09年火电行业调研.doc

2009年火电行业调研报告火电行业调研小组2009-11-15目录摘要2第一部分 火电行业总体概况3一、行业定义与特点3二、行业运行和发展情况3三、行业发展趋势6第二部分 火电行业商业模式分析8一、行业内的基本运营模式和盈利模式81、业务运营模式与核心环节82、提炼行业核心指标（KPI）9二、行业收支模式分析9三、行业资金流模式分析10第三部分 行业的共性需求及机会分析10一、诊断行业对银行业务的共性需求10二、总结银行可向该行业提供的产品与服务11三、评价银行与该行业合作的方向与机会前景12第四部分 火电行业我行授信分析12一、授信结构分析12二、资产质量分析13三、综合收益分析14四、主要客户分析14第五部分 授信建议18一、火电行业整体授信政策建议18二、火电行业客户（项目）准入标准建议19三、火电行业授信风险控制核心要素20摘要2008年火电行业发展可以说风云突变，除了煤价惊人的增速和电价两次的调整外，用电需求高位逆转也是多年难得一见的现象。透过这些事件向后可以看到，几乎在一年之内，宏观经济形势逆转，政策调控方向逆转。虽然电力行业本身的技术水平稳步提升，但是行业环境的恶化已经是一个不争的事实。2008年火电行业发展出现了明显的拐点，这主要体现在利润方面。资产和收入增速还可以保持过去几年的势头，但是利润大大下降。发电产能过剩的压力凸显，火电设备利用小时跌破5000小时，达到4911。投资力度也受到了影响，并且有结构性调整。2008年，火电行业竞争特点明显，首先是资产集中度有所上升，这主要是兼并收购加速造成的，其次行业竞争结构重心向上游移动，煤炭企业在竞争中的优势体现的十分明显，电力企业被迫接受高煤价和低利润的局面。行业的生命周期也更为明朗化，尽管我们认为长远来看火电将退居次要地位，但是未来20-30年内，中国的火电行业还将迎来更大的发展。2008年火电行业财务情况不容乐观，主要财务指标都大幅度的恶化，尤其是盈利类指标，造成这种局面的原因主要有两个，一个是主营业务成本大幅度增加，这主要是燃料价格大幅上涨造成的，另一个是财务费用大幅度增加，这主要是利率上调造成的，2008年上半年，国家为了抑制通常而不断加息，这给电力行业造成了沉重的财务负担。所幸，2009年以后中国的利率水平进入一个稳定的下降周期，这会为电力行业减轻一些压力。2008年火电行业区域发展呈现出以往没有的特点，以往电力行业区域发展特点是靠近主要市场的区域和靠近主要煤炭产区的区域比翼齐飞的局面，而2008年下半年以来，靠近市场的省区优势越来越不明显，面临的煤价等压力却没有大幅度减小，因次，当前来看，火电行业区域发展呈现一枝独秀的局面，煤炭资源丰富的西部地区发展好于全国其他地区。2008年，虽然火电行业的发展面临着诸多的困难与压力，但在我国宏观经济发展的大环境下，行业总体发展趋势向好不变，我行授信政策与营销策略仍应保持持续性，加强对火电行业的支持力度。第一部分 火电行业总体概况一、行业定义与特点火电行业是指采用煤炭、燃油和燃气等为主要燃料的发电行业，包括资源综合利用（余热、余气等）发电。在我国，煤电为最主要的发电手段，占火电行业总装机规模的98%以上，并且行业增长迅速。目前，燃煤机组的发展趋势具有几个特点。首先是大型化，60 万和100 万以上级别机组占据的比例越来越大。然后是环保化，新建机组必须同步加装脱硫装置，老机组脱硫改造速度也在加快，07 年后许多新建机组还同步加装了脱硝装置。第三是热电联产化。电厂周边热负荷丰富的地区，燃煤机组将倾向于带一些热负荷运行，成为热电联产机组。二、行业运行和发展情况2008年，世界经济发生重大变化，经济危机使各国经济发展步入寒冬。随之而来的，作为基础工业的电力行业，受到的影响也极为明显。如果说电力行业在经济危机中遭受重大挫折，那么火电行业必然首当其冲。这是因为燃料成本上涨的压力和财务费用上涨的压力几乎都压在火电行业肩上。结合数据来看，2003-2005年间，火电行业平均都有450亿元的利润，2006和2007则达到了近700亿元。但是2008年1-11月，全行业亏损近400亿。这种重大的转折充分体现了火电行业承受的压力和不利地位。表1 2003-2008年火电行业规模指标情况单位：亿元总资产销售收入资产增长收入增长利润总额利润增长20039536.34 4350.97 6.2116.03458.43 33.18 200410889.78 5476.86 10.0819.81448.22 -2.35 200511876.98 5809.49 14.4718.98462.30 2.04 200614708.93 6745.33 21.8119.6666.42 45.67 2007.1118149.41 7456.20 18.6820.33649.57 13.51 2008.1120233.82 8082.21 13.9812.18-392.02 -164.87 资料来源：国家统计局正因为利润太容易受其他因素的影响，我们将更多的依靠资产和收入来判断行业整体规模和地位。从上表中可以发现，火电行业资产增长速度很快，连续5年超过10%，过去两年甚至接近20%的增速。2008年虽然投资有所减速，但是火电行业投资拥有2年左右的惯性期，即现在的投资只能影响到后年的投产情况。因此2008年和2009年火电投产量仍然十分巨大。至少两年之内火电行业资产规模将会继续高速上升。表2 2003-2008年火电行业主要财务指标对比分析2008年11月2007年11月2006年2005年2004年2003年盈利能力销售毛利率（）3.91 16.40 17.20 14.29 15.09 19.77 销售利润率（）-4.85 8.71 9.88 7.96 8.18 10.54 资产报酬率（）0.92 6.32 6.56 5.74 6.14 7.08 偿债能力负债率（）74.41 69.10 67.26 65.69 64.50 60.99 亏损面（）60.17 32.91 30.58 38.36 38.60 22.28 利息保障倍数（倍）0.30 2.62 3.23 3.10 3.04 3.11 发展能力应收帐款增长率（）2.56 17.86 14.54 6.23 7.42 11.07 利润总额增长率（）-164.87 13.51 45.67 2.04 -2.35 33.18 资产增长率（）13.98 18.68 21.81 14.47 10.08 6.21 销售收入增长率（）12.18 20.33 19.60 18.9819.8116.03营运能力应收帐款周转率（）9.20 8.42 8.63 8.67 8.62 7.27 流动资产周转率（）2.31 2.49 2.36 2.31 2.19 1.98 资料来源：国家统计局2008年我国电力行业出现四个“首次”：电网投资首次超过电源投资；发电设备累计平均利用小时数首次出现下降；全社会用电量在第四季度增速首次出现负增长；全国电力消费弹性系数为0.58，是自2000年以来首次小于1。近几年，我国电力工业发展很快，发电装机几乎每年以增加1亿千瓦的速度增长，2008年底电力总装机达到7.92亿千瓦，仅次于美国，稳居世界第二。第三产业和居民生活用电继续保持较高增长。第二产业用电增速多年来首次低于全社会用电增速，第二产业对全社会用电增长拉动的贡献率为56.01%，比上年降低25.70个百分点。其中，工业用电增速放缓，贡献率减少。2008年，全国工业用电量25495亿千瓦时，增长3.65%，工业用电增长对全社会用电增长的贡献率为52.71%，比上年降低27.93个百分点。 2008年1-11月，火电行业资产合计20234亿，负债合计15056亿，资产负债率74.4%。火电主营业务成本7766亿，同比上升29.1%(同期火电量增长4.7%)；利息支出544亿，同比上升41.7%；行业利润为负的392亿，同比减盈增亏996亿。电力供应行业资产合计24044亿，负债合计13353亿，资产负债率55.5%。主营业务成本15031亿，同比上升15.3%(同期供电量增长8.5%)；利息支出287亿，同比上升34.6%；利润总额285亿，同比减少380亿。2008年下半年以来火电行业发电量增速大幅度减弱，到了年底，火电发电创造了2.2%的增速，利用小时下跌近430个小时，创造了下跌记录。 2008年，全国平均设备利用小时数为4677小时，同比降低337小时。其中，水电3621小时，同比增长102小时；火电4911小时，同比降低427小时；核电7731小时，同比降低46小时。各省设备利用小时普遍下降。 2008年电力生产及输送环节能源利用效率又有较大幅度提高。2008年全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗为349克/千瓦时，比上年降低了7克/千瓦时，提前完成“十一五”末期355克/千瓦时的目标。广东省2008 年受经济放缓及气候影响，增速呈现前高后低现象，全省发购电量累计3,640.69 亿千瓦时，同比增长3.42%。广东省由于外购西电的比重从去年的23.43%上升到今年的26.42%，省内电厂的发电量累计完成2,678.75 亿千瓦时，比去年同期减少0.62%。深圳市2008 年电力需求继续增长，但增速回落明显，电力供需紧张与缓和亦呈交替出现，全市用电量583.8 亿千瓦时，同比增长2.81%。全市供电量565.96 亿千瓦时（不含蛇口），同比增长3.24%。四季度金融危机对经济的影响开始显现，社会用电需求增长速度明显放缓。三、行业发展趋势2008年国际经济形势变化巨大，中国经济发展基本面有一定的变化，这对于火电行业的发展有一定影响。经济发展减速，用电增速放缓对火电企业冲击较大，在火电企业中，不同容量结构的电厂受影响大不相同。未来火电行业的发展，具体的说有以下几个方面。首先，电力供给与需求的矛盾继续向缓和的方向发展，供需平衡在略微趋紧的基础上，承受着越来越大的产能过剩压力，从用电来看，全年用电增速降低到5.23%左右的水平，火电发电利用小时数同比回落了近430个小时，增速回落的压力很大，但是从利用小时绝对量上来看，07年火电达到5300小时，08年底达到4911小时，这个数值对于300MW以上的大型机组来说还是可以接受的，因此预计08、09年火电行业供需情况距离严重产能过剩还有一定距离。其次，尽管2008年国家两次上调了电价，但是火电行业经营状况还没有得到根本性的改善， 09年进一步上调销售电价和上网电价的预期越来越强烈，预测最有可能的调价方案是销售电价平均上调4分钱，上网电价1.5-2分钱，这对于改善火电行业处境意义重大。如果按上调2分钱上网电价的水平来看，虽然不会使火电行业恢复到07年的盈利水平，但是可以大幅度减少亏损，甚至获得一个定的正收益率。此外，在电力供给有过剩压力的条件下，火电行业结构调整政策可能会加速出台，除了继续严格贯彻执行已有的关停小火电的政策外，某些方面可能会出台一些有利于降低大型机组投资建设成本的利好政策，例如财税政策等等。第三，08年我国火电行业结构将继续改善，大容量高效机组比例将继续增加，因此行业利润水平也有结构性的差别，以大机组为主的电厂盈利容易，小机组比例高的电厂盈利压力大。煤电一体化程度较高的企业盈利容易，煤电配合较差的企业盈利压力大，国家将会根据电力供需状况来把握政策的力度。次贷危机恶化以前，国家政策调控目标原本在调高中小机组的电价以应电力一时之需，还是继续保持压力、促进以大代小两个目标之间有所徘徊，但是从2008年下半年以来的情况看，小火电的临时市场已经基本不复存在，对于优化火电行业容量结构的计划来说，当前正是大好时机。第四，09年我国火电行业投资重心也有明显的转移，除了大容量，空冷型环保机组以外，煤矸石发电行业、煤层气行业和煤气化发电行业将成为新的投资热点。大容量的火电机组将继续成为一大投资热点。根据以上分析，中国电力企业联合会发布的2009年度全国电力供需与经济运行形势分析预测报告预测，今年我国电力生产能力将继续提高，预计全国基建新增发电设备容量8000万千瓦左右，除去全年全国预计将关停的小火电机组容量1300万千瓦，到2009年底，我国发电装机容量将达到8.6亿千瓦左右，相对于电力需求，电力供应能力充足。报告指出，国家出台拉动投资各项措施后，电力企业也已经积极行动起来，确保国家促进经济平稳发展各项措施在电力行业落实到位。预计全年电源投资仍然在3000亿元左右。2009年，电源结构调整力度将加大，火电向大容量、高参数方向发展，将在控制总建设规模的前提下，适度控制一般火电项目建设，主要支持热电联产、大型煤电基地等项目建设；新投产火电机组中，80%以上为30万千瓦以上机组。对于电力需求及供需形势，预计全年呈现明显的“前低后高”态势。预计2009年全社会用电量增速在5%左右。全年发电设备利用小时在4500小时左右，其中，火电在4700小时左右。2009年，全国电力供需形势将继续延续2008年下半年供大于求态势。其中，华东、南方电网供需平衡，华北、华中、东北、西北电网电力富裕。受煤电矛盾、来水、气候等不确定性因素影响，以及个别发达地区存在的电网“卡脖子”问题依然存在，个别省份在电力负荷高峰时段仍可能存在少量电力供需缺口，需要进一步加强需求侧管理加以调节。根据已经公布的统计数据，2009年上半年，全国发电量16442亿千瓦时，同比下降1.7%，去年同期为增长12.9%。其中，6月份增长5.2%，扭转了连续8个月负增长的局面(扣除春节因素)。火电下降4.8%，去年同期为增长11.7%。上半年全社会用电量同比下降2.24%，去年同期为增长11.7%。其中，第一产业用电量增长3.8%，增幅同比回落1.2个百分点；第二产业用电量下降5.7%，去年同期为增长11.1%；第三产业和居民生活用电量分别增长9.4%和9.9%，同比回落2.9和6.6个百分点。工业用电量同比下降5.9%，降幅比前5个月缩小1.7个百分点，去年同期为增长11.1%。其中，建材行业用电量增长0.9%，增幅同比回落10.1个百分点；钢铁、有色金属冶炼及加工、化工行业用电量分别下降8.1%、13.7%和11.9%，去年同期为增长12.1%、16.2%和14.4%。4个行业用电量合计占工业用电量的43.4%，比重同比下降1.4个百分点。全国发电设备平均利用小时数2106小时，同比减少265小时；其中，火电设备为2236小时，减少312小时。无论是行业预测和实际数据显示，2009年上半年，火电行业将继续受到经济危机后续影响，发电量继续下降，但随着国家刺激经济政策的陆续出台，以及经济复苏态势明显，社会用电将完成U型反转，下半年火电行业的发电形势将逐步趋于乐观。第二部分 火电行业商业模式分析一、行业内的基本运营模式和盈利模式1、业务运营模式与核心环节火力发电企业盈利模式较为简单，即使用燃料发电上网，根据上网电量及上网电价向电网企业收取电费；如是热电联产机组，则相应向供热用户收取供热费用。火电企业利润主要来自售电和售热两部分，其中电价由中央政府确定，而供热价格由地方政府确定。中央政府、地方政府和电厂三方针对价格开展博弈：地方政府希望压低供热价格，提高电价以弥补热电厂利润；中央政府则严格控制电价，不会轻易上调电价；燃料成本是市场确定，企业面临成本上涨压力，要求政府提高售热和上网电价。火电企业健康发展的要点是在合适的地区及时投产合适的机组并且以合适的价格出售给电网。涉及到三个要素，即电厂选址规划、项目审批、电价审批。在实际项目融资判断中应着重对上述三个指标进行评估。电厂选址规划关乎电厂的原料运输成本以及电网规划问题，项目审批是否合规是我行介入项目的先决条件，电价审批关乎项目收益和未来还款能力。2、提炼行业核心指标（KPI）（1）发电量和售电电价。由于火电行业市场竞争相对比较充分，其发电电量主要取决于市场需求情况，还受燃料供应等因素影响。一般地，经济发达地区用电需求较高，火电平均发电小时数也较高。一般的经验数据，东部发达地区的火电发电小时数应该达到5000-6000小时较为理想，中西部地区应不低于4500小时较为理想。电价方面，发改委主要考虑其电价政策的贯彻执行，指导思想是防止定价过高或者过低导至电厂出现暴利或者巨亏，尽量实现成本加合理利润的理想状态。具体执行时，发改委还要考虑各地区电价承受能力，通货膨胀压力，电源类型和成本，电网安全，地区供需状况，电网瓶颈等诸多因素。具体的说在沿海发达地区，上网电价相对也高，新建机组电价高于老机组等等。因此，对于火电企业来说在优势地区拥有更多的优势机组，其竞争力当然也更强。（2）行业建设成本主要是燃料、投资折旧、人工等。火电行业燃料成本占比最多，折旧次之。燃料成本将会一路上涨，中短期内下调的可能性很小。折旧主要取决于造价，以火电行业为例，火电建设热潮渐退，08年以后造价将趋于下降。火电工程单位概算从2001年的5000元/千瓦左右下降到2005年的4000元/千瓦左右，下降幅度约20%；单位决算从2001年的4800元/千瓦左右下降到2005年的3600元/千瓦左右，下降幅度约25%。从项目所在地看，单位造价东北地区最高，南方地区最低。决算与概算相比，华北地区降幅最大，东北地区降幅最小。2006年火电工程单位造价上涨，主要是因设备材料价格上涨、投产项目全部加装脱硫装置及铁路、码头等建设成本增加所致。2007年火电工程单位造价与06年基本持平，变化不大。随着火电建设渐渐回归正常，预计08年以后单位造价将会明显下降。（3）单位发电成本对于燃煤电厂，单位煤耗是电厂经济性的最重要的指标，对目前30千瓦级的亚临界机组，其煤耗应在330-350 gce/kWh较为合理，对于60万以上的超临界、超超临界机组，其煤耗应在270-300较为合理。表3 2008年以来发供电标煤耗对比和变化趋势单位：gce/kWh（标煤克/度）发电标煤耗供电标煤耗时间2008年累计2007年累计2008年累计2007年累计二月323334346357三月323332346355四月324331347354五月324331347354六月323332346355七月323331347354八月324331347354九月323330346354十月323 330 347 354 十一月323 329 346 353 十二月（全口径）325 332 349 356 资料来源：中电联对于燃油电厂，本地最多的9E燃油机组发电油耗为202 克/Kwh。然而发电用油的价格平均为3200 元/吨。以深圳市为例，在政府不补贴的情况下，9E类型燃油机组盈亏均衡油价为2700元/吨。在这一油价下，按照发电油耗估算，9E类型燃油机组发电燃料成本约为0.54 元/度。（4）投资指标对于火电行业来说，按照目前国家发改委的标准，项目自有资金的比例应该达到20%，对于外商投资企业，比例应为33.34%。二、行业收支模式分析火电行业收支模式较为简单，上游采购燃料一般采用现金或票据的方式进行结算，购买煤炭或油气，下游客户为电网公司，一般采用月结方式，每月底电费进入特定电费归集帐户。三、行业资金流模式分析 对于火电项目，我们应注重关注其现金流，对于我行授信安全具有核心意义。与火电厂的上下游关系简单有关，火电厂的现金流向也较为简单，我们应主要关注以下几点：1、 项目电费收益应进入专户监管项目电费收益是项目借款本息的主要来源。根据电网公司的要求，电厂会为每台机组指定一个电费收入帐户，在实际操作中，我们应保证电费收益帐户在我行或兄弟分行开立，加强对每月底电费收益情况的监控，从而可以从电费收益情况计算和了解项目发电情况。2、 建设期建设款项应进入专户监管根据固定资产贷款管理办法，以及实际项目监管需求，建设期的现金流量应该进行密切监管，主要是对其大笔交易进行监控，资金进出应经过借款行的认可后实行。3、 还本付息结清前现金流向应有所限制项目建成后，还本付息结清前，应控制项目的资金不应用于股东分红以及其他非经营性的投资、或其他用途。项目融资前，我们一般要求项目公司和股东出具相关不予分红或不予挪用资金的承诺函。第三部分 行业的共性需求及机会分析一、诊断行业对银行业务的共性需求1、建设期火电行业的项目公司在融资方面主要考虑以下要求：（1）审批的时效性火电项目核批后，就将进入建设期。银行应在项目动工前，或者在项目获得核批前就预先将项目融资的有关额度审批完毕，以保证项目的用款。（2）多样性的结算产品服务降低成本在我国现行人民币贷款利率管制的情况下，仅依靠传统的贷款将很难切实有效地降低融资成本。因此，首先需要创新性融资产品，降低融资名义利率；其次是合理组合各种融资产品，进一步降低融资成本。包括买方付息票据代理贴现等业务是非常适合的结算产品。2、建成后火电行业企业在建成后的需求较少，主要为帐户服务工作、以及购买原材料等情况下的流动资金和贸易融资产品需求，产品简单、需求较为单一。二、总结银行可向该行业提供的产品与服务对电力行业的授信介入，一般以新建项目的项目融资为主。除了项目贷款外，从提高我行竞争力，帮助企业降低财务费用，协助企业锁定外汇贷款汇率、利率风险，为企业提供资金结算便利、提高沉淀资金收益等方面考虑，还可有以下产品组合：MOF、选择权贷款、搭桥贷款、银行承兑汇票及贴现、国内信用证、国际信用证、保函、外汇债务保值、利率调期、集团现金管理、票据结算、资金汇划、人民币理财等，视各项目的具体情况进行选择。在火电项目融资中，我们建议可以采用以下产品组合：小额合同支付其他资金支付融资需求我行融资组合方案短期循环授信组合买方付息商业汇票法人账户透支人民币短期贷款长期项目贷款大额交易支付三、评价银行与该行业合作的方向与机会前景电力行业作为提供经济发展和人民生活最重要的二次能源的基础产业，其行业走势与宏观经济形势密切相关。一方面，宏观经济的发展要依赖电力行业提供可靠的能源支持；另一方面，电力行业的发展需要其它经济部门的用电需求拉动。因此，宏观经济发展态势对电力行业的稳定、健康发展具有重要的影响和作用。首先，以目前的经济形势判断。从2008年年初开始的美国金融市场的次贷危机，国内的冰雪灾害到四川大地震再到南方洪水灾害，我国经济增速开始出现下滑。为应对经济下滑的局面，国家及时采取了一系列调控措施，以刺激内需，保证国民经济平稳发展。国家4万亿投资的经济刺激计划在2009年产生了巨大的经济带动效应，首先电力投资方面已经出现了快速增长态势，仅2009年一季度，全国电源基本建设完成投资449.06亿元。在当期上马电源项目有几个好处，一，电力设施建设和价格水平处于较低位置，可为项目节省较多成本，二，在电源项目一般的2-3年建设周期后，可配合到经济复苏后的电力需求增长，较为合理。其次，以未来的经济复苏后的电力需求判断，以年均GDP增速维持8%的标准，我国电力供应，特别是发达地区电力供应在2020年左右才会达到基本平衡。在目前经济发展形势较为明朗的情况下，银行大力介入大型电源项目建设，正恰其时。维持我行对电力行业的重点支持政策，立足本地企业，大力拓展异地大型电源项目建设，是我行未来几年电力发展的方向。我行应注重关注五大电力集团和本地重要电力企业，在重点电源建设地区，如华南、内蒙、华北地区的大型火电项目，积极开展营销工作，特别是拓展异地客户和异地项目，走向我行电力授信的蓝海。第四部分 火电行业我行授信分析一、授信结构分析2008年我行火电行业主要客户及其授信情况见下表：客户名称0908余额0812余额深能合和电力（河源）有限公司26840.00 25986.00 深圳宝昌电力有限公司5443.50 9044.00 深圳福华德电力有限公司10700.99 16692.57 深圳南山热电股份有限公司26000.00 20892.20 深圳能源集团股份有限公司22000.00 22000.00 深圳能源集团股份有限公司东部电厂500.00 7500.00 深圳市东阳光实业发展有限公司28200.00 15000.00 阳西海滨电力发展有限公司117500.00 110500.00 重庆白鹤电力有限责任公司20000.00 20000.00 火电类合计：9家257184.49247614.77能源电力行业客户总计：28家766469.88 568861.42 从上表可看出，目前我行火电行业授信占总的能源电力行业授信的比例为33%左右。从整体发展趋势来看，我行对该行业的授信体现了几个发展趋势：1、授信比例逐渐下降因为深圳本地电力行业发展已经进入成熟期，整体发展空间不大，因此在我行授信比例呈下降趋势。目前正在叙做的新项目主要为异地项目，但受限于总行异地授信政策和客户关系维护，异地项目拓展难度较大。2、流动资金贷款比例逐渐增加因本地电厂项目目前已经处于建成收益阶段，对我行业务的需求主要集中在流动资金贷款和结算产品，项目融资逐渐减少。这样的趋势也需要我行适时转变授信方式，加大开发适合火电企业需求的贸易融资产品和供应链融资产品，增加我行综合收益。3、异地项目授信比例增加深圳本地电力市场已经较为成熟，不会再出现80-90年代的大规模电力投资情况，本地的火电项目融资逐渐萎缩不可避免。包括我行在内的各家银行已经将火电行业授信的触角延伸到异地，大力拓展异地项目。从我行目前的发展情况看，大型异地项目的营销情况并不理想，主要原因包括客户关系受限和异地授信受限等原因。建议争取总行对于我行拓展异地项目或本地企业投资异地项目的特别授权，保证我行授信的灵活性和时效性。二、资产质量分析我行火电行业客户可分为两部分，燃煤电厂和燃油（气）电厂。本地和异地的燃煤电厂主要为大型主力火电厂，是当地主要电源项目，集中在沿海发达地区，发电小时数和收益情况较好，资产质量良好。燃油电厂是国家产业政策和我行授信政策限制新增的行业，而燃气电厂也是我行总行权限新增授信的行业，这两个行业在我行整体的资产质量也属于正常，但不排除在油气价格上涨或政府补贴不到位的情况下，资产质量发生恶化的可能性，对此，我们应该加强监控工作，对这部分企业的授信，应尽量以贸易融资为主要授信手段。三、综合收益分析我行火电行业客户在我行的综合收益情况较好。收益主要分为以下几部分：1、中长期贷款收益我行发放的中长期贷款还是目前我行授信收益的主要部分。2009年8月，我行累计为火电项目公司发放中长期贷款达到164840万元，预计本年度可实现利息收益达8800万元。根据目前收益情况看，火电项目中长期贷款在我行总体授信规模和电力行业授信规模中的比例在逐渐下降。未来异地火电项目的拓展将成为我行增加火电行业的关键。2、短期流动资金贷款我行发放的流动资金贷款主要是发放与本地火电集团的本部投资平台，授信金额达48000万元，预计2009年可实现利息收益约2000万元。该部分贷款的金额在我行火电授信中的比例一直较为稳定，未来拓展的空间不大。3、中间业务收益我行目前火电行业的中间业务收益主要为保函和贸易融资产品的收益。该部分收益在我行火电行业授信收益中所占比例较小，主要为。四、主要客户分析我行所在深圳地区主要火电企业为深圳能源股份有限公司（深圳能源）和深圳南山热电股份有限公司（深南电）两家上市公司，也是本地燃煤和燃油（气）电厂的代表。1、深圳能源2008 年度，深圳能源可控电厂发电设备平均利用小时数为4,418 小时，其中燃煤电厂设备平均利用小时数为6,300 小时，燃机电厂设备平均利用小时数为2,451 小时。累计实现发电量219.57亿千瓦时，同比减少1.75%，上网电量207.47 亿千瓦时，同比减少2.37%。主要原因是受全球金融危机影响，区域社会用电需求量增速放缓，特别是第四季度呈现负增长，使得公司主要电厂负荷率下降，基本完成了年度发电计划。深圳能源在2008年，实现营业收入106.43 亿元，与去年同期比上升2.76%；利润总额13.27 亿元，与去年同期比下降42.08%；归属于母公司股东的净利润10.35 亿元，与去年同期比下降35.24%；截至2008 年12 月31 日，公司归属于母公司股东的所有者权益112.85 亿元，比年初增长0.33%。2、深南电2008年，深南电累计完成综合发电量49.67 亿千瓦时，同比减少6.81%。其中，南山热电厂（含新电力）完成发电量29.21 亿千瓦时（含天然气发电量7.50 亿千瓦时），同口径较上年减少12.43%，上网电量32.19 亿千瓦时，占深圳地方电厂上网总量87.63亿千瓦时的36.73%；深南电中山公司完成发电量9.29 亿千瓦时，同比减少11.56%；深南电东莞公司完成发电量11.17 亿千瓦时，同比增加18.39%。公司热电联供项目全年对外总供热量12.13 万吨，同比减少44.22%。2008 年12 月31 日，公司合并总资产达498,593.95 万元，比年初减少10.21%；公司股东权益193,588.18 万元，其中，归属于母公司的股东权益177,317.22 万元，同比减少0.01%。2008 年度，公司实现营业收入为315,655.15 万元，比上年减少12.81%；扣除对安徽省铜陵深能发电有限责任公司股权投资计提减值准备1,637.36 万元以及对深中房地产公司和深中置业公司的土地计提减值3,530.78 万元，实现利润总额为6,475.98 万元，比上年减少60.69%；归属于母公司净利润为1,076.39 万元，比上年减少93.68%；每股收益0.02 元，比上年减少93.68%。第五部分 授信建议一、火电行业整体授信政策建议电力行业作为国民经济的基础性行业，长期以来都是政府大力扶持和发展的行业，在总行行业授信投向指引中也是属于重点支持类行业。电力行业与宏观经济密切相关，一直以来电力行业的发展速度与GDP的增长保持正相关关系。2008年，受全球性金融危机影响，我国总体电力消费增幅缩窄，国家亦调低明年GDP的增长速度至8，但增幅仍要高于全球平均水平，我国电力消费需求增长的大势仍未改变。随着外围金融危机的逐步释放，未来我国经济将回归到长期健康快速发展的轨道，相应地电力行业也将呈现持续快速的发展态势。今年乃至明后两年经济增长的放缓，可能有利于国家加大电力产业结构的调整力度，使得我国电力产业结构更合理，发展更健康。我们建议全力支持的项目包括600MW 以上的大型火电机组，特别是超超临界机组，环保产业中拥有大电力集团背景的企业，处于“西气东送”受端和沿海拥有LNG 接受站的一线城市中的天然气供热或热电项目等。支持的项目，包括全面联营的煤电一体化项目、煤矸石项目和煤层气发电等。暂时回避的项目，包括200MW 以下燃煤、燃油热电联产及其改造项目、资质一般的环保设备生产商和生物质发电项目。就地域来看，我们建议优先进入的地区包括煤炭资源丰富的西北五省，内蒙古西部和东部，但要考虑电厂在当地的接入系统问题以及电网的需求和负荷问题。我们建议进入的地区包括两湖、河南等地区和依靠海运供煤的沿海大型火电机组。就子行业来看，我们建议优先进入资源综合利用性质的火电机组，尤其是超临界、超超临界机组、煤矸石发电机组和煤层气发电机组。谨慎进入常规燃气发电行业。回避生物质能发电行业和燃油发电行业。建议我行继续重点关注电力行业，维持积极支持的授信政策，加大对电力行业的投放力度。二、火电行业客户（项目）准入标准建议在项目背景和投资方背景上应考虑以下条件：l 客户规模。重点支持全国排名前列的全国性大型发电集团及