发电企业审计特殊考虑资料.doc

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发电企业审计特殊考虑（天职国际业规407号）1．总则1.1本规程对业务人员执行相关业务具有指导作用，不具有强制性。但项目负责人在进行风险评估、拟订、批准审计计划时应当考虑本规程内容的影响。1.2本规程包括发电企业行业概述，并对发电收入、发电成本、燃料、固定资产、借款利息支出、“一厂多制”成本费用的分摊、主业与辅业关联交易、社会保险费用、CDM收入等行业特殊风险进行了分析。2．行业概述略3．行业特殊风险及其应对3.1发电收入发电企业对外销售的是电能，同时其客户单一且基本无可选择性（客户主要为电网公司，少部分发电企业有个别直供客户），其收入的确认不同于一般企业的商品销售。根据收入准则并结合发电企业的具体情况，发电企业售电收入确认重点在于电价的确认以及售电量的确认。同时由于发电企业客户的单一性及垄断性，对于销售循环不用进行控制测试，直接进行实质性测试，采用分析性和实质性程序。3.1.1分析性程序3.1.1.1按月分析对业务收入进行按月对比分析，收入是否均衡，如有波动，波动原因是否正常。比如，对于水电企业，存在河流汛期情况，不同季节水流量不同，导致发电量存在差异；风电企业同样存在季节性影响，不同的风季，影响发电量；机组的检修或改造也会影响发电量。3.1.1.2上期同期分析对业务收入进行上期同期对比分析，收入是否均衡，如有波动，波动原因是否正常；同时，发电企业的发电量与上网电量之间存在正常电量损耗，比较同期电量损耗率是否均衡。3.1.1.3根据发电机组的发电设备容量（一般单位是万千瓦，即每小时可以发多少万度的电），根据工作时间计算最大发电量，检查实际发电量是否小于最大发电量；9 检查发电设备年利用小时数与行业及地区进行对比，如有较大差异，差异原因是否正常。3.1.2实质性程序通过了解企业实际情况取得相关生产报表、电费结算单等资料，并对客户单位发函确认。3.1.2.1对电价的检查确认电价和热价的难点在于不同地区发电企业价格标准各异，同一企业有计划电价、超计划电价、调峰电价、小改大电价等不同计价标准，在审计过程中需要检查与电网公司的销售合同，取得企业与电网公司有法律效力的价格结算依据，作为确认价格的关键。在审计中还应该关注没有正式电价的“黑户”公司临时结算电价问题。并关注国家发改委关于电价的调整。3.1.2.2售电量电属于无形的产品，无法采用盘点等手段来计量，但仍然有国家许可的专业计量办法。审计中应关注的重点是电量的计量是否符合国家规定的标准，计量结果是否得到购销双方的确认检查生产报表中上网电量数据与电费结算单中结算电量数据是否一致，除了奖惩电量外是否还存在其他差异；3.1.2.3检查账面收入是否能与电网公司电费结算单核对一致；3.1.2.4检查是否存在直供客户，直供客户收入的确认标准及依据是什么，如果双方签订的合同或协议等资料齐全，供电量检查无误，电价合理，还需要考虑是否存在政策风险（是否允许直供），以及该风险对审计的影响。3.1.2.5重新设计询证函格式，把应收电费、结算电量、结算收入数据反映在一份询证函上进行函证。电网公司可能回函时仅核对往来金额，也可能就上述函证数据全部核对。无论回函情况怎样，函证内容应尽可能满足我们的审计需求。3.2发电成本由于发电企业提供的产品是电力、热力，不存在库存产成品及在产品，因此其发生的生产成本全部转入主营业务成本，同时，发电企业一般都没有设置制造费用、销售费用，管理费用，而全部反映在生产成本。因而发电企业的主营业务成本是其审计重点。3.2.1发电企业成本项目主要包括：燃料、折旧、职工薪酬、材料、水资源费、修理费、排污费、其他费用（内容主要是一般企业的制造费用、管理费用）等。3.2.2主要性针对程序3.2.2.1对工资与人事、采购与付款的内控进行了解并进行控制测试，此两项测试为审计发电企业均应完成的程序。3.2.2.2取得生产部门填制的生产报表，检查、分析下列指标是否存在异常关注月度、年度的比较9 发电标准煤耗：火力发电厂每供一千瓦时电能平均所耗用的标准煤数量,单位为克/千瓦时，年发电标煤耗率平均值在300～330g/(kW.h)，随着发电设备的改良，煤耗率有着不断下降的趋势综合厂用电率：发电厂的综合厂用电量和发电量的比率称为综合厂用电率，火电厂的综合厂用电率在6—11%之间，水电厂的综合厂用电率在0.3—0.8%之间，风电厂的综合厂用电率在1-3%。3.2.2.3将本年与上年、本年各月的毛利率进行对比，分析变动原因是否合理。3.2.2.4将本年成本中的变动成本项目结合发电量在各月之间进行对比，分析变动原因是否合理。3.2.2.5燃料、折旧的检查见3.3燃料、3.4固定资产。3.2.2.6取得国家及地方缴纳排污费、水资源费、水利建设基金、库区维护费、库区基金等税费的规定，依据规定计算出发电企业所需缴纳的各项费用，与企业账面对比，检查是否足额计提计入成本。3.2.2.7检查修理费是否完整入账。发电机组的修理分为大修、中修、小修。每个发电厂以机组检修规模和停运时间划分为不同等级。进行等级不同的修理，不但会发生相关的费用，而且停运时间的长短会影响比较报表。取得企业检修规程，年度预算，查看年度各种级别的检修次数及规模。检查检修当月的相关报表数据，是否与实际情况一致。3.2.3关注热电联产企业电、热成本的分摊是否合理、正确。3.3燃料3.3.1火力发电企业一般需保存15天左右的发电耗煤，其中冬季储煤量较高，同时发电企业没有库存产成品及在产品，煤为火力发电企业的主要成本，因此如何确认存货煤的存在、截止、计价是火力发电企业为审计的重点，同时也是难点。3.3.2主要的针对程序3.3.2.1了解企业燃料管理的流程，查看其燃料管理的相关规定，并进行测试，评价企业内部控制的情况3.3.2.2将汽车过磅单、火车皮记录等原煤入库记录与账面入库燃料、生产报表对比，将检查皮带称记录等原煤出库记录与账面出库燃料、生产报表对比；将月末煤盘点记录与月末账面记录进行核对，检查是否有账面记录与实物流转不相符之处。3.3.2.3检查燃料暂估入库的情况，进行截止性测试，检查报表截止日前后的燃料入库单据，查看企业是否将已入库的燃料全部暂估入账。检查暂估的价格是否与采购合同一致，检查暂估燃料下月结算价格与暂估价格有无重大差异。3.3.2.4根据运费、杂费等分析采购入库煤炭的数量是否合理。9 3.3.2.5对煤进行监盘。盘点煤的三种主要方式：请专家盘点、使用激光盘点仪盘点、使用皮尺测量盘点。企业请专家盘点时，审计时应评价专家的胜任能力、独立及客观性。使用激光盘点仪盘点时，因激光盘点仪自动成像，可以计算出煤堆的体积，我们应重点关注煤堆密度的取数，燃煤密度一般在1.1-1.5之间，并且随着煤质的提高密度随之下降。皮尺测量盘点时，给予的信任度应低于前两种盘点，应更多的执行其他程序，应重点关注煤场的堆放形状，煤场的高度、密度是否与历次的盘点有无太大差异。3.3.2.6火电企业发电耗煤率一般采用理论耗煤率核算，需用及时根据实际情况定期进行修正，否则实际耗煤率高于或低于理论耗煤率，会造成少计或多计成本。3.4固定资产3.4.1发电企业的固定资产约占总资产的80%-90%，固定资产的所有权、存在、计价及累计折旧计算的准确直接关系报表数据有无重大错报。3.4.2针对程序3.4.2.1首次审计时取得发电机组的竣工决算报告，查看账面值与报告有无重大差异。关注固定资产是否抵押。一厂多制(详见3.6)情况下，应重点关注企业账面资产的所有权归属。3.4.2.2按企业一贯的会计政策测算折旧，并与账面数据对比；将本年折旧额与上年比较，检查有无重大差异。3.4.2.3由于发电企业固定资产的特殊性，对其监盘一般不用逐一清点。在监盘时，应先熟悉发电的流程（火力发电企业详见后附图表1），然后依流程检查其主要设备是否正常运行，其主要设备如：水电站大坝、厂房、煤斗、磨煤机、锅炉、发电机组、变电及配电设备（变压器）、烟囱、冷却塔、脱硫设备、灰场等。3.4.2.4在建工程转固是否符合行业预定可使用状态标准，一般火电连续运行168小时，风电满负荷运行120小时或连续运行240小时即认为达到预定可使用状况的标准。3.4.2.5以往审计中发现不少电力企业将大修费用当做技改支出计入固定资产以达到调节利润的目的，审计时审计人员应认真核实基建、技改工程的计划、列支范围。核实已完工程的移交手续、时间，落实资产结转、折旧计提的及时性、准确性；认真核实已投产基建项目的长期待摊费用的摊销、资本化利息的列支情况，核实工程物资的收、发、存的及时性和准确性，核实暂估资产核算、结转的及时性、准确性；对技改工程拆除的资产价值是否已作转出处理，技改项目应将原来固定资产清理、公司是否未清理而造成账实不符；一项资产对应两张卡片的情况。”3.4.2.6由于近两年来，火电行业亏损严重，很多企业集团调整固定资产折旧，需重点关注折旧年限、残值率是否变更，是否经相关权力机构批准，是否在附注中充分披露。9 3.5借款利息支出3.5.1发电企业的资产负债率多为70%-80%，发电机组建设的自有资金约为20%-30%，利息支出金额较大，利息支出的资本化与费用化容易出现重大错报。3.5.2针对程序3.5.2.1检查借款合同、函证所有借款、取得贷款卡的借款及担保明细、编制借款及利息费用明细表，并将以上四项相互核对。3.5.2.2根据合同利率测算利息，并与财务费用中的利息支出、在建工程中的资本化利息相核对。3.5.2.3复核企业划分资本化利息与费用化利息的计算过程，检查是否符合《企业会计准则》。一个发电企业可能有几台发电机组陆续建设，应重点关注其资本化利息是否合理。3.6“一厂多制“成本费用的分摊所谓“一厂多制”，是指同一发电厂内共用同一基础设施或同一生产经营管理系统的不同发电机组作为独立法人企业，分别属于不同投资主体。例如：某热电厂总共有8台发电机组，是不同时期建成的，分别设立了6个公司企业，形成“一厂6制”的局面。其中：A公司，即某热电厂（国有企业），直接投资建有2台发电机组及相应的公用设施；B公司，由3个股东投资设立，拥有2台发电机组；C公司，由两个股东投资设立，拥有1台发电机组；D公司，由3个股东投资设立，拥有1台发电机组；E公司，由4个股东投资设立，拥有1台发电机组；F公司，由3个股东投资设立，拥有1台发电机组。上述6个公司企业之间无产权关系，是平等的法人企业。这些公司企业的股东中有中央企业、地方企业、电网企业管理层和职工、该热电厂管理层和职工以及其他企业管理层和职工。甚至有的发电企业还存在着“一机多制”的情况，如：一台发电机组原发电容量为70MW，系由一个投资主体投资，后由企业的多经企业投资在这台机组上增容10MW，增容后，同一台发电机组就形成了两个投资主体。“一厂多制”现象，导致了一个发电厂内形成多个企业局面，使众多企业的管理成本、交易费用明显增加，管理难度明显加大。同时，由于各机组的成本费用发生时均是统一发生，一厂多制现象，需要将人员工资、各项费用人为地在各个机组（各个投资主体）之间进行划分，这就难免出现费用划分不科学甚至侵占国有资产的现象出现。3.6.1实质性程序3.6.1.1了解成本费用分摊原则，判断分摊原则是否合理，落实上级部门和税务部门对此分摊原则是否认可，并取得相关依据，如期末库存燃煤的分摊等。3.6.1.2成本费用分摊原则与前期是否保持一致，不同期间报表是否存在可比性。3.7主业与辅业关联交易9 发电企业普遍存在着一定规模的辅业（多经），但其主辅分离工作尚未完成，主辅业的人员存在交叉的情况。由于主辅业多年来形成的不可分割的联系，双方在成本费用方面、人员划分方面、资产使用方面尚存在实质的责权利划分不明确的现象，如资产产权不明晰、三产企业无偿占用主业资产和资金现象；成本费用、人员工资的混合承担发放；尚未按市场标准来进行关联交易定价等问题时有发生。同时由于辅业（多经）大多由主业控制，容易通过主业向辅业（多经）输送利润情况，可能诱发舞弊行为。另外，应关注企业是否存在不符合国家有关规定的辅业用电列入主业正常用电损耗的情况。3.7.1针对性程序3.7.1.1了解发电企业与辅业的关系及存在状况，是否存在上述情况；3.7.1.2估算与辅业存在的交叉情况对发电企业的影响数据，结合重要性水平，考虑是否影响审计意见；3.7.1.3检查辅业（多经）向主业提供交易的定价是否合理、公允；3.7.1.4如影响金额低于重要性水平，不影响审计意见的发表，则应在管理建议书中反映该事项，并向上级管理机关报告。3.8社会保险费用由于历史原因，目前发电企业的社会保险费的缴纳通常采取企业财务将社保费用划转到各单位自己的社保所，由社保所给企业出具收据（或者仅有电子汇划单，无收据），然后由社保所交到社保管理机构。险种不同，缴纳方式存在差异，如基本养老保险、失业保险、工伤保险、生育保险通过社保所缴纳给社保管理机构，住房公积金、医疗保险则可能直接由下级单位缴纳给社保管理机构，年金由下级单位缴纳给社保所管理。由于主业与辅业的人员变动频繁等原因，主业业与辅业实际应负担的社会保险费用划分不一定，同时部分单位与社保所的往来不清，企业付款时仅由社保所出具一般收据，证明力较低，存在着舞弊的可能性。3.8.1针对性程序3.8.1.1了解各项保险费用的缴纳比例，并确定该比例符合国家政策。3.8.1.2根据人员工资情况进行保险费用的测算，与账面相核对，是否存在大额异常。3.8.1.3与企业沟通，最好能做到对社保所的延伸审计，检查社保所收到资金是否与企业支付资金核对一致，社保所是否如实上缴保险资金，对于年金等确实需要社保所管理的资金，是否存在挪用、贪污等行为。3.9职工薪酬的检查是电力企业的审计另一重点，电力企业为职工发放薪酬等，存在较多违规现象，主要表现有年金比例高于国家标准，福利费列支超标，发放住房补贴，购买商业保险等情况。审计中应关注是否存在上述情况。9 3.10税收优惠关注环保脱硫设备的冶金、上大有小、风力发电所得税等税收优惠政策。3.11清洁能源减排量销售收入（CDM收入）关注CDM项目是否获得联合国注册并且买卖双方是否签订清洁发展机制减排量购买协议，还要关注项目是否已经产生相关的上网电量。3.12关注内部银行的审计。附件1：电力企业往来询证函附件2：火电厂生产过程及主要设备图附件3：2011年火电行业分析预测报告9 附件1：电力企业往来询证函编号：致：本公司聘请天职国际会计师事务所有限公司正在对公司财务报表进行审计。按照中国注册会计师审计准则，应当询证本公司与贵公司的往来账项。下列数额出自本公司账簿记录，如与贵公司记录相符，请在本函下端“信息证明无误”处签章证明；如有不符，请在“信息不符”处列明不符金额。回函请直接寄至天职国际会计师事务所有限公司审计部。回函地址：北京市海淀区车公庄西路19号华通大厦B座2层邮编：100048电话：传真：010----88018737联系人：1、年月日至年月日本单位在贵公司上网电量为千瓦时，平均电价为元/千瓦时，应收贵公司电费为元；2、年月日至年月日，本单位共收到贵公司电费元，截止年月日贵公司尚欠我单位电费元。3、截止年月日贵公司欠我单位其他款项元。我单位欠贵公司其他款项元。若款项在上述日期之后已经付清，仍请及时函复为盼。若款项在上述日期之后已经付清，仍请及时函复为盼。4、其他事项。本函仅为复核账目之用，并非催款结算。若款项在上述日期之后已经付清，仍请及时函复为盼。（公司盖章）年月日经办人：信息证明无误信息不符及需加说明事项9 公司盖章：经办人：日期：信息不符，请列明不符项目及具体内容其他未在本函列出的项目，请列出金额及其详细资料公司盖签：经办人：日期：9 附件2：1 附件3：天职国际内部研究资料：2011年火电行业分析预测报告1 2011年火电行业分析预测报告报告提要l2011年火电行业主要影响因素在节能减排、低碳经济的大背景下，电力行业将不断提高水电、核电、风电、太阳能等清洁能源的比重，逐年降低火电装机比重，火力发电机组将继续向大容量、高参数、环保型方向发展。在资产负债率攀高、利率上调、大规模扩建电源的情况下，火力发电企业的财务费用将进一步暴涨。随着经济的企稳回升，能源需求逐步回升，电煤价格保持高位稳定，火电生产企业面临成本压力。建议：火电企业应积极面对节能减排及严厉的环保政策，各企业应挖掘现有火电厂与国际先进水平的差异，提高能源利用效率，逐步减少火电的所占比重，大力发展清洁能源和可再生能源。国家应尽快建立合理的、符合市场规律的电价形成机制，形成快速灵活的电价调整机制。l2011年预测分析2011年火电行业形势不容乐观。负面影响：煤炭行业限产和淘汰落后产能的力度逐步加大，煤炭的产量增速未显著提升，由于弱势美元政策，国际大宗商品价格上涨，煤炭价格保持高位。国家考虑通货膨胀的压力，煤电联动将缓于煤价的上涨，火电利润受到挤压。受货币政策趋紧的影响，火电行业财务费用将暴涨。正面影响：受宏观经济向好，新增装机容量放缓、节能减排严厉、用电需求增加等综合影响，2011年发电利用小时有望保持稳定。l关注偿债风险2009年底，五大发电集团平均资产负债率均已达85%，最高的华电集团已高达87.87%，偿债风险较大。建议：通过权益融资（出资人注资、资本市场发行股票）、争取金融企业的支持等方式降低资产负债率，改善融资条件。加强现金流管理，确保火电行业央企的支付能力及短期偿债能力。第14页 2011年火电行业分析预测报告目录第一部分火电行业2010年主要数据分析4一、装机容量4（一）装机容量5（二）火电装机比重5（三）基建新增装机容量6二、发电量7三、发电设备利用小时数8四、供电标煤耗8五、电煤价格9六、电价10七、资产负债情况10八、盈利水平12（一）销售收入12（二）利润总额12九、火电行业2010年主要变化14第二部分五大发电集团火电资产2010年主要数据分析15一、装机规模15二、资产负债情况16（一）资产总额16（二）资产负债率17三、经营业绩18（一）营业收入18第14页 2011年火电行业分析预测报告（二）主要成本费用19（三）利润总额23四、五大集团发展24（一）扩大清洁能源装机比重24（二）纵向并购煤炭资源25第三部分五大发电集团与国际先进水平对比26一、资产负债率对比26二、供电煤耗对比28三、厂用电率对比28第四部分2011年火电行业预测分析30一、2011年火电行业主要影响因素30（一）节能减排的影响30（二）市场煤、计划电涉及的电力体制深层次改革的影响31（三）货币政策对电力行业影响31（四）关停小火电机组的影响32二、2011年火电行业预测分析32（一）2011火力发电设备利用小时保持稳定32（二）存在上网电价上调的可能32（三）煤炭价格相对稳定33三、主要风险提示和建议33（一）调整电源资产结构33（二）加快推进电力体制改革33（三）高资产负债率带来的资金压力风险33第14页 2011年火电行业分析预测报告2011年火电行业分析预测报告正文第一部分火电行业2010年主要数据分析l随着中广核岭澳核电站二期工程1号机组建成投产，我国电力装机容量达到9亿千瓦，连续14年位居世界第二位。火电机组继续向大容量、高参数、环保型方向发展。截至2010年8月底，全国投运百万千瓦超超临界机组27台，是世界上拥有百万千瓦超超临界机组最多的国家；30万千瓦及以上机组占全部火电机组的比重已从2000年的33.86%提高到2009年底的69.43%。l截至2010年7月15日，2010年全国累计淘汰落后小火电机组468台，共计1071万千瓦，提前完成了国务院要求的9月底前关停1000万千瓦的目标。“十一五”期间全国已累计关停小火电机组7077万千瓦，超额完成了原计划关停5000万千瓦的目标。l国家统计局于近期公布了2010年1-8月工业企业利润数据，电力生产与供应业整体实现利润总额936.1亿，同比增长119%，其中：火电利润总额为220.0亿，同比增长-17.8%；水电利润总额248.4亿，同比增长45.9%。l2009年，我国承诺到2020年人均GDP的碳排放比2005年要减少40%-45%。能源发展“十二五”规划的制定，将极大影响火电行业。一、装机容量在电源结构方面，以火电为主导的电力结构是我国电源资产的重要特色。从2001年至今，火电机组装机容量一直保持在70%以上。截至2010年8月，全国规模以上火电装机容量占规模以上总装机容量的74.25%。火电在2010年8月底全国装机容量与发电量所占比例图示如下：第14页 2011年火电行业分析预测报告数据来源：中电联统计信息天职国际整理（一）装机容量至2010年8月底，我国发电设备装机容量达到92,123万千瓦，较2009年底增长5.39%。其中，火电68,399万千瓦，占总容量74.25%，较2009年底增长5.05%；火电占总容量的比例同比下降0.24个百分点。2010年火电装机容量增速连续四年小于发电设备装机容量增速：数据来源:中电联统计信息天职国际整理（二）火电装机比重2009年11月26日，我国承诺到2020年人均GDP的碳排放比2005年要减少40%到45%。相对于核电或大型水电机组,火电对环境影响较大，碳排放量居高。近年来国家加大电源结构调整力度，火电装机所占比重自2006年开始逐年降低，今年水电装机容量突破2亿千瓦，是世界上水电装机规模最大的国家。核电在建施工规模2129万千瓦，在建施工规模居世界首位。截至2010年8月底，全国并网风电装机容量2294万千瓦，并网风电装机和发电量连续四年翻倍增长。非化石能源发电装机容量所占比重在逐年提高，但至2010年8月底，火电装机仍占总装机容量的74.25%。第14页 2011年火电行业分析预测报告数据来源:中电联统计信息网站公开信息天职国际整理（三）基建新增装机容量2009年全年基建新增发电能力8970万千瓦，依旧保持在比较高的规模水平上。其中火电较上年同期投产规模有了明显下降，新增6076万千瓦，总容量为65205万千瓦，同比增长8.16%。2010年1-8月，基建新增发电能力4713万千瓦，其中火电新增3291万千瓦。第14页 2011年火电行业分析预测报告数据来源：WIND资讯中电联统计信息天职国际整理随着中广核岭澳核电站二期工程1号机组建成投产，我国电力装机容量达到9亿千瓦，连续14年位居世界第二位。“十一五”规划以来，我国的电源结构持续优化，清洁能源发电比例持续提高。火电机组继续向大容量、高参数、环保型方向发展。截至2010年8月底，全国投运百万千瓦超超临界机组27台，是世界上拥有百万千瓦超超临界机组最多的国家。截至2010年7月15日，今年全国累计淘汰落后小火电机组468台，共计1071万千瓦，预计全年关停容量维持在1500万千瓦左右，提前完成了国务院要求的9月底前关停1000万千瓦目标。“十一五”期间全国已累计关停小火电机组7077万千瓦，超额完成了原计划关停5000万千瓦的目标。预计从小机组关停至大机组投产时间存在2年左右的时滞，2010-2011年将是“上大压小”新机组投产的高峰期。二、发电量2010年1-8月份，全国规模以上电厂发电设备发电量27405亿千瓦时，比去年同期相比增长17.2%。其中，火电发电量22211亿千瓦时，约占全部发电量81.05%，同比增长18.2%；主导地位明显。随着目前南方降雨的增加，水电增速大幅回升，1-8月，水电发电量4239亿千瓦时，同比增长10.7%。2009年6至8月之间累计发电量同比增速回升形成的较高基数、房地产调控抑制重工业增长以及2010年下半年节能减排工作的加快推进是今年1至8月份累计发电量同比增速回落的主要原因。2010年9至12月单月发电量增速或将趋于下滑，预计全年发电量增速达到8%或者9%。2010年中国GDP的增长达到10%是大概率事件，用电量将再次被GDP甩在后面。2010年1-8月份，全国发电设备累计平均利用小时为3163小时，比去年同期增长210小时。1998年亚洲金融危机以后，2008年电力生产弹性系数首次低于1，2010年有所回升，但仍低于1。第14页 2011年火电行业分析预测报告数据来源：WIND资讯注：电力生产弹性系数是反映电力生产增长速度与国民经济增长速度之间关系的指标。一般来说，电力的发展应当快于国民经济的发展，也就是说电力应超前发展。计算公式为：电力生产弹性系数=电力生产量年平均增长速度/国民经济年平均增长速度。三、发电设备利用小时数2010年1-8月份全国发电设备累计平均利用小时为3163小时，比2009年同期增长了210小时。其中：水电设备平均利用小时为2285小时，比去年同期下降44小时；火电设备平均利用小时为3419小时，比去年同期增长317小时。数据来源：中电联统计信息天职国际整理四、供电标煤耗随着多台60万千瓦及以上超（超）临界机组、大型联合循环机组的投产，“上大压小”和小火电机组的关停，2010年1-8月全国供电标准煤耗下降至334克/千瓦时，但仍高于发达国家每千瓦时320克的先进水平。第14页 2011年火电行业分析预测报告数据来源：中电联统计信息天职国际整理五、电煤价格2008年，煤价大幅上涨，达历史最高点，导致火电全行业巨额亏损。2009年初由于金融危机导致的经济增长放缓，用煤需求减少，煤价平稳。随着经济的企稳回升，电力需求逐步回升；2010年合同电煤价格上涨，火电生产企业面临成本上升压力。2008至2010年9月全国主要地区动力煤价格走势：资料来源：WIND资讯第14页 2011年火电行业分析预测报告六、电价尽管我国政府的未来决策仍然是在监管效率与电力供应量之间不断寻求平衡的过程，但短期政策目标更倾向于确保宏观经济的稳定性。在通胀压力下，我国高耗能的第二产业相对于全球同业而言，其竞争力较大程度上取决于低电力成本。政府因受其他政策目标影响，无法及时有效的按煤炭价格波动调整上网电价。近几年我国上网电价调整幅度远远落后于煤价的上升幅度，2005-2009年管制电价虽有几次温和上调，但累计增长率不足30%。近年来，我国历次上网电价上调：时间事件2004年1月自2004年1月1日起，将全国省级及以上电网统一调度的燃煤机组上网电价统一提高每千瓦时0.7分钱。2006年6月自2006年6月30日起，调整华北、南方、华中、华东、东北和西北电网的上网电价。2007年7月自2007年7月1日起，将山西省、内蒙古自治区内新投产电厂送京津唐电网上网电价分别调整为每千瓦时0.298元和0.297元(不含脱硫加价)。2007年10月自2007年10月1日起，上调东北电网内部分电厂的上网和输电价格，以维持电力企业正常运营。2007年12月采取分步降价或转让部分发电量指标的方式，下调吉林、湖北等八省(区、市)统调小火电机组上网电价。2008年06月自2008年7月1日起，全国平均销售电价每千瓦时上调2.5分钱后，全国各地的上网电价也最终敲定。2009年11月全国销售电价平均每千瓦时提高2.8分钱，但对各地区、各行业用电价格水平的调整有一定差异。国家发展改革委于2010年10月9日公布了《关于居民生活用电实行阶梯电价的指导意见（征求意见稿）》。这意味着以理顺电力价格为核心的电力体制改革取得了重要突破，有利于纠正长期以来我国低电价体制。同时根据征求意见稿，电价增收中的一部分将由电网补贴给发电企业，对电力企业构成一定的利好，但利好程度有限。七、资产负债情况发电行业资产自2003年以来持续快速增长，资产总额由2003年的14,738亿元增加至2010年8月的37,709亿元，增加22,971亿元,增长156%；负债总额由2003年的8,955亿元增加至2010年8月的27,210亿元，增加18,255亿元,增长204%。第14页 2011年火电行业分析预测报告数据来源：WIND资讯特别提示：国家统计局从2007年开始，工业企业主要经济效益指标由月报改为季报，数据仅公布2、5、8、11月累计数。发电行业总体财务状况和盈利水平章节所列示的2007、2008、2009年数据均为当年1-11月的累计数。近年电源建设的迅猛增长，向上游煤炭企业、下游高耗能企业的扩张，融资渠道主要为负债融资，发电行业资产负债率持续上升，发电企业由2003年的61.9%上升到2010年8月末的72.16%，火电行业由2003年的62.4%上升到2010年8月末的73.51%，近年发电行业资产负债率变化情况如下：数据来源：WIND资讯第14页 2011年火电行业分析预测报告八、盈利水平（一）销售收入发电行业近年来销售收入持续稳定增长，由2003年的4988亿元增至2009年的10027亿元，增加5039亿元，增长101%。其中火电行业2008年以前，销售利润率变化不大（发电9%-12%，火电8%-10%），但2008年由于电煤价格上涨，煤电联动不到位，使火电行业销售利润率出现质的改变，首次出现负数，2009年逐步恢复，但仍处于近5年来的较低水平。根据国家统计局公布的2010年1-8月工业企业利润数据，电力业务方面水、火两重天。上半年，公司水电站所属地区来水情况良好，水电业务收入同比增长39.46%；毛利率达到63.61%，同比提高2.49个百分点。火电业务受煤价上涨过快过大、供应量不足等负面影响，一季度未能实现满负荷发电，二季度发电量受水电挤压，上半年火电售电收入同比只增长16.43%；毛利率为1.08%，同比下降了12.04个百分点。数据来源：WIND资讯注：销售利润率为利润总额除以销售收入（二）利润总额2008年，由于电煤价格上涨，煤电联动不到位，致使火电行业从2001年以来首次出现行业整体巨额亏损。2009年经济企稳，发电行业恢复盈利水平。2010年虽发电利用小时有所上升，但煤价上涨侵蚀了火电行业的利润。第14页 2011年火电行业分析预测报告数据来源：WIND资讯近几年，我国火力发电企业盈利能力连年下降，2008年因煤价的大幅增长而出现全行业亏损，盈利能力直到2009年才有所回升，但仍未回到2007年的水平，表现出行业对煤炭成本的波动具有较高的敏感性。火电行业对煤炭成本具有较强的敏感性数据来源：WIND资讯第14页 2011年火电行业分析预测报告九、火电行业2010年主要变化综上所述，火电行业2010年的主要变化情况：指标单位2010年8月止累计同比（±、%、百分点）备注①②⑥⑥⑥全部装机容量万千瓦92,123火电装机容量万千瓦68,399全国发电量亿千瓦时27,40517.2%火电发电量亿千瓦时22,21118.2%全国发电设备利用小时小时3163210火电设备利用小时小时3419317供电煤耗克/千瓦时334-6说明：本报告2010年1-8月经营数据均采用中电联的数据。第14页 2011年火电行业分析预测报告第二部分五大发电集团火电资产2010年主要数据分析发电企业中，国资委监管的中国华能集团公司（以下简称“华能”）、中国大唐集团公司（以下简称“大唐”）、中国国电集团公司（以下简称“国电”）、中国华电集团公司（以下简称“华电”）、中国电力投资集团公司（以下简称“中电投”）五大发电集团可控装机容量占全国发电设备容量的比例2005年、2006年、2007年、2008年、2009年分别为37.59%、39.16%、42.68%、45.27%、47.01%，是发电行业的主力军。2009年末大唐、华能装机容量均超过1亿千瓦。2009年末五大发电集团火电装机容量占其总装机容量的86.19%，五大发电集团的运营情况基本能反映我国火电行业的状况。一、装机规模五大发电集团装机容量由成立之初2003年的14,114万千瓦，增长至2009年底的42,355万千瓦，增加2倍，远高于全国装机容量的增长。数据来源：中电联统计信息五大发电集团网站天职国际整理2009年12月23日，随着华能小湾水电站3号机组、华能金陵电厂3号百万千瓦机组的投产，华能装机容量突破1亿千瓦。2009年12月30日，以大唐景泰发电厂2号66万千瓦机组成功通过168小时试运行为标志，大唐发电装机容量突破1亿千瓦，达到10007.53万千瓦。五大发电集团装机规模情况：34 2011年火电行业分析预测报告数据来源：中电联统计信息五大发电集团网站天职国际整理二、资产负债情况（一）资产总额近年来五大发电集团通过新建及收购等方式，实现电力资产的快速增长，整体资产总额由2003年的5,061亿元，增长至2010年6月的23,847亿元，增长371%，远高于发电行业的增长率,五大集团资产总额增长变化情况：数据来源：五大发电集团网站中国债券信息网天职国际整理五大发电集团资产总额情况如下：34 2011年火电行业分析预测报告数据来源：五大发电集团网站中国债券信息网天职国际整理（二）资产负债率由于大规模的扩张，而企业的权益资金没有相应的增加，盈利不能完全满足扩张的需要，主要靠负债融资，使企业的资产负债率逐年上升。五大发电集团的整体资产负债率由2003年的67.25%增长至2010年6月的85.55%，远高于火电行业的72.89%和发电行业的72.47%。近年五大发电集团、火电行业、发电行业资产负债率变化情况：资料来源：WIND资讯中国债券信息网天职国际整理2009年年底，五大发电集团平均资产负债率已达85%，超过国资委的高限红线，受到重点监控。2010年国资委在央企全面推行经济增加值考核，将EVA纳入2010年度的考核指标体系。面对新一轮的考核，一时之间，降低资产负债与企业运营风险成为各发电集团工作的重中之重。各集团采用上市融资、引入战略投资者、股权信托等形式，积极吸收外部股权投资。34 2011年火电行业分析预测报告三、经营业绩（一）营业收入五大发电集团营业收入2009年达6524亿元，是2003年厂网分家时1593亿元的4.10倍，年均增幅均在20%以上，2010年上半年五大发电集团实现营业收入3960亿元，较上年同期增幅达39%，如图：4数据来源：五大发电集团网站中国债券信息网天职国际整理34 2011年火电行业分析预测报告数据来源：五大发电集团网站中国债券信息网天职国际整理（二）主要成本费用某发电集团的2009年火电成本构成情况：成本项目货币单位2009年结构比火电成本亿元530.90100.00%（1）燃料费亿元349.8665.90%（2）水费亿元2.980.56%（3）购入电力费亿元2.900.55%（4）过网费亿元-0.00%（5）材料费亿元10.011.89%（6）职工薪酬亿元40.667.66%（7）折旧费亿元75.8514.29%（8）修理费亿元20.053.78%（9）委托运行费亿元0.740.14%（10）其他费用亿元27.855.25%资料来源：天职国际审计的某发电集团从上表可以看出，火电成本主要为燃料成本、折旧费用、职工薪酬，但相对而言折旧、薪酬均为固定费用，刚性较大，最大的变动费用为燃料成本。1、电煤成本（1）燃料煤是火电行业的主要成本，占总成本的50%以上。五大发电集团自成立以来纷纷自我加压，设立节能减排目标，逐年降低能耗，供电煤耗与综合厂用电率逐年下降，由于煤炭价格高歌猛涨，燃煤成本占火电成本比例逐年上升，这是造成五大发电集团2008年巨额亏损的主要原因。2010年1月份煤炭价格较2009年6月份平均涨幅约为36%，电煤价格的上涨很大程度上影响火电生产企业的效益水平。34 2011年火电行业分析预测报告供电煤耗与综合厂用电率逐年下降：资料来源：某发电集团2009年社会责任报告资料来源：某发电集团2009年社会责任报告近年来，随着“上大压小”政策的推行，受益于新增大机组容量的增加、小火电机组的关停，以及运行管理水平的提高，发电企业的煤耗水平、厂用电率指标持续向好。（2）燃煤成本占总成本比例逐年上升某发电集团燃煤成本占发电成本的比例逐年上升，由2004年的55.39%上升到2009年的60.97%，其中2008年较上年增加5.14%，燃煤成本上升是造成火电企业亏损的主要原因。2009年煤价小幅下跌，2009年该集团实现盈利，但燃煤成本占总成本的比例仍高达60.97%。34 2011年火电行业分析预测报告资料来源：天职国际审计的某发电集团2、财务费用（1）近年来五大发电集团财务费用的增长情况由于五大发电集团自成立以来大肆扩张所需要的资金大部分来源于带息的债权融资，导致资产负债率逐年升高，财务费用高速增长，由2004年的115亿元增长至2009年的583亿元，增加468亿元，增长407%，增速逐年提高，2008年增速更高达68%。数据来源：五大发电集团网站中国债券信息网天职国际整理五大发电集团2009年财务费用为583亿元，是2004年的5.07倍，财务费用增加主要原因是带息债务的成倍增加（注：利率水平一年期人民币贷款基准利率2004年10月29日34 2011年火电行业分析预测报告为5.58%，2008年12月23日为5.31%）。2009、2010年利息支出增幅较小主要是宽松的货币政策所致。（2）财务费用增长对利润的侵蚀程度年度财务费用（单位：亿元）利润总额（单位：亿元）财务费用占利润总额（绝对值）的比例2004年11515474.68%2005年13418771.66%2006年19926375.67%2007年30631298.08%2008年514-331155.29%2009年583209278.36%2010年1-6月33940.53835.78%合计1,851794233.00%数据来源：五大发电集团网站中国债券信息网天职国际整理2004年至2009年五大发电集团财务费用占利润总额比例均在70%以上,2009年更是高达278.36%。在资产负债率攀高、大规模扩建电源及不断并购的情况下，五大发电集团2009年的财务费用达583亿元，为2009年利润额209亿元的2.8倍。2010年10月20日起上调一年期贷款利率0.25个百分点，五大发电集团的财务费用势必更进一步增长，财务费用对利润严重侵蚀。（三）利润总额五大发电集团从成立以来，2008年以前利润总额逐年持续增长，增长幅度远高于发电行业增长；2008年电煤价格大幅上涨，而电价上涨幅度较小，加之财务费用的增长等原因，五大发电集团2008年出现巨额亏损。2009年电煤价格小幅下降，经济逐步回暖，电价上调等原因，五大发电集团扭亏为盈。2010年发电利润小时回升，但电煤价格维持高位，五大发电集团略有盈利。34 2011年火电行业分析预测报告数据来源：五大发电集团网站中国债券信息网天职国际整理五大发电集团的利润均较快增长，但华能集团却一枝独秀。主要原因为其没有沉重的历史负担，其装机容量、资产总额、销售收入均为五大发电集团之首，但人员却只有其他发电集团的三分之一。数据来源：五大发电集团网站中国债券信息网天职国际整理四、五大集团发展（一）扩大清洁能源装机比重低碳经济已成为世界潮流，而要实现我国政府承诺的2020年节能减排目标相当艰巨。五大发电集团显然已经将此作为结构调整的主要内容，纷纷将清洁能源放在战略规划的首要位置。34 2011年火电行业分析预测报告华能集团预计到2010年底，清洁能源装机比重超过16%，结合“十二五”在建项目中，清洁能源装机比重超过50%。大唐集团清洁能源和可再生能源比重提高到17.95%，比组建时增加了6.58个百分点。国电集团2009年底其水电、风电等清洁能源装机容量达到1178万千瓦，占比14.3%。华电集团2009年底清洁能源装机比例占到总装机的24.3%，比2008年底提高5.3个百分点。中电投集团去年水电、核电、风电清洁能源和相关产业投资比例首次超过50％。核准、开工、投产容量中清洁能源比例分别为55％、32％和60％。清洁能源比例上升到30％，居五大发电集团首位。（二）纵向并购煤炭资源当前，火力发电占中国发电装机近75%。火力发电成本中，近60%为燃料成本，煤炭供应日益紧张，价格连年上涨，严重影响五大发电集团的盈利空间，导致发电集团加紧对上游煤炭资源的开拓力度。虽煤、电联营不符合社会化大生产、专业化分工的原则，但在我国电力市场未完全市场化之前，发电企业控制主要原材料，不失为解决目前煤电矛盾的方式之一，各发电集团纷纷加大对煤炭资源的控制，寻求燃料需求自给自足。2009年五大集团的煤炭产量为华能4408万吨、国电3528万吨、华电1000万吨、中电投4297万吨。华能控制煤炭资源达400亿吨，国电控股煤炭资源132亿吨，中电投近制煤炭资源达91亿吨、华电控股煤炭资源220亿吨。按各集团的目标，到2010年，华能、大唐、国电、华电、中电投每年生产的能力分别达到或超过6000万吨、3000万吨、3100万吨、4000万吨、7000万吨。34 2011年火电行业分析预测报告第三部分五大发电集团与国际先进水平对比2009年五大发电集团收入规模均超过1000亿元，华能、大唐、国电进入世界500强（华能排名第313位，大唐排名第412位，国电排名第477位）。五大发电集团规模庞大，各方面指标在国内已属行业前茅，但在财务状况、能耗关键指标均落后于国际先进水平，并存在较大差距。一、资产负债率对比五大发电集团2009年资产负债率高达85%，我们对国外20家上市电力企业2010年6月30日的资产负债率情况进行了调查分析：资产负债率60%以下的有3家、60%至70%的有6家、70%至80%有8家、80%以上的有3家，八成以上企业的资产负债率均小于80%，20家企业平均资产负债率为68.59%。通过对比国外发电企业资产负债率来看，五大发电集团资产负债率偏高，与五大发电集团属于全资国有、且具有一定行业垄断性有关。20家国外上市电力企业资产负债信息（截至2010年6月30日）：序号国家公司名称上市代码币种资产总额（百万）负债总额（百万）资产负债率备注1美国AmericanElectricPowerCompany,Inc.AEPUS$49,937.0036,608.0073.31%主营电力的生产、传输和分销2美国DukeEnergyCorporationDUKUS$56,400.0035,273.0062.54%主营特许电力、商业能源和国际能源3美国PG&ECorporationPCGUS$44,218.0033,347.0075.41%34 2011年火电行业分析预测报告主营电力的生产采购和传输，天然气的采购存储和传输4美国NorthWesternCorporationNEWUS$2,831.952,024.0671.47%电力和燃气的供应商5美国ExelonCorporationEXCUS$50,948.0036,993.0072.61%电力的生产、批发和零售6美国TheEmpireDistrictElectricCompanyEDEUS$1,869.691,224.2865.48%主营电力的生产、传输和分销7美国DTEEnergyCompanyDTEUS$24,033.0017,476.0072.72%主营电力的生产采购和传输以及包括煤、天然气在内的四个非公共事业部门8美国CMSEnergyCorporationCMSUS$15,051.0012,103.0080.41%电力和燃气的生产和供应商9美国ConsolidatedEdison,IncEDUS$34,389.0023,796.0069.20%主营电力的生产采购和传输，天然气的采购存储和传输10美国IntegrysEnergyGroup,Inc.TEGUS$9,510.806,532.8068.69%电力和燃气的生产和供应商11美国SempraEnergySREUS$29,086.0019,796.0068.06%提供电力燃气和其他能源产品及服务12德国E.ONAGEONGY€159,834.00116,744.0073.04%在欧洲和美国经营电力、煤炭、石油和燃气业务,货币单位为欧元13德国RWEAG（ADR）RWEOY€89,071.0076,146.0085.49%包括电煤气以及液化气等六大业务板块14巴西CompanhiaParanaensedeEnergiaELPBRL14,063.164,873.4434.65%拥有17个水电厂和一个火电厂15巴西CPFLEnergiaS.A.CPLBRL17,342.4812,204.3170.37%作为控股公司通过其子公司经营电力的生产、配送和商业化16智利EnersisS.A.ENICLP13,503,978.009,886,160.0073.21%在智利、阿根廷、哥伦比亚、巴西、秘鲁从事电力的生产、传输和分销17智利EmpresaNacionaldeElectricidadEOCCLP6,107,225.003,896,707.0063.80%主营业务是电力生产，运营范围包括智利、阿根廷、哥伦比亚和秘鲁18阿根廷EDENORS.A.EDNARS4,517.862,336.9751.73%主要经营电力的传送34 2011年火电行业分析预测报告19韩国KoreaElectricPowerCorporationKEPKRW93,208,031.0052,180,797.0055.98%负责韩国88.3%电力生产、分销和传输；货币单位为韩元20美国TheAESCorporation AESUS$40,701.0034,014.0083.57%主营能源材料、电力生产和传输，在全世界29个国家设有分支机构二、供电煤耗对比随着装机容量的不断增长，电力结构的不断调整，我国电力煤耗不断下降，2000年我国供电标准煤耗为392克/千瓦时，到2009年，供电煤耗降到342克/千瓦时。煤价的不断上涨，促使各发电集团从企业内部挖掘潜力，降低煤耗。五大发电集团的供电煤耗远低于全国平均水平：数据来源：五大发电集团社会责任报告中电联统计信息但是，与其他国家相比仍有差距，日本东京电力公司1999年的供电煤耗为320克/千瓦时，法国电力公司1999年的供电煤耗为331.6克/千瓦时，德国巴伐利亚电力公司1999年的供电煤耗为332.1克/千瓦时，我国2009年的供电煤耗仍低于上述国家1999年的水平。我国电力的能源利用效率水平仍有很大的提高空间。注：供电煤耗又称供电标准煤耗，是指火力发电厂每向外提供一千瓦时（度）电能平均耗用的标准煤量，计量单位为：克/千瓦时。计算公式为：供电标准煤耗（克/千瓦时）＝发电标准煤量÷（发电厂发电量-发电厂用电量）。34 2011年火电行业分析预测报告三、厂用电率对比五大发电集团综合厂用电率近年来逐年降低数据来源：五大发电集团社会责任报告据《中国能源统计年鉴2005》显示，欧盟1999年厂用电率为5%左右，五大发电集团虽厂用电率逐年降低，但与国际先进水平仍有较大差距。注：综合厂用电率指发电厂用电量和变压器损失及其他耗用占发电量的百分比。计算公式为：综合厂用电率（％）＝（发电厂用电量+变压器损失及其他耗用）÷发电量×100％。34 2011年火电行业分析预测报告第四部分2011年火电行业预测分析一、2011年火电行业主要影响因素（一）节能减排的影响2009年9月，胡锦涛主席在联合国气候变化峰会上提出争取到2020年非化石能源占一次能源消费的比重达到15%左右。同年，温家宝总理在哥本哈根气候变化大会上向全世界郑重宣布，到2020年，我国单位GDP二氧化碳排放强度比2005年下降40%-45%。数据来源：国际能源署“十二五”期间是落实上述两个目标的关键时期。“十二五”能源规划将着重突出优化能源结构，调整能源产业布局。电力行业是耗能大户，根据统计火电发电耗煤量占全国耗煤量的比例在2000年以后均在50%以上，在国家节能减排的主题之下，火电是国家实现其政策目标的重要抓手。节能减排将从三方面影响火电行业第一、中国80%的二氧化碳排放来自燃煤，超过50%的煤炭用于火力发电，节能减排必然要减少火力发电的份额，另节能减排将减缓用电需求的增长，从而影响火电机组的发电利用小时。34 2011年火电行业分析预测报告第二、要完成2020年单位GDP碳排放降低40%-45%的目标，需要大量的中央财政资金支持。可能开征环境税影响企业利润。第三、五大发电集团2009年度共支出节能减排费用共计51.31亿元，其中：华能24.08亿元、大唐9.55亿元、国电4.31亿元、中电投7.39亿元、华电5.98亿元。随着国家节能减排更加严厉，火力发电行业的节能减排费用将大幅上升。（二）市场煤、计划电涉及的电力体制深层次改革的影响虽电力体制改革的目标是健全定价机制、实行竞价上网，但现状仍是发改委采用行政方式确定电力销售价格，发电企业对自己生产的电力产品没有定价权。而电力企业的主要原材料煤炭则是完全市场化，由供需双方确定。2009年的煤电顶牛，最后以国家发改委正式下发《关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见》，决定不再召开煤炭订销会。2010年不再召开煤炭订销会、合同汇总会，代之分散签约、网上汇总的方式对煤炭供需双方及运力进行衔接。合理电价应是能反映电力资源稀缺程度、环境损害成本和供求关系的电价。2003年，国务院颁发了《电价改革方案》，2005年，国家发改委出台了《电价改革实施办法》，明确了发电、售电价格由市场竞争形成，输配电价格由政府制定的改革方向。电价改革方向已达成共识，但电价机制改革进展十分缓慢，电价仍然由政府统一制定。电价总体水平低，机制不合理的矛盾非常突出。一厂一价，甚至一机一价的上网电价，一直没有独立的输配电价，交叉补贴严重的销售电价，已扭曲了价格做为市场资源配置核心信号。国家将逐步慎重的推动电价改革，但目前仍无改革时间表。2008年的煤价飙升,煤电联动不到位，造成火电行业的巨额亏额；2009年市场煤、计划电顶牛的情况均是电价改革滞后的反映。电价的不确定性及机制的未理顺，极大的阻碍了我国电力行业的发展。（三）货币政策对电力行业影响2008年底至2009年为应对国际金融危机，我国实行财政及货币双宽松的政策。财政政策上实行四万亿投资。货币政策上，人民币利率从7.47%下调至5.31%，2009年人民币新增贷款激增至9.59万亿元。过度宽松的货币政策，致使房价高涨，CPI高企，2010年8月CPI达高3.5%。2010年10月20日起，中国人民银行上调金融机构人民币存贷款基准利率0.25个百分点，一年期贷款利率由现行的5.31%提高到5.56%。34 2011年火电行业分析预测报告火电行业资产负债率高达73.51%，五大发电集团更是高达85.55%，货币政策的变化对火电行业影响巨大，不但增加财务费用，更影响建设资金的取得及经营资金的周转。（四）关停小火电机组的影响关停小火电机组从长远看将提高企业效益，促进企业发展，但短期内因关停小火电机组形成的损失将进一步影响企业的财务状况与经营成果。截至2010年7月15日，今年全国累计淘汰落后小火电机组468台，共计1071万千瓦，提前完成了国务院要求的9月底前关停1000万千瓦目标。“十一五”期间全国已累计关停小火电机组7077万千瓦，超额完成了原计划关停5000万千瓦的目标。五大发电集团的关停任务主要集中在2007、2008、2009年，但未来几年仍对其经营存在重大影响。各集团并且需妥善处理关停机组人员、财产等，将进一步形成损失。二、2011年火电行业预测分析（一）2011火力发电设备利用小时保持稳定2011年面临的形势极其复杂，但宏观经济总体向好基本面没改变。2011年是我国实施“十二五”规划的开局之年，预计国家宏观调控政策基本方向不会改变。前期出台的房地产市场调控、节能减排和淘汰落后产能、出口退税率上调、重启汇率改革等政策将进一步加大经济结构调整力度。随着世界经济形势的逐步好转，出口呈现出较稳定的态势，经济增速有望继续保持较快增长，出现“二次探底”的可能性不大，但增速可能略低于2010年，预计2011年全国GDP增速将继续保持在8%左右。由于新增装机容量放缓、用电需求增加、及节能减排的综合影响，2010年发电利用小时有望保持稳定。（二）存在上网电价上调的可能根据国家统计局公布的2010年1-8月工业企业利润数据，电力业务方面水、火两重天。上半年，水电业务收入同比增长39.46%；毛利率达到63.61%，同比提高2.49个百分点。而火电售电收入同比只增长16.43%；毛利率为1.08%，同比下降了12.04个百分点。同一行业出现如此巨大收益差距的根本原因就在于上网电价。考虑到原有上网电价过低的历史原因和煤价上涨的市场因素，有望2010年调高上网电价，届时相关电厂有望扭亏或者增盈。国家发展改革委于2010年10月9日公布了《关于居民生活用电实行阶梯电价的指导意见（征求意见稿）》。根据征求意见稿，对居民生活用电实施阶梯电价后，电价增收中的一部分将由电网补贴给发电企业，对电力企业构成一定的利好。34 2011年火电行业分析预测报告（三）煤炭价格相对稳定2010年中国由煤炭净出口国转变为煤炭净进口国，国内煤价与国际煤价进一步接轨。2010年9月以来，美元大幅贬值，推动原油价格上升，使得原油主要替代品的煤炭价格走高。2009年开始，煤炭行业限产和淘汰落后产能的力度逐步加大，在资源整合大背景下，煤炭的产量增速虽未显著提升，整体市场仍处于供需平衡之中，出现供大于求状况的概率很小。2011年，随着国家节能减排和能源消费结构的调整，煤炭消费需求将受到一定冲击，预计2011年全国煤炭需求仍将保持平稳，供应总体宽松，但由于弱势美元政策，国际大宗商品价格上涨，煤炭价格保持高位稳定。三、主要风险提示和建议（一）调整电源资产结构节能减排，减少碳排放量，已为全世界达成共识。国内环保政策日趋严厉，“十二五”期间污染物控制和减排，应更多使用排污收费、脱硫补贴、环境税、排污交易、生态补偿等经济政策手段。火电企业应加快向新能源发展转型的速度，加快关停小火电机组的步伐，降低能耗，节约成本。建议：在装机过剩，发电利用小时偏低的情况下，大力发展清洁能源和可再生能源，加快电源资产结构调整，逐步减少火电的所占比重。进一步重视节能减排，挖掘现有火电厂与国际先进水平的差异，提高能源利用效率。进一步加强对关停小机组关停的政策支持力度。（二）加快推进电力体制改革电力体制改革进展缓慢已极大的影响火电行业，建议：加快推进电力体制改革，理顺煤、电价格关系，逐步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，形成能反映电力资源稀缺程度、环境损害成本和供求关系的电价。虽煤、电联营不符合社会化大生产、专业化分工的原则，但在目前市场煤、计划电的情况下，在我国电力市场未完全市场化之前，进行煤电联营，进一步探索煤电联营的方式，不失为解决目前煤电矛盾的方式之一。（三）高资产负债率带来的资金压力风险高企的资产负债率将对企业带来较大的资金压力，高额负债带来的利息支出将会对企业造成较大的经营压力，影响企业经营成果。由于近年电源项目建设的高速发展，并且不断并购，扩张资金来源主要来自债权融资，2010年6月五大发电集团资产负债率达到85.55%。五大发电集团融资以债权为主。34 2011年火电行业分析预测报告由于高资产负债率，将给企业融资带来非常大的压力，利率的上调，使利息支出的增加将对企业盈利能力造成压力。信贷的紧缩，大规模的项目建设，将使火电企业现金流量紧张。建议：通过权益融资（出资人注资、资本市场发行股票）等方式降低资产负债率，改善融资条件。加强现金流管理，确保火电行业央企的支付能力及短期偿债能力。免责声明本研究报告由天职国际会计师事务所撰写，系从央企出资人的角度对央企所处行业进行的专项研究分析报告。研究报告中所提供的信息仅供参考。报告根据国际和行业通行的准则，以合法渠道获得这些信息，尽可能保证可靠、准确和完整，但并不保证报告所述信息的准确性和完整性。本报告不能作为投资研究决策的依据，不能作为道义的、责任的和法律的依据或者凭证，无论是否已经明示或者暗示。对于本报告提供信息所导致的任何直接或间接的投资盈亏后果不承担任何责任。报告版权仅为天职国际会计师事务所及撰写人所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布。如引用发布，需注明出处为天职国际会计师事务所，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。天职国际会计师事务所对于本免责申明条款具有修改权和最终解释权。34 2011年火电行业分析预测报告34