火电行业授信风险提示及总结

第一节 火电行业经济环境风险分析

总体来看，未来我国宏观经济将保持快速平稳发展，火电行业受到宏观经济波动影响的风险处于较低水平。火电行业是国民经济的先行产业，宏观经济的快速稳定发展要依托于火电行业的健康发展，火电行业的运行状况也与宏观经济有最直接的关系。从目前状况看，我国正处于一个新的经济增长周期，经济增长快速而平稳，带动经济增长的主要动力如消费结构升级、产业升级、城市化进程、国际化进程等因素都将在未来一段时期内继续保持，因此宏观经济继续保持快速稳定增长的内在动力依然存在，这保证了电力需求的增长。从产业结构调整方面的因素考虑，我国走工业重型化发展道路的大趋势不会改变，且轻、重工业的增长日趋合理化，这将使我国电力需求的增长保持一个正常的需求，不会因增长过快而再出现严重的电力供需紧张。

此外，由于目前人民币在资本领域还基本上是不可自由兑换的货币，随着人民币汇率制度的改革，汇率变动风险也应成为企业海外经营中加以特别关注一项经济风险。

第二节 火电行业风险分析

一、政策风险评价

火电行业的发展受到宏观政策和行业政策的影响，其中影响最显著的包括两方面，一是电价政策，二是环保政策。

1、电价政策

竞价上网改革和环保相关政策都会在短期内对行业效益水平产生不利影响，但对于行业沿着市场化改革的方向保持可持续发展是有利的。此外，“煤电联动”等市场化过渡政策的存在也降低了火电行业原材料供应方面的风险。未来一段时期内（3—5年），高耗能行业在宏观调控影响下增速继续放缓，全国电力需求增速会略有减缓，但仍将维持在较高的正常水平上。国家发改委将禁止各地自行出台优惠电价措施，并提高差别电价加价标准。今后3年内，要将淘汰类企业电价提高50%左右，加价标准从现行每千瓦时5分钱提高到2角钱；对限制类企业由现行的2分钱调整为5分钱。

提高加价标准的具体步骤是：从2006年10月1日起，淘汰类加价1角钱，限制类加价3分钱；从2007年1月1日起，淘汰类加价1角5分钱，限制类加价4分钱；从2008年1月1日起，淘汰类加价2角钱，限制类加价5分钱。此外，将对企业自备电厂实行收费政策，使从电网购电的企业和拥有自备电厂的企业，在同等情况下公平竞争。电网企业执行差别电价增加的电费收入，将作为政府性基金，全额上缴中央国库，实行“收支两条线”管理。

2、环保政策要求影响

全国电力装机容量中燃煤机组占71%，燃煤机组发电量占总发电量的79%。发电消耗的煤炭超过全国煤炭消费量的50%，这一比例今后有可能继续上升。大量的煤炭发电也给一次能源开发利用、交通运输特别是环境保护造成很大压力。常规燃煤发电大量消耗是不可再生的一次能源，并不可避免地会产生气体、固体和液体等污染物，以及占用土地资源、消耗淡水资源。因此，要不断提高洁净煤发电技术水平，实现燃煤发电可持续发展。

实现煤电清洁、高效生产，近期主要靠装备大型高效环保机组，例如、超临界发电机组、大型空冷电站等，从长远看，采用新一代化石能源发电技术，能够更有效地实现煤电的清洁高效生产。世界上已建成的整体煤气化联合循环（IGCC）示范电站，其中30万千瓦等级机组的净效率就能达到目前100万千瓦级超超临界发电机组的水平。在提高效率的同时，煤炭气化发电将更有效地控制污染物的排放，甚至实现污染物近零排放。

推行绿色煤电，其主要内容就是研究开发并示范推广以煤气化制氢、氢气轮机联合循环发电和燃料电池发电为主，对二氧化碳进行收集和封存的煤基能源系统，建成氢气轮机和燃料电池发电的绿色煤电示范电站。实施绿色煤电必须自主创新。加快自主开展绿色煤电的系统设计集成、煤气化、煤气净化、制氢和二氧化碳分离、燃料电池、富氢气体燃烧和二氧化碳封存等多个技术专题的研究工作。在加强自主创新的同时，还需要加强国际合作。通过参与国际合作，跟踪、掌握清洁能源开发的技术前沿。在我国尽快实现绿色煤电。

二、火电行业市场供需矛盾风险评价

近年来，电力市场持续供不应求，许多煤炭资源大省的煤炭企业立足资源优势，加速火电项目建设步伐，但据有关部门调查，电力市场将在2008年末达到供求平衡。火电行业如此迅猛发展，区域火电项目投资高度集中，由此可能导致电源生产项目潜在风险加剧。事实上，我国电力市场的供求状况正在趋于平衡，这一观点已有多种理由支撑：外资纷纷撤离我国电力市场；不再以新上火电厂为应对用电高峰之办法；电源项目特别是火电项目遍地开花，投资一拥而上。虽然外资撤离我国电力市场，包括市场规范、销售电价的价格谈判困难重重等复杂因素外，很重要一个原因是这几年我国厂网分开之后，各发电公司无序建设电厂，外企想建电厂很难找到投资机会。同时，这几年投产的电厂规模一年比一年大，压缩了市场空间，外资担心几年后又会碰上电力供过于求的问题。未来很长一个时期，我国电力仍将是火电占据绝对主要的地位。一旦电力行业由卖方市场转向买方市场，可再生能源发电的项目又有国家政府和政策的支持，火电项目投资的风险自是不言而喻。

三、上下游行业变化风险评价

1、上游行业风险

电力行业火电主要受到煤炭价格上涨的不利因素影响，在通货膨胀的情况下电力价格受到国家控制电力价格没有上调，导致电力行业的业绩不容乐观。近年来，煤价的上涨、煤质的下降加重了行业的生产成本，为正常的生产运行带来了更多风险。从未来发展看，煤价走势趋稳，同时在“煤电联动”政策的保护下，火电行业煤价变动风险已经相对减小；但煤质下降问题依然严峻。目前火电企业受煤炭价格大幅上涨影响，利润空间越来越小，部分企业已处于亏损状态。

2、下游行业风险

从用电行业的发展来看，电力行业上下游产业变化风险处于中高等水平。未来一段时期内，黑色金属、有色金属行业增速会有所减缓，但仍维持较高水平；建材行业仍将保持较高的增长速度，化工行业增速会有明显减缓。总体来看，各行业用电增速会略有减缓，有利于我国电力供需紧张的逐步缓解，但仍将维持在较高的正常水平。

四、火电行业竞争风险评价

火电行业竞争风险处于中等水平，短期内电力企业将出现明显的分化，经营风险增大，但长期来看竞争有助于行业健康发展。电量市场竞争风险，新电源项目的建设、国民电力需求的增长速度、竞价上网的实施等，都会对火电厂在电量市场上的占有比率产生较大的影响，带来市场竞争风险。

2002年的电力体制改革，打破了由国家电力公司独家垄断的局面，华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团和中电投集团“五大巨头”成为这一市场的主体。经过几年的发展，电力投资经营主体开始发生巨大变化，目前已形成四大梯队—“五大电力集团”组成的国家队，由国投、国华、华润、中广核“四小豪门”组成的独立发电队，43家地方发电企业组成的地方梯队以及民营外资梯队。发电企业一直是被人看好的企业，近年来也出现了倒闭破产的情况。2005年，部分在中国的外资发电企业撤资，五大发电集团公司有两家亏损。很多发电企业由原来的赢利大户变成了亏损大户。

1、外部环境风云变幻，市场竞争日趋激烈

这几年，由于体制没有理顺，信息又不对称，企业经营处处充满了陷阱。2006年的形势更加严峻。电煤价格走向市场化，煤价上涨已成事实，而上网电价上调却遥不可期。火电装机及投产迅猛增加，社会电力需求增长减缓，发电小时数受到限制，而摆在发电企业前面的还有“竞价上网”，因此，决大多数发电企业都将面临一道“坎”。

2、电力体制没有理顺，内部变革步履艰难

电力体制改革已经3年多了，很多深层次的问题没有解决，很多关系没有理顺，如影响火电厂命运攸关的电量、电煤、电价问题。还有主辅分离的问题，到现在也没有拿出一个多方都能接受的方案，因此，也迟迟不能推动。因为“人往哪里去，钱从哪里来”这个喊了多少年的难题仍然没有解决。但假如“竞价上网”全面启动，国有火电厂背着沉重的历史包袱，根本就没有竞争力。一个背着几十斤重包袱的人与一个空着手的人比赛跑，结果可想而之。

五、火电行业风险综合评价

投资或经营火电行业将会面临政策风险、上下游产业环境变化风险、竞争风险等多方面的风险。其中电力供需紧张趋缓导致的发电设备利用小时下降、电煤供应问题是火电行业面临的主要风险。近年来，随着电力行业市场化的发展，电力企业之间的竞争越来越激烈。市场化的电力企业充满着不确定的因素，不确定即意味着风险，风险即意味着可能存在损失。所以，作为火电厂，作为电力企业中的中坚力量，我们必须关注企业中的风险因素，特别是生产经营风险，要对生产经营风险因素进行识别、评估和控制，减少风险损失，这对于火电厂的生产经营稳定和企业发展都具有十分重要的意义。

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