-中国电力行业研究报告.doc

北京银联信投资顾问有限责任公司行业评级：中度风险，适度介入（2011-2012年）中国电力行业年度研究报告北京银联信投资顾问有限责任公司 发布² 行业外部环境分析² 行业发展周期分析² 行业财务数据分析² 各省市竞争力对比分析² 细分市场分析² 产业链上下游分析² 企业竞争格局分析² 重点企业分析² 行业贷款规模及结构分析² 行业融资需求及特征分析² 行业目标授信客户指引² 行业风险预警及风险评级87正文目录第一章 电力行业概述1一、电力行业定义与研究范围1二、电力行业的主要特征分析1三、电力行业发展阶段2第二章 2011-2012年中国电力行业外部环境分析3一、经济周期对行业的影响分析3二、货币政策对行业的影响分析4三、产业政策对行业的影响分析4四、行业外部环境综合评价9第三章 2011-2012年中国电力行业经营情况分析12一、中国电力行业整体经营情况分析12（一）行业规模指标分析12（二）行业经营效益分析12二、中国电力行业市场供需形势分析13（一）电力装机容量分析14（二）发电情况分析15（三）机组利用小时情况分析15（四）用电情况分析16三、中国电力行业财务分析17四、中国电力行业经营水平综合评价20第四章 2011-2012年中国电力行业产业链分析22一、产业链结构分析22二、上游煤炭行业及其对电力行业的影响分析23（一）上游行业供给指标分析23（二）上游煤炭价格变化分析23（三）上游行业变化对本行业的影响分析24三、下游行业及其对电力行业的影响分析25（一）下游需求市场结构及运行分析25（二）下游市场波动对电力生产行业的影响分析25四、行业对上下游结算模式分析25五、电力配套行业发展情况分析26六、产业链风险综合评价29第五章 2011-2012年中国电力行业区域竞争力对比分析31一、中国电力行业在全国的竞争力排名31（一）中国电力行业竞争力计算31（二）中国电力行业竞争力排名32二、中国电力行业重点区域对比分析33（一）广东省电力生产行业竞争力分析33（二）江苏省电力生产行业竞争力分析35（三）河南省电力生产行业竞争力分析36（四）浙江省电力生产行业竞争力分析38（五）内蒙古电力生产行业竞争力分析40第六章 2011-2012年中国电力行业细分行业竞争力对比分析42一、中国电力行业细分行业竞争力分析42二、中国电力生产细分行业对比分析42（一）行业规模对比分析42（二）细分行业经营水平对比分析43三、中国电力生产重点细分行业分析43（一）火电行业运行情况分析43（二）水电行业运行情况分析45（三）核电行业运行情况分析49（四）其他新能源运行情况分析51第七章 2011-2012年中国电力企业竞争格局分析54一、中国电力行业企业集中度分析54二、中国电力行业不同规模企业经营分析55（一）不同规模企业市场份额对比分析55（二）不同规模企业经营情况对比分析55（三）不同规模企业财务指标对比分析57三、中国电力行业不同所有制企业经营分析57（一）不同所有制企业市场份额对比分析57（二）不同所有制企业经营情况对比分析58（三）不同所有制企业财务指标对比分析60四、中国电力重点企业经营分析61五、中国电力行业企业竞争风险综合评价67第八章 2011-2012年中国电力行业贷款情况分析68一、中国电力行业信贷资金占用情况分析68二、中国电力行业贷款投向分析68（一）细分行业信贷投向分析68（二）区域信贷投向分析69三、中国电力行业融资需求与特征分析70四、中国电力行业贷款客户结构分析71（一）不同规模企业贷款结构分析71（二）不同所有制企业贷款结构分析71五、中国电力行业贷款情况总体判断72（一）中国电力行业现有贷款分布情况综述72（二）中国电力行业贷款风险整体评价73第九章 2011-2012年中国电力行业风险评级及授信指引74一、中国电力行业风险评级预测74二、中国电力行业授信指引74（一）行业总体授信原则74（二）细分行业授信原则75附录79一、2009年中国大型发电企业名单79二、2009年中国中型发电企业100强名单80三、2011年中国重点电力项目名单83图表目录图表 1：电力行业分类1图表 2：中国各种能源发电的不同发展阶段2图表 3：中国GDP增速及用电量增速趋势对比3图表 4：电力体制改革进展情况5图表 5：中国电价改革历程7图表6：近年来上网电价调整情况8图表 7：2011-2012年中国电力行业外部环境风险评级9图表 8：2004-2011年末中国电力装机容量增长情况14图表 9：2009-2011年中国各种电源装机容量变化趋势14图表 10：2009-2011年12月中国发电量及同比增长变化情况15图表 11：2006-2011年中国电力设备利用小时累计同比变化情况16图表 12：2009-2011年中国用电量及同比增速变化17图表 13：2004年-2011年中国电力生产发展能力指标17图表 14：2004年-2011年中国电力生产营运能力指标情况18图表 15：2004年-2011年中国电力生产盈利能力指标情况18图表 16：2004年-2011年中国电力生产亏损情况统计19图表 17：2004年-2011年中国电力生产偿债能力情况19图表 18：2011-2012年中国电力生产行业经营风险评级20图表 19：电力行业产业链结构22图表20：2008-2011年煤炭直供电厂库存情况23图表21：秦皇岛港煤价格走势24图表 22：2004年-2011年中国电力行业成本费用增长情况24图表 23：东方电气集团子公司分布27图表 24：2011-2012年中国电力行业产业链风险评级29图表 25：电力行业中国各省市竞争力评价模型31图表 26：2011年1-12月电力生产行业全国各省市竞争力排名32图表 27：2011年1-12月广东省发电量及增长情况33图表 28：2004年-2011年广东省电力生产主要规模指标变动情况34图表 29：2011年1-12月广东省电力生产主要指标与全国平均水平对比34图表 30：2004年-2011年江苏省电力生产主要经营指标变动情况35图表 31：2011年1-12月江苏省电力生产主要指标与全国平均水平对比36图表 32：2011年1-12月河南省电力生产产品产量及增长情况36图表 33：2004年-2011年河南省电力生产主要规模指标变动情况37图表 34：2011年1-12月河南省电力生产主要指标与全国平均水平对比38图表 35：2011年1-12月浙江省电力生产产品产量及增长情况38图表 36：2004年-2011年浙江省电力生产主要规模指标变动情况39图表 37：2011年1-12月浙江省电力生产主要指标与全国平均水平对比39图表 38：2011年1-12月内蒙电力生产产品产量及增长情况40图表 39：2004年-2011年内蒙古电力生产主要规模指标变动情况40图表 40：2011年1-12月内蒙古电力生产主要指标与全国平均水平对比41图表 41：2011年1-12月中国电力生产各细分行业规模对比42图表 42：2011年1-12月中国电力生产细分行业财务指标对比43图表43：火电累计投资总额44图表 44：2004年-2011年中国火力发电主要规模指标变动情况44图表 45：2004-2011年中国火力发电细分行业财务指标对比45图表 46：水电政策导向及水电装机份额变化47图表 47：2004年-2011年中国水力发电主要规模指标变动情况48图表 48：2011年1-12月中国水力发电细分行业财务指标对比49图表 49：2004年-2011年中国核力发电主要规模指标变动情况50图表 50：2011年1-12月中国核力发电细分行业财务指标对比51图表 51：2004年-2011年中国新能源发电主要规模指标变动情况52图表 52：2011年1-12月中国新能源发电细分行业财务指标对比52图表 53：2010年各类发电企业装机容量占全国总装机容量比例54图表 54：2004年以来中国电力行业不同规模企业销售份额对比分析55图表 55：2004年-2011年中国电力生产行业大型企业主要指标55图表 56：2004年-2011年中国电力生产行业中型企业主要指标56图表 57：2004年-2011年中国电力生产行业小型企业主要指标56图表 58：2011年中国电力生产不同类型企业财务指标对比57图表 59：2011年中国电力生产行业不同所有制企业市场份额对比58图表 60：2004年-2011年中国电力生产行业国有企业企业主要指标58图表 61：2004年-2011年中国电力生产行业外资企业企业主要指标59图表 62：2004年-2011年中国电力生产行业股份制企业企业主要指标59图表 63：2004年-2011年中国电力生产行业私营企业企业主要指标60图表 64：2011年中国电力生产不同类型企业财务指标对比60图表 65：华能集团电力产业布局62图表 66：华能集团煤炭产业布局62图表 67：2011-2012年中国电力行业竞争情况评价体系67图表 68：2008年-2011年12月电力生产行业利息支出变动68图表 69：2004年-2011年中国电力生产各细分行业利息支出对比69图表 70：2009年-2011年中国电力生产行业各省市利息支出对比69图表 71：2004年-2011年中国电力生产应收帐款资金占用情况70图表 72：2004年-2011年中国电力生产不同规模企业利息支出变化情况71图表 73：2004年-2011年中国电力生产不同所有制企业利息支出变化情况71图表 74：2011年中国电力行业贷款情况汇总表72图表 75：2011-2012年中国电力行业资金风险评价体系73图表 76：2011-2012年中国电力行业风险评级警74图表 77：2009年中国大型发电企业名单79图表 78：2009年中国中型发电企业100强名单80图表 79：2011年中国重点电力项目名单83第一章 电力行业概述一、电力行业定义与研究范围本报告所称“电力行业”是指国家统计局国民经济行业分类（GB/T47542002）中的电力生产业，电力生产业即电源指利用热能、水能、核能及其他能源等产生电能的生产活动，包括火力发电（D4411）、水力发电（D4412）、核力发电（D4413）和其他能源发电（D4419）四个子行业。图表 1：电力行业分类行业代码行业名称细分行业行业分类行业定义441电力生产4411火力发电 指利用煤炭、石油、天然气等燃料燃烧产生的热能，通过火电动力装置转换成电能的生产活动。4412水力发电指通过建设水电站将水能转换成电能的生产活动。4413核力发电指利用核反应堆中重核裂变所释放出的热能转换成电能的生产活动。4419其他能源发电指利用风力、地热、太阳能、潮汐能、生物能及其他未列明的发电活动。资料来源：国家统计局 银联信二、电力行业的主要特征分析1国家垄断行业：电力行业在发、输、配、售等各环节的自然垄断程度有所不同，其中输、配、售垄断程度较高，同时在发电细分行业领域的垄断程度也稍有不同，随着电力体制改革、国家鼓励民营资本介入这一状况会有所改观。2与经济周期有较高关联度：电力需求是随着宏观经济周期性波动而发生一定的波动，如2008年的金融海啸引发的经济衰退导致电力需求增长明显放缓、发电小时数下降，是对经济周期波动最为敏感的行业之一。3技术、资金高度密集型产业，且不断升级：新建电厂和输变电设备主要向高参数（超超临界机组、特高压）、大容量、高自动化标准建设，项目造价高，进入门槛高，呈上升趋势，同时项目建设资金对银行贷款依赖程度也高。4规模效益明显，抵御风险能力强。规模较大的发电企业燃料价格的议价能力较强，可有效降低成本，大电厂与电网的依存度相对较高，抵御市场波动和经营风险的能力也比较强。6现金流相对稳定、充裕。电力企业投资大，折旧额高，同时应收账款质量也较好，现金流渠道顺畅、稳定。7市场煤、计划电成为影响火电行业发展的重要制约因素。目前我国针对电力行业的上网电价和销售电价实行的是政策管制，而火电行业的主要燃料电煤价格是随市场变化波动，因此煤炭价格变化对于火电企业盈利会产生较大的影响，如2008年上半年的电煤价格大幅上涨，虽然国家对于电煤进行了临时价格干预和相应上调了电价，但是效果并不明显，使得火力发电企业出现了政策性亏损。三、电力行业发展阶段在我国电力行业发展过程中，由于各种能源发电技术的起步阶段不同，行业也处于不同的发展阶段。火力发电技术起步较早，发展技术较为成熟，在丰富的煤炭资源支持下，火电行业已经步入成熟期，同时，水电行业相对技术较为成熟，已经发展成为我国的第二大电源，近年来行业规模保持稳定增长，已经步入成长期，而风电、太阳能和核电技术起步相对较晚，且在国内还存在着一些成本、技术上的问题，尚处于导入期。图表 2：中国各种能源发电的不同发展阶段资料来源：银联信第二章 2011-2012年中国电力行业外部环境分析一、经济周期对行业的影响分析电力生产行业的波动与经济实体走势密切相关，并表现出与经济实体走势较为一致的顺周期波动特征，虽然受产业结构调整以及产业能耗下降等因素影响，可能导致用电需求与经济增长稍有偏离的迹象，但是经济走向仍是影响电力生产行业至关重要的指标，宏观经济的增长依然是推动我国用电量整体上升的最主要因素。2011年以来，我国国民经济运行态势总体平稳，初步测算，2011年全年国内生产总值471564亿元，按可比价格计算，比上年增长9.2%，增速比2010年降低了1.2个百分点。统计显示，全年全国全社会用电量46928亿千瓦时，同比增长11.7%，增幅下降3.38个百分点。图表 3：中国GDP增速及用电量增速趋势对比单位：%数据来源：国家统计局 银联信考虑到2012年，世界经济增长将十分“脆弱”。发达国家深受债务问题和财政紧缩的困扰，经济复苏动力明显不足；新兴市场国家实施的紧缩政策对经济增长的抑制作用将进一步显现，经济增速仍将呈现普遍回落态势。从以往经验来看，经济下行导致电力需求增长明显放缓、发电量和利用小时数降，此外，由于价格受制而行业具备明显的反周期性，在经济下行周期，CPI下降，具备电价上调机会，电价上调后煤价又有下行空间。电力行业的盈利具备逆周期特性。因此，2011年11月上网电价上调预期增强所致，上网电价上调、及煤价受下游需求影响而持续回落，也将使2012年电力企业存在较大盈利改善空间。二、货币政策对行业的影响分析中国央行2011年连续加息三次，6次上调存款准备金率，并在公开市场频繁操作回笼货币，在货币政策的持续发力下，CPI拐头向下，同比涨幅从8月开始连降3月。然而，货币政策在抗通胀的同时，也让市场资金面极为紧张，中小企业资金不足，部分濒临破产，金融风险不断上升。经过装机容量的快速增长及资产注入后，电力企业的债务负担较重。火电行业的平均资产负债率仅比国有企业 80%的上限低 5个百分点。部分企业息税前利润利息覆盖率大部分低于 1.6倍，说明超过 60%的经营利润被用作利息费用，导致盈利对借贷成本的敏感性上升。中国贷款利率的上调周期已经结束，中国2012年可能会扩大贷款利率的下行浮动区间，将为电力行业提供良好的融资环境。三、产业政策对行业的影响分析电力是重要的基础性能源产品，各国政府对电力生产行业监管非常严格，我国也不例外，在我国对于电力行业会产生深远影响的政策主要包括电力市场改革政策、环保政策以及中长期的行业政策导向。（一）电力市场改革政策1市场体制改革改革开放以来，对应于计划经济体制和垂直一体化的电力工业结构的政府体制，已不适应新形势下电力工业发展的要求，随着经济的大发展和市场化程度的推进，我国启动了一系列电力行业深层次的市场化改革。2011年，电力市场改革出现了较多新举措和可喜的进展，将深入推进电网企业主辅分离，出台输配电体制改革试点工作意见，研究制定农村电力体制改革方案，出台调整销售电价分类结构实施办法，居民阶梯电价方案的推出、电网主辅分离的重新启动及电监会出台的输配电成本监管暂行办法，政策信号正加快推进市场改革。图表 4：电力体制改革进展情况改革步骤改革内容目前进展厂网分离重组原国家电力公司管理发电资产，组建若干独立发电企业已完成重组原国家电力公司管理电网资产，成立国家电网和南方电网公司已完成电网企业内部对配电业务实施独立财务核算，电网企业剥离辅助性业务和三产2011年完成成立监管机构成立国家电力监管委员会，负责制定电力市场运行规则，监管市场运作，维护公平竞争；根据市场情况，向政府主管部门提出调整电价建议已完成大用户直购电具备条件地区开展向较高电压等级或较大用电量用户和配电网直接供电的试点试点输配分离稳定开展输配分开试点，逐步建立输、配电价格机制试点电力需求侧管理实行峰谷电价，销售电价实行差别定价已推出实行居民用电阶梯价格制度已推出竞价上网发电侧竞价上网，建立电力调度交易系统试点上网电价由容量电价和竞价后的电量电价组成；输配电价由政府制定定价原则；销售电价以上网电价和输配电价为基础形成，并与上网电价联动未推出资料来源：银联信2电价改革发改委宣布自2011年12月1日起，加快推进电价改革，上调销售电价和上网电价，销售电价全国平均上调 3 分/千瓦时，居民用电价格暂不上调，上网电价对煤电企业上调 2.6分/千瓦时。至此，本次调整是2011年来第三次上调电价。我们认为在 CPI 拐点基本确认的背景下，调价基本符合市场预期，主要还是为了缓解高煤价对于发电企业运营成本带来的压力，从而提高发电企业的积极性，短期缓解电力企业亏损的局面；而非居民销售电价上调则主要是为了疏导电网企业的购电成本，而为了防止电价上调对于 CPI 回升的压力，本次仅推出了居民阶梯电价的指导意见，暂不调整居民销售电价。此外，此次调价包含为减轻火电行业氮氧化物减排投入压力，推出0.8分/kwh 的试行脱硝电价，其电价水平低于市场预期。由于煤电企业脱硝需要定期更换大量昂贵的贵金属催化剂，脱硝成本压力较大，市场预计1.5分/kwh才能有所保障，因此密切关注脱销补贴后续政策。2008 年，在电力严重紧缺的情况下，国家发改委两次上调电价，总幅度为 11.6%，2009年小幅上调 1%，2010年没有上调电价，2011年三次上调电价，总幅度达 12.9%。然而，过去六年中，平均上网电价仅上涨了32%，而平均电煤价格却几乎翻番。作为解决煤电矛盾的权宜之计，电价不定期上调只能缓解煤电矛盾，不能提供对电企的趋势性投资机会；要从根本上解决煤电困局，使发电企业基本面获得实质性改善，只能依靠电力体制改革的推进。图表 5：中国电价改革历程时间电价调整内容2004年1月1日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。2005年5月1日全国销售电价水平平均每千瓦时提高2.52分钱2006年6月30日调整华北、南方、华中、华东、东北和西北电网的上网电价2007年7月1日山西省、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1日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7月1日全国平均销售电价每千瓦时上调2.5分钱2008年8月20日全国火力发电企业上网电价平均每千瓦时提高2分钱，电网经营企业对电力用户的销售电价不做调整2009年11月20日全国销售电价每度平均提高2.8分钱；暂不调居民电价2011年4月10日上调部分亏损严重火电企业上网电价，调价幅度视亏损程度不等。其中煤电价格严重倒挂的山西上调上网电价0.026元/千瓦时，河南上调上网电价0.015元/千瓦时，全国有11个省份的上网电价上调在0.01元/千瓦时以上。暂不调居民电价2011年6月1日平均上调山西、青海、甘肃、江西、海南、陕西、山东、湖南、重庆、安徽、河南、湖北、四川、河北、贵州15个省市工商业、农业用电价格每千瓦时1.67分钱，居民用电价不变。其中，有12省市上网电价已于4月10日进行调整，湖北、安徽和江西上网电价也于6月1日开始上调。上网电价平均上调2分/度，山西上调幅度最高，每度上调3.09分，贵州上调幅度最低，每度上调1.24分。销售价格平均上调1.67分/千瓦时，山西上调幅度最高，上调2分4厘/千瓦时，四川最低，上调4厘/千瓦时。2011年6月3日上调部分水电上网电价。其中，三峡地下电站投入商业运营后，三峡电站送湖北上网电价调整为每千瓦时0.2506元，送其他地区上网电价每千瓦时提高0.19分钱，三峡电站送电至各地的落地电价相应调整。发改委还将贵州省统调水电站上网电价每千瓦时提高0.3分钱。将湖南省挂治、三板溪水电站上网电价调整为每千瓦时0.36元，将凌津滩、洪江、碗米坡水电站上网电价调整为每千瓦时0.336元，将广西岩滩、甘肃大唐麒麟寺、重庆中电狮子滩水电站上网电价分别调整为每千瓦时0.1612元、0.26元和0.3元。2011年12月1日加快推进电价改革，上调销售电价和上网电价，销售电价全国平均上调 3 分/千瓦时，居民用电价格暂不上调，上网电价对煤电企业上调 2.6分/千瓦时。资料来源：银联信图表6：近年来上网电价调整情况资料来源：银联信（二）节能环保政策2011年11月30日，国家发展改革委发布通知，自当年12月1日起在全国范围内对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂试行脱硝电价政策，每千瓦时加价0.8分，以弥补脱硝成本增支。这一政策的出台意味着我国“十二五”期间火电大规模脱硝等环保改造行动拉开帷幕。继而在2012年1月1日，火电行业又迎来了火电厂大气污染物排放标准的实施，受资源环境约束，未来火电行业的减排压力仍将持续增加，对于许多火电企业来说，这虽在意料之中，但仍在承受之外。火电企业当前已身处困境，标准的出台大量增加了火电企业的成本，使本来就举步维艰的发电企业再添新痛。脱销电价补贴的出台虽然在一定程度上能弥补火电企业的成本增支，但是发电企业因此而成本上升，经营困难增加也是可以预料的。此外，火电业长期面临的煤电矛盾、电力体制改革等问题，仍然会是2012年火电发展的大背景。虽然火电行业的各种体制问题和排放问题，在短期内无法得到有效解决，但从另一个角度看，这也是促使火电转型升级的良好契机，而向综合性能源集团转型也仍将是2012年五大发电集团的发展趋势。（三）未来政策导向分析2011年，我国经济持续平稳较快发展，国家颁布了国民经济与社会发展“十二五”规划纲要，印发了“十二五”节能减排综合性工作方案，出台了新的火电厂大气污染物排放标准。国家能源局编制提出了“十二五”能源发展规划、水电发展规划及新能源发展规划等专项规划（征求意见稿），并广泛征求意见。“十二五”期间，电力行业将本着加快电力的节约发展、清洁发展和可持续发展，确保电力的安全、经济、高效供应，从目前的粗放型模式逐渐向低碳、高效、环保的电力供应体系转变的基本方向发展，根据此发展方向，可以看出行业未来将重点研究对调整结构和转变发展模式做出部署和提出政策措施，对电源结构、电网建设和电力改革这三驾马车指出明确方向。电源结构方面，“十二五”时期，火电仍是我国的主力电源，但国家将通过优化火电开发布局、继续淘汰落后小火电机组、发展热电联产等方式，合理控制火电建设规模，为水电、核电、风电等新能源发展留下足够空间。就加快电网建设而言，将加快实施“一特四大”（即通过建设以特高压电网为骨干网架的坚强智能电网，促进大水电、大煤电、大核电、大型可再生能源发电基地的集约化发展，实现更大范围内能源资源优化配置）战略。目前，发展特高压已纳入国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要，将是未来电网建设发展的重点。 此外，随着推进电价体制改革的紧迫性的不断增强，电力体制改革的条件也更加成熟，“十二五”期间电力体制改革步伐将加快。四、行业外部环境综合评价我们按照银联信的行业外部环境风险评价模型，分别从经济周期、货币政策、产业政策等三个维度，对2011-2012年中国电力行业的外部环境风险进行评分，结论如下：图表 7：2011-2012年中国电力行业外部环境风险评级序号评价内容行业表现风险评价权重1经济周期对行业的影响 行业与经济发展密切相关，经济下滑已经严重波及到行业内部，致使行业经营状况有所恶化。 行业与经济发展有一定的关联，经济下滑对行业构成一定的影响，但是影响程度有限。 行业与经济发展关联不大，宏观经济变化对行业几乎没有影响。n 行业发展与经济有定的关联，宏观经济增长对该行业有一定的积极促进。 行业与经济发展密切相关，宏观经济增长带动该行业需求旺盛增长，行业发展趋势持续向好。 5 4 3n 2 120%2财政政策对行业的影响 本年度出台的与该行业相关的财政政策几乎全是限制该行业发展的政策，对于行业未来发展极为不利。 本年度出台的与该行业相关的财政政策大部是限制该行业发展，对行业未来发展构成一定的消极影响。n 本年度出台的与该行业相关的财政政策限制和鼓励参半，对行业未来发展既有促进的方面又有限制的作用。 本年度出台的与该行业相关的财政政策限制少于鼓励，对行业未来发展既有促进和扶持的作用。 本年度出台的与该行业相关的财政政策主要是鼓励和扶持政策，对该行业发展将会起到积极的促进作用，行业发展前景十分明朗。 5 4n 3 2 120%3货币政策对行业的影响 本年度出台的与该行业相关的货币政策以从紧的政策为主，将会极大的增加该行业内部企业的融资成本，对企业融资造成较大的不利影响。n 本年度出台的与该行业相关的货币政策适度从紧，对行业内部企业融资构成一定的消极影响。 本年度出台的与该行业相关的货币政策变化不大，对于未来企业融资几乎不会产生影响。 本年度出台的与该行业相关的货币政策适度积极，有利于降低该行业内部企业的融资成本，对于行业发展构成利好。 本年度出台的与该行业相关的货币政策比较宽松，国家已经明确对于该行业给予资金方面的支持，会对内部企业融资发展将会起到积极的促进作用，行业发展前景十分明朗。 5n 4 3 2 120%4产业政策对行业的影响 本年度出台的与该行业相关的产业政策主要是以限制为主，行业未来发展前景不容乐观。 本年度出台的与该行业相关的产业政策适度限制为主，对行业未来发展构成一定的消极影响。 本年度出台的与该行业相关的产业政策变化不大，对于未来行业发展不会带来影响。n 本年度出台的与该行业相关的产业政策适度鼓励，有利于行业长期发展，行业未来具有一定的发展前景。 本年度出台的与该行业相关的产业政策主要以鼓励为主，国家已经明确该行业是我国未来发展的重点，行业发展前景十分乐观。 5 4 3n 2 120%5突发事件对行业的影响 本年度发生了对行业影响极其深远的重大事件，对整个行业发展构成了较为严重的负面影响n 本年度行业内比较风平浪静，没有发生对于行业构成威胁的突发事件。 本年度发生对行业影响极其深远的有利于行业长期发展的重大事件，如行业内产品技术取得重大突破等。 5n 3 120%行业外部环境评价：3级（中度风险）-100%说明：风险度分为5、4、3、2、1五个等级，其中5为高风险，4为较高风险，3为中风险，2为中低风险，1为低风险。资料来源：银联信第三章 2011-2012年中国电力行业经营情况分析一、中国电力行业整体经营情况分析（一）行业规模指标分析截止2011年12月末，我国共有规模以上2832家电力生产企业，资产规模到达了43097.4亿元，同比增长10.24%。电力行业是资本密集型行业，行业资本总额占全部工业总产值的7%左右，近两年我国电力生产行业在投资增速下降的背景下行业资产比重有下降的趋势。图表 3：2004-2011年12月中国电力行业规模分析单位：千元、家、%时间企业数量资产总计企业数量 占全部工业比重 资产总计占全部工业比重 同比增长 2004年 29561.3516246881748.329.32005年 30781.1618551881327.7113.142006年 32591.1222139442487.7417.932007年1-11月 31050.9627256925287.9619.562008年1-11月 32920.9231248475937.7414.92009年1-11月 36110.8534851294547.411.552010年1-11月 39190.8638300336796.7452011年1-12月 28320.943097360106.5510.24数据来源：国家统计局 银联信（二）行业经营效益分析从行业的经营效益来看，2010年以来我国宏观经济逐步趋势稳定促使电力生产行业的经营效益较2006年低谷出现明显好转。从2011年数据来看，用电需求拉动收入继续加快增长，2011年1-12月，发电行业完成主营业务收入15569.13亿元，同比增长18.45%。同时受煤炭价格高企及来水偏枯拖累，行业整体利润继续下降，1-12月实现利润总额711.32亿元，同比下降21.39%。图表 4：2004年-2011年中国电力主要经营指标变动情况单位：亿元、%数据来源：国家统计局 银联信二、中国电力行业市场供需形势分析从2012年度电力供需来看，由于宏观经济增长趋缓，预计电力需求增速也相应降低，在电源投资下降和电煤运矛盾尚未根本性解决的情况下，局部时段装机相对不足和区域性缺煤停机局面显现，仍将导致电力紧张局面的出现。 从长期电力供需来看，“十二五”期间，我国经济发展将进入东部转型，中西部承接东部产业转移和重工业化的新阶段，人民生活水平也将不断提高，在该背景下，全国用电需求结构将发生改变。同时，电力工业与上下游行业将进入再平衡的新时期，也将呈现出更为绿色可持续的发展特征。（一）电力装机容量分析2009年来我国电力装机容量保持平稳增长，截至2011年12月底，全国全口径装机容量达到 105576 万千瓦，同比增长 9.3%，但同时看到，装机增速已连续 3年低于用电需求增速，电力供需关系趋于紧张。图表 8：2004-2011年末中国电力装机容量增长情况资料来源：国家统计局 银联信分机组类型来看：水电装机容量达到 23051万千瓦，同比增长6.7%；火电装机容量76546万千瓦，同比增长7.9%；核电装机总容量为1257 万千瓦，同比增长 16.2%；风电装机达到4505万千瓦，同比增长52.3%。由于火电盈利持续不佳，企业现金流量表恶化导致其再投资能力、及再投资意愿都显著下降，这将滞后反映到未来两年的新增火电装机容量锐减。由于新投产水电等机组利用小时波动较大，对传统火电依赖度提高，也使得火电供需面改善变得更为确定，同时我国清洁电源比重也正在逐步提升。图表 9：2009-2011年中国各种电源装机容量变化趋势资料来源：国家统计局 银联信（二）发电情况分析1-12 月份，全国累计发电量47217亿千瓦时，同比增长11.7%，全年增速平稳，随着国内外宏观经济增速的放缓，短期内，用电需求和发电量增速预计也将维持下降趋势。按发电机组类型来看：火电发电量继续保持增长，出力均持续保持很高水平，充分体现了火电对电力供应的基础保障作用，发电量实现38975 亿千瓦时，同比增长 14.1%，增速维持高位，从月度变化趋势来看，12月单月发电量实现4363亿千瓦时，同比增长10.5%，增速明显；水电发电量 6626 亿千瓦时，同比下降 3.5%，受上年基数和来水偏枯影响，增速维持低位；核电发电量 874 亿千瓦时，同比增长 16.9%，比上月下降 0.8个百分点；风力发电量 732亿千瓦时，同比增长 48.2%。图表 10：2009-2011年12月中国发电量及同比增长变化情况资料来源：国家统计局 银联信（三）机组利用小时情况分析2011年1-12 月份，全国全部机组平均利用小时为 4731 小时，比上年同期增加 81 小时，增幅为 1.8%。其中，水电设备平均利用小时比去年减少 376小时，火电设备平均利用小时比去年同期增加 264小时。12月当月全部机组平均利用小时为 378小时，比上年同期减少 7小时，降幅为 1.7%。1-12月份，累计水电平均利用小时为 3028 小时，比上年同期减少 376 小时，同比降低 11.0%，今年汛期主要河流来水偏枯，水量减少很多，是造成水电利用小时下降的主要原因。1-12月份，累计火电平均利用小时为 5294 小时，比上年同期增加 264 小时，同比增长 5.2%。 12月份火电机组利用小时为 472 小时，同比增加 31小时，增幅为 7.1%。火电利用小时的增加主要由于水电出力降低，且迎峰度冬期间，火电出力增加影响。图表 11：2006-2011年中国电力设备利用小时累计同比变化情况资料来源：国家统计局 银联信（四）用电情况分析2011年全年全国累计用电量为46928亿千瓦时，同比增长11.7%；2011年12月全国用电量为4093亿千瓦时，同比增长12.9%。环比来看，12月单月用电量较11月上升约5.4%，低于05-07年同期上升8.7%的平均波动水平，但仍实现平稳增长。分产业