的重点地区，面积约109万平方公里，占国土面积的11.4%。包括酸雨控制区和二氧化硫污染控制区。酸雨和二氧化硫污染防治“十五”计划》，指出，“两控区”火电厂二氧化硫排放量已占“两控区”二氧化硫排放总量近50%，随着经济发展和电能需求增加，火电厂排放比重将继续增大，火电厂是“十五”期间“两控区”二氧化硫排放总量控制的重点行业。预计2005年“两控区”火电厂二氧化硫产生量将达到720万吨，为实现“两控区”二氧化硫排放总量控制目标，到2005年，“两控区”火电厂二氧化硫排放量要在2000年基础上削减20%，形成210万吨/年的二氧化硫减排能力，将二氧化硫排放量控制在510万吨以内。“十五”期间，重点在高硫煤地区、超标排放和城市附近的火电厂，建设一批脱硫项目。计划中并提出了具体的控制火电厂排放二氧化硫的措施：燃用洗后动力煤。“十五”期间，“两控区”火电厂要逐步减少原煤使用量。“十五”末期，没有安装烟气脱硫装置的火电厂必须全部使用洗选动力煤或低硫煤，达到排放标准和总量控制指标。关停污染严重的小火电机组，降低发电煤耗。“十五”期间，严格执行国家经贸委关停小火电机组的规定。2003年底以前，单机容量571中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告0MW及以下的常规小火电机组基本关停，进一步提高火电厂能源利用率。到2005年，发电煤耗比2000年降低15-20克/千瓦时。严格控制新建火电厂二氧化硫排放。“两控区”内新建、扩建和改建火电机组必须同步安装脱硫设施或采取其它脱硫措施，达到二氧化硫排放标准和总量控制指标，并采用低氮燃烧技术，配备烟气污染物在线连续监测装置。“十五”期间“两控区”内将投产燃煤火电厂的装机容量为36050MW，其中已计划脱硫的机组装机容量为11924MW。有效削减现有火电厂二氧化硫排放量。现有火电机组超过二氧化硫排放标准或超过二氧化硫排放总量控制指标的，限期建设脱硫设施或采取其它有效治理措施，在限期内未完成治理要求的由当地政府责令其停产治理。在燃用中高硫煤和大中城市城近郊区的现有火电机组加紧建设脱硫设施。2005年底前，现有10万千瓦以上燃煤、燃油火电机组必须安装烟气污染物在线连续自动监测装置。合理布局电厂，大力发展清洁发电技术。除以热定电的热电厂外，禁止在大中城市城区和近郊区新建燃煤火电厂，老电厂和小火电机组在替代改造时，必须满足当地的环保要求。重点在中西部环境容量较大的地区发展坑口火电厂，实现西电东送。逐步提高水电和核电的比例，在东部沿海和西北部边远地区等风力或太阳能资源比较丰富的地区，适度建设风力发电场或太阳能电站，促进清洁煤发电技术的应用。大力发展单机容量在30万千瓦及以上的高参数、高效率、低氮氧化物排放的大型超临界参数火电机组，逐步推广常规、增压循环流化床以及整体煤气化联合循环等新型火力发电技术。按照这个规划，“十五”71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告期间新电厂脱硫项目将完成18个，消减二氧化硫49.7万吨，项目总投资80.3亿元。老电厂脱硫项目将完成137个，消除二氧化硫162.1万吨，项目总投资214.4亿元。而在这个期间，国家电力公司将从二氧化硫排放浓度和排放总量两个方面加大火电厂脱硫力度，力争到“十五”末脱硫装机总容量达到2150万千瓦，占公司系统煤电装机容量的16%，完成二氧化硫排放总量降低10%以上的目标。目前，我国已把洁净煤发电示范工程列为跨世纪科技导向工程，制定了长远发展规划，力争在较短时间内赶上国际先进水平。由于国产化脱硫技术积极参与市场竞争，国内脱硫工程造价大幅下降，实施火电厂大规模脱硫的技术条件已基本成熟。今后几年，我国将加快推进这一工程。目前，全国已建成投产脱硫装机容量530万千瓦，在建脱硫装机容量约800万千瓦。除了“十五”计划外，环保总局还先后发布了一系列的文件来加强对火电企业的管理：71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告2002年1月，环保总局发布了《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》，相关规定有：1、逐步提高煤炭转化为电力的比例，鼓励建设坑口电厂并配套高效脱硫设施，变输煤为输电。2、到2003年，基本关停50MW以下（含50MW）的常规燃煤机组；到2010年，逐步淘汰不能满足环保要求的100MW以下的燃煤发电机组（综合利用电厂除外），提高火力发电的煤炭使用效率。3、电厂锅炉采用烟气脱硫设施的适用范围是：（1）新、扩、改建燃煤电厂，应在建厂同时配套建设烟气脱硫设施，实现达标排放，并满足SO2排放总量控制要求，烟气脱硫设施应在主机投运同时投入使用。（2）已建的火电机组，若SO2排放未达排放标准或未达到排放总量许可要求、剩余寿命（按照设计寿命计算）大于10年（包括10年）的，应补建烟气脱硫设施，实现达标排放，并满足SO2排放总量控制要求；（3）已建的火电机组，若SO2排放未达排放标准或未达到排放总量许可要求、剩余寿命（按照设计寿命计算）低于10年的，可采取低硫煤替代或其它具有同样SO2减排效果的措施，实现达标排放，并满足SO2排放总量控制要求。否则，应提前退役停运；（4）超期服役的火电机组，若SO2排放未达排放标准或未达到排放总量许可要求，应予以淘汰。另外，环保部门将依据有关规定向火电企业征收二氧化硫排污收费，这部分收入将全部上缴财政并纳入预算管理，主要用于二氧化硫污染的专项治理。总的来看，由于我国环保政策的日益严格，我国的发电企业在环保方面的支出将日益增加，这也增加了火电企业的经营成本，对其竞争力有不利影响。2.2.2火力发电的税收政策从税收情况来看，火力发电企业目前从整体上来说，并不享有税收优惠。大部分的发电企业的税负跟其他行业的普通企业一样，所得税税率为33%，增值税税率为17%。另外，还承担着城市维护建设税（按实际应缴纳流转税额的7%计缴）、教育费（按实际应缴纳流转税额的3%计缴）等其他杂税。不过，仍然有几种情况下的特例：部分电力企业上市后享受各地方的所得税返还政策。这些企业在按法定税率33%计缴所得税后，年末将地方所得比例的所得税额由财政返还18%。实际税赋为15%。这类企业在火电企业中所占比重并不大。部分中外合资企业可享受15%的所得税政策。按《外商投资企业和外国企业所得税法实施细则》的规定，从事能源、交通基础设施项目的生产性外商投资企业，在报经国家税务局批准后，可减按15%的税率征收企业所得税。象华能国际的各地火力发电企业可以享受这一优惠政策。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告西部地区发电企业可享受一定的税收优惠。按国家税务总局2002年5月发出《关于落实西部大开发有关税收政策具体实施意见的通知》，对在西部地区新办电力等基础产业的企业，且上述项目业务收入占企业总收入70%以上的，经税务机关审核确认后，内资企业自开始生产经营之日起，第一年至第二年免征企业所得税，第三年至第五年减半征收企业所得税。目前，西部的大部分发电企业都可以获得15%所得税税率优惠。由于我国的坑口火电大部分处于西部地区，因此基本上都能享受到这一政策优惠。2.2.3火力发电的能源政策从能源状况来看，目前我国的火力发电企业的主要原料是煤炭（电煤），原油仅占了非常小的一部分。我国煤炭价格的波动有明显的周期性特征中国电业2002年第5期36页，“电煤供求状况新变化与火电厂对策”陈光林：1993年到1994年，煤炭放开后，受价值规律影响煤炭价格普遍上扬，1996至1997年达到顶峰，此后，全国大量的乡镇小煤炭的涌现，极大的冲击了国营大煤矿的正常生产运营。全国原煤产量严重供过于求，随后煤炭价格连续三年总体下滑，国营大煤矿逐步走向亏损境地，并在2000年达到最低谷。不过，随着国家关井压产政策及市场的调节，煤炭产量开始有计划的迅速下降，到2001年底煤炭有了周期性的回升。2001年电煤市场价格已高出合同价格10--15元/吨，上涨幅度约为10%。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告按照新的《中国定价目录》，2002年电煤价格全面放开，实行市场调节，迅速推动了煤炭价格的上涨。在2002年全国煤炭交易订货会上，价格问题较之往届表现得更为突出。按照2002年两委限定的电煤价格平均每吨上涨8元的水平测算，总计2.28亿吨的电煤订货量将使电力行业的整体成本加大18.24亿元。由于我国电力工业以火力发电为主，而火电占全部电力生产的80%，而用于发电的煤炭占每年生产煤炭的70%，因此正在进行的电力体制改革这一重大的政策调整势必对电煤的生产产生深远的影响：1、电力改革以后，电力煤炭采购将改变目前的单一垄断采购模式，有分有合演化成为几个具备一定规模的集团采购中国证券报2003年1月14日第5版，“电力改革引发煤炭竞争”浙江证券方世群。新组建的两大电网公司和五个发电集团公司在2003年订货前都同意电煤订货由中能燃料公司(原国家电力公司下属负责煤炭采购供应的公司)统一进行，但各公司正式挂牌后，对未来电煤采购都有自己的想法，所以并不完全配合中能燃料公司的工作。如果春节前煤电双方仍不能达成一致，电煤订货很可能流产，电煤订货也将首次面临失败，如此将使今年煤炭供需市场和流通市场将出现一定程度的混乱局面。2、电力改革以后，电煤采购方式将有所变化。电力竞价上网改革工作，不但是在电厂之间引入竞争机制，而且是煤矿通过电厂上网电价之间的竞争。竞价上网必将引发电厂对成本的严格控，,电厂会采取各种可能的手段降低成本，其中最主要的是降低主要成本的煤炭价格。由此，在合同关系以外，电力集团采购将可能采取各种各样的采购手段以最大限度地降低成本。一是竞价招标采购；二是签定议价合同；三是委托集中采购；四是兼并收购建设煤矿，从源头开展竞争；五是在小煤矿集中地区或港口集散地自行采购；六是南方地区电力企业，在条件具备的情况下利用国际资源调节；七是与铁路运输企业、港口、航运企业组建综合性(集团)公司，扩展竞争领域和竞争范围，实行电力资本的顺向、逆向扩张等等。这将在一定程度上引发煤炭企业之间的恶性竞争。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告3、电力改革后，通过电力上网，还会引发煤炭与其他能源品种之间的竞争。目前，我国水电企业的营运成本(不含建设成本)是每千瓦时0.04元～0.09元之间，而火电企业的运行成本却在每千瓦时0.19元左右，考虑到今后火电企业脱硫、除尘等环保方面的投入，如果火电价格高于其他能源品种的发电价格，火电便会失去竞争力。从上述分析可以看出，尽管我国的电煤价格已经彻底放开，但目前我国煤炭行业总体仍供大于求，这制约了煤炭价格的上涨空间，而环保的要求也使部分煤炭的消费量降低，煤炭价格的上涨是有限度的。另外，如果火电企业满负荷生产，发电量的加大使单位发电成本下降，也部分抵销了煤炭价格上涨的影响另外，火电企业严格控制煤炭采购环节，也会相应降低发电成本。因此，火电企业在煤炭政策上仍然有很大的决定权。不过，由于我国的能源政策对火电企业并没有特殊照顾，发电所用煤炭、原油价格已经市场化，火电企业的经营效益受能源价格波动影响程度加大。今后，这些企业仍然必须要加强能源储备管理，以防范能源价格波动带来的风险，增强经营的稳定性。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告3.火力发电需求分析3.1电力需求现状受经济增长尤其是工业增长的强劲拉动，2002年全社会用电达到16200亿千瓦时，比2001年增长10.3%。其中：第一产业用电590亿千瓦时，比2001年增长3.0%；第二产业11830亿千瓦时，同比增长11.2%。第三产业1800亿千瓦时。同比增长10%。居民生活用电1980亿千瓦时，同比增长7.7%。由于今年夏季，我国大部分电网所在地区出现了持续高温天气，最大负荷激增。年最大负荷出现在夏季的京津唐、华东、华中、广东电网。而从分电网的情况来看，前三季度的数据来看，全国主要电网所属地区全社会用电增长速度均较上半年有所提高，具体数字是东北（3.1%）、华北（9.8%）、华东（12.7%）、华中（9.0%）、川渝（16.0%）、西北（11.6%）、南方（11.2%）。从前三季度的情况来看，华东、川渝、南方地区继续维持高速增长，西北地区用电增长速度明显加快，而东北地区扭转了接近零增长的局面，增长速度有所提高。从总体上来看，各电网对我国用电增长率的贡献率存在很大差异（具体情况参见附图3.1），华东、南方、华北三大电网是我国用电增长的主要拉动力。图3.12002年前三季度主要电网对用电增长贡献率71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告从2002年前三季度的情况来看，以重工业为主的高耗电工业的快速增长对用电增长的贡献率达到73.6%，比上半年提高了2.4个百分点。而从具体行业来看，用电比重较大、耗电量较高的七个行业为有色金属冶炼压延加工业、电气电子设备制造业、纺织业、黑色金属冶炼压延加工业、建材及其他非金属矿制品业、机械工业、化学工业对工业用电增长的贡献率分别为11.7%、5.1%、6.3%、11.2%、6.9%、2.7%和10.5%，这七个行业占工业用电的比重接近50%，是我国工业用电的主导力量。3.2电力需求未来趋势预测3.2.12003年我国电力需求将快速增长2003年我国宏观经济继续向好，从目前各个研究机构的预测数据来看，2003年的GDP增长将肯定超过7%，而在这种大背景下，我国电力需求的可望仍然保持较高的增长速度，需电量增长速度仍然将超过GDP增长速度。除了整个国民经济保持快速增长的因素外，我国一系列的大工程纷纷上马，西部大开发、南水北调、三峡等重大工程都掀起了建设高潮，而这种热潮必然将带动对钢材、铝材、建材等产品的需求，而这将带动我国基础产业（如有色金属冶炼压延加工业、黑色冶炼压延加工业、非金属矿制品业）生产和用电需求的增长，为我国2003年工业用电增长奠定坚实的基础。而随着工业生产结构的变化，制造业的蓬勃发展，用电结构会出现相应变化：工业用电比重将会改变以往逐年下降的趋势，基本维持不变甚至会有所上升；第三产业用电将快速上升；居民生活用电比重变化不大，甚至略有下降；第一产业用电比重继续下降。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告而从各个地区来看，2003年我国各地区的需电量增长状况存在着明显的差异（具体情况参见附表1）：表3.12003年我国分地区需电量预测2001年用电量（亿千瓦时）增长率（%）2003年用电量（亿千瓦时、预测值）增长率（%、预测）全国统计146838.7174008华北地区23547.827567东北地区15172.316003华东地区287910.435319.6华中四省19968.822956南方四省244610.3299710川渝地区81012.69878.5西北地区10897.212988.2福建省4399.454010山东省110510.413048海南省43125412西藏自治区3.612.24.17综合各方面的情况分析，预计2003年我国电力需求增长速度将低于2002年的10.3%，预计将达到8%左右，全年全社会电力需求量将达17400亿千瓦时，年净增需电量1200亿千瓦时左右，其中，各个产业所占的比重分别为：第一产业（3.58%）、第二产业（72.45%）、第三产业（11.55%）、居民生活用电（12.42%）。而从“十五”后三年来看，除了2003年保持快速增长外，2004、2005两年的电力需求在我国国民经济仍能保持高速增长的情况下，增长率仍然有望达到7%以上，电力需求的增长仍然比较乐观。3.2.2火力发电需求强劲增长71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告从上述分析不难看出，我国电力需求在2003年和今后的几年内将保持旺盛增长势头，而火力发电的比重仍然将稳定在80%左右，因此，火力发电的需求也将保持快速增长势头。除了这个原因外，还有两方面的因素支持火力发电的需求增长：首先，电力需求目前增长的主要动力来源于华北、华东、南方经济发达地区，而这些地区大部分属于水力资源缺乏地区，水电在当地所占比重很小，加上火电建设周期短，火电将是这部分新增电力需求的主要受益者。再者，从全国的水电来看，由于2002年全国各主要河流的上游来水情况不好，水库水位偏低，这将导致在2003年上半年汛期来临之前水电发电量的继续减少，这将从另一方面导致对火电需求的增长。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告4.火力发电供应分析4.1火力发电供应现状4.1.1电力供应现状2002年全国完成发电量16400亿千瓦时，同比增长10.5%。在完成的16400亿千瓦时的发电量中，水电2710亿千瓦时，火电13420亿千瓦时，核电250亿千瓦时，同比分别增长3.8%、11.4%和42.9%。2002年，随着跨区联网工程进度加快，主网工程投资比例上升，电力投资结构得到进一步改善。全国电力固定资产投资完成1840亿元，比去年同期增长17.4%。其中：基建投资完成920亿元，同比增长23.0%，城乡电网建设与改造项目完成860亿元，同比增长15.11%。到2002年底全国发电装机容量突破3.5亿千瓦大关。全年基建投产110千伏及以上线路12564千米，变电设备4722万千伏安。4.1.2火电供应现状从2002年的火力发电供应状况来看，有以下几个特点：1、火电发电量增长速度远远超过水电。2002年，全国累计发电量16400亿千瓦时，同比增长10.5%。在完成的16400亿千瓦时的发电量中，水电2710亿千瓦时，火电13420亿千瓦时，同比分别增长3.8%、11.4%。火电增长速度随发电总量的增长有加快之势。而火电增长速度远远超过水电，也使2002年火电所占的市场份额达到81.83%，比2001年的79.82%有所提高。2、火力发电设备利用率提高。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告受电力供需形势整体趋紧的影响，火电设备利用率有所提高。发电设备累计平均利用小时同比增长212小时，其中火电增长300小时。供电煤耗完成381克/千瓦时，比去年降低4克/千瓦时。线路损失率为7.45%，比去年下降了0.10个百分点。从中不难看出，火力发电行业在需求强劲的情况下，自身的经营效率也有了较大的提高。3、火力发电投资加快。2002年，全国新投产发电装机1165万千瓦，其中：水电155万千瓦，火电1010万千瓦(含以大代小项目投产138.5万千瓦)，占新增发电装机容量的86.7%，水电新增投产仅占13.3%。截止到前三季度，2002年国电总公司系统计划投产大中型机组829万千瓦，其中水电84万千瓦，占10.1%；火电745万千瓦，占89.9%。前三季度，已投产机组548万千瓦，占2002年计划的66.1%。而从投产的地域来看，主要分布在山东、山西、浙江、江苏、黑龙江、天津、辽宁和江西等东部和部分中部省区，火力发电企业有日益集中的迹象。4.2火力发电供应趋势预测4.2.1电力供应趋势预测71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告在1997年之前，我国的电力市场一直处于供不应求的状况，但从1997年开始，我国扭转了连续20多年的长期缺电局面，全国各主要电网构大幅度调整，用电增长速度大大减慢，发电装机容量较多的实现了电力供需基本平衡，不再拉闸限电。1998-1999年因为经济结超过了用电量的增长。在短期内部分电网出现了电力富裕，国家有关部门因此通过宏观调控减慢了发电装机容量的增长。但2000年以来，连续三年发电量又迅猛增长，大大超过了预期，并且较多地超过了同期发电装机容量的增长速度（具体情况参见附图4.1）。2002年与1997年相比，发电量增长42.7%，年均增长7.36%；发电装机容量增长40.3%，年均增长7%。从两者来看，总量和增长率大体相近，回到了基本平衡状态。图4.1中国近几年发电装机容量及发电量增长图不过，值得注意的是，从今后的“十五”的后三年的情况来看，包括火电在内的整个电力供应形势趋紧，电力建设规模严重不足。初步统计，到2002年8月，我国大中型发电项目建设规模总计约8639万千瓦，其中火电3766万千瓦，水电4213万千瓦，核电660万千瓦。按照国电总公司的有关预测，“十五”后三年预测需新增发电量3420-3820亿千瓦时，相应需新增发电装机7500-8500万千瓦时，而目前在建项目只能投产5097万千瓦时，差额达到2400-3400万千瓦时左右。因此，从目前来看，急需尽快开工建设一批“十五”后三年投产的常规火电及中型火电项目。这些项目主要有嘉兴二期、温州三期、常熟二期、阜阳、汕头、北海二期等，另外还有结合技术改造的中型火电项目。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告按照国电总公司的有关预测，2002年全年我国总共投产容量1374完千瓦，2003年将达2118万千瓦，增长5.8%，2004年为1820万千瓦，增长4.7%，2005年为1159万千瓦，增长2.9%。而事实上，2003-2005年需电量增长率预测分别为7.5%，6%-7.3%，6%-7.3%，这个数字并不高，实际上还可能超过。因此，我国的投产容量与实际的需求电量有很大差距，而且一年比一年严重，这将导致电力供需形势日益严峻。4.2.2火力发电的供应预测火力发电作为我国电力供应的主导力量，近几年由于我国电力供应形势偏紧，我国加大了大型火力发电的建设力度，并按照各个电网需求的实际状况布置了投产容量（具体情况参见附表2）：表4.1我国各地火力发电投产计划一览名称2002年投产容量总量2002年火电投产容量2003总量2003火电2004总量2004火电2005总量2005火电全国1374121921181552182011951159960华北206206309309293293240240东北525025254820170华东270260307301380320160100福建70607760736000山东156156156156500500华中16113017495726000南方31123855843032229010430川渝2906410670450西北11111112812818712022890新疆8838384432350西藏00204000三峡00280028002800注释：表中单位为万千瓦，年份中前为投产总量，后为火电投产总量。4.2.3火力发电的建设方向在国家计委制定的“十五”71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告规划中，对火力发电的投资建设方向指出：“根据电力平衡测算，尽管个别地区到“十五”末期电力仍会相对富裕，但从全国来看，在消化了在建项目投产能力和关停1420万千瓦小火电的前提下，仍需开工并投产火电约2570万千瓦。优先建设大型超临界机组国产化和洁净煤发电依托项目，“西气东输”燃气电站及“西电东送”坑口电站项目等。为“十一五”及以后电力增长需要，必须做好前期工作并适时在“十五”后期开工的项目主要有山西、内蒙和贵州等地的“西电东送”项目，天然气开发配套燃气电站项目，以及必要的水火调剂和调峰项目等。这些项目将根据未来电力市场变化情况，在“十五”执行过程中适时进行调整”。事实上，大机组火电在发电成本上占据明显的竞争优势：据招商证券的一份研究报告分析，对于30万千瓦的发电机组来说，在燃料成本、税率不变的情况下，以现有的全国平均上网电价0.282元/度的水平，电价每降低0.01元/度（相当于电价水平下降3.55%），通过规模扩张5%左右，可以保持原有盈利水平；如果超过5%，则盈利水平会有一定幅度的提高。只有通过规模扩张，才能保持业绩增长，因此，投资建设大机组火电不但符合我国的产业政策，也符合市场经济竞争的需要。除了重点发展大机组火电外，按照国家计委制订的“十五”计划，根据我国以煤为主的电力结构特点，“十五”期间将高度重视火电结构调整工作。1、有计划按步骤地关停超过经济寿命的小火电，提高大机组的比重。2、推进超临界国产化、洁净煤发电示范工程建设，以促进电力产业技术升级；3、对已运行的燃煤机组逐步安装环保设施，减少对大气的污染；4、在有条件的地区，根据天然气资源的开发进展，适当建设天然气发电项目；5、在缺水地区，研究启动大型空冷机组试点工程。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告按照国电总公司的未来发展规划，今后我国火电建设的重点是：积极采用高参数、大容量、高效率、高调节性、节水型，以600MW为主的设备；要大力开发清洁煤燃烧技术，以减轻对环境的压力；要鼓励热电联产和热、电、冷技术的推广，以提高能源综合利用率；要积极支持和花大力气建设矿口电厂，建设煤炭基地的电站群，发挥规模经济效益，而且可以变送煤为送电以减轻对运输的压力，同时也可减轻对经济发达地区的环境压力。矿口电厂的重点是华北的山西、内蒙古西部、西北的陕西、宁夏以及东北的东三蒙，初步规划在2010年前要建成投产30～40GW的矿口电厂。在交通方便的沿海和负荷中心地区则要建设若干港口电厂和路口电厂。按照这个规划，在2010年全国总装机容量达到540GW，火电装机容量约为400GW以上。而到2020年预计火电装机在600GW左右。4.2.4西电东送工程将缓解东部地区供电压力我国地域辽阔，能源资源分布极不均匀，煤炭资源相对集中在山西、陕西和内蒙西部的“三西”地区，水能资源主要集个在西南和西北地区，而用电负荷却相对集中在广东、浙江、上海、江苏等东部沿海地区。为了满足国民经济发展对电力增长的需要，实现能源资源和环境的可持续发展，必须加快开发西南和西北地区丰富的水能资源和煤炭资源丰富地区的坑口火电厂，输往经济相对发达的东部沿海地区，实施电力发展的“西电东送”战略，以促进东西部地区经济和社会的协调发展。“西电东送”工程包括三个部分。一是将贵州乌江、云南澜沧江和桂、滇、默三省区交界的南盘江、北盘江、红水河水电站，以及云南和贵州坑口火火电厂开发出来送往广东，形成南部“西电东送”大通道；二是将金沙江干支流(雅砻江、大渡河)水电站开发出来送往华东地区，形成中部“西电东送”71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告大通道；三是将黄河上游水电站和山西、蒙西地区坑口火电厂开发出来送往京津唐地区，形成北部“西电东送”大通道。到目前为止，南部“西电东送”大通道已形成了南盘江天生桥一、二级水电送电广东300万千瓦的能力，北部“西电东送”大通道己形成了山西、内蒙送电北京260万千瓦的能力，中部“西电东送”大通道已形成葛洲坝至上海的120万千瓦的能力，随着三峡水电站的投产，将形成送电华东720万千瓦的能力。“十五”期间将在现有基础上加快“西电东送”步伐，形成黔滇地区新增送电广东能力700多万千瓦和内蒙山西新增送电京津唐地区能力500万千瓦，三峡工程按计划投产12台机组，形成新增送电广东和送电华东能力各300万千瓦。南部通道“西电东送”电源和输变电工程建设全而展开，进展顺利。2000年11月8日开工了同时贵州洪水渡水电姑54万千瓦、引子渡水电站36万下瓦、乌江渡扩机水电站59万千瓦和天生桥至广东第三回500千伏交流输电线路、云南宝峰至天生桥500千伏交流输电线路。2001年7月1口开工了广西龙滩水电站420万千瓦。2001年12月1日将同时开工贵州安顺二期火电厂60万千瓦、纳雍火电厂120万千瓦、黔北火电厂120万千瓦和贵阳电厂技改30万千瓦，以及贵州和三峡分别送电广东的两条直流输电线路。云南开远火电厂60万千瓦、曲靖二期火电厂60万千瓦和宣威六期60万干瓦也正在抓紧开展前期工作，力争尽早开工建设。中部通道“西电东送”工程主要是三峡水电站工程，日前各项上作进展顺利，2003年首批4台机组将按计划投产，2009年全部竣工，中部通道“西电东送”将形成规模。此外，三峡工程的后续项目，也是中部通道“西电东送”的重要组成部分—金沙江溪洛渡水电站1200万千瓦正在抓紧前期工作，力争三峡工程投产后连续建设。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告北部通道“西电东送”丁程主要是蒙西托克托火电厂120万千瓦和准格尔火电厂60万千瓦和相关的输电工程。近期还将开工建设大同和神头火电厂。同时，正在抓紧研究开发黄河上游水电送电京津唐地区的方案、经济性和合理件，积极推进北部通道水电和火电的合理配置。根据电力负荷增长的预测，京津唐、河北南部、山西和内蒙西部“十五”期间需新增装机约1000万千瓦，其中京津唐和河北南网约850万千瓦，考虑到区内规划的电力项目，电力需求还将有约500万千瓦的缺口要通过建设“三西”能源基地和送电通道解决。“西电东送”工程将给西部地区的火力发电企业带来了良好的发展机会，将大大缓解东部地区的供电压力，使这些地区过高的电价走低。不过，同时这也会给东部地区的的火力发电企业带来一定的冲击，尤其是广东地区的火电企业发电成本高企，电价下调后，未来的发展前景不容乐观。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告5.火力发电的成本和定价分析5.1火电的供需形势综合第三章和第四章的分析，2003年及“十五”后2年（2004、2005）的电力（含火电）供需形势可以有以下基本判断：5.1.1今后3年全国电力供需总体可维持基本平衡，但仍然略微偏紧。2002年全国电力供需基本平衡，全国完成发电量16400亿千瓦时，同比增长10.5%；全社会用电量16200亿千瓦时，同比增长10.3%。但在夏季的用电高峰期，局部地区仍然出现了拉闸限电。而且从全国11个电网来看，除了东北、海南电网富裕外，其他9个电网都处于平衡偏紧的状况，其中山东、广东、河南等省份的电力供需状况都很比较紧张。从2003年的情况来看，全国电力供需形势总体上可维持基本平衡。但如果出现异常高温天气，尤其是全国多数地区同时出现持续高温天气的情况下，夏季电力供需形势将比2002年更为紧张。而在夏季高峰时段，系统备用不足的问题将更加突出，华东电网、京津唐电网等地在高峰期拉限负荷在所难免。而从2004年以后的2年来看，由于发电容量增长和需电量增长比例关系不够协调，供需形势尽管能维持基本平衡，但仍然有缺电的可能。由于目前大型火电项目在建规模严重不足，“十五”71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告后三年能够投产的机组只有6000万千瓦，而2002年一年的用电增长是1500亿千瓦时，要吃掉3000万千瓦的容量。而如果2003年GDP增长7%，就需要2000万千瓦的发电容量，而2004年也需要2500到3000万千瓦左右的容量，发电容量的增长明显不足，所以2004年、2005年有可能出现较大规模的缺电现象著名电力专家、国家开发银行电力信贷局局长吴敬儒的这一观点已经在国家计委引起了广泛的重视。。5.1.2我国各个电网之间的供需状况差异日益严重。从2002年的电网运行状况来看，我国各个电网的供需状况就存在着很大的差异，而2003年到2005年，这种差异将日益严重（具体情况参见附表3）。表5.1今后3年我国主要电网供需形势一览电网供给形势（2002年发电装机容量和2003-2005年新增发电容量增长速度）需求形势（2002年用电量和2003-2005年用电增长速度）总体评价华东电网6320万千瓦，2003-2005年新增容量增长分别为6.6%、6.4%、2.9%。3220亿千瓦时，增长12%，今后（2003-2005）用电增长8%-9%。用电增长较快，供需最为紧张华北电网4800万千瓦，未来三年增长分别为6.4%、5.7%、4.4%2560亿千瓦时，增长8.5%，今后增长7%-8%电力供需不能平衡华中电网5100万千瓦，未来增长（含三峡送电）分别为5.7%、2.1%、1.3%2180千瓦时，增长9%，今后用电增长7%-8%缺口日益扩大，目前主要在河南，今后将扩大到湖北、湖南南方电网5650万千瓦，未来新增容量增长（含三峡送电）分别6.8%、7.8%、2.9%2740亿千瓦时，增长12%，今后用电增长8%-9%目前基本平衡，但广东紧张，2003、2004基本维持现状，但2005年缺口很大，需要有新项目才能平衡山东电网2200万千瓦，未来新增容量增长7.1%、2.1%、2%1220亿千瓦时，增长10%，今后用电增长8%-9%偏紧，不能满足用电增长需要，川渝电网2000万千瓦，未来新增容量增长3.1%、3.2%、2.1%，且主要是水电。915亿千瓦时，增长13%，今后用电增长7%-9%基本平衡，但枯水期缺电比较严重。西北电网2430万千瓦，未来新增容量5.3%、6.8%、8.3%962亿千瓦时，增长8%。今后用电增长7%-8%供需基本平衡福建电网1340万千瓦、2003年77万千瓦，2004年73万千瓦，2005年无投产容量492亿千瓦时，增长12%2004年前可基本保持平衡，2005年将减少向华东电网送电，并可能缺电71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告东北、海南两电网目前还有所富裕，但2005年后将基本无富裕从上述分析中不难发现，我国大部分地区的电力供需形势是在平衡中偏紧，东北、海南两个电网尽管目前还有所富裕，但在2年以后这一状况将有所变化，从全国的形势来看，地区差别将日益严重，供需形势不容乐观。5.2火力发电的成本分析火力发电企业的发电成本主要体现在以下方面：燃料成本、折旧维修费用、人力成本、财务费用等。以沪深两市所有发电类上市公司（华能国际未包括在内）为样本，以2001年度的披露的信息为依据，对以上各项成本费用进行分类研究上海证券报2002年5月14日，“从发电成本看电力类上市公司投资机会”联合证券研究所吴载德，可以大致了解国内火力发电企业的成本。5.2.1燃料成本。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告在总的发电成本中，燃料成本是所占比重最大也最重要的成本。一般来说，燃料成本占发电企业总的发电成本的60%左右。近几年由于煤炭价格的上涨，这个比重还在提高。通过对国内上市公司中的26家火电及热电类企业进行统计后发现(水电及部分发电占比相当少的热电类企业除外)，平均燃料成本为0.126元/度，其中，燃料成本最高的是深南电，约为0.279元/度，最低的是漳泽电力，约为0.062元/度。实际上，燃料成本的高低主要取决于所进燃料的价格，除深南电以油(重油)为发电燃料，穗恒运部分以油为燃料外，绝大部分发电企业都以煤为燃料。而我国煤炭资源的地区分布呈现不平衡，西部煤炭资源丰富，东部及东南部煤炭资源相对缺乏，资源的不平衡直接影响了不同地区的电力企业对煤炭的进货价格：如西部煤炭资源较为丰富的地区，其电力企业对煤炭的进货价格较低，因此燃料成本便较低。如漳泽电力、豫能控股、内蒙华电等；反之，地处煤炭资料较为缺乏的东部及东南部的电力公司，由于其煤炭进货价格相对较高，则他们的燃料成本较高。如深能源、汕电力广州地区的发电企业。另外，燃料成本的高低还与发电企业的发电规模及其机组的运行效率存在较大关系。一般来说，规模越大的发电企业其规模效益得到体现，综合成本较低；其次，机组运行效率越高的公司其燃料成本相对较低，一般情况下，大机组的运行成本较低，此外，机组运行小时数越高的企业其燃料成本亦得到了有效控制。如申能股份等大型火电企业的单位燃料成本就相对要低一些。5.2.2人力成本。人力成本的高低反映了一个企业劳动生产率的高低。而在会计报表中，人力成本一般计入公司的管理费用，因此，人力成本的高低，同时又反映了公司管理成本的高低，或者说公司的管理效率的高低。35家上市公司(包括9家水电类公司)的平均人力成本为0.036元/度，其中最高的是明星电力为0.118元/度；最低是天富热电为0.005元/度。5.2.3折旧、维修费用。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告电力企业属资金密集型企业，一个电厂从项目投资到最终投产，所需资金量大，建设周期长。由于投入资金量大，电力企业的折旧相当大，电力企业的成立时间的长短很大程度上影响了其每年计提折旧的多少。一般来说。投产较早的机组由于已计提的折旧较多。所以以后年度内计提折旧较少；反之。对那些投产时间不长的新机组。由于前期要计提大量的折旧费。相对而言。其折旧额较大。此外，机组的维修亦是电力企业不可缺少的一项费用。一般而言，新机组的维修费用相对较少，而那些运行时间较长的老机组，则维修费用相对较多。统计结果表明：35家电力类上市公司平均每度电的折旧维修费用为0.067元，其中最高的是三峡水利为0.277元/度，其次是国电电力为0.258元/度，桂东电力为0.242元/度；最低的是祥龙电业，为0.0096元/度。通过对电力企业的成本费用结构进行考察后发现，在电力企业的总成本中，燃料成本所占比重最大，其次是折旧、维修费用，人力成本居第三位。为了综合评估电力企业的发电成本，粗略地用燃料成本、折旧维修费用、人力成本三项之和作为评价电力企业成本的综合指标。统计后发现，35家电力类上市公司平均综合成本为0.197元/度，其中综合成本最高的前5家公司为深南电、三峡水利、国电电力、汕电力A、深能源A，其综合成本分别为0.423元/度、0.385元/度、0.380元/度、0.377元/度和0.350元/度。综合成本最低的火电公司为漳泽电力，综合成本为0.0934元/度。其他依次为豫能控股、内蒙华电、郑州煤电。5.3火力发电的定价分析5.3.1电力商品定价的特性71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告电力商品作为特殊的能源商品，有着与一般商品所不同的特性：电力商品不能大量存储，电力的生产、供应和销售必须在同一瞬间完成，即电力供求必须时刻保持平衡。一旦这种平衡受到破坏，轻则使供电质量下降，重则会发生电网崩溃瓦解的特大事故，危及人身安全和社会安定，使国民经济遭受巨大的经济损失。因此，为了满足最大用电负荷需求，电力系统除应具备相应的发电和输变电的运行容量外，还必须具备一定的备用容量。如果运行容量和备用容量均不能满足最大用电负荷需求，则只能靠拉闸限制用户的需求来强制实现电力供求的平衡。电力企业为了提供充分的发电和输变电容量，则会发生相应的资本费用和年固定运行维护费用；同时，电力企业还发生相应的燃料费、水费和其他变动的运行维护费用。因此，火电企业的发电成本由固定成本和变动成本组成。固定成本由资本费用和固定运行维护费组成。资本费用是指建设电厂所形成固定资产的折旧、无形资产及递延资产的摊销、债务的利息及其他财务费用等。固定运行维护费是指为保持电厂处于正常运行状态所发生的人工费、材料费、修理费、管理费和其他费用等。固定成本主要与机组容量有关,不随发电量的多少而变化。变动成本由燃料费、水费及其他变动运行维护费组成，它是随着发电量的多少而变化的。由于发电成本的这一特性，世界各国普遍采用“两部制电价”，即容量电价(或基本电价)和电量电价来确定上网电价。容量电价由政府根据社会平均先进成本确定，电量电价由市场竞争产生，当电量电价高于电厂的变动成本时，电厂发电才会有盈利；反之，电厂则会亏损，从而使得电厂有了降低成本的动力和压力。5.3.2我国目前电力的定价机制我国目前主要有两类电价：上网电价和销售电价。上网电价是指独立经营的发电企业向电网输送电力商品的结算价格。我国现行的上网电价一般实行单一电价制，主要有以下几种形式：1、独立经营老电厂的上网电价。如丹江水电厂、葛洲坝水电厂等，这些发电企业按定额发电单位成本、发电单位利润加发电单位税金的方法核定电价，一厂一价，一次核定多年有效。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告2、独立经营集资电厂、中外合资电厂的上网电价：如华能国际下属的发电企业。此类电价一般按还本付息电价的原则核定，即按该电厂的定额发电单位成本加发电单位还贷额、减发电单位折旧额、加发电单位投资回报及企业留利、加发电单位税金来核定电价，一厂(或一机)一价，一年一核定。3、独立的地方小火电、小水电及自备电厂的上网电价：一般按平均成本加平均利润加税金的方法核定电价。此外还有各电网经营企业(电力公司)对所属非独立核算发电厂制定的各种内部核算电价等等。总的来看，目前的定价方式均是以单个电厂(或单台机组)的成本加上合理的利润、税金倒算出不同电厂(或机组)的电价，因此，形成了现在的一厂一价、一机一价。上网电价由物价管理部门制定，如果由于燃料价格上涨或通货膨胀等原因导致电力企业成本费用提高的话，则首先由电力企业向当地物价部门递交提价申请，并提供作为调价理由的有关财务资料，当地物价部门对企业上报的调价资料进行审核，同时召开电力价格听证会，听取各利益集团对调价的意见，然后对调价方案进行调整，上报省级物价部门批准。可这种上网电价形成机制带有传统的行政色彩。销售电价是指电力公司将电力商品销售给用户的到户价，一般是由计委会同当地物价管理部门来制定。我国目前基本上没有输配电的价格形成机制，销售电价与上网电价之间的差额可看作输配电价，其中包括各种基金及附加(如三峡建设基金)。2001年底我国平均销售电价为0.41元/千瓦时，平均上网电价为0.282元/千瓦时，上网电价占销售电价68%的比重，剩余的0.13元/千瓦时是输配电价的主要部分。从目前来看，目前的电力定价存在很多不合理的因素：71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告1、从定价的过程看，是一种以企业个别成本为基础，成本无约束、市场无竞争、价格难控制的成本推进型的价格形成机制。由于物价管理部门制定或调整电价时，基本上是以企业上报的成本为主要依据，会导致成本越高，电价也就越高,电力企业因此没有降低成本的动力和压力。虽然物价部门会对企业上报的成本资料进行审核，但由于信息不对称，无法了解企业的真实成本，这也会刺激企业虚报成本，其结果是鼓励粗放经营，保护落后，浪费资源。2、从电价的形式看，表现为一厂一价、一机一价，各类电厂上网电价水平悬殊的不公平状况。这不仅增加了电价管理的难度，而且使发电企业失去了公平竞争的基础。3、输配环节没有独立的具体价格形式，更没有明确的定价原则和办法。输配电网具有显著的自然垄断性，因而应该是价格管制的重点，以确保整个电力系统正常稳定地运行，并防止电网经营企业利用垄断地位获取垄断利润。4、电价结构不科学。电价结构主要是指地区之间、用电分类和电压等级之间形成的比价关系。从地区看，没有形成科学合理的地区差价,阻碍了电力资源从丰富地区向贫乏地区的合理流动。现行电价结构的不科学、不合理，难以发挥电价在促进电力资源优化配置和合理调节供求关系方面的功能，影响了电力工业经济运行的效率和质量。5.3.3电力体制改革中电力定价的有关政策现行电价制度和审批管理办法，在一定程度上助长一大批地方能耗高的小火电的发展，导致国家电力发展规划得不到贯彻，电力建设行为短期化，社会资源浪费加剧。因此，我国的电力定价机制需要进行大规模的改革。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告按照我国电力体制改革的总体战略，电力体制改革的主要内容是在发电环节引入竞争机制，首先要实现“厂网分开”，将国家电力公司管理的电力资产按照发电和电网两类业务进行划分。发电环节按照现代企业制度要求，将国家电力公司管理的发电资产直接改组或重组为规模大致相当的5个全国性的独立发电公司，逐步实行“竞价上网”，开展公平竞争。电力工业体制改革的核心就是电价改革。在2001年5月，国家计委颁发了有关电价改革的文件，对电价制定了全面的改革方案。主要有四个内容：（1）无论是还贷未完的现有机组还是要新建的电厂将来都改按发电项目经营期核定平均上网电价（目前实行的是还本付息定价制度）；（2）按先进的社会平均成本核定上网电价；（3）电网输配电价格应按照合理补偿成本费用、合理确定收益、依法计处税金的原则核定；（4）严格控制老电厂因改制和向境内外企业出售产权而提高电价。竞价上网是我国电力体制改革的最终目标，但其实施的基础第一步是实现厂网分开，没有这一步，根本无法实现竞价上网。只有通过通过厂网分开，才能建立竞价上网所必需的发电企业公平竞争的平台。2002底几大重点电力企业的成立，标志着厂网分开迈出了关键的一步，但真正彻底的实现厂网分开仍然需要一段时间。同时，竞价上网所需的负荷预测、实时电价计算系统等软硬件设施的到位也不可能一蹴而就，因此竞价上网在近期全面实施的可能性很小。从国外电力改革的实践看，这一过程一般需要10年左右的时间，因此在相当长的时间内，国内电力定价机制无法实现竞价上网这种理想状态。而根据在上海、浙江等6个省市进行“竞价上网”的试点看，我国电价改革的步骤可能是先拿出总电量的10—20%进行竞价上网，其余80—71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告90%仍按老办法执行，待积累经验后，再逐步提高竞价比例，并推广到全国。从长期看，电力改革后，发电企业将出现分化，呈现“强者更强，弱者淘汰”的格局。5.3.4电力定价最新政策趋向2003年1月14日，电监会表达了未来电价改革的基本意见和出台时间。从目前来看，在五大发电集团正式运作，并且进展顺利，电价改革的方案才会出台，出台时间会在2003年2月份。从目前来看，按照电监会的工作安排，电价改革的长期任务是：将电价划分为上网电价、输电电价、配电价格和终端销售价格；发电、售电价格由市场竞争形成；输电、配电价格由政府制定；明晰管理规则，建立规范、透明的管理制度。改革初期（过渡期）的重点是在厂网分开的基础上，建立与发电环节适度竞争相适应的上网电价机制；初步建立有利于促进电网健康发展的输配电价格机制；实现销售电价与上网电价联动；优化销售电价结构；允许用电量大的用户直接向发电企业购电。其中，目前的政策趋向主要包括以下几个关键内容：（一）、实行临时上网定价制度71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告厂网价格分离是指对原来与电网实行统一核算、没有单独上网电价的电厂核定临时结算电价，使这些电厂从电网分离出来后能够正常运行（涉及3500万千瓦左右的机组）。对分离出来的电厂按保本原则（零利润原则）核定临时上网结算电价。而临时上网电价以2001年度发电成本、财务费用、税金和上网电量为基础核定。其中，发电厂成本包括：燃料费、外购电费、水费、材料费、工资及福利费、折旧费、修理费、其他费用共8个项目。其中折旧费按照该电厂综合折旧率计算的折旧费确定；修理费按照该电厂近3年的平均水平确定。财务费用包括长期借款利息和短期借款利息，均按电厂2001年实际值考虑。其他成本项以电厂2001年决算报表数据为基础确定。临时上网电价计算公式分别为：水电厂上网电价=发电厂成本费用乘以1.187除以近5年平均上网电量。其他电厂上网电价=发电厂成本费用乘以1.187除以2001年实际上网电量或近3年平均上网电量。（二）、上网电价实行两部制电价上网电价改革的方向是全面引入竞争机制，价格由供需各方竞争形成。而在过渡时期，上网电价实行两部制电价，即容量电价和电量电价。容量电价的目的是为投资者提供部分收入保障，并能够引导电力长期投资。容量电价水平按电力调度交易中心经营范围内发电企业平均投资成本的一定比例制定，原则上实行同网同价，并保持相对稳定。统一制定容量电价的考虑是因为容量电价能够提供明确的价格信号，符合公平竞争的原则，有利于发电市场真正实现同网同价，操作简单，便于管理。电量电价的确定有两种市场交易模式。一种是发电企业全部电量集中竞价上网模式，即发电商、供电商和用户等所有市场参与者均需通过电力库进行交易，电量由电力调度机构统一平衡（称为强制性电力市场）。在此模式下，市场价格由满足负荷需求的最后一台机组的报价决定。确定电量电价的另一种交易模式是双边交易与集中竞价结合模式，即市场参与者可以通过集中竞价进行交易，也可以不通过集中竞价、而由双边签订合同直接交易（称为非强制性电力市场）。在此模式下，双边交易的电量和价格由买卖双方协商确定；集中竞价的电量价格，为供需双方确定的市场均衡价格。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告第一种模式的优点是由电网负责电力的调度和平衡，有利于电网的运行稳定。缺点是市场价格由少数机组决定，需求方未参与市场定价，很容易发生发电企业利用垄断势力操纵市场。第二种模式的优点是市场价格由供需双方确定，价格水平较低，但要求有足够多的需求方，并且对电网调度和市场监管的要求较高。按照电监会的意见，现阶段市场发育程度较低，政府监管能力比较薄弱，输、配电尚未分开，电网输电能力不足。目前，各地可自由选择第一种或第二种模式。对选择第一种模式的地区，为避免出现价格垄断现象，监管部门可规定最高、最低限价。但电力改革的目标是实行第二种模式。（三）、上网电价改革主体有不同限定1、对于大用户用电直供问题，允许较大用电量的用户、独立核算的配电公司与发电公司进行双边交易，双边交易的电量和价格由买卖双方协商确定。2、竞价上网的主体是常规水电、火电企业，以及核电企业。电网企业拥有的调峰电厂、风电、地热等新能源和可再生能源企业目前暂不参与竞争。3、对于外商投资电厂的竞价上网问题，符合国家审批程序的外商直接投资企业，1994年以前建设并已签订购电合同的，以及1994年以后经国务院批准承诺过电价或投资回报率的，在保障投资者合理收益的基础上，重新协商，尽可能参加竞价上网。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告4、搁浅成本将实施补偿。上网电价改革产生了搁浅成本（指这次改革后原有售电合同或协议的电价不能继续执行而导致的电厂收入降低部分）。根据国务院改革方案，国内投资建设的电厂搁浅成本在发电企业内部消化；外商直接投资电厂可重新协商处理原有购电合同，对于经协商后仍不能完全废止的购电合同，将形成搁浅成本。中国现有外商直接投资电力企业装机容量约3700万千瓦。其中，1994年以前建设的电厂主要集中在广东地区，约200万千瓦；1994年以后建设、经国务院批准承诺过电价或投资回报率的电厂约有1000万千瓦，主要分布在福建、河北、山东、安徽、江苏、广东、广西等地。这些电厂的搁浅成本需要进行逐厂清理。补偿资金主要通过变现国有发电资产的方式筹集。5、关于竞价时环保收费政策。发电企业竞价时，应执行发电排放的环保收费政策，发电企业排污费标准应逐步达到污染治理的平均成本。（四）输配、销售等相关电价也将发生变革输配电价改革的第一步是厂网分开时输配电价按平均售电价格扣减平均购电价格确定。第二步是随着电网的发展，逐步过渡到“成本加成”方式核定输配电价格。监管机构将制定成本规则，电网运营成本按社会平均水平确定。投资收益以电网企业有效资产和市场筹资成本为基础确定。第三步是当电网发展比较成熟时，选择“价格上限制”或“收入上限制”等基于业绩的管理方式。输配电价格分为共用网络服务价格、专项服务价格和辅助服务价格。共用网络服务价格按电压等级制定，各电压等级价格应反映其对系统造成的成本耗费。竞价初期，同一电压等级的用户输配电价执行同一价格水平，原则上实行单一电量电价。专项服务价格分为电厂接入价、专用输电工程服务价和联网价三类。价格水平以成本为基础确定。辅助服务实行有偿提供，具体办法由电力监管部门制定。在销售电价方面，由于售电环节不具有自然垄断性，改革方向是在给全部用户以自由选择供电商权力的基础上，价格由市场决定。竞价初期，销售电价仍需由政府管理。政府制定销售电价的原则是，坚持公平负担，有效调节电力需求，兼顾公共政策目标，并建立与上网电价联动的机制。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告用户类别包括居民生活用电、农业生产用电以及工商业及其他用电。每类用户分电压等级和用电负荷特性进行定价。销售电价的调整采取正常调价和联动调价两种形式。一是居民和农业生产用电实行正常调价，原则上每年一次，期间尽量保持稳定。二是工商业和其他用户用电价格与上网电价实行联动，电价同方向变化超过一定幅度时相应调整销售电价，以使发电市场的价格变化情况能够及时传递给消费者，避免出现美国加州式的能源危机。电力市场运行第一年内，居民生活用电及农业生产用电价格水平原则上保持稳定（城乡用电同价除外）。调整用户分类、扩大两部制电价范围等改革措施，在电力市场竞价开始半年后逐步推行。允许实行季节电价、高可靠性电价、可中断电价等其他有利于系统平衡、降低系统成本的电价形式。电力监管部门根据市场情况向政府价格主管部门提出调整电价的建议，政府价格主管部门审核批准电价，电力监管机构对企业执行价格的情况进行监督检查。按照电监会的意见，电价改革的长期目标是优化有限的全国资源的利用（资本资源、能源资源和人力资源），以最低的生产成本生产出最多的电力；促进电力的合理分配，保证电力的有效利用，以最少的电力获取最大的经济效益；有利于电力工业吸引投资，保证电力企业具备良好的财务状况，促进电力工业的健康快速发展，满足国民经济发展的需要。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告6.火力发电的重点企业分析6.1火力发电企业概况6.1.1火电企业的构成分类表6.02002年销售收入最大的十家主要企业职工人数销售收入（千元）利润（千元）总资产（千元）辽宁省电力有限公司-2189454058948047795320黑龙江省电力有限公司-1205860128005129242288北京大唐发电股份有限公司张家口发电厂225778586012083357516204大庆石油管理局153327777928-11649620广东广合电力有限公司84037331652217758500074中国华北电力集团公司7557359196538422023589602上海电力股份有限公司6895355283169539910495739广东省珠海发电厂有限公司384317066198473511143668中国石化集团齐鲁石油化工公司热电厂-2905383-7001823马头发电总厂2898260892769164570585我国的火力发电企业构成目前可以大致分为以下三类（具体比重参见附图6.1）图6.1火电企业的构成分类国电系统内发电企业71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告这部分火力发电企业包括国家电力总公司直属电厂和省电网直属电厂，这些企业规模较大，在电力市场竞争中占据主导地位。地方发电企业这部分火力发电企业包括国家电力总公司与地方的合资电厂、部分企业的自备电厂以及地方的小火电，由于国家正在加大关停小火电的力度，地方小火电的企业数量将有所减少。3、中外合资电厂我国电力市场对外开放较早，但由于一直对外资参股比例有一定限制。目前全国大中型中外合资电厂39个，总容量2700万千瓦，占全部装机容量的8.46%，外商投资23亿美元。加入WTO后，外资进军我国电力市场的步伐会明显加快，这部分企业在整个发电企业中的位置将会不断提高。从火力发电的企业主体来看，目前大机组的火力发电企业占据了较大的市场份额，在发电市场中处于主导地位。2000年底，单机30万千瓦及以上机组达到了313台，总装机容量达到10998万千瓦，占装机容量的34.4%，比“八五”末期提高了12个百分点。而通过关停小火电机组，5万千瓦及以下的小火电机组容量占发电装机容量的比重由1995年的26.6%下降到2000年的20%。（附表4列出了我国主要的火电企业的名单）表6.1我国主要火电发电企业一览表（2001年初、100万千瓦以上）序号名称所在省区发电设备容量（MW）机组容量（MW和台数）燃料1邹县山东2400300×4煤600×22沙岭子河北2100300×7煤3沙角C广东1980660×3煤4北伦Ⅱ浙江1800600×3煤5绥中辽宁1600800×2煤6哈尔滨第三黑龙江1600200×2煤600×27谏壁江苏1600100×3煤300×48陡河河北1550125×2煤71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告250×2200×49元宝山内蒙1500300×1煤600×1600×110华能洛璜四川1440360×4煤11台州浙江1410125×6煤300×212华能大连辽宁1400350×4煤13利港江苏1400350×4煤14华能南通江苏1400350×4煤15华能福州福建1400350×4煤16靖远甘肃1400200×4煤300×217达拉特内蒙1320330×4煤18华能上安河北1300350×2煤300×219俆州江苏1300125×4煤200×420大港天津1280320×4煤,油21焦作河南1260200×6煤22邢台河北1255200×6煤23神头第一山西1250200×2煤200×424太原第一山西1250300×4煤25十里泉山东1225125×5煤300×226双辽吉林1212300×4煤27西柏坡河北1200300×4煤28大同第二山西1200200×6煤29阳泉第二山西1200300×4煤30丰镇内蒙1200200×6煤31清河辽宁1200100×4煤,油200×432锦州辽宁1200200×6煤33铁岭辽宁1200300×4煤34富拉尔基第二黑龙江1200200×6煤35石洞口上海1200300×4煤36石洞口第二上海1200600×2煤37外高桥上海1200300×4煤38常熟江苏1200300×4煤39望亭江苏1200300×4煤,油71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告40扬州第二江苏1200600×2煤41北伦I浙江1200600×2煤42坪圩安徽1200600×2煤43洛河安徽1200300×4煤44华能德州山东1200300×4煤45石横山东1200300×4煤46渭河陝西1200300×4煤47大坝宁夏1200300×4煤48汉川湖北1200300×4煤49阳逻湖北1200300×4煤50襄樊湖北1200300×4煤51丰城江西1200300×4煤52沙角A广东1200200×3煤300×253珠江广东1200300×4煤54妈湾广东1200300×4煤55湛江广东1200400×3煤56宝钢自备上海1199.7350×3煤57姚孟河南1170270×1煤300×1300×258黄浦广东1100125×4煤，油300×259镇海浙江1050125×2煤,油200×460秦岭陕西1050125×2煤200×461漳泽山西1040100×2煤210×462牡丹江第二黑龙江1020100×4煤210×2200×163首阳山河北1020210×2煤300×264军粮城天津1000200×4煤65蓟县(盘山)天津1000500×2煤66秦皇岛河北1000200×2煤300×267马头河北1000200×4煤68神头第二山西1000500×2煤69伊敏内蒙1000500×2煤70龙口山东1000100×2煤71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告200×46.1.2火电企业收入和盈利状况2002年，我国电力行业的火力发电企业共有1066家，销售收入为3665.23亿元，比2001年增长12.76%。利润总额为340.28亿元，同比增长11.36%，实现利税344.76亿元，同比增长13.63%。我国火力发电行业从业人数2002年为88.24万人，比2001年增长0.33%，火力发电行业的人均销售收入为41.53万元，比2001年的36.96万元增长11.24%，火电行业在经过了大规模的改革后，人均产值水平有大幅度的增长。我国的火电企业的地域分布特征很明显，集中在经济发达地区和一些煤炭产区。1065家企业中，数量最多的省区依次为广东（149）、山东（101）、江苏（97家）、河南（82家）、浙江（74家）、山西（63家）、河北（59家）。而在四川、广西、福建、湖南等省区的水力资源丰富，当地的大部分发电企业是水电企业，火力发电企业整体来说集中在北方地区，这于当地的煤炭资源丰富有很大关系。从2002年底的统计数据来看，我国火电企业的盈利状况具有以下特点：1、火电企业亏损额有减少趋势。随着2002年我国火电行业的发展形势良好，火电企业亏损额也随之减少。2002年亏损企业总数达到270家，占总数的25.4%。亏损额达49.77亿元，亏损数额比2001减少了16%。由于电力需求增长迅猛，是火电企业的效益有大幅度的好转。2、大型火电企业盈利状况明显好于小型企业。但在这些企业中，不同类型企业的亏损面却有明显差异（具体情况参见附表6.2）：71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告表6.22002年不同规模火电企业亏损面企业分类总数亏损企业数量亏损企业所占比重大型火电企业2272912.8%中型火电企业2285725.0%小型火电企业61018430.2%全部火电企业160527025.4%从上表不难看出，小型火电企业的亏损比重是大型企业的2.4倍，因此，火电企业的规模的大小是企业能否盈利的重要因素之一，这也是我国加大小火电的清理力度的直接动因之一。集体企业、股份合作企业的盈利状况较好。从企业性质来看，不同所有制性质的火电企业亏损面差异并不大（具体情况参见附表6.3），这说明我国火力发电产业的盈利状况与企业性质并没有多大关系。相对而言，股份制的盈利状况最好，亏损面为22.2%，股份合作制企业的盈利状况最差，亏损面为29.2%，而国有企业和外商、港澳台投资企业的亏损企业所占比重都跟平均水平非常接近。表6.32002年不同所有制性质火电企业亏损面企业分类总数亏损企业数量亏损企业所占比重国有及国有控股66716424.6%集体711825.4%股份合作24729.2%股份制3106922.2%外商和港澳台投资2436225.5%其他24625.0%全部火电企业160527025.4%注：因企业性质有些重合，如很多企业既是股份制企业，又是国有企业，因此表中的各种所有制类型火电企业总数大于火电企业总数。6.2电力体制改革后的产业格局6.2.1电力体制改革的进展71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告在2002年，我国电力体制改革的步伐大大加快：在2002年3月，国务院在今年3月份正式批准了《电力体制改革方案》。在这个方案中，关键的一步是国家电力总公司的资产拆分和大规模的资产重组。主要的内容在前文已经阐述。3月15日，电力体制改革工作小组成立。中组部负责确定电监会、国家电网公司、南方电网公司及5家发电集团公司领导班子的筹备和组建；国家电力公司负责制订发电资产重组方案；中央企业工委、国家经贸委、中编办、财政部和国家计委等部门各司其职，紧锣密鼓地开展工作。10月15日，电力体制改革工作小组第四次会议召开。国家计委上报的《关于发电资产重组划分的请示》获得国务院领导批复。2002年12月29日，国家电力总公司的资产正式拆分成11家公司，新成立的电力公司包括：1、发电资产。包括中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司等5大发电集团。2、电网资产。包括国家电网公司（下又分为华北、东北、华东、华中、西北5家电网公司）和南方电网公司（由广西、贵州、云南、海南和广东五省电网组合而成）。3、辅业集团。包括中国电力工程顾问集团公司、中国水电工程顾问集团公司、中国水利水电建设集团公司和中国葛洲坝集团公司等4家发电辅助单位。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告值得注意的是，新成立的五大发电集团资产占电力资产总额33.8%。国家有关部门对5大发电集团制订了较明确的资产重组方案。华能集团将增加部分水电资产和西部地区发电资产，可控容量将达到3627万千瓦，权益容量1938万千瓦。中电投资集团将拥有原国家电力公司在香港注册的中国电力国际有限公司的资产，可控容量将达2889万千瓦，权益容量为2196万千瓦。其余三家集团中，大唐电力拥有北京大唐发电股份有限公司，可控容量3225万千瓦，权益容量2035万千瓦；华电集团拥有山东国际电源开发股份有限公司，可控容量3109万千瓦，权益容量2092万千瓦；龙源集团拥有国电电力发展股份有限公司，可控容量3043万千瓦，权益容量2035万千瓦。在整个国电系统2万多万千瓦的发电资产中，没有进入重组的发电可控容量达4053.51万千瓦，权益容量达3384.05万千瓦，占全部国电资产约20%。对于重组中设立的辅业集团公司(包括区域公司、省公司设立的辅业集团公司),划拔的参股发电资产权益容量920.01万千瓦，用于支持主辅业分离改革；为南方电网公司预留用于保留或转让的发电资产可控容量276万千瓦(权益容量219万千瓦)；国家电网公司保留并转让的发电资产870万千瓦。6.2.2电力体制改革后的火力发电产业格局在电力体制改革之前，国家电力总公司拥有全国输电网和50%发电容量，在市场中几乎处于垄断地位，而且可经营配电、供电业务，相对于这种综合经营和业务垄断，外资电力公司和地方电力公司的业务经营在竞争中处于不利的位置。而在电力体制改革后，我国火力发电的产业竞争格局将由以前的国电系统企业和非国电系统的系统之间的竞争演变为一种以企业主体为主体竞争。今后的发电市场将主要由五大发电集团、地方电力公司、外资电力公司三大主体组成，它们之间的竞争将比以前更加激烈。从发展趋势上来讲，电力体制改革对不同类型的火电企业的影响有很大差异：大的发电集团将获得更好的发展空间。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告由于以前国家电力总公司在电力市场中处于垄断地位，国电系统之外的北京大唐、华能国际、山东国电、中电投资等非国电系统的企业在发电市场中的竞争中一直处于不利地位。而电力体制资产大重组后，这些企业面临着很到的发展机遇机遇：国电电力总公司的拆分，使电力市场上的垄断被打破，厂网分离使市场竞争更加公平，自身发电资产质量较高又使其在竞价上网中处于优势，这些公司将获得更大的发展空间。另外，以它们为基础，组建国务院授权经营的电力公司，并且获得了原来国电总公司所属的众多发电资产，这些企业的发电规模大大扩大，企业在市场竞争中的地位将进一步提高。从中不难看出，新成立的这些发电集团将在市场竞争中获得非常好的发展空间。表6.4新成立的发电集团基本情况一览表名称规模核心资产情况包含上市公司1、华能集团可控装机3797万千瓦，权益装机1938万千瓦，可控资产约1300亿元，权益约600亿元。华能集团1988年成立，国有大型企业集团。至2001年底，华能集团合并资产总额1456亿元，资产净值421亿元，合并利润总额43.5亿元。1、华能国际（600011）总装机1416万千瓦，权益装机1316万千瓦，总资产430亿元，权益289亿元。2、东电B（900949）总装机167万千瓦，权益装机167万千瓦，总资产82.6亿元，权益56.7亿元。2、大唐发电集团可控装机3225万千瓦，权益装机2096万千瓦，可控资产约700亿元，权益约450亿元。大唐电力1997年在香港和伦敦上市，总股本51.6亿股。控股股东为国家电力公司的全资子公司华北电力集团公司。1、桂冠电力（600236）总装机62万千瓦，权益装机62万千瓦，总资产35.5亿元，权益25亿元。2、华银电力（600744），总装机104万千瓦，权益装机94.4万千瓦，总资产30.9亿元，权益25亿元。3、华电发电集团可控装机3109万千瓦，权益装机2092万千瓦，可控资产约700亿元，权益约450亿元。山东国电总股本为52.56亿元，1999年在香港上市。控股股东是山东电力集团公司。龙电股份（600726）总装机115.6万千瓦，权益装机115.6万千瓦，总资产36亿元，权益30.3亿元。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告4、龙源发电集团可控装机3043万千瓦权益装机2035万千瓦可控资产约700亿元权益约450亿元。在国内上市的国电电力，总装机588万千瓦，权益装机394万千瓦，总资产178亿元，权益45.9亿元。1、国电电力（600795）2、长源电力（000966）总装机144.2万千瓦，权益装机90.2万千瓦，总资产20.1亿元，权益8.17亿元5、中电投集团可控装机2989万千瓦权益装机2196万千瓦可控资产约780亿元权益约550亿元中电国际注册成立于香港，是原电力工业部在境外培育的一个融资窗口。它代表原国家电力公司参与国际电力投资、收购、兼并等业务，现拥有总资产约50亿港元，净资产44.19亿港元，资产负债率仅为6.74%。所属电厂包括清河、姚孟、神头一等、贵溪、沙溪口等。1、漳泽电力（000767）总装机174万千瓦，权益装机174万千瓦，总资产46.5亿元，权益15.7亿元。2、九龙电力（600292）总装机20万千瓦，权益装机20万千瓦，总资产10.7亿元，权益8.28亿元6、国家开发投资公司（含发电）总装机1530万千瓦，权益装机约600万千瓦，总资产约269亿元，权益约217亿元。国投电力（600886）总装机150万千瓦，权益装机63万千瓦，总资产48.85亿元，权益8.607亿元。2、地方火电企业的分化将日益加剧。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告电力体制改革后，对于数量众多的地方火电企业来说，影响较为复杂。从有利方面来讲，电力市场新体制的逐步形成，地方火电企业将作为平等电力市场竞争主体参与电力市场竞争，不会再像垄断体制情况下，受到不公正的待遇，完全凭公司的实力参与竞争。市场竞争更加有序、透明，特权保护减弱，大环境的改善会使一些资产质量较高，规模较大的地方火电企业业面临着更好的发展机会，可以获得更大的市场份额。而从不利方面来说，相对于国家授权经营的电力公司，这些公司的技术实力和人才积累、市场开拓能力都处于下风。另外，投资区域也比较狭窄，大多离不开地方政府的优惠政策或者补贴，抵抗竞争风险的能力不强。由于不少地方火电企业装机容量规模普遍较小，资产质量不高，随着电力竞争的全面展开，经营风险将加大。尤其是一些规模小、经营效益较差的小火电企业，火电行业今后激烈的市场竞争将使它们面临着艰难的选择：或者被大的发电集团收购，或者因效益差而退出这个行业。3、外资火电企业面临着良好的发展机遇。除了这些上市公司外，外资电力公司的实力也不容忽视。我国电力市场对外开放较早，但由于一直对外资参股比例有一定限制。目前全国大中型中外合资电厂39个，总容量2700万千瓦，占全部装机容量的8.46%，外商投资23亿美元。加入WTO后，外资进军我国电力市场的步伐会明显加快。国电总公司的拆分，垄断机制的打破，无疑也会给这些外资电力公司带来发展机遇。目前，国内不少的火电企业都有外资成分。因此，电力体制之后，除了国内火电企业之间的重组和收购兼并外，外资收购国内火电企业的可能性也将大大增加。4、国电系统火电企业短期经营受到较大冲击。按照电力体制改革的计划，国家电力总公司的资产将面临着大规模的资产重组，但这个重组进程需要较长时间。由于不少火电企业是国家电力公司在各地的分公司和地方电力公司共同设立的，其中的产权划拨、人事变动等手续都很繁琐，对这些火电企业的经营活动及投资进程短期将产生一定不利影响。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告7.火电企业融资分析7.1我国电力企业的融资现状按照电力体制改革的计划，伴随国内外融资环境的变化和国家投融资体制的变迁，我国电力建设融资渠道和融资方式也在发生变化，从80年代以前单一的政府拨款，逐渐形成银行贷款、利用外资、征收电力建设基金、企业自筹、发行股票和债券等多元化融资渠道。在“九五”期间，电力基建项目资金来源总额中（具体情况参见附图7.1），约84%来源于银行贷款、利用外资、自筹资金和地方专项基金，各自所占比例分别为40.7%、17.4%、15.5%和10.5%。图7.1：“九五”期间电力基建资金来源结构数据来源：国家电力公司《1949-2000年电力工业统计资料汇编》表7.11985年以来电力基建资金来源情况单位：亿元年份/来源“七五”时期“八五”时期“九五”时期总额占比(%)总额占比(%)19961997199819992000总额占比(%)非经营性基金10.821.077.690.272.232.322.551.451.069.610.16拨改贷76.157.54经营基金78.607.7874.472.63特别贷款23.242.3071中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告开行软贷16.230.5715.3915.477.9412.8551.650.88开行贷款386.6813.65258.23369.95402.77300.93216.361548.2426.50商行贷款137.1913.58488.6817.2581.26125.95204.71198.36170.81781.0913.37利用外资106.4510.54288.6910.19113.73224.12246.22220.55210.811015.4317.38转地方43.214.2817.840.63地方集资164.9316.33627.5722.15地方建贷17.090.6032.4037.9670.361.20电力债券98.409.7469.812.469.899.890.17煤代油97.369.6470.962.5011.397.903.160.6023.050.39自筹投资112.2211.11610.0621.53241.67187.47183.94154.64138.34906.0615.51节能投资17.191.709.190.32中央债券12.5016.750.1929.440.50地方债券10.019.054.3023.360.40地方专项165.08151.96167.8867.9662.11614.9910.52中央专项15.1531.6129.3825.5525.66127.352.18三峡基金3.874.799.2014.7732.630.56地方其他106.5987.4954.7333.01281.824.82其他44.264.38148.185.2327.7751.7555.82102.5880.55318.475.45总额1010.02100.002833.14100.00974.191339.431422.451153.70953.675843.44100.00数据来源：根据国家电力公司《1949-2000年电力工业统计资料汇编》计算整理我国电力企业的主要资金来源包括：1、银行贷款随着“拨改贷”政策和国家投融资体制改革的实施，我国电力基建资金中银行贷款的比例逐渐增加，“七五”、“八五”、“九五”71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告期间这一比例分别为13.58%、31.47%和40.7%，贷款主要来自于国家开发银行和商业银行，“九五”期间仅来自开发银行的贷款就有1548.24亿元，占此期间电力基建资金总额的26.5%。2、利用外资我国电力工业从1979年开始引进外资，用于电力生产建设，“七五”、“八五”期间利用外资占电力基建资金总额的比例分别为10.54%和10.19%。截止到1999年末，我国电力工业共签约利用外资协议总额达276亿美元，利用世界银行、亚洲开发银行以及美国、日本、法国等国家政府贷款建设发电及输变电项目109项，其中已投产项目68项，累计完成投资204亿美元。“九五”期间，我国电力工业实际利用外资1015.43亿元，占同期全国电力基建资金总额的17.38%，占同期电力建设总投资8465.2亿元的12%，利用外资项目新增装机容量约5700万千瓦，占同期全国新增装机容量10210万千瓦的55.8%。但由于大部分利用外资项目造价较高、上网电价一般高于内资项目、“九五”期间水电项目利用外资几近空白等原因，并且全国电力供应基本平衡，内资供应相对充足，因而“九五”后期利用外资规模明显减少。3、电力建设基金为了开拓电力建设资金融资渠道，国务院发[1987]111号文规定，从1988年1月1日起到1995年12月31日止，在全国征收电力建设资金，即按电力企业销售电量每度征收2分钱，作为地方电力建设的专项资金。财政部[1996]134号文发布关于《电力建设基金征收使用监督管理办法》的通知，规定自1996年1月1日至2000年12月31日止，在全国范围内向电力用户按每度电2分钱收取电力建设基金，并规定征收的电力建设基金一半归当地省级政府，专项用于电厂的建设；另一半归省级及以上电网经营企业，专项用于电网输变电和主力电厂的建设。“九五”71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告期间，电力建设基金中的地方专项资金在电力基建项目建设中发挥了重要作用，共投资614.99亿元，占电力基建项目投资总额的10.52%资本市场融资我国从最初申能股份、深能源分别在1992年和1993年发行上市，经过10年的发展，目前，国内电力类上市公司共有39家，累计从市场中筹资350多亿元。上市公司总资产规模达到1501亿元，净资产达到843.5亿元（具体情况参见附图7.2）。在其中，水电类公司9家，火电类公司30家，但有一些企业既有火电，又有水电，如韶能股份，华银电力，国电电力。除此之外，华能国际、大唐发电、山东国电3家发电公司先后进入国际资本市场，累计融资16.5亿美元。“九五”期间，电力企业进行股票融资约151亿元，占期间全国电力投资规模的1.8%。表7.2国内火电类上市公司一览表股票代码股票简称公司主要经营区域2002每股收益（元）主营电力业务大股东情况备注000027深能源Ａ深圳0.42火力发电深圳能源集团控股55%000037深南电Ａ深圳0.67燃油发电及垃圾发电深圳广聚电力23%；香港海洋行15%，外资股；深圳能源集团11%000096广聚能源广州0.34燃油发电深圳深南石油集团控股44%000531穗恒运Ａ广州0.28燃油发电广州凯得控股36%000532粤华电A珠海0.14燃油发电珠海电力控股33%地方电力控股000534汕电力Ａ广东汕头0.04火力发电汕头电力控股38%地方电力控股000539粤电力Ａ广东0.45火力发电广东电力控股50%国电控股000543皖能电力安徽0.15火力发电安徽能源集团控股61%000601韶能股份广东韶关0.31火力和水力发电韶关国资管理办公室控股18%000720鲁能泰山山东0.16火力发电鲁能泰山电缆电器公司控股30%71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告000767漳泽电力山西0.22火力发电山西电力公司41%；山西地方电力公司31%国电控股001896豫能控股河南0.10火力发电河南建设投资公司37%；河南电力公司33%；国家电力公司华中公司8%地方投资，国电也参股000899赣能股份江西0.07火力发电江西投资公司42%；江西电力公司26%地方投资，但国电也参股000966长源电力湖北0.10火力和水力发电湖北省电力公司36%；湖北省电力开发公司19%国电控股600011华能国际全国0.68火力发电华能国际电力控股43%600098广州控股广州0.66火力发电广州发展集团控股81%600121郑州煤电郑州0.10火力发电郑州煤炭工业集团控股73%600642申能股份上海0.58火力发电申能集团控股68%600644乐山电力四川乐山0.002水力发电乐山资产经营公司控股29%600726龙电股份黑龙江0.22火力发电黑龙江省电力公司控股34%国电控股600744华银电力湖南0.005火力和水力发电湖南省电力公司控股44%国电控股600780通宝能源山西0.26火力发电山西省地方电力公司控股50%地方电力投资600795国电电力全国0.39火力发电、电网经营及传输国家电力公司34%；辽宁电力公司31%国电控股600863内蒙华电内蒙古0.24火力发电内蒙古电力公司60%；中国华能集团13%国电控股注：表格为作者根据有关资料整理，截止到2003年5月。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告图7.2：1993年以来A股发电类上市公司资产规模单位：亿元同时，电力行业上市公司以其良好的业绩树立了绩优蓝筹股的市场形象。2002年中期39家A股发电类上市公司整体业绩好于国内A股平均水平，主营业务利润和净利润分别为国内A股平均水平的1.8和3.8倍。表7.32002年中期发电类上市公司与全国上市公司平均业绩比较类别总资产（亿元）净资产（亿元）主营业务利润（亿元）净利润（亿元）每股收益（元）净资产收益率电力上市公司平均45262.4,1.50.215.63%国内A股平均31121.40.40.083.21%除了股票市场外，由于我国利率尚未市场化、国家对发行企业债券实行额度和结构控制、管理体制复杂等原因，国内企业债券市场发展缓慢，电力企业债券融资受到一定程度的限制。以国家电力公司为例，在2000年底总负债7620亿元中，绝大多数都是银行贷款，债券只有43亿元，仅占0.56%。虽然从1995年到2000年，国内先后发行了电力投资债券、国家电力债券、三峡电力债券、岷江电力债券、大渡河电力债券等规模不一的电力企业债券，但融资规模与巨额电力资金需求相比非常有限，“九五”期间债券融资占电力基本建设资金来源的比例仅为1%。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告7.2资本市场将成电力企业融资重要渠道7.2.1电力企业资金需求庞大电力工业属典型的资金密集型行业，目前全国电力总资产在18000亿元左右，约为全国固定资产的1/6。近几年，为加强电网建设和调整电力产业结构，国家对电力工业投资力度有增无减。根据民经济和社会发展第十个五年计划纲要》确定的目标，2001—2005年间我国国民经济将保持年均增长7%的速度。在此背景下，电力工业将保持5—6%的年均增速。发电方面，2005年末全国发电装机容量将达到3.9亿千瓦，年均新增装机约1800万千瓦。电网方面，一要建设三峡输变电工程，二要继续加强南部、中部和北部三大西电东送通道，三要建成七项电网互联互供工程（即：东北与华北联网、福建与华东联网、西北与华中联网、华中与华北联网、川渝与西北联网、山东与华北联网以及三峡送电广东），四要做好山东与华东联网的前期工作，“十五”期末基本实现全国联网。按照国家电力工业发展规划，“十五”期间，电力工业投资总规模将达到9000亿元，其中电网建设投资占40%，包括主干电网投资为1700亿元，城乡电网投资1900亿元。。从内部资金来源看，目前我国电力企业自我积累能力较弱，每年提取的折旧和税后利润在扣除还贷和技改等投入后，可以投入电力建设的资金严重不足，巨额电力资金的筹集成为制约电力发展的关键问题。因此，拓展多种融资渠道仍是电力建设急需解决的问题。7.2.2资本市场将成为电力企业重要融资渠道71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告在我国电力供应长期短缺时代，征收电力建设基金这一政策措施发挥了非常重要的作用。自2002年起，国家有关部门决定仍征收电力建设基金，但不能用于电源和电网项目，只能作为专款用于城乡电网贷款的偿还。这将对电网经营企业的资金筹措发挥重要作用。同时，银行贷款也将继续成为电力企业重要的融资渠道。随着国内资本市场的发展和电力体制改革的深入，电力上市公司的融资功能将更为强大。目前电力上市公司规模较小，融资能力有限，而电力体制改革将使电力行业形成众多实力强大的全国性和地方性独立发电企业，他们既是市场竞争主体，又是投融资主体和资本运作主体，国务院69号文的限制解除以后，他们在各个层面展开的资本运作，将使电力企业在资本市场的形象进一步优化。同时，投资者结构的日趋合理和投资理念的回归，也将促使电力上市公司的资本市场融资功能进一步强大。电力企业将更多利用发行债券融资。三峡工程50亿元和广东核电集团25亿元的电力债券相继成功发行，表明了市场对电力企业稳定回报和成长性的信心。同时，合理的电价机制也将逐步形成，电网企业将首次拥有自己独立的输配电价，这为电网企业的自我发展以及今后通过上市、发行债券等经营性渠道筹集资金创造了条件。可以预计，在我国未来电力融资过程中，债券将发挥越来越重要的作用。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告8.火电产业的投资价值和投资风险8.1火电产业的投资价值8.1.1火电产业的投资价值综合以上分析，对于火电产业我们得出以下研究结论：火电产业今后面临着一个快速的增长期，未来发展潜力仍然很大。由于近几年我国的GDP和工业增长一直保持了高速增长，电力行业作为重要的基础产业，发展速度也非常迅猛。从目前来看，2003年到2005年，我国发电量的增长速度仍然有望超过GDP增长速度。只要我国的宏观经济形势保持良好的增长势头，电力产业的发展前景仍然值得看好。由于火电相对于水电来说，投资周期比较短，在目前我国电力需求偏紧的情况下，火力发电在整个电力产业中的地位仍然很稳固。2002年，我国火力发电量达到13420亿千瓦时，比2001年增长11.4%，超过了发电总量的增长速度，占总体发电量的比重为81.83%，比2001年的比重还有所提高。在整个国民经济快速发展和电力需求强劲的背景下，火电产业未来面临着一个快速的增长期，发展潜力很大。2、火电产业的市场竞争将日益激烈，盈利水平将出现分化。在电力体制改革之后，火电产业的竞争主体有所增多，大的发电集团、地方的发电企业以及外资电厂之间的竞争将比以前的国电垄断时期激烈的多，在基本消除了垄断机制后，逐步实施的竞价上网将使火力发电企业之间的市场竞争由以前的系统之争演变为企业之间的竞争，并且竞争的深度和广度将远远超过以前。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告在这种情况下，火力发电企业的盈利水平将出现很大的分化。由于火电企业具有明显的规模经济优势，大机组、大电厂相对于小机组、小电厂来说具备无法比拟的成本优势，因此拥有大机组的大电厂的发电量和效益将会增长。而那些发电成本高、规模小、机组性能差的火电企业由于市场竞争力较过，市场份额将会逐步缩小，盈利前景堪忧。除了规模决定企业的赢利水平外，火电企业的成本也是决定竞争力的重要因素，坑口电厂因为原材料成本较低今后有望获得更大的市场份额，盈利能力会大大提高。另外，火电企业因所处地域不同，未来的盈利能力也会有很大差异：例如在电力体制改革之前，广东因经济发展速度迅猛，电力需求强劲，导致省内电力供不应求。为了解决这个问题，广东省采取了高电价的政策来刺激省内电力工业的发展，并形成了独立于国家电网的广东电网。广东的平均上网电价接近0.5元/千瓦时，远高于全国平均水平，这为广东电力企业带来了高额利润，但今后这一状况随着在南方电网区域内甚至全国范围竞价上网的实施将会大大改变，因此，广东地区的部分火力发电企业，尤其是以原油作为发电原材料的一些小火电，因发电成本过高，将面临着严重的发展危机，并有可能逐步被挤火电产业。而与之相对应的是，西部的火电企业因为发电成本低廉，并且享受众多的政策优惠，随着“西电东送”工程的进展，将获得空前的发展机会，赢利水平也会大大提高。3、火电企业的业绩水平今后将保持稳定，并有提高潜力。在今后的几年之内，我国电力的供需将基本平衡，但整体仍然偏紧，小火电的清理使剩余的火电企业获得了稳定的市场秩序，因此，火电企业的业绩水平今后将保持稳定，并有逐步提高的可能。这一点从上市公司的业绩水平可以得到充分体现。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告电力行业上市公司发展水平高，盈利能力强，已经形成了我国证券市场最重要的行业板块之一，很多的电力股都成为了绩优蓝筹的代表，电力股的平均业绩水平也远远超过了上市公司的整体水平。而从2002年末的情况来看，24家火力发电类公司（具体情况参见附表7.2）2002年平均每股收益为0.27元，接近全部上市公司平均每股收益0.14元的2倍，而在这24家上市公司中，有4家公司的每股收益在0.50元以上，且没有一家亏损，这也说明了我国火力发电行业的整体效益在各个行业中处于上游水平。事实上，火电企业的平均每股收益不但超过上市公司的平均水平，也超过了电力上市公司的平均水平，火电产业的投资价值非常突出。8.1.2火电产业的投资机会从上述分析不难看出，火电产业的收入稳定、利润水平也较高，是一个高于工业企业平均利润率的行业，具备很高的投资价值，并蕴藏着丰富的投资机会。而这种投资机会，对于不同的投资者来说，又具有不同的涵义。对于产业投资来说，适合规模大的产业资本介入。火力发电是一个资金密集型的产业，并且规模效应明显。在我国支持大机组火电、逐步清理小火电的产业政策下，规模太小的发电厂经营前景很不乐观。因此，民间资本因资金个体规模较小难以有效进入这个产业，比较适合大的产业资本进入，投资应以固定费用低、边际利润率高、符合国家政策导向的项目为目标，其中坑口电厂、西部地区电厂是最佳选择，同时要考虑环保政策要求。对于银行信贷资本来说，值得重点投资。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告对于银行信贷资本来说，火电发电量未来几年内仍然有望保持8%以上的速度增长，产业发展前景和收入来源前景都值得看好。火电企业的资产负债率较低，2002年全国火力发电企业平均的资产负债率为59.56%，比2001年的60.2%有所下降，同时大大低于其他行业的平均水平。而从上市公司来看，前三季度电力上市公司的平均资产负债率仅为32.72%，也大大低于上市公司整体水平，经营活动现金流丰富，偿债能力较强，是值得放心的信贷对象。不过，银行在做信贷分析的时候，需要认真分析信贷对象在行业中的位置，对于符合火电产业政策的大机组火电厂、坑口电厂、西部电厂可以重点给予贷款支持，而对于部分效益低下、不符合产业政策的小火电的信贷应谨慎，以免造成损失。对于证券投资者来说，火电类股票蕴藏丰富的投资机会。火电类股票业绩稳定，一向是绩优蓝筹股的代表，电力体制改革又给不少上市公司带来了重组题材，值得个人投资者和机构投资者关注。其中蕴藏的投资机会主要包括两个方面：首先，电力资产重组会使一些上市公司受益。电力体制改革将导致一些上市公司大股东变更，其母公司将变革为跨区域全国性的发电集团公司，母公司资产规模大大提高，某些类资产经营规模较小、股本适中的上市公司将成为母公司资本市场融资的窗口，能够被进一步注入优良资产，值得重点投资。这类可能的上市公司有华能国际、长源电力、九龙电力、漳泽电力、华银电力、国电电力等。再者，竞价上网将使一些上市公司受益。随着竞价上网的逐步实施，一些发电成本低廉、上网电价较低的上市公司可能会在建立区域性（数个省范围）电量交易市场中受益，销售电量和销售电价都有可能提高，从而使公司经营业绩较大幅度提升。上市公司如漳泽电力、内蒙华电等。4、对于外资来说，火电产业的投资机会也很多。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告这种投资机会主要表现在两个方面，一方面，外资可以跟国内企业合资设立火力发电企业，直接进入火电产业。目前全国大中型中外合资电厂已经达到39个，总容量2700万千瓦，占全部装机容量的8.46%，外商投资金额达23亿美元。在电力体制改革后，随着国电垄断体制的打破，火力发电产业对外资将更具吸引力。另一方面，外资可以通过投资国内火力发电企业（包括直接购买火电类企业的股份）获得产业快速增长带来的利润。总的来看，火电产业对外资来说，也具备了很高的投资价值，值得外资重点关注。8.2火电产业的投资风险尽管火电产业蕴藏着丰富的投资机会，但这个产业也存在着很多的投资风险：8.2.1电力体制改革带来了较大的政策风险。我国电力工业体制改革是一项十分复杂、艰巨的工作，这其中也存在着一定的改革风险。改革风险主要体现在如下四个方面：电力短缺风险。我国的电力体制改革是在刚刚告别电力短缺后进行的，并且市场需求仍将保持较长时期的高速增长，这一点决定了我们改革的环境根本有别于发达国家的成熟市场（即使美国也出现了加州的电力危机）。在集资办电时期，实行各省（区、市）电力供需自我平衡的体制，省政府和发、输、配电一体的省电力局承担解决缺电和责任。电力体制改革促使电力市场的形成，主要通过价格、供求、竞争机制的优胜劣汰实现资源的优化配置，即利用市场来调节电力供需平衡。但是，市场机制调节手段具有一定的滞后性，而电厂投产周期较长，等到市场发出缺电信号时，再建电厂已经来不及，这可能会导致电力短缺。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告另外，实行厂网分开、竞价上网后，电网企业将不会再投资电源建设，参与竞争的各发电企业为了增加利润，希望自己的备用容量越少越好。同时由于电厂的沉淀成本巨大，利润空间将被压缩，民营资本、外资将面对较大风险，投资也会更加审慎，电力投资来源将会缩小，电力短缺风险将会进一步加大。电力资产重组风险。电力体制改革需要进行大规模的资产重组，而这需要相当长的时间，涉及到众多的企业，在电力体制改革的进程中，产权的变动和人事变动将会给火电企业的正常经营带来很大的冲击。价格上涨风险。从电价结构来看，终端用户的价格是由发、输、配、售四个环节的价格叠加而成，而现行的输配电价格却不足以覆盖其成本，处于亏损状态，“厂网分开”后可能会推动电价上涨。运行协调机制风险。实行“厂网分开”的结构性分离后，完整的产业链变成了分离的结构。发电公司、输配电公司以及今后可能出现的售电公司，产业链各环节能否协调运行将成为一个新问题。8.2.2原材料价格上涨带来的经营风险。火力发电的主要成本就是燃料（煤炭、原油）成本，占发电企业总的发电成本的60%左右。而从目前的状况来看，煤炭、原油供求状况不均衡导致的价格剧烈波动给火电企业的成本控制带来了很大的困难。例如，2002年冬，华中地区电煤市场吃紧，湖北电网严重缺煤，河南省甚至有个别电厂出现了停机待煤现象。益阳、襄樊等电厂也存煤告急。而之所以火电企业煤炭供应不足是因为电厂存煤、运输以及水电不足，火电压力大等原因造成，但这无疑加大了火电企业的经营风险。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告8.2.3环保政策变化带来的经营风险。从目前的趋势来看，我国火力发电的产业政策日益严格，使火电企业用于环保的开支不断增长，这无疑大大增加了火电企业的经营成本。环保政策的变化也是火电产业的重要投资风险。71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心 2003年中国火力发电产业投资分析报告主要参考文献：1、《中国电力年鉴》（1999-2002）2、《中国电业》2002年各期3、《中国电力报》2002全年及2003年1月各期国家电力公司战略研究与策划部有关预测报告电力行业上市公司历年年报中信证券、浙江证券电力行业有关报告国家计委、国家经贸委电力工业的“十五”规划国家计委网站：www.sdpc.gov.cn国家环保总局网站/www.zhb.gov.cn10、中国电力新闻网www.cepn.sp.com.cn11、中国电力企业联合会网站www.cec.org.cn12、中国电力网站www.zjpower.com.cn13、国家电力信息网//www.sp.com.cn71中国证券市场研究设计中心研究开发部北京国经联信息技术研究中心'