贵州省电力行业研究报告

正文目录
内容摘要 (5)
第一章行业基本概述 (5)
第一节行业定义及范围 (5)
第二节行业发展特征分析 (6)
第三节行业主要商业模式分析 (9)
第四节行业生命周期分析 (11)
第二章行业运行环境分析 (12)
第一节政治法律环境分析 (12)
第二节经济环境分析 (12)
第三节产业政策分析 (14)
第四节社会环境分析 (17)
第五节技术环境分析 (18)
第三章行业产业链分析 (21)
第一节行业产业链结构分析 (21)
第二节上游行业分析 (23)
第三节下游行业分析 (25)
第四章行业整体运行情况分析 (26)
第一节行业整体运行情况 (26)
第二节行业供需状况分析 (27)
第三节行业财务效益分析 (28)
第四节市场结构分析 (31)
第五节区域市场分析 (33)
第六节细分产品/服务价格分析 (35)
第七节典型客户情况分析 (40)
第五章行业投融资状况分析 (44)
第一节行业资金来源分析 (44)
第二节行业主要融资需求与营销机会分析 (45)
第三节主要银行同业授信支持分析 (48)
第六章行业风险分析及发展前景预测 (52)
第一节行业主要风险分析 (52)
第二节行业核心竞争力及劣势分析 (56)
第三节行业发展前景预测 (56)
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图表目录
图表 1：电力行业的范围与分类 (5)
图表 2：中长期电力需求态势 (6)
图表 3：2015年1-6月全国各省市发电量排名 (7)
图表 4：贵州省各州市电力资产排名（亿元） (8)
图表 5：电力行业资金流图示 (10)
图表 6：各种能源发电的不同发展阶段 (11)
图表 7：2005-2015年上半年贵州省GDP增速与发电量增速 (13)
图表 8：2014年以来全国及贵州省电力行业重要政策汇总 (15)
图表 9：我国汽轮机组容量等级变化情况 (18)
图表 10：1978-2014年火电机组供电标准煤耗 (20)
图表 11：电力行业产业链结构 (21)
图表 12：近1年中国煤炭价格指数走势图 (23)
图表 13：2006-2015年上半年中国发电机组产量及增长率统计表 (24)
图表 14：贵州省主要电力下游行业运行情况 (25)
图表 15：贵州省主要电力下游产量增长情况 (25)
图表 16：2004年-2015年贵州省电力生产经营情况 (26)
图表 17：2011-2015年上半年贵州省发电量 (27)
图表 18：贵州省电力生产盈利能力情况 (28)
图表 19：2004-2015年6月贵州省电力生产行业亏损情况统计 (29)
图表 20：贵州省电力生产营运能力情况 (29)
图表 21：贵州省电力生产偿债能力情况 (30)
图表 22：贵州省电力生产发展能力情况 (31)
图表 23：我国发电行业市场竞争格局 (31)
图表 24：2015 年贵州各发电公司及所辖电厂 (32)
图表 25：2013年电力生产行业的区域分布情况 (33)
图表 26：2015年上半年贵州省各种电源发电情况 (35)
图表 27：2011-2015年上半年贵州省火电发电量 (36)
图表 28：贵州省燃煤发电机组上网电价表 (36)
图表 29：2011-2015年上半年贵州省水电发电量 (38)
图表 30：2015年上半年风电并网运行情况统计表 (39)
图表 31：华能国际应收账款余额前五名分布情况 (49)
图表 32：华能国际应收账款质押融资业务流程 (49)
图表 33：融资租赁业务模式主要流程 (51)
图表 34：中国非化石能源消费占比及未来目标 (56)
图表 35：中国能源消费及非化石能源消费占比情况预测 (57)
图表 37：贵州省电力行业主要代表企业（单位：千元）错误!未定义书签。

图表 38：电力行业相关政策底线文件................ 错误!未定义书签。

图表 39：2012-2015年6月贵州电力生产行业平均财务指标错误!未定义书签。

图表40：2014年电力行业经营绩效标准值（全行业）.. 错误!未定义书签。

图表41：2014年电力行业经营绩效标准值（大型企业）错误!未定义书签。

图表42：2014年电力行业经营绩效标准值（中型企业）错误!未定义书签。

图表43：2014年电力行业经营绩效标准值（小型企业）错误!未定义书签。

内容摘要
电力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，2015年上半年受宏观经济下滑影响，贵州省电力行业经营业绩有所下滑。

其中火力发电量为522.34亿千瓦时，同比下降10.13%，在国家经济放缓、经济转型背景下，火电平均利用小时数持续下降，企业经营压力不断加大。

水力发电量为312.19亿千瓦时，同比增长43.27%，保持快速增长。

风电上网电量16.34亿千瓦时，风电平均利用小时数735小时，低于行业平均水平。

第一章行业基本概述
第一节行业定义及范围
根据国家统计局《国民经济行业分类》（GB/T4754-2011），电力行业是指利用热能、水能、核能及其他能源等生产电能并通过电网输送到最终用户的生产供电活动，包括火力发电（D4411）、水力发电（D4412）、核力发电（D4413）、风力发电（D4414）、太阳能发电（D4415）和其他电力生产（D4419）六个电力生产子行业。

结合贵州省电力行业发展现状，本政策重点关注火力发电、水力发电、风力发电三大领域。

图表 1：电力行业的范围与分类
资料来源：国家统计局
第二节行业发展特征分析
一、行业发展历史进程阶段
电力是以电能作为动力的能源。

发明于19世纪70年代，电力的发明和应用掀起了第二次工业化高潮。

成为人类历史18世纪以来，世界发生的三次科技革命之一，从此科技改变了人们的生活。

即使是当今的互联网时代我们仍然对电力有着持续增长的需求，因为我们发明了电脑、家电等更多使用电力的产品。

不可否认新技术的不断出现使得电力成为人们的必需品。

我国经济发展有自身的周期，电力工业的发展也有相应的起伏，30年以前中国经济大周期为十年，在个别年份比如81年和90年波动剧烈，进入90年代以后，中国经济发展周期有所拉长，大约15年左右，增长模式变化较大，即使在发展的低谷，GDP增长也十分可观。

随着快速增加的国内需求和稳定的投资，我国经济仍将保持很高的增速，中长期电力需求也将基本稳定增长，伴随小幅波动的态势。

图表 2：中长期电力需求态势
数据来源：国家统计局
从竞争角度看，目前中国正在进行的电力市场改革已经取得了阶段性进展，厂网分开进行的比较彻底，竞价上网已经开展多处试点，主辅分离和输配分离正在紧张的开展，预计2020年前后，中国将形成一个比较完善的电力市场体系，通过破除垄断、充分竞争、电力行业的成本将大幅下降，行业利润率也将逐渐下降。

到2030年以后，行业运作更加成熟，利润率继续下降，2050年以后，中国电力行业利润情况将在各主要工业行业中排名靠后。

二、行业市场竞争格局
（一）全国区域竞争格局
我们按照的行业区域竞争力评价模型，分别从区域市场份额、行业在当地的经济地位、区域行业经营能力三个维度，对2015年1-6月中国电力生产行业的区域竞争力进行评价，贵州省2015年1-6月综合竞争力位居全国第二十一名，处于中下游水平，2015年1-6月累计发电量为847.06亿千瓦时，位居全国第十七名。

图表 3：2015年1-6月全国各省市发电量排名
数据来源：国家统计局
（二）贵州省区域竞争格局
贵州省电力行业中贵阳、六盘水、黔西南、黔东南和遵义市资产排名较为靠前，是主要发电州市，装机容量主要集中在以上州市，区域竞争力较强。

图表 4：贵州省各州市电力资产排名（亿元）
数据来源：国家统计局
三、行业发展特点
（一）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。

（二）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。

（三）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，是典型的高资产高负债行业。

此外，电力企业由于投资大，企业在生产运营中也需要较大的资金，尤其是近年来在电煤价格高企的背景下，整个电力行业的资产负债率已经超过70%，尤其是五大发电集团的资产负债率已经超过80%。

（四）电力行业产品的特性是不能储存，因此行业没有产成品库存，社会对电量的需要是一个不定量，它会随着地区、时间、季节、气候、人们生活等方面的变化而变化。

这种不能储备，需要量又是瞬息万变的行业，就要求对供给和需
求要有精确的掌握，以便及时进行调整和控制，才能够保证整个行业的稳定运行。

此外，电力企业下游一般是电网或者是大型工业企业，拥有大量的应收账款，且应收账款质量也较好，现金流渠道顺畅、稳定。

第三节行业主要商业模式分析
一、行业盈利模式
发电企业的盈利模式主要是通过采购电煤等燃料然后通过发电设备发电将电输送给电网来实现盈利，但是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，我国电价是由国家根据各地区情况来确定电价，发电企业的盈利情况一般是具有国家政策指导性。

二、行业销售模式
发电企业的销售模式是根据当地电网情况，电网企业根据当地电力需求情况进行调度，根据电网企业的指令发电企业进行发电，电力企业与下游电网企业的结算模式一般签订《购售电合同》，《购售电合同》包括长期、中短期、临时和跨省跨区购售电合同。

在国家电力监管委员会关于印发《发电企业与电网企业电费结算暂行办法》的通知中规定上网电费的计算、核对、修正和确认，可以由发电企业、电网企业双方协商确定，但是应当在完成上网电量抄录和确认日后5个工作日内完成。

发电企业应当根据结算双方确认的《电费结算单》开具增值税发票。

电网企业依据《电费结算单》及增值税专用发票支付上网电费。

此外，目前我国还实行大用户直购电工作，是指电厂和终端购电大用户之间通过直接交易的形式协定购电量和购电价格，然后委托电网企业将协议电量由发电企业输配终端购电大用户，并另支付电网企业所承担的输配服务，根据多家上市年报显示，电力企业对于大用户也有较大一部分应收账款。

目前经国家批准与发电企业直接交易的大用户有吉林炭素、抚顺铝厂、铜陵有色、广东台山市6家、福建省6家、内蒙古自治区16家等大用户试点单位。

三、行业结算及现金流特点
电力企业的供应链系统相对其他行业较为简单，电力商品从生产到消费，需要涉及到五类主体：电力燃料及设备供应伙伴、燃料运输企业、发电企业、输配电企业、供电企业和电力用户。

主要的物流和资金流向如下：
图表 5：电力行业资金流图示
注：蓝色箭头表示物流，绿色线表示资金流
资料来源：
（一）电力行业上游采购及结算方式分析
1．与燃料供应商的采购及结算方式分析
发电企业的燃料供应商主要是电煤生产和经销企业，电力企业与燃料供应企业的结算模式以往一般采用年度的订货方式，由于煤炭价格的波动和政策等原因使得煤电双方的利益往往达不成一致，该方式已经不能够适应当前的经济发展，2009年12月15日，国家发改委发布《国家发展改革委关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见》，终止了一年一度的煤炭订货会，改变了以往实行的煤炭供需双方集中衔接的做法，并取消了2010年煤炭产运需衔接会（原称煤炭订货会），改由供需企业在规定时间自主选择适当方式，分散进行衔接，行业协会汇总、国家相关部门按照合同协调运力，以加快煤炭交易的市场化步伐。

国家发改委还表示，煤炭价格由供需双方企业协商确定，鼓励供需企业之间签订5年及以上的长期购销合同。

目前电力企业针对燃料供应企业一般都是采取预先付款的采购方式，预付货款期限根据具体情况有所不同。

2．与设备供应商的采购及结算方式分析
由于发电系统较为复杂，因此发电企业的设备供应商类别繁多，根据梳理发电企业的主要设备供应商包括主机设备（如锅炉、汽轮机、发电机、燃气轮机等）、汽机辅助设备（如凝汽器、给水泵汽轮机、凝结水泵、循环水泵、压缩空气系统等）、锅炉辅助设备（如磨煤机、给煤机、送风机等）、电气设备（如变压器、
断路器、发电机组等）、热控系统设备、输煤系统设备、化学水设备、环保设备和阀门等九大类设备供应商。

发电企业一般针对大型设备采购均是先签订供货合同，然后买方按约定货物的设备费、技术费、运杂费等分进度支付货款，此外，一般发电企业的设备供应商会对其拥有大量的应收账款。

（二）电力行业下游销售渠道及结算方式分析
电网企业应当在上网电费确认日后的5个工作日内，支付不低于该期上网电费的50%；电网企业应当在上网电费确认日后的15个工作日内付清该期上网电费。

电网企业因故不能按照约定的期限付清上网电费，应当向发电企业支付违约金。

因此，电力企业与电网企业的结算周期一般在5-20天左右，一般电力企业针对电力供应企业会有大量的应收账款。

四、行业自身优势及资源
贵州能源资源富集，“水火互济”优势明显。

保有煤炭资源量542亿吨，居全国第5位，素有“江南煤海”之称；水能资源技术可开发量1948万千瓦，居全国第6位。

近五年，西电东送累计电量2724亿千瓦时，外销煤炭2亿吨。

截至2013年底贵州电力全口径装机容量达到4511.67万千瓦，其中火电2432.26万千瓦，水电1914.93万千瓦，风电134.81万千瓦，煤矿瓦斯发电26.67万千瓦，农林生物质发电3万千瓦。

贵州电网统调装机3514.17万千瓦，同比增长11.71%。

贵州全口径发电量1674.45亿千瓦时，其中统调发电量1348.19亿千瓦时，同比增长3.5%。

全社会用电量1126.27亿千瓦时，同比增长7.6%。

送广东电量318.6亿千瓦时，送广西电量31.2亿千瓦时。

第四节行业生命周期分析
在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 6：各种能源发电的不同发展阶段
一是还原电力商品属性，形成由市场决定电价的机制，以价格信号引导资源有效开发和合理利用。

二是构建电力市场体系，促进电力资源在更大范围内优化配置。

三是支持清洁能源发展，促进能源结构优化。

四是逐步打破垄断，有序放开竞争性业务，调动社会投资特别是民间资本积极性，促进市场主体多元化。

五是转变政府职能，进一步简政放权，加强电力统筹规划。

多年来电力是一个微利行业，因为国家限制电价，它的实际投资回报率很低。

电力体制改革将建立完善的输配电价体系，即为价改中“政府定价范围主要限定在重要公用事业、公益性服务、网络型自然垄断环节”部分，输配电价体系确定之后，售电侧和发电侧两个环节将放开竞争，在这两个领域将产生改革红利。

第二节经济环境分析
一、宏观经济
电力行业属于强周期性行业，与经济发展密切相关，是经济发展的晴雨表，
初步核算，2015年以来，外部宏观环境十分复杂，经济下行压力较大。

上半年全国经济运行缓中趋稳。

全国国内生产总值比上年同期增长7.0%，增速比上年同期回落0.4个百分点；规模以上工业增加值比上年同期增长6.3%，回落2.5个百分点；固定资产投资增长11.4%，回落5.9个百分点；社会消费品零售总额增长10.4%，回落1.7个百分点。

在宏观经济增长放缓的情况下，全省经济运行保持稳定，主要经济指标完成较好，实现“时间过半、任务过半”。

初步核算，2015上半年全省地区生产总值4351.07亿元，比上年同期增长10.7%。

其中，第一产业增加值557.62亿元，比上年同期增长6.1%；第二产业增加值1944.05亿元，增长11.3%；第三产业增加值1849.40亿元，增长11.1%。

在宏观经济增长放缓的情况下，全省经济运行基本稳定，主要预期目标任务实现“时间过半、任务过半”。

2015年上半年地区生产总值完成全年目标任务的41.4%；规模以上工业增加值完成全年目标任务的48.4%；固定资产投资完成全年目标任务的36.7%；社会消费品零售总额完成全年目标任务的50.8%，完成进度均为2010年以来最快水平。

在下行压力较大的情况下，主要经济指标增速回升，继续高于全国。

进入二季度，全省主要经济指标增速逐渐回升，上半年全省地区生产总值增速比一季度加快0.3个百分点；工业增长连续2个月回升，累计增速今年以来首次达到两位数。

主要经济指标增速在全国排位继续靠前，保持了2010年第四季度以来追赶跨越的发展态势。

上半年，全省地区生产总值比全国水平高3.7个百分点，规模以上工业增加值增速比全国高3.7个百分点，固定资产投资增速比全国高11.4个百分点，主要经济指标增速均居全国前列。

图表 7：2005-2015年上半年贵州省GDP增速与发电量增速
数据来源：国家统计局
二、金融环境
央行公告中表示，中国人民银行决定，自2015年10月24日起，下调金融机构人民币贷款和存款基准利率，以进一步降低社会融资成本。

其中，金融机构一年期贷款基准利率下调0.25个百分点至4.35%；一年期存款基准利率下调0.25个百分点至1.5%；其他各档次贷款及存款基准利率、人民银行对金融机构贷款利率相应调整；个人住房公积金贷款利率保持不变。

同时，对商业银行和农村合作金融机构等不再设置存款利率浮动上限，并抓紧完善利率的市场化形成和调控机制，加强央行对利率体系的调控和监督指导，提高货币政策传导效率。

自同日起，下调金融机构人民币存款准备金率0.5个百分点，以保持银行体系流动性合理充裕，引导货币信贷平稳适度增长。

同时，为加大金融支持“三农”和小微企业的正向激励，对符合标准的金融机构额外降低存款准备金率0.5个百分点。

2015年以来我国已经四次降准、五次降息为电力企业提供了较为宽松的金融环境，有助于企业缓解资金压力。

第三节产业政策分析
2015年我国电力政策主要集中在调整电力结构电力改革等方面，今年6月贵州被确定为第7个输配电价改革省份，提出了推进电价改革、完善市场化交易机制、促成发电侧和售电侧改革、开放电网公平接入等多项任务。

这是电改“9号文”后，首个由地方政府公布的电改工作安排。

全国及贵州省电力行业重要政策具体
如下：
图表 8：2014年以来全国及贵州省电力行业重要政策汇总
第四节社会环境分析
地球正在经历以全球变暖为突出标志的气候变化，以政府间气候变化专门委员会（IPCC）为代表的国际主流观点认为人类活动导致大气CO2 等温室气体浓度不断升高很可能是全球气候变暖的主要原因。

1990 年以来，IPCC 的四次评估报告不断强化以上结论，而在联合国主导以及欧盟等发达国家不遗余力推动下，上述科学认识进一步转化为政治共识。

习近平主席访美期间，中美两国元首于9 月25 日在华盛顿发表了《中美元首气候变化联合声明》（以下简称《联合声明》），深化了2014 年11 月12 日发表的《中美气候变化联合声明》，重申坚定推进落实国内气候政策、加强双边协调与合作并推动可持续发展和向绿色、低碳、气候适应型经济转型的决心。

以往通过大力发展火电造成的空气严重污染的“雾霾天”使大多数国民对GDP崇拜的发展方式有了清醒和统一的认识，水电等清洁能源发展将得到重视，水电、核电、风电、太阳能等清洁能源将有比火电更大的外延发展空间。

以往过度压制水电上网电价的政策将在电价市场化改革中逐步得到修正。

第五节技术环境分析
一、技术分析
为了提高火电机组的经济性和环保性，目前我国通过不断吸收引进国际先进国家应用的火电新技术，主要包括超(超)临界发电技术、燃气 蒸汽联合循环发电技术、整体煤气化联合循环(IGCC)发电技术、循环流化床(CFB)发电技术、大容量热电联产发电技术及大型空冷发电技术。

1．超(超)临界发电技术
超（超）临界火电机组，是指燃煤发电机组的蒸汽轮机炉内的蒸汽温度不低于593摄氏度，或蒸汽压力不低于31兆帕。

超(超)临界火电机组是世界上较成熟的先进发电技术，主蒸汽温度/再热蒸汽温度为600℃/600℃的超超临界火电机组供电效率可达45%，发电标煤耗基本在275g/kWh左右，超超临界机组安装脱硫、脱硝装置后，SO2排放浓度可控制在200mg/m3，NOx排放浓度也可控制在200mg/m3以下，在经济发达国家中，大容量、高参数的超(超)临界火电机组已得到广泛应用，节能减排效果显著，并且正进一步向更高参数的方向发展，我国近年来通过“上大压小”政策，不断淘汰低效高排放的亚临界小机组，大力发展高效低排放的超临界和超超临界机组，我国每年新增大容量机组70000MW左右，其中绝大多数是超临界或者是超超临界机组。

2014年火电结构进一步优化，技术水平进一步提高。

高参数、大容量、高效环保型机组比例进一步提高。

据中电联初步统计，截至2014年底，全国30万千瓦及以上火电机组比例达到77.7%，比2013年提高近1.4个百分点；2005－2014年累计关停小火电机组预计超过0.95亿千瓦
图表 9：我国汽轮机组容量等级变化情况
资料来源：整理
2．燃气-蒸汽联合循环发电技术
该技术是当今国际上一种领先的节能环保发电技术，具有发电效率高、水耗少、自用电量低、建设工期短、占地面积小、启动及变载快等特点。

F级燃气-蒸汽联合循环的效率可以达到57%左右，发/供电气耗约127/130g/kWh，折合发/供电标准煤耗约215/220g/kWh左右，CO2减排量与常规的亚临界燃煤机组相比，可降低30%左右，以天然气为燃料的燃机电厂，SOx的排放约45mg/m3，NOx的排放控制在51mg/m3左右，燃用液体燃料时其控制在90mg/m3。

3．IGCC发电技术
整体煤气化联合循环（IGCC）是近年来发展的一种新的清洁煤发电技术。

它最初的设想是将联合循环的发电方式用于以煤或固体燃料为主要能源的地区。

联合循环发电是一种高效的发电技术，其中最为重要的设备是重型燃气轮机。

在世界上，IGCC已进入商业应用示范阶段，根据发展的技术路线不同，其净效率可控制在37%-43%及以上，脱硫率大于98%，NOx控制在50mg/m3，粉尘排放浓度不超过10mg/m3，IGCC还为CO2的回收与埋存创造了条件，是未来洁净煤发电的主要发展方向之一。

4．CFB发电技术
近年来，CFB锅炉以其优越的环保特性、燃料适应性和良好的运行性能受到广泛重视，从锅炉效率来看，燃用较好品质的燃料(如烟煤等)时，煤粉炉的效率略。