火电行业环境分析(可行性报告)

第一节 政策环境 分析

一、火力发电 行业 管理体制的演变

我国的火电产业的管理在1998年之前是由电力工业部来管理，由电力部统一制定电力政策，来管理全国的电力生产。国家电力公司在1997年1月也正式成立，公司由国务院出资设立，并与电力部双轨运行。在1998年电力部撤消后，国家电力公司开始运行，并事实上承担了对中国电力工业的 行业 管理工作，这样火电 行业 就形成了政府宏观管理、企业自主经营、 行业 学会自律服务的管理机制。国家宏观经济调控部门履行政府对火力发电工业的宏观管理职能，主要负责政策法规及发展 规划 的制定以及电力市场的规范等，具体的分工是：人事上归中组部管理， 行业 管理属国家经贸委， 产业政策 和价格管理属国家计委，企业的财务管理属财政部管理。其中，国家计委下设基础产业司，基础产业司下设电力处，对电力 行业 提出发展 规划 ，监测和 分析 行业 的的发展建设状况，并承担着火力发电重大项目的布局，事实上承担着火电产业的主要管理 规划 职能。

这种多头管理的方式明显不利于我国电力 行业 的发展，另外，为了打破电力 行业 的垄断格局，我国加快了电力体制改革的力度。

在2002年3月，国务院正式批准了《电力体制改革方案》，并决定由国家计委牵头，成立电力体制改革工作小组，负责组织电力体制改革方案实施工作。电力体制改革的总体目标是，打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。

电力体制改革的主要内容是，为在发电环节引入竞争机制，首先要实现“厂网分开”，将国家电力公司管理的电力资产按照发电和电网两类业务进行划分。发电环节按照现代企业制度要求，将国家电力公司管理的发电资产直接改组或重组为规模大致相当的5个全国性的独立发电公司，逐步实行“竞价上网”，开展公平竞争。电网环节分别设立国家电网公司和中国南方电网有限责任公司。国家电网公司下设华北、东北、华东、华中和西北5个区域电网公司。国家电网公司主要负责各区域电网之间的电力交易、调度，参与跨区域电网的投资与建设；区域电网公司负责经营管理电网，保证供电安全， 规划 区域电网发展，培育区域电力市场，管理电力调度交易中心，按市场规则进行电力调度。区域内的省级电力公司可改组为区域电网公司的分公司或子公司。

2002年12月29日，五大全国性的独立发电公司和两大电网公司正式成立，电力体制改革迈出了关键性的一步，中国的电力体制发生了重大的变化。更值得注意的是，为了对电力企业进行有效的监管，国家电力监管委员会在2003年正式成立。电监会按照垂直管理体系，向区域电网公司电力交易调度中心派驻代表机构。其主要职责是制订市场运营规则，监管市场运行，维护公平竞争；向政府价格主管部门提出调整电价建议；监督电力企业生产标准，颁发和管理电力业务许可证；处理电力纠纷；负责监督社会普遍服务政策的实施。电监会为直属于国务院的监管机构，首任主席为柴松岳。在电监会成立后，电力改革的主导权将由国家计委移交到电监会，同时，电力 产业政策 的制定和电力价格的确定都将由电监会来处理，这对将来的火电 产业政策 的制定将产生重大影响。

二、电力体制改革对火电 行业 的影响

电力体制改革作为电力 行业 最重要的 产业政策 变化，将对火电产业的发展产生重大影响，尤其是原国电电力总公司的发电资产拆分将会导致火电产业的资产大重整，并使火力发电的竞争格局发生变化。
（一）竞价上网使综合发电成本较高的火电 行业 带来冲击

电力体制改革的最终目标是全面实行厂网分开，竞价上网。而与火力发电主要的竞争对手水电相比，火电成本综合成本较高：虽然水电的建设成本高于火电，但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需资金（约占总投资的1/3），水电的建设成本与火电差距大幅缩小。而投产后，水电厂的运营成本要比其他类型的发电厂运营成本低很多，并且水电无燃料（如燃煤和燃油）价格上涨加大成本之忧，清洁能源无污染。随着发电排放的环保折价标准及相应配套税收政策的出台，在国家大力扶持水电企业的政策下，水电的发电成本低廉带来的竞争优势将会给火电产业带来一定冲击。

随着未来竞价上网的逐步实施，火电尤其是油电的成本过高问题将非常突出，加上电力产业内部 产业政策 的变化，火电在我国发电市场中所占的份额会有所缩小。

（二）竞价上网将使火电企业的两极分化日益严重

竞价上网后，电价的统一趋势必然将导致火电企业盈利水平出现较大分化。由于电力企业具有明显的规模经济效益，大机组、大电厂相对于小机组、小电厂来说具有无法比拟的成本优势，因此象华能国际、大唐电力等拥有大机组的企业在电力体制改革中无疑将会受益，其发电量和效益都将得到增长。而那些发电成本高、规模小、机组性能差的火电类企业由于市场竞争力较弱，市场份额将会逐步缩小，经营业绩堪忧，加上国家对小火电清理的力度正日益加大，未来面临着被淘汰出局的境地。

除了规模因素外，竞价上网会对拥有不同机组的火电企业影响不一。按未来的电力定价机制，无论是还贷未完的现有机组还是要新建的电厂将来都改按发电项目经营期核定平均上网电价（目前实行的是还本付息定价制度）期，从长远看将促进火电企业更快发展（提高效率、降低成本）。但对于火电企业而言，视其所拥有的机组情况不同，其盈利将受不同影响。比如，新投产发电机组的盈利能力将可能下降，对现有机组来讲，如果使用的是银行贷款或社会集资，其盈利能力将受明显不利影响。而华能国际、北京大唐等的老电厂折旧提取已基本完成，没有债务，财务费用较低，在电价竞争上具有优势。另外，对符合环保要求的机组来讲，尽管实行定价上网，但因国家政策的倾斜，拥有此类机组的火电企业将有一个较为宽松的经营环境。

总的来看，竞价上网会使我国的上网电价下降，这对所有的火电企业都是一个冲击，但具有竞争优势的火电企业可以通过扩大市场份额来获以前更高的收入和利润，从而导致火电企业的分化。但电力体制改革是一个长期的过程，竞价上网真正在全国范围内实施还需要一段时间，因此，对于具体火电企业的影响需要参照其发电方式、发电成本、企业规模、所处地区等因素做具体 分析 ，不能一概而论。

三、火力发电的环保政策

从我国的目前状况来看，火力发电企业排放的二氧化硫是我国大气污染的主要来源之一，因此，也是我国环保管理的重点。

国家环保总局公布的《两控区2酸雨和二氧化硫污染防治“十五”计划》，指出，“两控区”火电厂二氧化硫排放量已占“两控区”二氧化硫排放总量近50%，随着经济发展和电能需求增加，火电厂排放比重将继续增大，火电厂是“十五”期间“两控区”二氧化硫排放总量控制的重点 行业 。预计2005年“两控区”火电厂二氧化硫产生量将达到720万吨，为实现“两控区”二氧化硫排放总量控制目标，到2005年，“两控区”火电厂二氧化硫排放量要在2000年基础上削减20%，形成210万吨/年的二氧化硫减排能力，将二氧化硫排放量控制在510万吨以内。“十五”期间，重点在高硫煤地区、超标排放和城市附近的火电厂，建设一批脱硫项目。

计划中并提出了具体的控制火电厂排放二氧化硫的措施：

燃用洗后动力煤。

“十五”期间，“两控区”火电厂要逐步减少原煤使用量。“十五”末期，没有安装烟气脱硫装置的火电厂必须全部使用洗选动力煤或低硫煤，达到排放标准和总量控制指标。关停污染严重的小火电机组，降低发电煤耗。“十五”期间，严格执行国家经贸委关停小火电机组的规定。

2003年底以前，单机容量50MW及以下的常规小火电机组基本关停，进一步提高火电厂能源利用率。到2005年，发电煤耗比2000年降低15-20克/千瓦时。严格控制新建火电厂二氧化硫排放。“两控区”内新建、扩建和改建火电机组必须同步安装脱硫设施或采取其它脱硫措施，达到二氧化硫排放标准和总量控制指标，并采用低氮燃烧技术，配备烟气污染物在线连续监测装置。“十五”期间“两控区”内将投产燃煤火电厂的装机容量为36050MW，其中已计划脱硫的机组装机容量为11924MW。

有效削减现有火电厂二氧化硫排放量。

现有火电机组超过二氧化硫排放标准或超过二氧化硫排放总量控制指标的，限期建设脱硫设施或采取其它有效治理措施，在限期内未完成治理要求的由当地政府责令其停产治理。在燃用中高硫煤和大中城市城近郊区的现有火电机组加紧建设脱硫设施。2005年底前，现有10万千瓦以上燃煤、燃油火电机组必须安装烟气污染物在线连续自动监测装置。

合理布局电厂，大力发展清洁发电技术。

除以热定电的热电厂外，禁止在大中城市城区和近郊区新建燃煤火电厂，老电厂和小火电机组在替代改造时，必须满足当地的环保要求。重点在中西部环境容量较大的地区发展坑口火电厂，实现西电东送。逐步提高水电和核电的比例，在东部沿海和西北部边远地区等风力或太阳能资源比较丰富的地区，适度建设风力发电场或太阳能电站，促进清洁煤发电技术的应用。大力发展单机容量在30万千瓦及以上的高参数、高效率、低氮氧化物排放的大型超临界参数火电机组，逐步推广常规、增压循环流化床以及整体煤气化联合循环等新型火力发电技术。

按照这个 规划 ，“十五”期间新电厂脱硫项目将完成18个，消减二氧化硫49.7万吨，项目总投资80.3亿元。老电厂脱硫项目将完成137个，消除二氧化硫162.1万吨，项目总投资214.4亿元。而在这个期间，国家电力公司将从二氧化硫排放浓度和排放总量两个方面加大火电厂脱硫力度，力争到“十五”末脱硫装机总容量达到2150万千瓦，占公司系统煤电装机容量的16%，完成二氧化硫排放总量降低10%以上的目标。

目前，我国已把洁净煤发电示范工程列为跨世纪科技导向工程，制定了长远发展 规划 ，力争在较短时间内赶上国际先进水平。由于国产化脱硫技术积极参与市场竞争，国内脱硫工程造价大幅下降，实施火电厂大规模脱硫的技术条件已基本成熟。今后几年，我国将加快推进这一工程。目前，全国已建成投产脱硫装机容量530万千瓦，在建脱硫装机容量约800万千瓦。

除了“十五”计划外，环保总局还先后发布了一系列的文件来加强对火电企业的管理：

1、逐步提高煤炭转化为电力的比例，鼓励建设坑口电厂并配套高效脱硫设施，变输煤为输电。

2、到2003年，基本关停50MW以下（含50MW）的常规燃煤机组；到2010年，逐步淘汰不能满足环保要求的100MW以下的燃煤发电机组（综合利用电厂除外），提高火力发电的煤炭使用效率。

3、电厂锅炉采用烟气脱硫设施的适用范围是：（1）新、扩、改建燃煤电厂，应在建厂同时配套建设烟气脱硫设施，实现达标排放，并满足SO2排放总量控制要求，烟气脱硫设施应在主机投运同时投入使用。（2）已建的火电机组，若SO2排放未达排放标准或未达到排放总量许可要求、剩余寿命（按照设计寿命计算）大于10年（包括10年）的，应补建烟气脱硫设施，实现达标排放，并满足SO2排放总量控制要求；（3）已建的火电机组，若SO2排放未达排放标准或未达到排放总量许可要求、剩余寿命（按照设计寿命计算）低于10年的，可采取低硫煤替代或其它具有同样SO2减排效果的措施，实现达标排放，并满足SO2排放总量控制要求。否则，应提前退役停运；（4）超期服役的火电机组，若SO2排放未达排放标准或未达到排放总量许可要求，应予以淘汰。

另外，环保部门将依据有关规定向火电企业征收二氧化硫排污收费，这部分收入将全部上缴财政并纳入预算管理，主要用于二氧化硫污染的专项治理。

总的来看，由于我国环保政策的日益严格，我国的发电企业在环保方面的支出将日益增加，这也增加了火电企业的经营成本，对其竞争力有不利影响。

四、火力发电的税收政策

从税收情况来看，火力发电企业目前从整体上来说，并不享有税收优惠。大部分的发电企业的税负跟其他 行业 的普通企业一样，所得税税率为33%，增值税税率为17%。另外，还承担着城市维护建设税（按实际应缴纳流转税额的7%计缴）、教育费（按实际应缴纳流转税额的3%计缴）等其他杂税。不过，仍然有几种情况下的特例：

部分电力企业上市后享受各地方的所得税返还政策。

这些企业在按法定税率33%计缴所得税后，年末将地方所得比例的所得税额由财政返还18%。实际税赋为15%。这类企业在火电企业中所占比重并不大。

部分中外合资企业可享受15%的所得税政策。

《外商投资企业和外国企业所得税法实施细则》规定，从事能源、交通基础设施项目的生产性外商投资企业，在报经国家税务局批准后，可减按15%的税率征收企业所得税。象华能国际的各地火力发电企业可以享受这一优惠政策。

西部地区发电企业可享受一定的税收优惠。

按国家税务总局2002年5月发出《关于落实西部大开发有关税收政策具体实施意见的通知》，对在西部地区新办电力等基础产业的企业，且上述项目业务收入占企业总收入70%以上的，经税务机关审核确认后，内资企业自开始生产经营之日起，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。目前，西部的大部分发电企业都可以获得15%所得税税率优惠。由于我国的坑口火电大部分处于西部地区，因此基本上都能享受到这一政策优惠。

五、火力发电的相关 行业 政策

从能源状况来看，目前我国的火力发电企业的主要原料是煤炭（电煤），原油仅占了非常小的一部分。我国煤炭价格的波动有明显的周期性特征3：1993年到1994年，煤炭放开后，受价值规律影响煤炭价格普遍上扬，1996至1997年达到顶峰，此后，全国大量的乡镇小煤炭的涌现，极大的冲击了国营大煤矿的正常生产运营。全国原煤产量严重供过于求，随后煤炭价格连续三年总体下滑，国营大煤矿逐步走向亏损境地，并在2000年达到最低谷。

不过，随着国家关井压产政策及市场的调节，煤炭产量开始有计划的迅速下降，到2001年底煤炭有了周期性的回升。2001年电煤市场价格已高出合同价格10——15元/吨，上涨幅度约为10%。按照新的《中国定价目录》，2002年电煤价格全面放开，实行市场调节，迅速推动了煤炭价格的上涨。在2002年全国煤炭交易订货会上，价格问题较之往届表现得更为突出。按照2002年两委限定的电煤价格平均每吨上涨8元的水平测算，总计2.28亿吨的电煤订货量将使电力 行业 的整体成本加大18.24亿元。

由于我国电力工业以火力发电为主，而火电占全部电力生产的80%，而用于发电的煤炭占每年生产煤炭的70%，因此正在进行的电力体制改革这一重大的政策调整势必对电煤的生产产生深远的影响：
1、电力改革以后，电力煤炭采购将改变目前的单一垄断采购模式，有分有合演化成为几个具备一定规模的集团采购4。新组建的两大电网公司和五个发电集团公司在2003年订货前都同意电煤订货由中能燃料公司（原国家电力公司下属负责煤炭采购供应的公司）统一进行，但各公司正式挂牌后，对未来电煤采购都有自己的想法，所以并不完全配合中能燃料公司的工作。如果春节前煤电双方仍不能达成一致，电煤订货很可能流产，电煤订货也将首次面临失败，如此将使今年煤炭供需市场和流通市场将出现一定程度的混乱局面。

2、电力改革以后，电煤采购方式将有所变化。电力竞价上网改革工作，不但是在电厂之间引入竞争机制，而且是煤矿通过电厂上网电价之间的竞争。竞价上网必将引发电厂对成本的严格控，，电厂会采取各种可能的手段降低成本，其中最主要的是降低主要成本的煤炭价格。由此，在合同关系以外，电力集团采购将可能采取各种各样的采购手段以最大限度地降低成本。一是竞价招标采购；二是签定议价合同；三是委托集中采购；四是兼并收购建设煤矿，从源头开展竞争；五是在小煤矿集中地区或港口集散地自行采购；六是南方地区电力企业，在条件具备的情况下利用国际资源调节；七是与铁路运输企业、港口、航运企业组建综合性（集团）公司，扩展竞争领域和竞争范围，实行电力资本的顺向、逆向扩张等等。这将在一定程度上引发煤炭企业之间的恶性竞争。

3、电力改革后，通过电力上网，还会引发煤炭与其他能源品种之间的竞争。目前，我国水电企业的营运成本（不含建设成本）是每千瓦时0.04元～0.09元之间，而火电企业的运行成本却在每千瓦时0.19元左右，考虑到今后火电企业脱硫、除尘等环保方面的投入，如果火电价格高于其他能源品种的发电价格，火电便会失去竞争力。

从上述 分析 可以看出，尽管我国的电煤价格已经彻底放开，但目前我国煤炭 行业 总体仍供大于求，这制约了煤炭价格的上涨空间，而环保的要求也使部分煤炭的消费量降低，煤炭价格的上涨是有限度的。另外，如果火电企业满负荷生产，发电量的加大使单位发电成本下降，也部分抵销了煤炭价格上涨的影响另外，火电企业严格控制煤炭采购环节，也会相应降低发电成本。因此，火电企业在煤炭政策上仍然有很大的决定权。不过，由于我国的能源政策对火电企业并没有特殊照顾，发电所用煤炭、原油价格已经市场化，火电企业的经营效益受能源价格波动影响程度加大。今后，这些企业仍然必须要加强能源储备管理，以防范能源价格波动带来的风险，增强经营的稳定性。