中国水电行业分析报告 73页

'摘要我国水电资源蕴藏量居世界第一，但目前开发利用率尚不到17%。由于水电具有投资大、收益慢的特点，因此过去一直发展较为缓慢。随着国家相关鼓励政策和措施的出台，特别是西部大开发战略的实施，水电后续发展潜力巨大。此次电力体制改革给水电带来了较大发展机遇，水电极低的运营成本在今后的“竞价上网”过程中优势明显。而水电类上市公司由于其主业突出，经营稳定，尤其值得投资者关注。目前可供水电发展的融资方式较多，通过选择合适的融资组合是能有效地降低融资成本，化解财务风险。1 目录1.水电行业概述..........................................................................................................11.1中国水电概况........................................................................................................11.2水电行业经济指标分析........................................................................................61.32002水电行业动态................................................................................................81.3.1我国常规水电装机容量跃居世界第一位.........................................................81.3.2长江三峡工程导流明渠成功截流.....................................................................81.3.3川西南将建成我国最大的水电基地.................................................................92.水电行业产业环境分析........................................................................................102.1现行产业政策对水电发展的影响......................................................................102.1.1在发展大型水电项目方面.................................................................................112.1.2发展小水电方面...............................................................................................122.2影响水电发展的不利因素..................................................................................152.2.1增值税偏高.......................................................................................................152.2.2贷款额度和期限相对偏紧...............................................................................172.2.3负担任务较重...................................................................................................182.2.4支持力度不够...................................................................................................182.2.5电力体制市场化改革滞后...............................................................................182.3电力体制改革对水电行业的影响......................................................................192.3.1电力改革概述...................................................................................................192.3.2改革有助体现水电优势...................................................................................232.3.3电价改革更利于水电经营效益改善...............................................................253.水电行业发展趋势分析........................................................................................283.1电力供需分析......................................................................................................283.1.1电力需求总量和结构.......................................................................................283.1.2电力供给总量与结构.......................................................................................283.1.3电力负荷增长的新趋势...................................................................................292 3.1.4影响电力供需的主要因素分析.......................................................................303.1.52003年电力供需趋势预测...............................................................................323.2水电发展前景分析..............................................................................................333.2.1水电开发的主要目标和基本思路...................................................................333.2.2水电开发的规划与部署...................................................................................343.2.3电力体制改革后,水电行业的自身优势越来越受到重视。..........................354.水电行业投资分析................................................................................................374.1水电行业投资价值分析......................................................................................374.1.1资源优势...........................................................................................................374.1.2经济运营优势...................................................................................................374.1.3环保优势...........................................................................................................384.1.4资源垄断优势...................................................................................................384.1.5政策优势...........................................................................................................384.2水电投资风险......................................................................................................404.2.1投资大、工期长...............................................................................................404.2.2长期效益好，短期效益差，资金回收慢.......................................................404.2.3自然与社会风险大............................................................................................414.2.4此外对于小水电，其投资风险还有以下几方面值得注意...........................414.3水电上市公司分析..............................................................................................424.3.1水电上市公司概况...........................................................................................424.3.2水电上市公司2002年经营分析.....................................................................444.3.3水电类上市公司发展趋势...............................................................................474.4.4电力体制改革对水电类上市公司的影响.......................................................484.4.5后续发展趋势...................................................................................................494.4.6重点上市公司介绍...........................................................................................515.水电行业融资分析................................................................................................565.1水电行业融资现状及方法..................................................................................565.1.1由国家直接投资走向利用国际资本...............................................................563 5.1.2充分利用国内资金，多渠道集资办电...........................................................565.1.3建立现代企业制度，形成以公司为基本单元的投融资及管理模式...........575.1.4利用资本市场，进行股权融资和债券融资...................................................575.2不同融资方法对电力成本的影响......................................................................595.3合适的融资渠道组合..........................................................................................665.3.1国内股权融资...................................................................................................665.3.2政策性银行贷款...............................................................................................675.3.3资产证券化.......................................................................................................685.3.4国内商业银行贷款...........................................................................................69附表表一全国水能蕴藏量.................................................................................................1表二中国可能的开发水能资源.................................................................................1表三中国部分已建在建大型水电站.........................................................................3表四2002年在建大型水电项目................................................................................4表五全国水电装机容量及发电量（1980～2002）...............................................4表六水电生产业2002年运行情况...........................................................................6表七五大发电集团公司构成...................................................................................23表八2002年电力生产、投资情况主要数据..........................................................29表九水电板块基本情况比较（2002年3季度）..................................................42表十财务状况比较之一（2002年3季度）..........................................................43表十一财务状况比较之二（2002年3季度）......................................................43表十二各种可供选择的融资形式特点.................................................................60附图图一重组前机组构成...............................................................................................20图二重组后机组构成...............................................................................................20图三国有发电资产划分情况...................................................................................20图四五大发电集团发电资产构成...........................................................................214 1.水电行业概述1.1中国水电概况水电作为清洁环保、可循环利用、具有多种效益的资源，在水利、能源、电力事业中都占有重要地位。我国水能资源十分丰富，据统计，我国河流水能蕴藏量6.76亿千瓦，年发电量5.92万亿千瓦时；可能开发的水能资源装机容量3.78亿千瓦，年发电量1.92万亿千瓦时。不论是水能蕴藏量，还是可能开发水能资源，中国在世界各国中均居第一位。表一全国水能蕴藏量编流域理论出力（万kW）年发电量（亿kWh）占全国（%）号全国67604.7159221.8100.01长江26801.7723478.439.62黄河4054.803552.06.03珠江3348.372933.25.04海滦河294.40257.90.45淮河144.96127.00.26东北诸河1530.601340.82.37东南沿海诸河2066.781810.53.18西南国际诸河9690.158488.614.39雅鲁藏布江及西藏其它河流15974.3313993.523.610北方内陆及新疆诸河3698.553239.95.5资料来源：《国家电力信息网》表二中国可能的开发水能资源编号流域装机容量（万kW）年发电量（亿kWh）占全国（%）全国37853.2419233.04100.01长江19724.3310274.9853.42黄河2800.391169.916.13珠江2485.021124.785.84海滦河213.4851.680.35淮河66.0118.940.16东北诸河1370.75439.422.37东南沿海诸河1389.68547.412.98西南国际诸河3768.412098.6810.99雅鲁藏布江及西藏其它河流5038.232968.5815.410北方内陆及新疆诸河996.94538.662.8资料来源：《国家电力信息网》1 从上面数据可看出，中国水能资源分布很不平均，西部多东部少，且大部分集中于西南地区；其次是中南地区，在西南地区中，四川、重庆、云南、西藏四省、直辖市又占64.4％。但由于我国电力消费主要集中在广东、华东等东部发达地区，因此我国目前水电开发主要是以西南部为主，实现西电东送，使东西部优势互补，带动经济共同发展。目前已建成的西电东送三条通路分别为：（1）南路：洪水河、澜沧江及乌江水电基地。洪水河水电基地共11个梯级，总装机1312万千瓦；澜沧江水电基地共14个梯级，总装机2137.9万千瓦；乌江水电基地共11个梯级，总装机868万千瓦；（2）中路：三峡电站及金沙江中下游水电基地。长江上游水电基地干流共5个梯级，支流清江3个梯级，共2831万千瓦；金沙江中下游水电基地共9个梯级，装机容量4789～5198万千瓦；（3）北路：黄河上游水电基地及中游北干流水电基地。黄河上游水电基地共25个梯级，装机1560万千瓦，目前已建好5个梯级，装机达329万千瓦；黄河中游北干流水电基地8个梯级，共装机609万千瓦。改革开放以来，我国水电建设进入一个大发展时期，各方面都取得了长足的进步。在水电建设方面，一批大型水电项目相继建成或开工；在水电规划方面，不仅进一步完成了长江流域水电建设和综合利用的规划，而且也提出了澜沧江、闽江、乌江、大渡河和黄河中上游等重要河流河段的规划报告，为我国的水电开发奠定了良好的基础。截止到2002年底我国已建成的大型水电项目见表三：2 表三中国部分已建在建大型水电站序电站名河流建设地点装机容量发电量总库容3号称（万kW）（亿kW•h）（亿m）1白山松花江吉林桦甸15020.465.12丰满第二松花吉林55.418.9107.8江3水丰鸭绿江辽宁宽甸63/2+13.539.3/2+1.3146.64龙羊峡黄河青海共和12859.82475刘家峡黄河甘肃永靖122.557616李家峡黄河青海化隆2005916.57万家寨黄河山西偏关10227.58.968三门峡黄河河南三门峡2513.996.49小浪底黄河河南洛阳18051126.510葛洲坝长江湖北宜昌271.514115.811龚咀大渡河四川乐山13773.318.812铜街子大渡河四川乐山6031.8213二滩雅砻江四川渡口33017057.914宝珠寺嘉陵江四川广元7022.828.515乌江渡乌江贵州遵义6333.42316东风乌江贵州黔西、清5124.210.25镇17安康汉江陕西安康8028.533.418丹江口汉江湖北均县9020.465.119隔河岩清江湖北长阳12030.43420五强溪沅水湖南沅陵12052.54221东江湘江耒水湖南资兴5013.295.0622万安赣江江西万安5010.522.1623新安江新安江浙江建德66.2518.6216.324水口闽江福建闽清14049.523.425新丰江东江广东河源29.2511.813926天生桥南盘江广西隆林252135.8106.8贵州安龙27鲁布革黄泥河云南罗平6027.61.128岩滩红水河广西巴马12153.724.329漫湾澜沧江云南云县125639.2资源来源：《中国水资源与可持续发展》而在建的大型水电项目见表四：、3 表四2002年在建大型水电项目序电站名称河流建设地点装机容量发电量总库容3号（万kW）（亿kW•h）（亿m）1三峡长江湖北宜昌18208473932小湾澜沧江云南420190.6151.323龙滩红水河上广西天峨420187.1162.1游县境内4大朝山澜沧江云南13559.319.45公伯峡黄河上游青海省境15051.46.2内6洪家渡乌江干流贵州境内5415.9449.257三板溪沅水干流贵州境内10024.28——资源来源：《中国水资源与可持续发展》虽然水电建设成绩巨大，但总体来看，我国水电开发程度还较低，目前水电装机容量已建和在建仅占可开发水力资源的12.23%，开发利用程度远低于世界许多国家。而且从电源结构来看，水电比例依然偏低。2002年我国电力总装机容量已达3.5亿千瓦，而水电机组总容量约为0.86亿千瓦，只占24.78%，而发电量只占15.5%，并且受传统电力建设思维影响，水电投产比率有持续下降趋势。表五全国水电装机容量及发电量（1980～2002）装机容量占总装机容发电量占总发电量年份（万千瓦）量比例（%）（亿千瓦时）比例（%）19802028.830.8583.219.419812191.531.7655.721.219822293.831.7743.922.719832415.731.6864.424.619842555.731.9867.123.019852637.730.3924.122.519862758.329.4944.221.019873014.929.31004.520.219883268.628.31090.220.019893419.227.01181.120.219903598.926.11255.020.24 19913786.825.01246.618.419924063.424.41312.317.419934463.024.41505.518.019944897.524.51670.218.019955213.424.01862.818.519965558.723.51867.417.319975974.623.51950.817.219986506.623.52043.017.619997297.124.42129.317.320007935.224.92431.317.820018270.024.52381.717.420028674.424.82477.115.5资料来源：《国家电力信息网》造成我国水电开发长期落后的原因是多方面的，从经济角度看，与火电相比，水电建设不利方面主要包括：投资大、成本高、回收期长；而且水电站的建设也存在一定的自然和社会风险，如建设期有水文、地质方面的自然风险及未来物价变动的风险等。据测算，就设备来看，水电比火电单位千瓦造价高40％。且发电受季节影响，电网必须以重复容量来弥补，再加上水电厂一般建设在地理偏僻位置，因此输电距离较远，综合来看水电单位千瓦造价比火电高出一倍左右。以目前电价和有关财会税收方法测算，一般大型水电站的股东投资回收期在15年左右。此外，小型水电站还存在电量可调量小、丰枯差大等弱点。虽然水电建设存在一定不利因素，但水电的环保、可长期循环运行以及极低的运行成本和建成后带来的高现金流量却是火电站远远不及的，因此世界各国都将水电作为电力发展重点。目前我国有关部门也正在研究相关政策，加大对水电的投入，在水电建设的短期和中长期效益的兼顾上以及在电力市场优先利用水电资源、税赋、电价等方面，都将有新的措施，以促进我国水电事业的发展。根据国家电力公司制定的“优化调整火电机组，严控10万千瓦小火电站的建设，加大水电投入，充分开发水电资源”5 重要战略规划，在21世纪我国水电设施建设将迎来一个快速发展时期，到2010年，我国的水电装机容量将达到1.2亿千瓦，占可开发水能资源的33.1%，15年内我国将成为世界第一水电大国。按照这个规划，从2000年到2010年，我国要新开工和建成水电装机容量5400万千瓦。其中1000万千瓦为地方中小型水电，1000万千瓦为抽水蓄能电，3400万千瓦为大型水电。考虑到水电项目开工后5年才能发电，水电的平均每年开工规模将达到630万千瓦。我国水电事业面临着良好发展机遇，在中国未来电源结构中，水电将占有重要的地位。1.2水电行业经济指标分析2002年我国水电总装机容量为8674万千瓦，其中新增装机容量404万千瓦，同比增长4.88%，水电企业共完成发电量2477.1亿千瓦时，同比增长3.85%，水电行业全年运行情况见下表：表六水电生产业2002年运行情况一季度二季度三季度全年整体电力行业行业规模基本指标企业单位数（个）16811704171517232832从业人数（万人）30.2630.3530.3730.66119.67主要经济指标资产总计（亿元）2409.142515.412550.972629.0412359.18负债合计（亿元）1674.491714.321728.201758.957600.34产品销售收入（亿129.53550.981319.812414.564172.02元）利润总额（亿元）-6.638.50100.01235.89418.73税金总额（亿元）14.1366.06163.30297.41397.73亏损企业亏损总额10.4014.6211.6012.1664.02（亿元）主要经济指标与去年同比增长（%）资产总计10.318.27.398.366.95负债合计8.755.25.15.466.196 产品销售收入22.378.767.006.9012.71利润总额-266.30-69.82-11.774.26税金总额29.5113.5711.738.6213.96亏损企业亏损总额-8.8616.59-35.41-38.24-17.38经济效益主要指标资本保值增值率%110.31108.2107.39108.36108.19资产负债率%69.5168.1567.7566.961.50产值利税率%-5.36.3912.5811.7211.17资金利润率%-0.180.511.672.077.69成本费用利润率%-5.16.9314.5213.4311.11产成品资金占用率%-5.39.9912.5811.720.70流动资产周转次数0.810.880.940.981.67（次）人均销售率（万元）4.3918.3743.7279.47348.64资料来源：《中经通数据库》由于今年水电来水情况不太好，河南三门峡、小浪底严重缺水，出力不足，葛洲坝来水情况也不甚佳，二滩来水较去年减少了百分之五，因此整体来看2002年水电行业经营状况一般。产品销售收入同比增长12.71%，利润同比增长4.26%，不过其资产增长率超过负债增长率，亏损企业亏损额同比出现明显下降仍表明水电行业经营有好转趋势。一季度利润总额同比出现异常主要是因为2001年和2002年春节所在的时间不一样所致，一般来说春节期间受假日影响，工业企业用电量将大幅下降。但和整体电力行业的运行情况比较来看，水电经营仍然欠佳。首先水电受来水情况影响，导致其不同季节业绩波动明显偏大；其次受水电建设初期投资巨大的影响，导致其债务负担相对偏大，资产负债率高出9%左右，财务风险相对较大；最后受借贷融资额较大的影响，导致其财务费用较大，使得其资金利润率较低，仅为行业平均水平的1/4—1/3。当然我们应认识到，造成目前水电行业经营效率较低的原因，实质很大程度上是与电价形成机制不合理、水电税赋较高等非经营性因素有关，我们不能因此而放弃或放缓发展水电。7 1.32002水电行业动态1.3.1我国常规水电装机容量跃居世界第一位国家电力公司的最新统计数据表明，截至2001年底，我国大陆常规水电装机容量已达到7700万千瓦，从而超过美国排名世界第一。美国、加拿大常规水电装机容量分列世界第二、三位。统计还表明，我国的水电在建规模超过3000万千瓦，规划水电站容量超过5000万千瓦，均居世界第一位。据国家电力公司有关部门介绍，我国在建的水电工程中，就技术而言相当一部分已处于世界领先水平。除了正在建设的世界最大水电站三峡水电站以外，澜沧江小湾水电站将建设世界最高的混凝土双曲拱坝（292米），红水河龙滩水电站将建设世界最高的碾压混凝土重力坝192米（最终216米），清江水布垭水电站将建设世界最高的面板堆石坝（233米）。改革开放以来，水电行业根据市场经济要求，改革水电建设管理体制，实行以项目法人制为中心的新的建设管理体制，有力促进了水电事业的健康发展。20世纪90年代后期，我国政府高度重视水能资源开发，把水电开发当作实施可持续发展战略、西部大开发和西电东送战略的一项重要举措，在能源发展战略中确定了优先发展水电的方针，大大加快了水电发展进程。国家电力公司成立以后，积极促进水电流域滚动开发，大力投资大型水电项目，对水电的快速发展起到了至关重要的作用。1.3.2长江三峡工程导流明渠成功截流2002年11月6日上午9时50分，长江三峡工程导流明渠截流胜利合龙。三峡导流明渠截流是世界水利水电建设史上综合难度最大的一次截流，创造多项江河截流世界之最。此次截流就是拦断长江导流明渠，修筑长江三峡工程三期上下游土石围堰工程，8 并在其保护下于明年洪水来临前抢筑一百四十米高程的三期碾压砼围堰。在碾压砼围堰和下游土石围堰建成后构筑的基坑内修建右岸电站厂房及大坝，与左岸大坝相连。此次截流成功为三峡工程明年蓄水一百三十五米，首批四台机组发电，永久船闸通航奠定了坚实的基础。三峡水力发电厂（现改名为长江电力）同日揭牌。1.3.3川西南将建成我国最大的水电基地总装机容量比三峡电站还大60万千瓦的溪洛渡、向家坝两个巨型水电站日前正式经国务院批准立项，这将成为中国最大的水电基地。溪洛渡电站位于四川省类波县和云南省永善县的交界处，设计装机容量1260万千瓦，年平均发电量571.2亿千瓦时；向家坝电站位于四川省宜宾县与云南省水富县交界处，装机600万千瓦，年平均发电量307亿千瓦时。长江上游的金沙江、雅砻江、大渡河流域，是中国最大的水电富集区，每平方公里可产电量达286亿千瓦时，为世界平均水平的40倍，比号称世界水能资源密度最大的瑞士还大3.7倍。这两个巨型水电站的正式立项标志着中国开始大规模开发长江上游丰富的水电资源。除此之外，正积极进行前期准备的还有大渡河上装机330万千瓦的瀑布沟电站、雅砻江上总装机700万千瓦的锦屏一二级电站。未来10-15年，这里将形成总装机容量近3000万千瓦的水电基地。2002年全国水电发电量只占总发电量的15.5%，长江上游三江流域的水电开发必将大大改善中国电力结构，奠定“西电东送”大格局，促进全国范围内的能源平衡与优化配置。9 2.水电行业产业环境分析2.1现行产业政策对水电发展的影响水电已成为我国能源发展的重点，在宏观方面，我国制定的“十五”计划中涉及到水电发展的内容简要概括有以下几点：能源战略：在保障能源安全的前提下，把优化能源结构作为能源工作的重中之重，努力提高能源效率、保护生态环境，加快西部开发。能源战略的主要目标：在能源总量基本满足国民经济和社会发展需要的前提下，加快能源结构调整；进一步提高能源效率、效益；初步建立起与社会主义市场经济体制相适应的能源管理体制；逐步形成具有国际竞争能力的能源设计、装备制造、建设和运营体系；积极推动中西部能源开发。能源结构：从整个能源配置来看，2005年与2000年相比，煤炭在一次能源消费中的比重下降3.88个百分点；天然气、水电等清洁能源比例达到17.88%，提高约5.6个百分点。从电力结构来看，发输配比例趋于合理，农网、城网的建设与改造基本完成，跨区送电以及区域电网互联取得明显进展。在发电环节，水电、气电、核电和洁净煤发电等清洁电力在总装机容量的比重达到31%，比“九五”末提高5个百分点。水电建设：根据西部大开发的需要，在确保不恶化生态环境和电力市场落实的前提下，优先发展西部地区调节性能好、水能指标优越的大中型水电站和流域综合开发项目，如南部通道的澜沧江小湾水电站、红水河龙滩水电站，中部通道的长江三峡水电站，北部通道的黄河上游公伯峡水电站等。在水能资源贫乏、系统峰谷差大和电网调峰能力弱的华东及华北等地区，选择经济技术条件好的站址适当建设抽水蓄能电站。安排好水能资源的普查10 和河流资源规划等前期工作，为水电资源的进一步开发创造条件。“十五”期间，水电新开工规模约为2730万千瓦，其中抽水蓄能电站740万千瓦；共计投产1274万千瓦，其中抽水蓄能电站110万千瓦。具体来看，国家对发展水电的优惠政策和措施有以下一些主要内容。2.1.1在发展大型水电项目方面大型水电项目由于具有以下三方面特点：(1)投资大、工期长；(2)长期效益好，短期效益差，资金回收慢；(3)自然与社会风险大。因此大型水电项目必须作为基础建设的战略项目由政府、甚至中央政府开发，没有政府在政策、资金、移民等方面的推动，大型水电项目无法建设。又因为大型水电项目基本位于我国西部，因此其优惠政策与西部开发政策往往紧密联系在一起。对于大型水电项目的优惠政策和措施主要有：1.在项目审批上，将优先安排大型水电项目建设。2.在建设资金来源上，国家一方面采取财政转移支付手段，同时还加大对其信贷投入，大型水电项目可根据项目建设周期和还贷能力，适当延长贷款期限。其中，国家开发银行对水电项目，贷款期限可放宽至25年。3.实施税收优惠。对在西部地区新办电力、水利企业，给予减免企业所得税的优惠政策。其中：内资企业自生产经营之日起，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。外商投资企业经营期在10年以上的，自获利年度起，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。其中电力企业是指投资新办从事电力运营的企业；水利企业是指投资新办从事江河湖泊综合治理、防洪除涝、灌溉、供11 水、水资源保护、水力发电、水土保持、河道疏浚、河海堤防建设等开发水利、防治水害的企业。4.调整电价和水价，推进污水处理、垃圾处理收费标准。积极疏导西部电网电价矛盾，单独核定西部地区各电网输配电费用，鼓励电力生产企业与用户直接签订购电合同，降低用户电费负担；适当降低东西部地区之间骨干电网联络线的输电费用，鼓励“西电东送”。在统筹考虑合理开发与承受能力的前提下，优先调整西北水资源短缺地区的水利工程供水价格，保证水利工程建设维护成本开支得到合理补偿。5.结合具体水电项目，在其滚动开发期间国家可免收投资收益，供其用于流域水电滚动开发。此外具体针对不同大型水电项目，国家还会单独给予一些鼓励和扶持。如中国长江三峡工程开发总公司得到的政策主要有三条：（1）每度电7厘钱三峡建设基金，按1997年供电量计算相当于年70亿元拨款；（2）葛洲坝发电收入留用，相当于每年10亿元拨款；（3）国家开发银行每年30亿元贷款。2.1.2发展小水电方面由于小水电具有规模小、工期短，施工期对环境影响小，开发技术成熟、投资风险小、维护方便、运行费用低等优点，使其成为可大规模持续发展的农村能源。小水电的发展越来越受到国家、地方政府的重视，目前我国小水电站的数量已居世界之首。长期以来，我国政府为地方自力更生办电制订了一系列的优惠政策，鼓励各级政府和当地群众就近开发山区丰富的小水电资源。六十年初出台的“自建、自管、自用”的三自方针，一直是指导我国小水电发展的正确方针。“自建”就是允许和鼓励地方政府和当地群众发扬艰苦奋斗、自力更生精神，利用当地的资源、技12 术和原材料，自行规划、建设地方小水电站，资金筹措也以地方为主，甚至一些地方还包括自己生产需要的小水电设备。“自管”表示谁投资归谁所有，简化了管理程序，保护了地方政府办电的积极性。目前小水电基本由地方建设，因此其政策扶持和措施相对灵活多样，总体来看有以下几方面：1．行政一把手负责制。从国家总理到地方领导都关心农村小水电建设，各县都成立了以县长为组长的农村电气化领导小组，对电气化建设中的重大决策、资金筹集等方面进行研究审定，解决建设中的困难，负责调动各方面的力量来支持农村小水电建设。2．实行多渠道、多层次、多模式筹集办电。鼓励农民个人投资或群体投资，也鼓励企业投资，也允许外县的资金来投资办电站，总之，不论谁来投资都受欢迎，实行“谁投资、谁所有、谁收益”政策。3．采用股份制或股份合作制进行集资、融资，包括利用外资。自九十年代初在部分地方采用股份制办小水电以来，目前约有80余家按股份制模式组建起来的电站及电网，约有300余家按股份合作制模式办的电站，这一办电模式有利于小水电建设资金的筹集；4．设立农村水电建设基金。在农村水电供电区内每千瓦时用电量征收2分钱，作为农村水电发展建设基金。有些省补充规定收取4分钱。（3）“以电养电”政策。由小水电站及地方电网产生的利润，不缴地方财政，全部留在企业，用以再发展小水电。这条政策已经实行了近20年，对发展小水电起到了重大作用。5．实施税收优惠。在1994年初实行新税制，之前，小水电只征收电站收入的5%为产品营业税，1994年起改为6%的增值税，比大电站及大电网征收17％的增值税优惠。在所得税方面，按规定收取利润的33％，有些省补充规定，其征收的所得税一半返还13 给电站，用于“以电养电”，还有些省是全部返还给电站的。这些政策均比大电站优惠。6．灵活的电价政策。小水电的电量属计划外电量，可参与市场调节，其电价可以按成本加税金再加适当利润确定。7．优惠贷款政策。国家农业银行列专项安排农村水电贷款。有些省还对贷款利息进行补贴。从中央到地方各级政府，每年都要安排数亿元资金用于小水电建设，这些低息贷款的还款期约为十年。8．保护小水电供电区的政策。国家规定国家大电网应支持小电网，有条件的应做到大小电网联网运行，实行互供，调剂余缺。大电网不允许挤占小电网的供电用户，更不允许以各种借口上收小电网。上述这些优惠政策和措施为水电发展提供了保障，首先在资金供给上，适当延长贷款期限以及开拓多渠道融资途径，缓解了水电建设的成本压力。其次在生产经营上，对其发电量、上网电价进行适当照顾，有利于新水电项目的生存和竞争，提高各方面发展水电的积极性。最后在税收和投资收益上实行优惠，有利于水电项目实现后续项目的稳定开发。但我们也应注意到，由于水电项目特别是小水电，其供电大多以农村市场为主，随着近几年国家实行农电“两改一同价”（农电管理体制改革、农村电网改造、城乡供电同网同价）等改革措施，间接给中小水电的经营带来较大压力。如四川明星电力2002年根据遂宁市物价局对电价的限价通知，对农村居民生活用电到户电价最高限价执行0.78元/千瓦时，该项政策又将使公司全年减少电力销售收入400余万元。14 2.2影响水电发展的不利因素从第一章的数据我们可看出，水电的经营效益要远低于电力行业平均水平。造成这种情况很大程度上因为水电的负担较重所致，主要有以下几方面：2.2.1增值税偏高水电行业税负重是近几年、特别是西部开发方针提出后，引起水电部门和社会各界普遍关注的一个重要问题，目前它对水电发展的负面作用可谓最大。1994年税制改革以前，电力行业缴纳的是产品税，发电环节无论水电、火电均按厂供电量0.01元/kW·h计征产品税，供电环节为销售收入的10%。其中发电环节产品税的67%，供电环节产品税的20%可用来还贷。1994年税制改革后，对电力行业改征增值税，税率为17%，且增值税不能用于还贷。根据有关资料统计，整个电力系统在产品税改为增值税后，抵扣进项税后的应缴增值税平均税率为11%，与税制改革之前的10%的产品税率差距不大。但是在电力系统内部税制改革前后差距却是十分巨大的，水电行业增值税由于进项税抵扣少，其税负一般高于16%，实际税负接近法定税率，大部分水电企业增值税的税负是改革前产品税税负的3倍以上。在相同税率下，火电由于构成其主要成本的燃煤、燃油及其他原材料的已征增值税可以抵扣，且此部分成本在火电成本中所占比重为60%以上，所以通过抵扣，其实际税收负担率仅为6—10%；而水电业购进原材料的费用主要为修理性支出及日常消耗性支出，占总成本的比重仅为1-3%，而占成本比重60%左右的折旧费中的增值税进项税额则不可以抵扣。对于销项税而言，几乎没有15 抵扣，实际水电增值税负担率接近17%，比火电高7-11个百分点，改革前后水电行业的税负成倍提高。以湖南五凌公司为例：1997-2001年共销售电量233.3亿kW·h，销售收入64.68亿元（平均电价0.2772元/kW·h）。如果按税制改革前的产品税计算，应缴产品税2.333亿元，税收占销售收入的比率为3.61%；按17%的增值税税率计算，抵扣进项税后应缴增值税10.897亿元，由于水电行业进项税抵扣很少，税收占销售收入的比率为16.85%。税制改革前后比较，税改后的税负是税改前的4.67倍。由于增值税税负的提高，五凌公司1997-2001年累计多缴纳税款8.564亿元。有关部门目前也已认识到水电增值税偏高给水电发展带来的影响，正积极寻求相应的解决方案，主要有以下几种思路。1．将增值税税率按小规模纳税人征收，即降为按销售收入的6%征收。这一方案我们认为被采纳的可能性最大。此方案的优点是，操作简单，对降低水电行业的增值税税负作用较大。理论上讲，降低了近11个百分点。但是这样做也存在问题：因为增值税是一个完整的链条，如果水电增值税的税率下降11个百分点，那么下游行业就会因为少得到11个百分点税款的抵扣，而补缴相应的税款。其结果，国家的税收不会减少，只能是税负在企业之间的转移，以及财政收人在地区间的转移。2．适应增值税由生产型向消费型转化的趋势，率先在水电行业试行增值税转型。此方案有助于降低水利行业增值税的税负。但其不足是：由于水电行业的前期固定资产投入的比重较大，折旧费用较高，加上在水电投资上一般采用银行贷款的投资方式，其财务费用较大，可能造成增值税销项税额低于进项税额的现象。3．为保持增值税链条的连续性，对水电行业可采取增值税先按17%的税率征收，再根据消费型增值税或按6%生产型增值税计16 算的增值税，将高出部分由财政给予返还。这样的优点是保证了增值税下一环节的进项税的足额抵扣，使整个增值税链条保护完整；缺点是给征收管理造成了麻烦，而且在时间上可能会造成企业运营资金的暂时困难。4．根据水电企业的特点，在不同时期采用不同的税收政策。在水电企业建设期和投产的前5～10年，采取低税收政策，或采取部分免税政策．也可采用先征后返或即征即返的税收政策。为解决固定资产折旧费较大问题，可以在税法上规定与企业会计上不同的折旧率和折旧年限，对财务费用也在税法上规定一个摊入比例。5．其他相关政策选择。为鼓励水电企业进行后期滚动开发，可规定水电企业用税后利润再投资的投资税收抵免。从水电企业资产结构分析，其负债比例较高，初期财务费用较大，还款压力大，建议由国家担保，发行水电企业债券。在债券的设计上，充分考虑到水电站建设的周期长、后期运行成本低的特点，宜发行企业长期债券，并在税收上对投资水电企业长期债券的收益，按15%征收企业所得税，并在一定时期内免征个人所得税。2.2.2贷款额度和期限相对偏紧水电站建设投入很大，以单位千瓦价格相比较，水电大约为7000-10000元；火电30-60万千瓦国产机组为：5400-6300元，进口的66万千瓦机组为7200-8200元；核电90万千瓦机组约7000元；32万千瓦联合循环燃气轮机发电机组约5200元；风电约10600元。水电比核电、风电低，但比火电高约40%。建设水电所需的庞大资金大部分由贷款取得，因此水电企业尤其是新建水电站的资产负债率均很高，一般都在70％以上。但目前我国政策性贷款对水电的额度和期限与火电以及其他一些基础设施建设基本相同，17 这使得其商业贷款的绝对数值较大，水电企业不得不承担很高的贷款利息，财务费用数目惊人，这对本来还款压力很大的水电企业来说是一项不小的负担。2.2.3负担任务较重水电建设一般是综合利用的，水电站在发电的同时，发挥着巨大的社会效益，承担着防洪、防凌、减淤、供水和灌溉等义务。不少水电站在社会效益与自身的经济效益发生冲突时均毫不犹豫地牺牲了自身的经济效益，顾全了大局，但是再生产补偿严重不足。目前投资全部由发电负担，是不符合实际情况的，应分摊给防洪、航运、供水等。如有龙头水库，下游梯级电站增加保证出力，也应分摊投资。2.2.4支持力度不够一些地方政府对“水火”不能一视同仁，没有给予水电应有的支持。由于水电企业建设期长，而火电企业的建设期短，且火电企业的发展可带动地方其他工业如煤炭业、运输业的发展，使得地方的发展政策向火电企业倾斜。有的地方甚至不许低电价的水电上网，而必须使用高电价的火电，导致了不公平竞争。2.2.5电力体制市场化改革滞后一方面在管理上，水电目前多头管理现象仍较普遍。水电由于其行业和功能的特殊性，过去管理部门有国家计委、经贸委、水利部、国家电力公司等，由此导致的多头管理使相关政策也难以落到实处。目前电监会的成立虽然规范了火电的管理体制，但对水电目前还暂不明确。另一方面行业垄断和区域垄断仍未很好破除，电源结构不合理的状态仍未改变，电网建设和管理手段落18 后，“厂网分开”工作没有到位。一些水电企业不能按计划设计能力发电，加大了发电成本；水电电价未按市场需求定位，被人为压低。2.3电力体制改革对水电行业的影响我国电力体制改革是继石化、民航、电讯等行业大改组后的又一次对国有垄断型行业的改革,其基本内容为“厂网分离,竞价上网”。此次电力体制改革,将会极大影响水电业未来发展趋势及相关水电上市公司前景,因此我们应当高度重视。2.3.1电力改革概述我国电力体制改革大体上经历了四个历史发展阶段：一是1985年之前政企合一国家独家垄断经营阶段。这一时期的突出矛盾是体制性问题造成电力供应严重短缺。二是1985年至1997年，为了解决电力供应严重短缺的问题，实行了发电市场的部分开放，以鼓励社会投资。这一时期的突出矛盾是存在着政企合一和垂直一体化垄断两大问题。三是1997年至2000年，以解决政企合一问题作为改革的重点，成立了国家电力公司，同时将政府的行业管理职能移交到经济综合部门。这一时期的突出矛盾演变成垂直一体化垄断的问题。从这一改革的历史轨迹可以清晰地发现，改革的主线是市场化取向改革的逐步深化、政企关系的逐步确立，以及集中解决不同时期存在的突出矛盾。四是从2002年4月开国家电力监管委员会等十二家涉及电力改革的相关企业和单位，已于2002年12月29日正式成立。此次同时挂牌的十二家电改单位，包括国家电力监管委员会、国家和南方二大电网公司、五大发电集团和四大辅业集团。五大发电集团为华能集团、华电集团、龙源集团、电力投资集团和大唐集团，四大辅业集团为水电规划设19 计院和电力规划设计院两个设计单位，以及葛洲坝集团和水利水电建设总公司二个施工单位。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。国家电网公司下设华北（含山东）、东北（含内蒙古东部）、华东（含福建）、华中（含四川、重庆）和西北5个区域电网公司。重组前后发电资产构成见下图：图一重组前机组构成图二重组后机组构成由图可看出，进入此次重组的大部分为火电，全部的风电和核电，而水电只占很少一部分。图三国有发电资产划分情况20 图四五大发电集团发电资产构成新成立的五大发电集团资产占内地电力资产总额33.8%。据了解，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，可控装机容量将达到3627万千瓦，权益装机容量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，可控装机容量将达2889万千瓦，权益装机容量为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电集团拥有山东国际电源开发股份有限公司，可控装机容量3109万千瓦，权益装机容量2092万千瓦；龙源集团拥有国电电力21 发展股份有限公司，可控装机容量3043万千瓦，权益装机容量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装机容量达4053.51万千瓦，权益装机容量达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装机容量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装机容量276万千瓦（权益装机容量219万千瓦）；国家电网公司保留并转让的发电资产870万千瓦。在五大发电集团之外,隶属于国家计委的国华电力、隶属于国家开发投资公司的国投电力以及正在寻求上市的长江电力,这些公司将组成仅次于五大发电集团的第二梯队。国华电力、国投电力的装机容量均在1000万千瓦以上,电源布点比较均衡合理,在争夺新建电源项目上也有实力和影响力强大的大股东做其后盾,在发电市场中有足够的发展空间。长江电力总股本为55.3亿股（原称为三峡电力，考虑到开发长江的深远意义，后确认名称为长江电力）由三峡总公司（占总股本的89.5％）以电厂经营性资产形式出资，连同华能国际集团（3％）、中国石油天然气集团（3％）、中国核工业集团（3％），葛洲坝集团（1％）、长江水利委员会设计院（0.5％）联合发起设立。所包含的三峡水电厂属于国家重点项目,其市场份额有一定的保证,而且水电是今后我国电力发展的重点,因此可以说长江电力在发电市场新格局中的重要地位是难以动摇的。在对水电公司的重组中，澜沧江水电开发公司划归华能；龙滩水电开发公司划归大唐；乌江水电开发公司划归华电；清江水电开发公司和国电大渡河水电开发公司划归龙源；黄河上游水电开发公司和五凌水电开发公司划归中电投。在对上市发电公司重22 组中，桂冠电力（600236）和华银电力（600644）划归大唐；龙电股份（600292）划归华电；长源电力（000966）划归龙源；漳泽电力（000767）和九龙电力（600292）划归中电投。京能热电(600578)、鲁能泰山（000720）、皖能电力(000543)、赣能股份(000899)、豫能控股(001896)、申能股份（600642）6家被划归辅业集团。表七五大发电集团公司构成发电集团所属上市公司所属水电公司华能集团华能国际、东电B澜沧江中电投漳泽电力、九龙电力、（上海电力）黄河上游、五凌大唐集团北京大唐、桂冠电力、华银电力龙滩华电集团山东国电、龙电股份乌江国电集团国电电力、长源电力清江、大渡河2.3.2改革有助体现水电优势电力体制改革基本内容是“厂网分离,竞价上网”,改革基本目的是打破垄断,提高效率。这种改革取向将使水电类公司优势得以彻底展现。1．竞价上网具备明显低成本优势实现“厂网分开、竞价上网”和全国联网后，水电表现出明显的低成本竞争优势，其发电量和在电力结构中的比重将会不断提高。在水电与火电单位千瓦造价方面相比较，水电大约为7000-10000元，30-60万千瓦国产机组的火电为5400-6300元，进口66万千瓦机组为7200-8200元，水电比火电高约40%。尽管水电的建设成本高于火电，但是随着国家对环保控制要求的提高，如果考虑到火电厂脱硫、脱硝、除尘等环保要求所需资金（约占总投资的1/3），单位千瓦火电建设成本比水电低的优势差不多丧失殆尽。而水电站的长运营期和低运行成本却是火电站远不可及的。目前，国内水电公司运行成本一般是0.04－0.09元／千瓦时，23 火电厂由于需要源源不断地购买和运输大量燃料，而这方面的费用约占火力发电总成本的60%-70%，致使目前火电运行成本高达0.19元／千瓦时左右，随着煤炭价格的上涨，火电厂的发电成本还将上升。由于核能、风能在我国尚属新技术，对外国技术依赖性很大，成本都比较高。所以，在发电公司实行竞价上网时，水电公司的优势最为明显。此外，过去由于各区域电网没有实现联网，电力市场自由竞争无法实现，而水电公司多数地处经济不发达的西部地区，当地用电增长潜力小，因此低价竞争的优势得不到体现。电力体制改革后，随着全国联网和“西电东输”项目的建成，西部地区水电低成本的竞争优势将真正得到体现，东西部发电商经营条件和回报的地区差异性也将逐步消除，从而会促进水电的发展。从45家发电类上市公司来看,10家水电股平均上网电价为0.302元/KWh,而火电类上市公司平均上网电价为0.418元/KWh,未来发电公司竞价上网时,水电公司优势是显而易见的。2．符合国家能源结构调整的方向电力体制改革后,国家将形成激励清洁电源发展的新机制。水电是清洁、廉价、可再生的绿色环保能源,并且往往具有防洪、灌溉等多种功能。此外,与煤炭、石油、天然气等化石能源相比,水力资源年年再生,理论上只要水流不断将永远发电。因此世界上绝大多数国家都是优先发展水电,让水电优先上网。目前,国家已积极运用相关手段调控火电的比例。一方面通过减少对煤炭生产的补贴,强化火电厂的环保排放标准,另一方面继续压缩小火电(5万KW以下),努力实现"十五"末期关停小火电和替代老旧机组共2500万千瓦的目标。新建的燃煤电厂主要采用单机容量30万千瓦及以上的高参数、高效率、调峰性好的机组,积极推进循环流化床等洁净煤发电示范工程。24 3．“直供”将使低成本的水电公司掌握部分终端客户新的电力体制下,将允许发电公司向单独的大客户进行直供,供电价格由双方根据市场供求情况进行协商。这对低成本的水电公司是一个巨大的机遇,不仅有利于提高电力销售量,以及通过减少供电环节提高售电价格,而且通过直接掌握一部分终端消费者,减少未来对电网公司的依赖,使水电公司的电量销售更有保障。4．电网建设的加快将重新定义电力市场范围前期由于各区域电网没有实现联网,电力市场自由竞争无法实现,一些发电公司只能在各自的供电区域靠天吃饭。据了解,近年来部分省份电力出现供过于求后,省级电力公司对独立发电公司上网电量采取行政性指标分配,优先照顾直属的电厂,向独立发电公司压价购电。水电公司多数地处经济不发达的西部地区,地区用电增长潜力小,因此低价的竞争优势得不到体现。电力体制改革后,国家加大电网建设的投资,耗资数千亿人民币的"西电东输"工程将给中国电力市场带来结构性变化,重新定义电力市场范围。全国联网将使电力紧张的东部沿海地区和相对比较富裕的西部之间的电量流动成为可能,并逐步消除东西部发电商经营条件和回报的地区差异性,"西电东输"项目将成为发电商的投资热点。西部地区水电低成本的竞争优势将逐步得到体现。2.3.3电价改革更利于水电经营效益改善1.现行的水电电价政策不利于水电发展过去由国家拨款建设的水电站,以生产成本定电价,水电一直实行低电价政策。现行上网电价是按照国家颁发的《关于多种电价实施办法的通知》（［1986］水电计字第73号）来确定的,主要按成本、利税要求和还贷要求定价,即“还本付息电价”,并且按发电量计价,为单一电量电价结构.。“还本付息电价”在特定时25 期加快了电力工业的发展。但这一政策只以电量计费,没有合理体现水电调节性能的效益,特别是专门承担电网特殊任务的抽水蓄能电站的削峰填谷功能,抽水蓄能电站和常规电站的事故备用、调频、调相功能等得不到补偿.新安江水电站年运行小时数达6000，但只有2000多小时是有偿的。担负调峰和备用任务的水电站,给系统带来很大的经济效益,但却因发电量较少,得到的回报偏低,降低了经济效益和竞争力,造成此类电厂不愿承担调峰任务,对电网运行不利.也造成投资者不愿向具有调峰能力的、具有系统综合效益的水电站投资。电价水平也存在不合理之处.不能反映社会或市场的平均价格水平及风险程度，导致集资电站的上网电价“一厂一价,一机一价”.不能鼓励投资者降低资金成本和控制造价，因为造价高电价高，受益就较大，降低造价反而对企业没有好处。上网电价的改革已势在必行,随着电力市场的逐步完善,电价应从“回报先保,成本全包,价格找齐”的模式转变为“价格先定,成本争降,回报有别”的模式,适应“厂网分开,竞价上网”,并向“同网、同质、同价”目标发展.两部制电价和峰谷电价、丰枯电价正能适应这一需要。2.两部制电价反映水电特性两部制电价是指按容量电价和电量电价两部分构成的电价。在单一制电量电价的基础上增加了容量计量,通过分类容量的划分反映水电特点。水电机组具有灵活的调峰性能,可用容量依据水库的调节性能不同，可分别承担电力系统发电容量中的基荷容量和调峰容量。两部制电价中的容量及容量电价可按水电站水库调节能力和在系统负荷图上承担的位置进行分类,反映水电调峰容量特性。水力发电受来水季节性变化的影响,装机容量不能随时都投26 入系统运行,对应一定时期应确定其可用容量,两部制电价中的容量可反映这种特性。水电站在系统中承担的调频、备用等功能对系统安全、稳定运行具有独特的贡献,如计入其动态效益加入两部制电价中形成动态辅助电价,改进后的两部制电价可完整反映水力发电的综合效益。3．峰谷、丰枯电价有利于系统安全经济运行两部制电量电价可采用分时电价结构,分时上网电价主要有峰谷上网电价和丰枯上网电价。峰谷上网电价是根据日负荷曲线的峰荷时段、低谷时段、平荷时段系统发电可变成本的不同,确定的具有一定价差的峰荷电价、低谷电价和平荷电价的上网电价结构。水电机组启闭灵活,具有调节性能的水电站在系统中调峰运行，可使其他类型机组运行平稳,节约其启停费用和系统运行成本。保持合理的峰、谷差价,有利于调动水电调峰的积极性。丰枯电量电价是考虑系统内水电站来水的季节性，在丰水期将上网电价适当降低，在枯水期将上网电价适当提高,形成具有一定季节电量差价的上网电价结构,水电在丰水期出力大,可替代系统火电机组多发电,节约系统燃料成本,相应降低销售电价；枯水期具有调节性能的水电站多处于调峰运行,适当提高枯水期电量电价,有利于缓解系统高峰电力紧张的压力。总体来看，电力是国家的基础性产业,水电符合国家能源结构调整的方向,电力体制改革后水电在我国具有更加光明的前景。27 3.水电行业发展趋势分析3.1电力供需分析水电行业的经营情况与整体电力市场的供需情况是紧密相关的。随着我国宏观经济的持续走强，带动了电力需求的增长。从电力供需总体形势来看：3.1.1电力需求总量和结构全社会用电量16200亿千瓦时，同比增长10.3%。其中第一产业用电量590亿千瓦时，同比增长3%，第二产业用电量11830亿千瓦时，同比增长11.2%，第三产业用电量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%，其中居民用电量的快速增长某种程度上反映了“两网”改造的初步成果。从分地区用电增长的情况来看，2002年电力需求增长加快的地区有：浙江、江苏、山东、福建、广东、海南、四川、重庆、宁夏、内蒙古、江西等，其中浙江、广东、江苏南部和京津塘地区电力供需仍然紧张，东北地区用电增长依然乏力。目前我国电力需求增长的主要特点是：全社会用电快速增长，增长速度高于同期GDP增长速度；轻工业用电增长速度明显高于重工业；受钢铁行业的影响，高耗电行业对工业用电增长的贡献率有所下降；居民生活用电增长速度减缓，对全社会用电增长的贡献率下降；各电网最大负荷增长速度持续超过用电量增长速度。3.1.2电力供给总量与结构2002年，我国电力固定资产投资完成1840亿元，同比增长17.4%，其中基建投资完成902亿元，同比增长23％;城乡电网改28 造投资完成860亿元，同比增长15.1％，2002年新开工电源1500－2000万千瓦，同比增长6%左右。2002年全国完成发电量16400亿千瓦时，同比增长10.5%；其中水电2710亿千瓦时，同比仅增加3.8%；火电13420亿千瓦时，同比增长11.4%；核电25092亿千瓦时，同比增长42.9%。全国发电设备平均利用小时数较去年同期增加212小时，其中火电设备平均利用小时数较上年同期增加300小时。表八2002年电力生产、投资情况主要数据比上年增指标名称计量单位2002年减（%）全国发电量亿千瓦时1640010.5其中：水电亿千瓦时27103.8火电亿千瓦时1342011.4一、全国电力核电亿千瓦时25042.9生产情况全国供电煤耗率克/千瓦时381-4全国线路损失率%7.45-0.1全国售电量亿千瓦时1280010.3全国电力固定投资完成亿元184017.4二、全国电力其中：电力基建项目亿元92023投资情况以大代小项目亿元60-15.5城乡电网项目亿元86015.1全社会用电总计亿千瓦时1620010.3三、全社会用其中：第一产业亿千瓦时5903电情况第二产业亿千瓦时1183011.2第三产业亿千瓦时180010居民生活用电亿千瓦时19807.7资料来源：《中经通数据库》3.1.3电力负荷增长的新趋势目前我国大多数电网负荷已明显朝夏季转，今年7月我国大部分地区几乎同时出现了罕见的持续高温天气，全国主要城市电网最大负荷和日用电量猛增，其中7月16日全国日用电量达到51.8亿千瓦时，较去年最高值增加了近8亿千瓦时。北京、山东、江苏、浙江、河北、山西、河南、四川、广东等一些地区出现了29 拉闸限电的情况，但全国各主要电网总体运行平稳，没有发生电网稳定破坏、系统瓦解引发的大面积停电事故。我国电力负荷增长的特点有：1．各主要电网最大负荷和日电量增长迅猛。除东北、西北电网外，各主要电网最大负荷增长速度均达到两位数。2．从负荷增长较快的主要电网地理位置来看，南北地区电网最高负荷出现的时间偏差不大，负荷和日电量也出现了相似的增长，这些地区今年难以通过联网获得错峰效益。3．随着人们生活水平的提高，空调的广泛使用，气温气候对最大负荷和日电量的影响十分显著，最大负荷和日电量月内变化幅度很大。不仅高温气候周工作日与月内其它工作日最大负荷和日电量变化幅度很大，高温气候周内工作日与周休日最大负荷与日电量变化幅度也很大，但各网最大负荷持续时间并不长，基本在1-3天左右。4．从各主要主网最大负荷日的备用情况来看，系统可调出力均高于电网最大负荷，除京津唐电网、华东电网、广东电网、山东电网备用系数小于10%，备用不足外，其它电网备用系数均在15%以上。排除事故原因，主要电网的发电能力应基本能满足负荷增长的需要。5．区域间电力电量交换量的增大，缓解了部分地区电力供需紧张局面。3.1.4影响电力供需的主要因素分析今年影响电力供需的主要因素主要有以下几方面：1．能源市场。煤炭供需形势有了明显改善，5月份以来煤炭市场出现供大于求的迹象，煤炭价格呈现回落的趋势。电煤库存也较为充足。煤炭供应充足和价格的回落，使电力供应的外部环30 境有所改善。油料供应市场总体呈现供大于求状况。油价对电力供需影响较大的地区主要是沿海的广东、浙江等燃油机组比重较大的地区。2．相关政策。近年来，国家出台了一些对电力供需有影响的政策措施，一是国家出台的取消增容费的政策；二是国家继续实行积极的财政政策，2002年发行1500亿元长期建设国债，重点用于在建国债项目和新开工大型基础设施项目。三是国家经贸委出台了推进城乡电网同价的规定。这些政策都将促进我国电力需求的增长。3．高耗电行业的发展。根据我国入世的有关文件协议，我国高耗电行业将面临关税大幅度降低和非关税措施减少的挑战。从2002年开始，我国钢材等产品的配额管制措施被取消，化肥、汽车、食糖等产品的进口配额大幅度增加，加之欧美一些国家贸易保护主义的抬头，今后几年我国高耗电行业面临的出口形势将更加严峻。（4）电价。在市场条件下，电价对提高电力需求总量、改善电力需求的特性、改善电力供需形势的影响越来越明显。随着我国“两改一同价”工作的推进，我国农村各类电价尤其是农村居民生活用电电价水平下降明显，全国农村到户电价平均每千瓦时下降0.1元左右，有利促进了我国农村居民生活用电的增长，也是造成2002年我国农村居民生活用电增长速度高于城市的主要原因。近年来随着人们生活水平的提高，夏季降温负荷增长迅猛，使得电网负荷特性趋于恶化，给电网的经济运行带来极大的困难。2002年夏季广东电网采取错峰措施，有效缓解高峰时段拉闸限电的局面。电价也是提高网间电力电量交换能力，改善区域间电力供需不平衡状态的有效手段。（5）电网“瓶颈”约束。三年来我国的城乡电网改造已经取31 得了巨大的成就，许多省份电网的输配电能力有了明显提高。但由于近年来我国人民生活水平的明显提高和城市的迅速发展，我国城市配电网输配电能力不足的情况目前还没有得到根本改善，城市电网配电能力不足仍是造成目前一些地区高峰时段出现拉闸限电的主要原因之一。在我国东南部沿海发达地区，由于地区经济发展迅速，电网发展的速度仍难以赶上地区经济发展的速度，如苏南、东莞等地区，电网输配电能力受限仍是导致拉闸限电时有发生的主要原因。需要指出的是这些地区地价昂贵，变电站选址和出线走廊征地困难，也是造成其拉闸限电的情况短期难以根本改善的主要原因之一。3.1.52003年电力供需趋势预测1．2003年带动电力需求增长的有利因素：一是国民经济将继续保持较好的发展态势，实现适度快速增长。按照现阶段电力与经济的关系，电力需求也将实现与经济发展速度大体相当的水平。二是2002年发行1500亿元国债，重点用于基础设施建设，将会对今明两年及今后电力需求产生一定的带动作用。三是民间投资有望进一步快速增长，从而带动经济和用电的增长。2．不利因素：一是受市场需求制约以及进口产品的制约，主要高耗电产品国内外市场呈现供大于求的状况，我国高耗电行业面临价格下降、库存增加的压力，高耗电行业用电将呈现趋缓趋势。二是加入WTO以后国外产品进口的影响将会继续增大，对我国一些外贸依存度较高的地区用电增长速度将产生不利的影响。3．从全国来看，总体电力供需仍可维持基本平衡，局部地区供应会出现紧张。电力供需综合指数仍将位于基本平衡区域，但将继续上行，接近供需紧张区域的底部，电量平衡能够满足而电32 力平衡可能会比较紧张。其中华东地区、广东和京津塘地区电力供应仍将呈现较为紧张局面，东北地区、安徽、江西、福建等地区电力供应仍将较为充裕，其他地区电力供需总体基本平衡。供不应求与供大于求的矛盾在不同地区不同电网仍将并存。如果不采取有效的错峰措施，在出现类似于今年夏季的持续高温天气时，2003年电力供需形势将较2002年更为严峻。综合各方面情况分析，预计2003年我国电力需求增速将低于2002年，为8%左右，全年全社会需电量将达到17400亿千瓦时，年净增需电量1300亿千瓦时左右。4．2003年从分区域情况看，华东地区、广东和京津唐地区电力供应仍将呈现较为紧张的局面，川渝华中的局部地区枯水期电力供需形势应加以关注，东北地区、安徽、江西、福建等地区电力供应仍将较为充裕，其他地区电力供需总体基本平衡。3.2水电发展前景分析如今,中国已是世界第一大水电装机国,其在建水电工程规模在世界上也遥遥领先。截至2001年底,我国大陆常规水电装机容量已达到7700万kW,从而超过美国排名世界第一。但总体而言目前水电开发程度仍然较低，开发率不足15％。随着中国现代化水平的提高和社会经济的不断发展，人民生活水平的不断提高，水电开发有着巨大的市场需求。而政策环境和融资条件越来越宽松，也都为水电建设提供了前所未有的有利条件。3.2.1水电开发的主要目标和基本思路水电开发将分两步走:第一步,2001－2010年期间,三峡、龙滩、小湾、公伯峡、水布垭等一大批常规水电站将建成发电,东部及部分中部缺少水电或接受西电的省、市、区还要建设一批大型33 的抽水蓄能电站。根据有关部门规划,到2010年电站装机容量在100万kW以上的抽水蓄能电站就有12座,占规划总量的80%。到2010年,水电装机容量力争达到1.55亿kW以上。按照规划,从2001－2010年间要新增装机8000万kW,按电力工业“3311”设想,即3000万kW特大型水电;3000万kW常规水电;1000万kW抽水蓄能电站;1000万kW小水电。第二步,2011－2049年,我国达到或超过中等发达国家的水平,人均装机以1kW计,全国总装机约15亿kW。这时基本完成常规水电的开发,开发率达到85%－90%,装机约4.3亿kW。抽水蓄能电站也将相应得到发展,装机规模将达到0.7亿kW。水电装机总量达到5亿kW,约占总装机比例的33%。今后一个时期，水电开发的基本思路是：根据电力工业发展重点及布局，水电建设主要开发调节性能好、水能指标优越的大型水电站和因地制宜开发中小型水电；重点水电站开发和流域梯级开发相结合。重点开发黄河上游、长江中上游及其干支流、红水河、澜沧江中下游和乌江等流域。积极推进国家“西电东送”战略，支持中西部地区和少数民族加快水电的发展。在煤炭短缺、水能资源丰富的华中、福建、浙江、四川等地区，挑选一批调节性能好、电能质量高的中小河流，进行梯级连续开发。在调峰能力弱、系统峰谷差大的电网，在加强电网调峰规划的基础上，选择优良站址，适当建设抽水蓄能电站。3.2.2水电开发的规划与部署1.重点开发“西电东送”骨干水电站，促进全国联网，实现资源优化配置。根据全国联网规划要求：到2003年，以三峡电站建设为中心，首先形成中国的中部电网。到2010年基本形成北、中、南三个跨区互联电网，北部电网由华北、东北、西北和山东34 电网组成，中部电网由华中、华东、川渝和福建电网组成，南部电网由广东、广西、云南、贵州、香港、澳门、海南电网组成。水电建设应适应电网发展规划的要求，结合全国联网南、中、北三条“西电东送”通道，大力加快大型水电基地开发和骨干水电站的建设。2.积极开发区域性水电站，满足当地经济发展对电力的需要。广泛动员社会办电力量，采取流域滚动开发的模式，开发大渡河、雅砻江、湘西和闽浙赣水电基地及川渝的其它水电资源，满足当地的用电需要，并利用网络将盈余电力外送，其中三板溪是沅水梯级“龙头”水电站，是国家电力公司近期将开发的项目。3.适当建设抽水蓄能电站，缓解电网的调峰矛盾。为解决电网日益尖锐的调峰问题和配合核电建设，在缺少常规水能资源的东部地区，积极研究与安排筹备建设一批抽水蓄能电站。具体为浙江桐柏、江苏宜兴、安徽琅岈山、响水涧、山东泰安、辽宁蒲石河、河北张河湾、山西西龙池等。3.2.3电力体制改革后,水电行业的自身优势越来越受到重视。一方面,令火电厂望其项背的水电厂的长运营期和低运行成本在今后竞价上网的优势越来越明显；在另一方面,随着国家对环保控制要求的提高,火电厂脱硫、脱硝、除尘等环保要求的所需资金使得水电的建设成本与火电差距大幅缩小。相关政策的出台使得投资水电项目越来越变得“有利可图”。而投资兴建水电站将有效改善发电集团火电资产比重较大的现状,在总体上降低发电成本,以增强未来在跨区域联网后的竞争优势。目前各大发电集团纷纷加快了对水电的开发步伐，国电电力已准备开发瀑布沟水电站项目，华能集团也与云南省人民政府签订了加入开发“澜沧江流域35 及金沙江中游河段水电站的梯级开发的项目”之中。大唐发电股份有限公司也宣布,公司将投资超过43亿参与开发云南的3项水电工程。我们认为最近的水电资源的争夺仅仅是拉开了各行业投资水电的序幕。未来随着电力体制改革的不断深化和更多投资主体的加入,水电资源的争夺将会在全国范围内上演。大力发展水电符合中华民族的长远利益，符合中国实行可持续发展战略的需要。坚实的物质基础和广阔的需求市场使水电建设蕴藏着巨大的发展潜力，中国水电建设大有可为。36 4.水电行业投资分析4.1水电行业投资价值分析截止2002年底，全国发电装机容量和发电量分别达到3.5亿kW和16400亿kW/h，均居世界第二位，标志着我国进入了世界电力生产和消费大国的行列。在电源结构中，火电装机容量达到75％，发电量达81.8%；而水电装机容量仅占全国总装机容量的24.8％，发电量仅占15.5％。火电比例太大、水电比例偏小的电源结构根本达不到实现资源合理配置的功效。实际上和其他一次能源相比，水电具备众多无与伦比的独特优势：4.1.1资源优势据统计，我国河流水能蕴藏量6.76亿千瓦，年电能5.92万亿千瓦时；可能开发的水能资源装机容量3.78亿千瓦，年电能1.92万亿千瓦时。不论是水能蕴藏量，还是可能开发水能资源，均居世界各国第一位。但目前开发利用程度远低于世界许多国家，水电发展潜力巨大。4.1.2经济运营优势据测算，按以往的标准来看，就发电设备而言，水电比火电单位千瓦造价高40％。且水电发电受季节影响，电网必须以重复容量来弥补，再加上水电输电距离较远，综合来看，水电单位千瓦造价比火电高出一倍左右，历史上正是这种高成本投资和较长的建设期限制了国内水电开发的进度。但是随着技术的进步，水电技术难度和投资成本正在逐步降低。而且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37 需资金（约占总投资的1/3），这样水电的投资与火电差距大幅缩小，而水电站的长运营期和低运行成本却是火电站远远不及的，目前国内水电公司运行成本一般是0.04-0.09元/度，而火电成本是0.19元/度左右。4.1.3环保优势水电作为清洁、易于开发、具有多种效益的资源，在水利、能源、电力事业中都占有重要地位。水电不仅是清洁、廉价、可再生的绿色环保能源，并且往往具有防洪、灌溉、滞洪、错峰、拦沙等多种功能。此外，与煤炭、石油、天然气、核矿石等化石能源相比，水力资源则是年年再生，理论上讲是永不枯竭的能源，因此世界上绝大多数国家都是优先发展水电。4.1.4资源垄断优势我们知道水电站的开发不同于火电厂的建设,受到水能资源地域分布的影响。可开发的资源,特别是水能资源丰富的流域可以说是开发一个少一个，占领了这些水力资源就相当于占据了今后持续发展的制高点。4.1.5政策优势水电建设是西部大开发的重点之一国家已确定开发西部的发展战略，而我国西部可开发水力资源占全国的77.7％，目前其开发率仅为7.5％。大力开发西部水电，实施大规模的西电东送，已被列入国家计委和国家电力公司的规划。有关部门正在研究相关政策，包括在对水电建设的短期和中长期效益的兼顾方面，以及对在电力市场优先利用水电资源、税赋、电价等方面，都将有新的措施，以促进我国西部水电事业的发展。38 这里需特别指出的是，我国农村小水电也是一个潜力巨大的市场，非常适合中、小资本进入。我国小水电资源十分丰富，可开发量达8700万千瓦，居世界首位，其中西部地区可开发量5828万千瓦，占全国可开发总量的67%。20世纪80年代，为解决用电难的“瓶颈”问题，我国曾出台了一系列措施，鼓励小水电的发展。现在全国已有30个省（区、市）、1500多个县开发了小水电，截止2002底，已建成小水电站４万多座，装机达2500万千瓦左右。目前我国仍有80％的人口生活在农村，目前还有7500多万人没有电力供应。按照国家的电气化发展规划，到2005年，将新建400个水电电气化县。到2010年，将再建400个水电电气化县。届时，人均年用电量达到400至600千瓦时。为满足其电力需要，至少还需要新增装机容量2760万千瓦，其中可利用现有装机容量1240万千瓦，新增发电装机容量1520万千瓦。两者合计共需投资960亿元。按10年完成计，每年需要投资96亿元。从上述分析中可看到，总体来看，未来我国的水电开发空间和发展速度要比火电开发空间和发展速度更大和更高。电力是国民经济的先导，我国人均用电量仅为世界平均水平的1/2，仅为发达国家的1/6，与国民经济的快速增长相对应，我国电力生产尚有较大的发展潜力。而且建成投产的水电企业的运营成本要比火电企业成本低得多，在国家今后大力扶持水电企业的政策下，水电企业的综合优势将逐渐体现出来。更重要的是，随着人类新能源和新发电技术的突破，随着人类对资源和生态保护的进一步要求，火力发电这一上世纪的传统发电技术将要面临真正的挑战，而水电则没有这个担心。可以这样说，水电开发将是我国21世纪最具活力的朝阳产业之一，我国水电建设将迎来一个开发的高潮期。39 4.2水电投资风险虽然水电行业发展前景广阔，但我们对其投资风险也应充分认识，其主要表现在以下三方面：4.2.1投资大、工期长以单位千瓦价相比较，水电大约为7000-10000元；火电30-60万千瓦国产机组为：5400-6300元，进口的66万千瓦机组为7200-8200元；核电90万千瓦机组约7000元；32万千瓦联合循环燃气轮机发电机组约5200元；风电约10600元。水电比核电、风电低，但比火电高约40%。此外，水电的年利用小时约为4000小时，火电、核电都可以在5000小时以上。水电发电量受来水控制，丰水和枯水季节电量相差很大，年度之间也有差异，电网需准备重复容量弥补。此外水电的输电距离一般较远，而火电是在现有煤矿和铁路基础上选厂址，电力投资中不考虑煤矿、铁路的投资。综合以上因素，水电单位千瓦投资比火电贵一倍左右。在工期方面，大型水电一般是在截流以后5年第一台机组发电，以后每半年投一台，截流以前需要准备2年。30万千瓦火电机组，平均36个月即3年第一台机组发电，再过10个月第二台发电，准备工期半年到1年。核电工期与水电相似，风电和燃气轮机电站工期较短，中小水电的工期与火电相似。4.2.2长期效益好，短期效益差，资金回收慢投资于大型水电的股东，获取第一笔资本金收益的时间，约在第一笔大规模投资后8年。获取可分配利润的时间，约为15年。在此之前，还贷付息占用了全部利润和折旧。对于个人和企业而言，可接受的获利时间为3-4年，长期占用资金将阻碍企业发展，40 和个人、企业利益相悖。虽然从水电站的寿命期衡量，其获利相当可观，但在资金短缺的情况下，企业不能以长周期进行思维。4.2.3自然与社会风险大大型水电项目在建设期有水文、地质方面的自然风险，工期延长、移民费变动、物价变动会引起造价风险，运行期还会遇到水文、移民闹事、防洪库容变动、电力市场变化等回报方面的风险。同时大型水电工程往往身兼多项职能，在社会效益和经济效益发生冲突时只能选择社会效益。如在1998年长江洪水中，五强溪、拓溪、凤滩削峰拦蓄27亿立方米洪水，相当于洞庭湖1米库容。隔河岩、葛洲坝几次拦洪分别使沙市水位降低0.21米、0.25米，避免了启用荆江分洪区。石泉、安康、丹江口的拦洪降低了汉口水位。以上水电站在长江防洪中发挥了很大的作用，其社会效益无法回收，相反需要赔偿或救济水库上游的淹没损失。4.2.4此外对于小水电，其投资风险还有以下几方面值得注意首先，小水电公司受自然风险影响更大。由于每年都存在丰水、平水或枯水之分，因此小水电在本电网电力系统内，很难做到电力电量的平衡，从而造成丰水时节不得不弃水，有的小水电站丰水期50%以上的水量白白浪费，能量浪费严重。而到了枯水季节地方供电紧张，地方电网又不得不向外高价购电，严重影响了水电企业的效益。如三峡水利曾因重庆市万州区遭受历年来罕见的持续高温干旱，导致其主营业务受损。其次，自改革开放以来，由于经济持续高速发展，电力一直处于短缺状况，各地政府为了尽快地满足当地电力需求，纷纷投资办电。但近年来，由于部分地区电力矛盾出现缓和，导致小水电上网矛盾突出，地方政府对小水电的政策支持削弱，小水电投41 资明显减少。而受输电网络的限制，一些小水电往往需要借助外力方能实现富余电力的外送。而一些地方大电网限制小水电站上网电量，一些地方大电网任意压低小水电电价，使其经营压力加大。最后，对于小水电公司受政策影响也较大。如钱江水利曾公告称由于浙江省实行的“合理归类、同类同价”的新规定，新政策对公司发电效率高、建设成本高的新电厂将来的负面影响较大，使得待建设的项目具有较大的不确定性。闽东电力也称拟投资的洪口水电站项目由于属跨区域送电电站，目前正逢福建省电力体制改革，而该电站供用电合同主体发生变化，在新的供用电协议签订之前，该电站投资效益的不确定因素增大，公司管理层不得不重新衡量投资的风险。4.3水电上市公司分析4.3.1水电上市公司概况2002年，深沪两市共有十家水电类上市公司，其基本情况见下表：表九水电板块基本情况比较（2002年3季度）总股本流通A股流通市值装机容量每股装机容量证券代码证券名称（万元）（万元）市盈率（万元）（万KW）（W）600236桂冠电力67536110003614795065.00.962000601韶能股份39038171642715362034.50.884600644乐山电力24934128767711112128.01.123000993闽东电力3000010000999460023.90.797600283钱江水利285338500619571018.00.631600131岷江水电29654999513212153915.10.509600310桂东电力156754500427245014.30.912600116三峡水利1747757991057156213.60.778600101明星电力169819500291251209.00.530600505西昌电力16500550065783204.40.264平均值2863394836710719917.20.788资料来源：《Wind资讯》42 表十财务状况比较之一（2002年3季度）单位：元每股经营性现金流证券代码证券名称每股收益每股净资产净资产收益率（%）量600101明星电力0.396.236.290.34600310桂东电力0.314.057.690.30600236桂冠电力0.303.997.530.35000601韶能股份0.234.754.770.23600505西昌电力0.103.372.990.09600283钱江水利0.143.134.31-0.01600116三峡水利0.173.105.350.21600644乐山电力-0.071.76-4.140.05000993闽东电力0.074.881.18-0.12600131岷江水电0.112.125.38-0.07平均值0.233.765.60.15资料来源：《Wind资讯》表十一财务状况比较之二（2002年3季度）应收帐主营业务收主营业务收入主营业务财务费用/资产款证券代码证券名称入（万元）/收入总计%利润率%主营收入负债率%周转率600236桂冠电力469509958.20-0.0114.913.19000601韶能股份587789640.300.0439.414.14600116三峡水利247199938.630.0652.241.77600310桂东电力2315510141.040.019.206.23600644乐山电力192139021.140.0758.162.19600101明星电力254869849.24-0.00123.787.13000993闽东电力166138851.47——38.82——600283钱江水利252179252.640.0230.942.15600131岷江水电296549743.990.1055.080.97600505西昌电力119139650.100.1952.172.22平均值269579644.670.0537.573.00资料来源：《Wind资讯》从水电类上市公司股东背景情况来看，地电公司居多。10家公司中有国家电力公司背景的是桂冠电力(600236)，绝对控股股东为广西电力有限公司；有水利部背景的有钱江水利(600283)，第一大股东是水利部综合开发管理中心，三峡水利(600116)、岷江水电(600131)的第二大股东是水利部经济管理局；其余6家公司均属地方电力公司。国家和省级电力公司实力雄厚，有大量的优质资源43 可为上市公司的资本运作和持续发展提供强有力的支撑，在这方面，桂冠电力有独特优势。而地方电力公司以及当地国资部门拥有的电力资源相对较少，在电力主业方面为主市公司提供资本运作的空间较为有限。但地电类水电公司往往属于厂网合一式经营，如三峡水利、桂东电力等，因此的经营受外界冲击相对较小。从分布来看，由于水力资源的地理分布特征，水电类上市公司在地域分布上较为集中，半数位于四川和重庆地区，广西2家，福建、浙江各1家。地域分布上显示，位于西部的水电公司占了七成左右，这些公司有望在"西电东输"中受益。从规模上看，目前沪深两市的水电上市公司基本属于小水电，平均装机容量约17万千瓦，最大的桂冠电力也只有65万千瓦，从资产规模和装机容量的角度来看和火电都有较大差距。从发展潜力来看，水电上市公司在建与新竣工工程较多，规模扩充潜力大。水电上市公司由于自身基数较小，可拓展空间相对就更为广阔。就水电类上市公司目前的状况来看，新竣工、新投产的工程以及在建工程相当多，装机容量扩充潜力较大，发电量亦有望随着新项目的逐步投产不断提升。例如，岷江水电2002年上半年发电量上升，很大程度上得益于铜钟电站的竣工投产发电；桂冠电力目前共有大化水电厂技改工程以及广西桂冠开投电力有限责任公司恶滩水电站扩建工程、广西平班水电开发有限公司平班水电站工程等五项工程在建，全部竣工后装机容量将有较大幅度的增长；此外，闽东电力有两募集资金项目在建，韶能股份也有多项工程在建。4.3.2水电上市公司2002年经营分析截止到2002年三季度，10家水电上市公司加权平均每股收益0.23元，加权平均净资产收益5.6%，在电力板块中低于火电类上44 市公司平均水平但高于热电类上市公司平均水平。水电类上市公司业绩低于火电类公司的重要原因是上网电价低和上网电量得不到保证。目前水电上市公司占有较大的成本优势，水电成本是0.04元/度至0.09元/度，水电企业无原材料（诸如燃煤和燃油价格）上涨加大成本之忧，其竞价上网优势较大。电力体制改革实施后，水电上市公司电价有望提高，向其他电网送电的阻力将大大减少，由此水电上市公司有望取得比别的发电公司多的上网电量，从而使得它们潜在的盈利机会加大。此外我国将逐步实施制定发电排放的环境折价标准，形成激励清洁电源发展的新机制，不排除国家在条件成熟是开征环保税。因此，我们认为水电类上市后续发展优势是值得稳健性投资者关注。水电上市公司中每股收益最高的是明星电力(600101)，每股收益达到0.39元。每股收益在0.1元以下的有闽东电力0.07元、乐山电力-0.07元。在净资产收益率方面，桂东电力最高，达到7.69%；2002年新上市的西昌电力股本扩张导致净资产收益率大幅下降。水电类上市公司2002年经营的几个主要特点：1.业绩较为稳定，但成长性有待提高。水电类上市公司无论是主营业务收入、主营业务利润，还是营业利润、利润总额，与2001年同期相比，2002年均无较大幅度的变化，其中收入指标略有增加，主营收入增长3.5%。而利润指标则略有减少，主营利润减少-2.2%、利润总额减少-1.3%、净利润增长0.78%。这一方面说明虽然在产业政策上国家鼓励发展水电，但政策利好暂时还没有给上市公司经营成果带来实质性的影响，另一方面也说明电力行业经过多年的发展后，电力市场发生了较大的变化，电力生产的瓶颈已有较大缓解，电力需求的变化、电力销售服务对电力企业的重要性越来越强。2.借贷压力小，财务费用相对较轻。45 由于电力行业仍具浓厚的垄断色彩，电力企业的营销费用较低，而由于水电行业投资大，固定资产折旧费用及借贷形成的财务费用是水电企业的主要费用支出。随着低成本的证券市场融资的增加，水电上市公司的资产负债水平和非上市水电公司相比相差20—30%很大，财务费用负担无疑要轻很多，有利于增强企业的盈利能力。3.水电上市公司的主营较为突出。水电类上市公司主营收入的比重基本都在90%以上，投资收益、补贴收入以及营业外收支相对较少。这说明水电上市公司有较突出并且较为稳定的主营业务，有利于公司的长远经营发展，但另一方面则反映了水电上市公司中的利润增长点较少，虽然有稳定的主营业务，但缺乏快速成长的能力。4.水电上市公司的主业盈利能力较强水电类上市公司加权平均的主营业务利润率达到44.67%。但不同公司之间差别较大。盈利能力较突出的是桂冠电力（600236）和钱江水利(600283)，主营业务利润率分别高达58.20%和52.64%，而较低的则是三峡水利（600116）和乐山电力(600644)，主营利润率只有38.63%和21.14%。此外，与2001年同期相比，主营业务利润率出现增长的有韶能股份、明星电力、桂冠电力和桂东电力，其余6家公司均有不同程度的负增长，主要是由于成本增加所致，而众所预期的水电上市公司上网电价的提价空间并未普遍实现，相反个别公司的上网电价还有所下调。5.仍难脱离“靠天吃饭”的局面。此外，影响水电公司利润水平的还有气候、税负以及项目盈利时滞等因素。首先受天气影响，部分水电上市公司来水偏少，直接影响到其发电量，例如：闽东电力2002年上半年由于遭受历史上前所未有的干旱，发电量比上年同期减少6,001.9万千瓦时，46 直接影响到公司的利润水平。在税负方面，水电上市公司的所得税负担相对较轻，其中有7家享受15％的优惠税率；但是从增值税角度衡量却存在劣势，这在前面已详细分析过。最后，由于水电建设规模较大，工程竣工前后利息费用归结方式不同，竣工前可资本化，竣工后则费用化，因此容易引起公司短期内费用尤其是财务费用的急剧膨胀，如果项目当期未及时形成盈利加以抵消的话，则有可能会造成公司利润水平的波动。4.3.3水电类上市公司发展趋势1.其他行业纷纷涉足。水电行业拥有稳定的收入来源，作为清洁、环保的能源又符合国家的产业政策发展方向，同时水电行业属于资金密集型产业，项目建设需要投入大量资金，仅靠现有水电企业的自身积累远远不够。因此，目前已有部分企业开始涉足水电业，为环保能源的建设添砖加瓦。例如，11月梅雁股份（600868）董事会审议通过配股预案，拟将本次配股募集资金全部用于投资建设广西柳江红花水电站项目，该项目总投资179089.8万元。2.水火并举。在电力行业内部，火电企业进军水电也成为一种趋势，先是华能国际参股三峡电力，后是粤电力准备以16.57亿元收购大股东粤电资产经营公司所持有的7家水电厂的经营性资产。而且目前相当多的火电企业兼有水电资产，其中部分火电公司的水电机组规模还远大于现有上市的小水电的规模，如国电电力等。3.自身寻求多元化发展。目前主营水电的企业也开始走联营、兼营的道路，下属控股子公司不再是清一色的电力公司。其中最为典型的是电冶联营，目前上市公司中，岷江水电、桂冠电力、明星电力以及西昌电力47 等都有这方面的相关业务，具体情况如下表所示：表十二水电上市公司多元化经营一览公司联营、兼营方向岷江水电中高压铝箔生产、电子材料生产销售三峡水利公用站台建设、节水灌溉等明星电力天然气、自来水销售、浅层油气开发、工程安装、宾馆服务、制药等桂东电力供水、交通建设及其基础设施开发，并开始涉足电子材料领域桂冠电力软件、电解铝、氧化铝乐山电力供水、供气、煤矸石综合利用以及旅游，同时股东有向其注入高科技等优质资产的意向闽东电力供水、投资、公路经营与石业西昌电力电冶钱江水利城市供水、科技、房地产、饲料资料来源：《Wind资讯》4.4.4电力体制改革对水电类上市公司的影响电力体制改革将建立电力市场运行规则，实行竞价上网，市场化的运作方式无疑使水电的成本优势能够得到更为充分的体现。从火电公司发电成本的构成分析，燃料成本往往要占六成左右，而水电公司的成本中没有这一块负担，这使水电公司的长期运营成本明显低于火电。但水电公司建设期的项目建设成本则远远高于火电，由此而引起此后的设备折旧、维修成本将高居不下。综合两方面因素的影响，水电企业在今后的竞价上网中将仍然享有较为有利的成本优势。根据有关统计数据，电力类上市公司的平均综合成本约为0.197元/度，而根据有关水电上市公司公开报表中的数据大致匡算，远低于这一水平，例如，岷江水电2002年上半年发电量为2.92亿千瓦时，同期的电力成本为0.255亿元，每度电的发电成本大约为0.0874元。此外，电力体制改革方案中明确提到将开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，这一举措对于享有低成本优势的水电企48 业来说，无疑又增加了一条拓展市场的途径。供电价格由供需双方直接协商确定，低成本优势将使水电企业在市场竞争中占据主动，掌握更多的竞争筹码，同时也降低对电网公司的依赖程度。4.4.5后续发展趋势1．坚持“厂网合一”发展道路由于历史的原因,在前期国家鼓励支持地方办电的背景下,一些水电上市公司如岷江水电(600131)、桂东电力(600310)、闽东电力(000993)、明星电力(600101)等拥有独立的自有电网,这种电网不属于国家电网,因此也不存在"厂网分开"的问题。拥有电网,在局部区域"厂网合一",形成一定程度上的垄断,无疑使发电公司的电力销售更有保障。更为重要的是,随着国家未来"厂网分离"的真正实施,将形成合理的输配电价格,电网资产将具备较强的盈利能力,电网资产将形成这些公司新的利润增长点。我们注意到,最新出台的电力体制改革,没有明确规定县一级的供电企业今后如何改革。因此,水电公司一个历史性的机遇已经出现,我们认为,目前是水电公司收购地方电网的最佳时机。目前,由于前期电力体制的原因,一些地方供电企业经营十分困难,已经严重影响到未来城乡电网的改造。假设一些水电上市公司能够收购一些地方电网,不仅将为地方电网提供低成本的水电,降低电力的终端销售价格,而且有利于水电公司控制地方电网,占据一块稳定的供区。因此,我们认为,上市的几家水电公司,如果能够通过收购控制一些地方电网,已经拥有地方电网的继续扩大自己的供区,创造水电公司的全新盈利模式,水电上市公司的春天就来了。2．寻找有实力的合作伙伴共同发展水电是一个高投入的产业,特别是前期的建设期,不仅需要的资49 金大,而且周期长。一些水电公司主要采取滚动开发的办法,但由于资金不能集中投入,常规的滚动开发周期较长。因此,一些水电公司选择一些有实力的合作伙伴,或者参股其他一些前景看好的电力项目,如桂冠电力拟与广西开发投资公司发起设立"广西桂冠开投电力公司",前景自然看好。3．融入新组建的独立发电集团水电股天生丽质,但往往偏居"乡村",祖辈积累与自身家底都有限,依托一个大的平台发展无疑是水电股最合理也是最优的长期发展战略。电力体制改革后,将成立几家跨区域全国性的发电集团公司,这些发电集团公司将根据自身发展的战略需要进行购并扩张,选择一些上市公司作为其在资本市场融资的窗口。那些具有融资能力、规模适中的水电公司将成为几大发电集团争先收购的对象。我们认为,最有可能成为几大发电集团抢购的水电公司应具备两个条件:发电成本控制好、主业比较突出。由于独立发电集团资产规模庞大,财务实力雄厚,水电公司通过股权转让归于其下,实际是“嫁入豪门”,无疑将为今后的长期发展打下坚实基础。这里唯一需要协调的是控股权变化过程中各方利益的协调。4.融入未来的电网公司电力体制改革后,全国电网格局将是一南一北大小两张网(南方电网与国家电网),国家电网再组建东北、华北、华东、华中、西北五个区域电网公司。电力体制改革方案允许电网公司保留20％的调峰电厂。水电公司如能以此契机融入未来的电网公司并确立自己在电网公司中的地位,将不仅能大幅度扩大供电市场,而且在未来的大电网竞价中将水电的低成本优势彻底体现出来。从某种意义上说,这种选择比融入独立发电集团更有潜力，这方面一个已有眉目而且可能成为经典案例的例子是岷江水电。与第三项一样,50 这种安排最大障碍在于股权能否顺利转让。5.长江电力上市将改变水电格局长江电力2003年中期即将上市,届时必将成为水电乃至整个电力板块的龙头股。三峡电站总装机容量为1820万千瓦,单机容量70万千瓦,共26台机组,分7年以每年4、4、4、2、4、4、4建设完成,共需收购资金千余亿。按照15％-20％资金通过股权融资获得,作为一个融资平台,长江电力将要在未来每年从股市募资30亿-40亿。而对于三峡总公司来说,一旦26台机组全部注入长江电力,将会获得资产变现收入1200多亿元,同时还将持有长江电力50％以上的权益。三峡总公司则将出售机组所获资金用于三峡第三阶段工程和滚动开发溪洛渡、向家坝等大型水电工程。而上述两个拟建工程,国家原则上不再拨付建设资金,将由三峡总公司自筹资金。长江电力将分两步走实现自身战略计划:第一阶段从2002年到2012年,总装机容量超过2000万千瓦,树立国内一流独立发电企业地位；第二阶段从2012年到2022年,总装机容量超过4000万千瓦,确立世界一流清洁电力公司地位。4.4.6重点上市公司介绍1．桂冠电力概况广西桂冠电力股份有限公司创立于1992年9月，是全国第一家自筹资金建设水电站的股份制企业。公司所属行业为电力行业，于2000年3月发行上市，主营业务为水力发电，主营业务收入占公司总收入的99%以上，拥有的水电装机容量占广西地区的60%。公司注册资金6.75亿元，2001年公司总资产30.90亿元、净资产25.01亿元、净资产收益率10.04%。2．公司经营分析（1）经营现状公司主营水力发电，其水电项目主要是围绕红水河流域的滚51 动开发，位于广西境内的红水河属国家全面开发的三大水电基地之一(仅次于长江、黄河),规划建设10个梯级电站,总装机容量约达1200万千瓦,年均发电量约为550亿千瓦时,而目前红水河已开发水能资源仅占总开发量的20％左右,尚未开发但近期将列入国家开发计划的有三级电站平班,四级电站龙滩,八级电站恶滩。公司目前拥有的红水河中、下游的大化水电厂、百龙滩水电站,总装机容量为59.2万千瓦,占广西地区水电装机年均发电量约为30亿千瓦时。其中百龙滩水电站工程为红水河上第七个梯级电站，装机6台32MW的贯流式机组，也是我国目前装机容量最大的灯泡贯流式机组水电站。工程自1993年2月动工兴建，仅用了三年时间，就实现了首台机组投产发电，目前百龙滩水电站6台机组已全部投产。大化水电厂是红水河上第六个梯级水电站，也是红水河开发建设的第一座大型水电站。大化水电厂于1994年1月1日起经资产评估后入股公司，增强了公司滚动开发的实力。公司自1998年开始对大化水电厂机组进行增容技术改造，按设计要求历时约4年，每年利用枯水期改造一台机组，完工后将净增发电机组容量56WM，提高输出电力14%。目前前三台机组的增容技术改造工作已经完成，并投产发电。第四台机组的增容技术改造工作也已于2002年4月进入试运行阶段，工程已于2002年全部完工。由于公司的主营业务集中，因此其经营业绩的好坏以及增长潜力主要取决于其现有两个水电站的发电量以及后续装机容量的增长。2002年以来，广西地区水源充足，广西电力市场需求增长率为8%，这为公司的经营提供了良好的经营环境，2002年上半年共实际完成上网电量14.24亿千瓦时，同比增长21.81。实现主营业务收入31657.84万元，同比增长21.40%，实现净利润14520.35万元，同比增长51.93%。公司原来预计2002年将完成上网电量52 27.56亿千瓦时，目前来已不成问题，预计全年发电量将达到30.5亿千瓦时，这为公司今年的业绩增长提供了保证。但值得注意的是，由于公司的上网电量要遵守每年初制定的购电合同（今年是27.56亿千瓦时），因此其超合同电量的售电价格将有可能较大幅度低于正常上网电价，具体价格主要将取决于公司和省电力公司的谈判情况。预计公司全年业绩增长在8%左右。（2）募集资金项目恶滩水电站扩建工程项目：项目总投资397000万元，其中，项目资本金为9400万元，公司占股比52%，共需出资41288万元。目前工程进展顺利，公司已完成投资额13260万元，占总投资比例的8.04%，第一台机组准备于2004年6月发电。恶滩水电站全部建成后,公司总装机容量将达到124.8万千瓦(包括大化改造增容),年均发电量约为58亿千瓦时，届时公司的资产规模将跃上一个新台阶。合山电厂改扩建2×30万千瓦级机组项目：工程总投资248485万元，其中，项目资本金为49697万元，公司占股比50%，共需出资24848万元。公司目前已完成投资额6000万元，占总投资比例的3.90%，该项目进展顺利，土建工程已基本完成，第一台机组计划于2003年底发电，第二台机组计划于2004年3月发电。但合山电厂的土地使用权问题目前影响了公司的可转债融资计划的实施，预计今年底能解决该问题。此外由于广西煤炭资源缺乏，因此合山电厂所需燃煤需远从山西、贵州等地运输，因此成本较高，由于今后电价仍将下调，估计其今后投产后的经济效益难以和公司的水电相比。平班水电站工程项目：项目总投资200000万元，其中，项目资本金为40000万元，公司占股比35%，共需出资14000万元。公司目前已完成投资额7000万元，占总投资比例的7.11%，该项目进展顺利，计划于2004年投产发电。大化水电厂第四台机组增容技术改造项目：项目总投资473653 万元，该项目已基本完成。从公司的募集资金项目进展来看，公司后续增长潜力较大，其水电项目基本都在2004年完工，届时其总装机容量将翻两倍左右。3．电价电费电价的变动是目前公司面临的最大经营风险。公司2001年已进行了一次电价下调，其大化水电厂和百龙滩水电厂新的上网电价分别为216.56元/兆瓦时和335元/兆瓦时,比原上网电价分别下降了37.79元/兆瓦时和46.53元/兆瓦时，下降幅度分别为14.86%和12.20%。从了解的情况来看，目前公司电价仍面临一定的下调的压力，其具体下调时间可能在2003年上半年。从2000年电价对公司利润的影响来看，在发电量不变的前提下，电价下调的百分比和净利润下降的百分比基本保持一致，因此对公司业绩影响较大。在电费处理方面，由于公司和广西电力有限公司签有按一定比例分担拖欠电费的协议，2001年底公司和广西电力有限公司之间的作为应收帐款的电费收入大约为1.9亿，目前广西电力有限公司是该公司的第一大股东，因此收回风险不大。而随着电力体制改革的推进，公司的第一大股东即将发生变化，这部份应收帐款如何解决也将较大程度影响公司业绩。4．电力体制改革的影响电力体制改革将对公司的经营产生重要影响。目前5大发电集团公司已基本划定，其具体方案也将于近期公布，其中桂冠电力和华银电力两家上市公司被划归中国大唐集团，由于华银电力目前已丧失了再融资资格，因此桂冠电力极有可能成为大唐集团重点发展的对象，一些集团优良的电力资产可能被注入其中。目前值得关注的是两大项目：岩滩水电项目：岩滩水电水电项目80年代中期已建成，目前发电成本很低。其年发电量约50亿千瓦时，净利润接近5个亿。54 目前岩滩水电项目的股权结构为国电公司占70%，地方占30%，随着5大发电集团的成立，国电公司的资产将被重新划分，因此岩滩水电项目可能会随着此次的电力体制改革而注入桂冠电力中。该项目如能完成将对公司业绩产生较大促进作用。龙滩水电项目：龙滩水电项目总装机容量达540万千瓦，是目前我国仅次于三峡工程的第二大水电工程。该工程现已开工，其股权结构为国电公司占33%，处于相对控股地位，而广西省电力公司占32%，为第二大股东。在此次的电力体制改革完成后，桂冠电力可能会从省电力公司中收购32%的股权，同时争取从国电公司中取得一定股权，从而成为新的相对控股股东。该项目如能完成，公司的实力将得到大幅增长。5．财务分析从财务状况来看，桂冠电力各项财务指标都较大幅度好于板快平均水平和两市上市公司平均水平，存在较大的安全投资边界。其发电主营业务突出，2002年三季度其电力销售收入占全部主营业务收入的97.58%。其业务规模在同行业上市公司中排名第一，经营业绩良好、稳定，每股收益和净资产收益率均排名第三，仅次于明星电力和桂东电力，但公司拥有水电板块内最大的股本规模，能取得如此成绩确实不错。公司的现金流动状况较好，每股经营性现金流量0.35元，财务费用与主营业务收入之比远低于平均水平，应收帐款周转率也名列前茅。同时公司的资产负债率仅为14.91%，在板块内排名第二，因此仍有很大的举债投资的空间。总体来看，桂冠电力基本面优良，是值得稳健性投资者关注的水电类上市公司。55 5.水电行业融资分析5.1水电行业融资现状及方法虽然水电行业投资潜力巨大，但其庞大的资金需求无疑使得许多投资者望而却步。实际上只要我们能采取合适的融资方式，是能够有效获得资金支持。下面我们先对目前国内水电行业融资现状作一简要回顾。伴随着水电站装机容量的飞速发展，我国的水电开发融资模式也经历了巨大的变革，具体可以划分为以下几个阶段：5.1.1由国家直接投资走向利用国际资本新中国成立以后，我国水电建设投资主要采用国家财政拨款，指定建设单位的方式进行投资建设。八十年代初，在鲁布革电站的建设中，由于资金缺乏，施工前期准备工作长达7年之久，为了走出仅靠国家资本金投入的困境，当时主管水电的电力部副部长李锐毅然决定利用世界银行贷款走出困境。鲁布革水电站建设在引进国际资本的同时，引进了国际建筑市场的规则，是对传统的仅靠国家投资、指定建设队伍模式的突破，是水电项目建设投、融资模式的一次巨大变革。5.1.2充分利用国内资金，多渠道集资办电资金的需求一直困绕着我国水电工程的建设。1985年，为了缓解资金需求，国务院出台了<<关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定>>,明确了地方政府可以参与水电工程的建设。打破了国家独家办电的垄断格局，为多家“业主”的形成奠定了基础。在全国大型水电项目中，漫湾水电站是第一个中央和地方合56 资建设的项目。它的体制具有典型的代表意义。漫湾的建设管理体制采取的是“纵向责任制”，这一体制从纵向把国家（部和省）、业主（省电力局）、建设单位（漫湾管理局）和施工、设备制造以及设计单位的责任和权益紧密联系在一起。这种模式是投资包干与招标投标两种制度的混合模式，前者是纵向的行政关系，后者是横向的市场关系，两者的混合反映了当时产权不明、政企不分的实际情况。5.1.3建立现代企业制度，形成以公司为基本单元的投融资及管理模式这一时期的典型代表是清江开发公司。清江开发公司成立于1987年，由原国家能源投资公司和湖北省，按30%和70%的协议比例合资组建。1987年元月，湖北省政府在批准成立清江开发公司时就明确：清江公司首先负责隔河岩电站的建设，电站建成后负责电站的经营管理，将发电收入再用于其它梯级电站的开发。从而形成最初的“业主负责，建管结合；流域开发，滚动发展”的清江模式。1994年9月，为了明确产权关系，湖北省副省长和清江决策者们决定组建湖北省清江水电投资公司作为湖北省的出资代表，和华中电力集团公司合资，将湖北省清江水电开发总公司改组为规范的“湖北省清江水电开发有限责任公司”。按<<公司法>>要求组成董事会，为公司的最高权利机构，名额按双方出资比例分配。5.1.4利用资本市场，进行股权融资和债券融资广西桂冠股份有限公司是目前利用资本市场融资额最大的企业，它是经广西体改委桂体改字（1992）6号文批准，由广西电力局(现广西电力有限公司)、广西建设投资开发公司（现广西开发投57 资有限责任公司）等四家发起人发起成立、以定向募集方式设立的股份公司，不到一年即募集资本金5.2亿元。其中发起人股2.7亿元，社会法人股1.5亿元，内部职工股1亿元，募集资金用于开发建设百龙滩水电站。这是一家装机容量25万千瓦的中型水电站，为了有利于公司滚动开发红河的目标，同时达到上市三年的盈利指标，经电力部和广西自治区体改委的批准，将红水河上运行多年的大化水电厂的经营资产折股投入桂冠电力。2000年3月，公司向社会公众公开发行11000万股人民币普通股，募集资金达7亿多元。另外，岷江水电1999年发行总额为人民币15000万元的企业债券，所筹资金用于沙牌电站二期工程（即沙牌水库）和铜钟水电站的建设。水电开发企业进入股市融资，进行水电开发建设，打通了水电建设在资本市场上的又一个主要资金渠道，在我国水电建设史上具有划时代的意义。综上所述，我国水电建设的融资模式经过几十年的发展，由计划经济的行政划拨转变为利用资本市场筹集资金来发展主业的巨大的变革，成绩斐然。从融资结构来看，内资主要有政策银行（开发银行）贷款、国内商业银行贷款、企业债券和上市股权融资等；外资有世行贷款、亚行贷款、外国政府贷款、外国商业银行贷款。在开发行支持的水电项目中，开发银行贷款往往占项目贷款的将近一半。除了开发行贷款，地方集资也占相当比例。以1995、1996、1997年为例，地方投资（地方集资、地方贷款、自筹）分别占大中型水电项目总投资的26.58%、24.37%和21.26%。在外资中，1997－1995期间利用外资大约10%。但是，也应看到，我国水电建设工程仍然存在着融资渠道有限等不足之处，许多新的金融创新方式，如国外较为成熟的融资58 工具——资产证券化等目前尚未引入到水电建设中。因此，融资手段的不断创新，将是水电建设发展中的另一个亮点。5.2不同融资方法对电力成本的影响由于水电工程建设周期长、投资巨大，融资成本的高低、风险的大小对工程顺利进行，降低建造成本起着至关重要的作用。因此在选择融资形式时必须考虑融资的成本与风险程度。为了更清楚地展示各种可供水电企业选择的各种融资形式的特点并将它们加以比较，我们把目前可采用的各种融资形式在政策法规约束、融资规模、成本、操作难度、资金运用灵活性和风险方面的特点分析归纳成表6。从表6中可以看出，一般而言：1．在政策法规约束方面，境内产业基金融资目前无法可依，预期中期内不能进行。国外上市、国际企业债券、外国政府贷款、国际金融组织贷款、国际银团贷款、BOT和境外产业基金等融资形式政策法规约束较严，但可以进行。资产证券化虽然法规不全，但有先例，可以进行。国内股权融资、可转债融资都受到证券法规政策在净资产收益率、盈利经营历史等方面的约束，但要求不算太严。政策法规对发行国内企业债券有盈利要求，但对净资产收益率要求低。政策性银行贷款和商业银行贷款法规政策约束少。值得注意的是，资产证券化对资产盈利历史要求最低，主要要求有稳定的可预期的现金流。2.融资规模方面，外国政府贷款规模一般很小。国际金融组织贷款、国际银团贷款和BOT、国际企业债券融资、国家政策性银行贷款、资产证券化等融资规模大。其它融资形式融资规模居中。3.在融资成本方面，外国政府贷款、国际金融组织贷款、国内政策性银行贷款和国内股权再融资成本最低；国外上市国际企59 业债券融资国际银团贷款和BOT融资成本最高。其它形式融资成本居中。4.从操作难度看，国外上市、国际企业债券融资、外国政府贷款、国际金融组织贷款、国际银团贷款和BOT融资、境外产业基金操作难度最高；国内企业债券融资和资产证券化难度较高；国内政策性银行和商业银行贷款操作最容易；其它形式操作难度居中。5.在资金运用灵活性上，国内商业银行贷款、国内企业债券融资、可转债融资资金运用灵活性最强；国际企业债券融资、外国政府贷款、国际银团贷款和BOT融资资金运用灵活性最低；其它融资形式资金运用灵活性居中。6.从风险程度看，境外产业基金、国际银团贷款、国际企业债券融资、和国内买壳上市风险最高；国内政策性银行贷款、国内商业银行贷款。BOT融资和国内企业贷款风险最低；其它融资形式的风险程度居中。表十二各种可供选择的融资形式特点融资工法规约束条件规模成本操作难度资金运用灵风险具活性股国企业性质为股份净资产2倍融资额度需要改制严格按照募管理权分权内制以内的3.5%满足盈利要求集资金使用散融首经营时间为3年以估计需要3年用途信息透明资发上时间如变更，对再度增强（持续三年盈利融资有障碍IP三年平均净资产受证监会等O）收益率大于6%相关部门的稽查60 国1．证监会对重大视不同性资产整合要找合适的壳同IPO和再融处置不良内资产重组事项的质企业的费用清理壳公司资资资产的成买审核具有严格要具体情况人员分离产负债不容易本较高壳求；而定；但首费用首次再融资可达到再融上2．首次融资时间次再融资相关中介能比直接上市资条件难市与IPO不多。规模一般费用要快度较大3．与IPO比较容会比IPO大资产、人易得到批准。员整合风险国符合境外上市地因不同上发行费用相关批文、手外汇使用受汇率风险外的相关法规市地点不中介机构续较复杂到严格限制利率风险上经证监会等相关同而异费用境外上市地的严格按照募市部门的批准上述费用监管较严集资金使用一般均高用途说明书于国内费用股三年加权平均净配股不大同IPO1．满足盈利及同IPO同IPO权资产收益率不低于总股本其它要求再于6%的30%融前次发行完成后增发不能资利润大于盈利预超过发行测的80%前净资产资产负债率不低的50%于行业平均水平债可必须是上市公司发行后债票面利率同IPO同IPO定期还本务转三年平均净资产券总比例不低于同付息风险融债收益率大于7%小于净资期银行利控制权风资融发行前债券比例产的80%率险资不高于40%发行后资手续费、发产负债率行中介费不高于70%同IPO发行额度不少于1亿元国资产规模满足要不超过固票面利率获取配额有难优于股权融利率风险内求定资产投不高于同度资还本付息企三年盈利资的20%期银行利风险业有配额要求率的40%债手续费券61 国贷款主体一般为一般为票面利率获得批复有难优于股权融1、汇率风际政府、金融机构和7500万-1一般在3%度。资险企具有跨国业务的亿美元以上2、利率风业大型企业险债3、还本付券息风险信外政府部门直接作由国家分有无息贷获得中央政府采购限制较利率风险贷国为借款人，委托国配，一般融款与有息和财政部的支严汇率风险融政内银行直接转贷，资量较少贷款，有息持贷款必须用采购风险资府政府有关部门承贷款利率有相关外国政于购买贷款监管风险贷担对外的偿还责一般为府愿意提供项国的货物、技款任1%-3%，最目资金术、商品和劳政府部门授权国高不超过中央政府信用务内银行作为政府5%担保贷款以公开贷款的借款人，由手续费按的国际招标有关银行将贷款贷款总额方式或者在转贷给用款的项计算，费率“合格货源目单位，国内有关包括0.1%、国”进行采购银行对外作为债0.4%或务人0.5%几种，一般不超过1%62 国贷款对象只限于较大。需要利息有4种需要与世行提贷款必须专汇率风险际发展中国家的政与世行直计息方式，前进行接触款专用利率风险金府和由成员国政接进行谈目前以固一般需要2年贷款不直接世行严格融府担保的公私机判定利差贷左右的考察划拨给借款监管风险组构。通常所说的世款（FSL）期，等待时间人，而是借款织行贷款，实际上包为主要方较长人的供货方贷括国际复兴开发式，即固定需要中央政府款银行贷款和国际利差贷款提供担保开发协会贷款的浮动利率由6个月LIBOR和在贷款期内固定不变的利差组成承诺费按项目贷款协定中规定费率（最高为0.75%），就已承诺、尚未提取的贷款本金交付贷款总额的1%作为先征费63 国连续3年盈利，有融资规模利率按大都要求与对贷款资金利率风险际进出口业务许可，较大，可与LIBOR利率BOT方式结合监管较严。要汇率风险银并属国家鼓励行牵头银行浮动，有附对企业质地要求借款人按BOT带来团业协商加利率规求较高时向银团提的股权分贷贸易企业组织的定需要提供担保供财务资料散风险款净资产与总资产手续费率之比不低于15%，一般为非贸易企业组织0.25%-0.5不低于30%%借用金额与对外代理费是担保余额之和不为银团成得超过企业资产员实际支等值外汇的50%付的花费外汇借款与外汇杂费是银担保余额之和不团成员的超过上年度创汇车马费额承诺费率一般在0.25%-0.5%之间国贷款对象为有法协商利率略低取得政策支持要求建设项还本付息内人资格的有限责于同期商目专款专用政任公司或股份公业银行利策司率水平性新项目的发起人银为现存具有法人行资格的企业实体，贷或者是新项目的款本体，即设立一个股份公司，由出资人组成公司董事会负责项目建设的全过程国经工商行政管理协商同期商业获得银行支持要求建设项还本付息内机关（或主管机银行利率目资金专款商关）核准登记，实专用业行独立核算的企银业法人、事业法人行和其他经济组织，贷符合银行相关规款定，按照规定程序即可办理64 资产证债权转让除法律项目预测利息率比操作难度相对目前国内案主要是提券化另有规定，必须征净利润的同期存款较大，主要是例还未出现前偿还风得债务人同意50%-80%乘利率略高，目前国内还存将资产证券险国内在“真实出以证券期一般不会在法律法规方化所筹集资售”方面不能保证限。若发5高出同期面的某些障碍金用于建设发起人违约后投年期债券，存款利率2项目以外的资人的风险大朝山大个以上百地方，目前国以债权为财富基约可以融分点内也还未有础的特殊目的载资7-12亿相关法律法体（SPV）的设立元；若发十规约束资产有一定的法律障年期，约可证券化所筹碍融资14-24集资金的运在信用增级方面，亿元。用领域，但至我国信用担保法少可以减少律和机构尚不完股东投入的善资本金资产证券化涉及的税率较高BOT融项目为基础设施可以非常前期中介难度较大，健不灵活，受到政策风险资及公路设施类大费全的信用体系严格限制，在利率风险需要政府出具许极为重要使用及项目汇率风险可权证涉及政府及其产生的现金市场风险它相关各方的流量使用等利益各方面都有严格的控制产业基金融境无法规中短期内不适用，但长期内会有希望资内可以依产据，目前业国家不基支持产金业基金的发展65 境中国境不少于中介结构对发起人的选由中资持股利率、汇外内非银5000万美费用择有较高要求的境外专业率风险产行金融元基金设立和具体标准基金管理公国家政策业机构、非发行费用需要获得人行司负责资金变动风险基金融机等相关部门的运作金构以及批准不得以借贷中资控适应境外法律形式在境内股的境和经营环境，运用，不得用外机构实行跨境经于购买A股和单独或营，难度比较人民币计值者与境大。的政府债券，外机构不得在境内共同发用于借贷或起设立，者债券发行在中国的质押或者境外注担保。册、募集资金，主要投资于中国境内的产业项目。5.3合适的融资渠道组合小水电由于投资额相对较小，因此可通过选取上述一种融资方式来解决资金需求，而对于大水电而言，其动辄几十亿甚至上百亿的融资额必须要求采取合适的组合融资方式。我们认为，国内股权融资、政策性银行贷款、资产证券化和国内商业银行贷款是比较适合目前水电行业。5.3.1国内股权融资目前我国支持大型水电项目上市融资，今年中期长江电力即将在A股市场上市。由于目前国家对大型水电项目大都给予了降低所得税、增值税和提高电价等相应政策扶持，因此其净资产收66 益率一般能达到并略高于6%的上市要求，这为顺利上市奠定了基础。水电企业上市可以采取整体直接上市或整体买壳上市的办法。采用整体直接上市的方法，其上市时间从开始进行股份制改造起计算，一般需要三年时间。如采用整体买壳上市的方法，上市后首次融资的要快于整体直接上市，并且从融资额度来看，买壳后的融资额也要略大于首发融资额，且比较容易得到批准。因此，在能够以不太高的成本买到合适的壳的条件下，应该首先考虑整体买壳上市。若合适的壳不易买到，就选择整体直接上市的方法。股权融资对水电企业有着重要的意义：1.融资所得资金一部分投入水电项目的工程建设，可以顶替水电项目原股东的自有股本出资，减轻原股东的资金压力和投资风险。这实际上也是水电项目未来的盈利集中起来提前贴现，提前使用，是对水电项目价值资源的充分发掘利用。2.股权融资筹资项目除了水电开发外，还可以包括若干规模较大、赢利能力强的流域相关产业项目，例如生物和旅游项目。股权融资所得资金一部分可以投入这些项目。一方面，这些项目可以在不太长的时间内产生利润，便于水电企业保持合适的净资产赢利率，从而能够进行再融资，不断地为其筹集资金。这实际上也是对水电企业在流域开发过程中遇到的价值机会的充分发掘利用。另一方面，水电企业经营这些相关产业项目，符合目前我国对水电开发采用“流域、梯级、滚动、综合”的战略，有助于资本运作的顺利开展。5.3.2政策性银行贷款政策性银行贷款风险小，贷款数额大，成本也比较低，是水电开发项目所需巨额资金的非常重要的融资渠道。水电企业当然应该充分利用这一融资渠道。具体地说，用于水电开发的资金贷67 款应当尽量找这个渠道解决。用于相关产业项目投资和资本运作的资金则应该尽量通过其它渠道筹集。但是，如果能够说服政府有关部门，允许水电企业在向政策性银行融来的资金暂时闲置时将其中一部分用于相关产业项目投资，那将对实现水电企业的发展战略具有巨大的积极意义，因此水电企业应该积极开展这方面的工作。5.3.3资产证券化资产证券化也是把现有资产的价值通过资本市场加以贴现，以取得资金进行投资，从而尽可能充分利用价值资源的一种形式。与股权融资、债券融资等资产贴现形式不同的是，它对贴现资产的要求比较低。例如，股权融资要求拟上市资产（公司）有至少三年的连续盈利经营历史，并且净资产收益率要达到一个规定的水平（如国内要求能源企业达到6%的净资产收益率）才能进行。可转换债券发行条件与这差不多。企业债券融资虽然没有6%的净资产收益率，却也要求有连续三年的盈利经营历史。而资产证券化则既没有连续三年盈利经营的要求，也没有6%净资产收益率的要求，甚至连盈利的要求都不一定有。它只要求资产有稳定的预期现金流。也就是说，一项资产只要它的未来有稳定的现金流就可以在资本市场上贴现。这个特点与水电站的资产性质十分吻合。水电站建成盈利需要很长时间，但一般未来的收益、未来现金流确实比较稳定的。因此，资产证券化为水电站资产的提前贴现提供了一个比较理想的工具。资产证券化近期和中期可在国内进行，中远期可在境外进行。由于资产证券化在国内是一个相对新的事物，因此需要做出许多68 创造性的工作才能取得成功。也正是由于这一点，这个融资渠道也就越具有创新的空间。5.3.4国内商业银行贷款由于大型水电项目一般都会被国家政策性银行授予巨额信贷额度，加之其股东和自身的信用一般较高，因此向国内商业银行贷款是一件容易的事。商业银行的周转贷款在运用上也很具灵活性，只是贷款利息比较高，高于政策性银行，也高于股权融资、可转换债券融资和企业债券融资成本。因此，水电企业应该避免大量向商业银行贷款。用于水电开发主业的资金，应该尽量通过政策性银行贷款和其它成本比较低的融资渠道取得。商业银行贷款应实际上主要用于向赢利潜力好的相关产业项目投资和进行资本运作。我们认为以上几种方法是较为适合水电企业近期和中期融资渠道组合，当然，不同的企业还应从自身的资产和其它资源条件，以及具体的水电开发战略出发，来决定的最佳的组合比例。此外，随着中国资本市场的进一步发展和开放，中国资本市场与国际资本市场的进一步融合，新的融资工具和形式的发展，水电企业也可以在它的融资渠道组合中加入其它国内国际融资渠道，例如产业基金、国内企业债券等，以进一步提高融资的效率。69'