电力行业市场分析

#电力行业背景资料一、电力行业的专用名词上网电价：是指电网购买发电企业的电力和电量，在发电企业接入主网架那一点的计量价格。由电力生产企业和电网经营企业协商提出方案，报有管理权的物价行政主管部门核准；地方投资的电力生产企业所生产的电力，属于在省内各地区形成独立电网的或者自发自用的，其电价可以由省、自治区、直辖市人民政府管理。上网电量、售电量：指发电厂销售给电网的电量电费结算：国家电监会《发电企业与电网企业电费结算暂行办法》（电监价财[2008]24号）规定：电费结算有关事项应当在发电企业与电网企业与电网企业签订的《购售电合同》中予以约定。发电企业、电网企业应当按照国家有关规定计量上网电量， 确保计费电量真实、准确。发电企业、电网企业进行电费结算时应当严格执行国家电价政策，国家价格主管部门批复的上网电价为双方进行电费结算的法律依据，未获国家正式批复电价的，按照国家规定由双方协商确定并执行。发电企业、电网企业不得自行变更上网电价进行电费结算。电网企业应当在上网电费确认后的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。脱硫电价：对新建燃煤机组同步安装脱硫设施、老机组按照减排计划的要求安装脱硫设备成本，政策给予的脱硫加价。发电厂用电量：指发电厂在发电过程中自身消耗的电量发电厂用电率：发电厂用电量与所发电量的比率利用小时：指统计期间机组（发电厂）实际发电量与机组（发电厂）平均容量（新投产机组按时间折算）的比值，即相当于把机组（发电厂）折算到按铭牌容量满出力工况下的运行小时数发电煤耗：又称发电标准煤耗。火力发电厂每发1kWh电能平均耗用的标准煤量。其计算式为：发电标准煤耗（G/KWH二发电标准煤耗量（G/发电量（KWH；供电煤耗：又称供电标准煤耗。火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，它是按照电厂最终产品供电量计算的消耗指示。是国家对火电厂的重要考核指标之一。其计算式为：供电标准煤耗（G/KWH二发电标准煤耗量（G）/（发电量（KWHH-发电厂用电量（KWH或二发电标准煤耗量（G/1-发电厂用电量率（%标煤、标准煤：指每千克含热量29,271.2千焦的理想煤炭重点电煤合同：为了应对煤炭价格的快速上涨，减轻发电企业的经营压力，发改委牵头联合煤炭行业与发电行业在每年签订购销合同，强制煤炭行业以优惠价格向电力公司保证供应一定数额的煤炭。二、行业概览电力工业是生产和输送电能（包括热能）的工业，可以分为发电、输电、配电和供电四个基本环节。电能不能储存的特点决定了发、输、配、供在瞬间完成，是一个有机联系，紧密配合的整体。电力工业产业链一次发电、输电、配电、供电、用户能源，发电是将一次能源通过生产设备转换为电能的过程。 可用于发电的一次能源主要有煤、石油、天然气、水、风和核能；输电是将发电厂生产的电能经过升压，通过高压输电线路进行传输的过程；配电是将高压输电线路上的电能降压后分配至不同电压等级用户的过程； 供电又称售电，是最终将电能供应和出售给用户的过程。三、行业监管1、电力体制改革及其影响1998年以前，我国电力行业长期实行计划经济模式下的管理体制，由原电力工业部履行电力行业管理者的全部职能， 统一制定电力政策，管理全国的电力生产；1997年，以国务院国发[1996]48号文件、国家电力公司成立和原电力部撤销为标志， 电力行业行政管理职能交由国家经贸委和各地方政府经济综合管理部门行使， 中央国有电力资产的管理和经营职能由国家电力公司行使并试行企业化运作， 电力行业管理与服务职能交给中国电力企业联合会， 电力行业初步搭建了“政府宏观调控，企业自主经营，行业协会自律管理和服务”的体制框架。长期以来，我国电力行业采取了发、输、配、供电一体化的垄断经营模式。在电力市场供求状况发生明显变化之后，电力垄断经营的体制性缺陷日益明显，旧的管理体制已不适应电力行业发展的要求。为了促进电力工业的发展、提高国民经济整体竞争能力，深化电力体制改革势在必行。2002年3月，国务院正式批准了《电力体制改革方案》，我国的电力行业体制发生了深刻变革。此次电力体制改革的总体目标是：打破垄断，弓I入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配臵，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。在国务院的统一领导下，电力体制按照总体设计、分步实施、积极稳妥、配套推进的原则，有步骤、分阶段完成改革任务。 “十五”期间电力体制改革的主要任务是：实施厂网分开，重组发电和电网企业；实行竞价上网，建立电力市场运行规则和政府监管体系，初步建立竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制；制定发电排放的环保折价标准，形成激励清洁电源发展的新机制；开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局；继续推进农村电力管理体制的改革。不断深入推进的电力体制改革对我国电力市场格局和电力行业管理体制产生了重大的影响。主要体现在以下几个方面：第一，厂网分开、竞价上网的新体制将代替垂直一体化的电力垄断经营模式。原国家电力公司管理的资产按照发电和电网两类业务划分，被重组为五个大型独立发电集团和两家电网公司。在发电领域，组建了中国华能集团公司、中国大唐、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司五大独立发电企业。这五大集团均控制了30,000兆瓦以上的发电装机容量，在全国范围内进行竞争；在电网领域，组建国家电网公司和南方电网公司两大电网公司，其中国家电网公司拥有及管理五个区域电网公司，即东北、华北、华东、华中和西北电网公司，这些区域电网公司又各自拥有并经营跨省高压输电网和省内地方输配电网；南方电网公司拥有及管理广东、贵州、云南、海南省和广西壮族自治区的跨省高压输电网和地方输配电网。目前，厂网分开工作已经完成。第二，新的电价机制将代替过去的单一电量电价。改革将建立合理的电价形成机制，电价划分为上网电价、输变电价、配电电价和终端销售电价。上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电价组成；输、配电价由政府确定定价原则；销售电价以上述电价为基础形成，建立与上网电价联动的机制，由政府对各个环节的价格进行调控和监管。第三，改变了政府直接控制、行政审批为主的行业管理体制，成立了国家电力监管委员会，进一步加强了行业监管。新组建的国家电力监管委员会将依照法律、法规，用法律的、经济的、技术的并辅之以行政的手段对电力市场和电力企业进行监管，履行制定电力市场运行规则、监管市场运行、维护公平竞争的职责。政府主管部门则通过制定能源和电力发展战略、长远规划和近期计划，对电力结构调整和资源优化利用起调控作用。电力体制改革将促进整个电力行业的资源重组，使电力行业形成新的市场竞争环境和竞争主体，促使发电、输电和供电各环节加强内部管理，降低发电成本，促进电源结构的调整和电网结构的优化，推动我国电力行业的稳定、高效运行和可持续发展。2、主要的监管部门发电行业涉及国民经济的多个领域，其经营应服从多个政府部门的监督管理，但最重要的监管部门为国家电力监管委员会和国家发改委。（1） 国家电力监管委员会国家电力监管委员会按照国务院授权，行使行政执法职能，依照法律、法规统一履行全国电力监管职责。其主要职责是：制定电力市场运行规则，监管市场运行，维护公平竞争；根据市场情况，向政府价格主管部门提出调整电价建议；监督检查电力企业生产质量标准，颁发和管理电力业务许可证；处理电力市场纠纷；负责监督社会普遍服务政策的实施。（2） 国家发改委（原国家计委）和各级地方发改委国家发改委作为国家经济的宏观调控部门，负责制定我国的能源发展规划、电价政策，并具体负责项目审批及电价制定。3、主要监管内容《中华人民共和国电力法》（“《电力法》”规定了电力行业的监管框架。根据《电力法》的规定，政府鼓励国内外资本投资于电力行业，并对这些投资活动实行监管。（1）电源项目的审批2004年7月前，发电能力超过300兆瓦的新建电力项目和扩容的电厂，都需要按顺序经过国家发改委的三轮审批：项目建议书、可行性研究报告、开工报告。2004年7月16日，国务院颁布了《关于投资体制改革的决定》，其中一项重要举措是改革投资项目审批制度，落实企业投资自主权。在该决定生效之后，所有新建燃煤电厂均须经过国家发改委的核准，除了国家出资建设的电力项目，其它新建电力项目，仅需向国家发改委提交项目申请报告，不再经过批准项目建议书、可行性研究报告和开工报告的程序。国家发改委对项目申请报告，主要从维护经济安全、合理开发利用资源、保护生态环境、优化重大布局、保障公共利益、防止出现垄断等方面进行核准。【所谓“路条”就是国家发改委办公厅同意开展该工程前期工作的批文。项目路条是指国家或省、市、自治区立项的重大基础项目，为保障项目顺利实施而开辟的绿色通道。编辑本段小路条所谓“小路条”，即省级政府同意将该项目列入本省建设规划的批文。“小路条”在做了项目初可研，并进行审查后，由建设单位向省有关部门提出申请，请求列为省建设规划。“大路条”应当在有“小路条”的基础上，有了工程的可研报告，由省级政府及项目投资方（最终投资方，不是投资方的代理机构）共同向国家发改委提出项目申请。有了“大路条”即可开展该项目的可行性研究，环评报告，接入电力系统报告，地勘报告，水资源论证报告，水土保持方案报告书，地质灾害论证报告，压覆报告，无考古文物证明，无军事设施批复，劳动安全及工业卫生报告等，并通过审查。在审查意见的基础上编制项目申请报告，并由项目投资方递交国家发改委，由国家发改委递交国务院会议通过后，就可以得到项目立项的批文。这是一个漫长的过程，需要大量资金投入(包括作可研阶段国家要求的各种批文等)。】(2)电价制定在《电力法》生效前，电价一般按照国家计划制订，发电厂的大部分发电量按政府制订的国家计划电价出售。《电力法》规定电价应体现对发电成本的合理补偿和合理投资回报，此后电价都需要经过国家发改委和各省物价部门的审查和批准。(a)2001年4月23日，原国家发展计划委员会发布了《关于规范电价管理有关问题的通知》，该通知改变了基于发电厂成本和固定收益的定价方法，对于新建的发电厂，上网电价将按同一时期在同一地区建设的同类型的先进发电机组的平均成本为基础计算。(b)2003年7月3日，国务院批准了《电价改革方案》，改革的长期目标是建立一种规范和透明的电价定价机制。目前，《电价改革方案》的实施细则尚未出台。2004年4月16日，国家发改委发布了《国家发展改革委关于进一步疏导电价矛盾规范电价管理的通知》(发改价格[2004]610号)，要求对于同一地区新投产的同类机组(按水电、火电、核电、风电等分类)，原则上按同一价格水平核定上网电价；对安装脱硫环保设施的燃煤电厂，其环保投资、运行成本按社会平均水平计入上网电价。此外，还规范了对于超发电价的管理。2004年12月，经国务院批准，国家发改委发布了《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》，决定建立煤电价格联动机制。通知指出：为促进电力企业降低成本、提高效率，电力企业要消化30%勺煤价上涨因素，这意味着电力公司可能通过上调上网电价的方式，向最终用户转移70%由于电煤涨价而造成的成本上升。2005年3月28日，国家发改委颁布了《国家发展改革委关于印发电价改革实施办法的通知》，通知中明确为推进电价改革的实施工作，促进电价机制的根本性改变，发改委会同有关部门制定了《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》。《上网电价管理暂行办法》按照竞价上网前和竞价上网后两个阶段对上网电价进行了规定。竞价上网前，“独立发电企业的上网电价，由政府价格主管部门根据发电项目经济寿命周期，按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核定。除政府招标确定上网电价和新能源发电企业外，同一地区新建设的发电机组上网电价实行同一价格，并事先向社会公布。原来已经定价的发电企业上网电价逐步统一”。竞价上网后，“参与竞争的发电机组主要实行两部制上网电价。其中，容量电价由政府价格主管部门制定，电量电价由市场竞争形成。容量电价逐步过渡到由市场竞争确定；容量电价以区域电力市场或电力调度交易中心范围内参与竞争的各类发电机组平均投资成本为基础制定；电量电价通过市场竞争形成”。(f)2005年4月22日，经国务院批准，国家发展改革委员会发出《关于华北电网实施煤电价格联动有关问题的通知》，决定自2005年5月1日起在华北电网实施煤电价格联动措施，疏导突出的电价矛盾，相应调整上网电价和销售电价水平。（g）2011年国家三调电价情况4月10日：国家发改委上调了山西、青海、甘肃、海南、陕西、山东、重庆、河南、湖北、四川、河北、贵州共计12个省的商业和农业用电价格，平均上调2分左后。6月1日：将安徽、湖南和江西三省也纳入电价上调的范围，电价上调1.67分。11月30日：发改委再次上调电价。从2011年12月1日起将全国燃煤电厂上网电价平均每千瓦时提高2.6分。同时，也对电煤价格发出了限价令并对于备受关注的脱硝补贴也给出了每千瓦时加价0.8分钱的试行政策。（3） 电力调度在我国，除了未接入电网的电厂所发出的电量以外， 所有的电量都由电网调度，由电网公司拥有并运营的调度中心管理电力调度。 每一个调度中心都必须按照国务院发布的《电网调度管理条例》和用电计划的规定调度电力。用电计划通常重点考虑电网与大用电客户之间的电力供应协议、调度中心与所辖电厂之间的配送协议以及电网之间的并网协议，同时兼顾电网的实际条件来制定。（4） 安全按照国家电力监管委员会于2004年3月颁布的《电力安全生产监管办法》的规定，电厂应根据所处区域电网的要求维持安全运营。电厂必须在任何导致员工伤亡的严重或重大事故发生后24小时内，向国家电力监管委员会、国家安全生产监督管理局和相关的地方政府部门报告。（5）环境保护我国所有发电厂必须严格遵守国家环保相关法规和条例，包括《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国水污染防治法》、《中华人民共和国大气污染防治法》、《火电厂大气污染物排放标准》、《中华人民共和国海洋环境保护法》和《排污费征收使用管理条例》。同时，各发电厂还要遵从所在管辖区地方性环保法规的规定。根据国家环保法规，国家环境保护总局制定国家污染物排放标准，地方环保局可能制定更严格的地方标准。企业必须遵守两种标准中较严格者。四、 发电行业主要企业行业内的主要企业包括五大发电集团、地方性电力企业、其他中央电力资产、外资电力公司以及四大辅业集团。其中五大发电集团所拥有的装机容量接近全国总装机容量的二分之一， 它们分别是：中国华能集团公司、中国大唐、中国华电集团公司、中国国电集团公司和中国电力投资集团公司。五、 与上下游行业的关联性火力电力行业的上游主要为煤炭行业。只有通过煤炭企业供应的燃煤，电厂才能够实现电力供应。电力行业的直接下游为电网公司，通过电网公司的电力供应，电力行业下游还将延伸至高能耗的工业企业，如电解铝和钢铁企业等。煤炭行业自2002年以来发展迅速，其上升周期持续至今。由于燃料成本通常占据电力企业成本的60%以上，近几年煤炭价格的持续上升普遍提高了电力行业的生产成本，导致电力行业利润水平持续下降。高能耗行业的发展则对电力行业能够起到正面的推动作用，它能够带动电力需求的持续增长从而增加现有电力企业的发电量以及推动电力投资的持续开展，保证电力行业的持续稳定增长。六、进入发电行业的主要障碍1、行业准入新建电源项目需要经过相当严格的审批程序，只有获得了相关的批准，方能开始建设。2、资金壁垒电力生产经营行业投资规模大，大型火电机组的建设成本一般在每千瓦4,000元左右，水电机组则高于火电机组，建设周期长，需要雄厚的资金实力。3、技术壁垒电力生产经营是技术密集型行业，需要有很强的专业技术队伍。发电厂是复杂的电力系统中的一个环节，接入和退出均会对系统产生影响，因此必须协调发电商、电网公司、当地政府和用户等多方利益后，才能够使新的电源项目接入系统。4、环保壁垒火力发电在环境保护方面的要求较高，必须具有符合国家环境保护标准的技术和设备，取得国家环保部门的批准。七、电厂发电的工艺流程（一）公司电厂发电工艺流程公司以电为主要产品。电厂采用以燃用矿物燃料煤炭为主的火力发电方式。燃煤发电厂主要生产过程是：1、原煤由火车、汽车或轮船运到发电厂后由卸煤设备卸下并转送到储煤场（或储煤罐）储存；2、原煤由输煤设备从储煤场送到锅炉的原煤斗中，再由给煤机送到磨煤机磨成煤粉；3、煤粉送到分离器进行分离，合格的煤粉送到煤粉仓储存（仓储式锅炉），煤粉仓的煤粉由给粉机送到锅炉本体的喷燃器，由喷燃器喷到炉膛内燃烧；4、燃烧的煤粉放出大量的热能将炉膛四周水冷壁管内的水加热成汽水混合物。混合物被锅炉汽包内的汽水分离器进行分离，分离出的水经下降管送到水冷壁管继续加热；5、分离出的蒸汽送到过热器加热成符合规定温度和压力的过热蒸汽经管道送到汽轮机；6、过热蒸汽在汽轮机内作功推动汽轮机旋转，汽轮机带动发电机发电，发电机发出的三相交流电通过发电机端部的引出线引出送到电网；7、在汽轮机内作完功的过热蒸汽被凝汽器冷却成凝结水，凝结水经凝结水泵送到低压加热器加热并送到除氧器除氧，再经给水泵送到高压加热器加热并送到锅炉进行热力循环。再热式机组采用中间再热过程。即把汽轮机高压缸作功之后的蒸汽送到锅炉的再热器重新加热，使气温提高到一定温度，再把再热后的蒸汽送到汽轮机中压缸继续作功。八、主要生产设备情况燃煤发电厂的主要设备有锅炉、汽轮机和发电机、主变压器及机组控制设备等主设备及其附属设备。锅炉是将燃煤进行燃烧并利用燃烧放出的热能将经过软化处理的水变为高温高压的蒸汽送到汽轮机。汽轮机是以锅炉生产的蒸汽为原动力，把蒸汽的热能转变为机械能的设备。发电机的转子与汽轮机的转子相连接，由汽轮机拖动发电机旋转，在旋转的过程中，通过电磁感应原理将汽轮机的机械能转变为电能。燃煤发电厂的主要辅助设备有：1、 煤场及卸煤、输煤设备，包括翻车机、堆取料机、煤场喷淋设备等。2、 锅炉辅助设备，包括制粉设备、送风机、引风机、除灰设备等。制粉设备包括给煤机、磨煤机、煤粉分离器和排粉机等。除灰设备包括碎渣机、灰渣泵、除尘器等3、 汽轮机辅助设备，包括凝汽器、加热器、除氧器、给水泵、凝结水泵、循环水泵等。4、 输配电设备及厂用电系统，包括变压器、开关、刀闸及中、低压厂用电系统等。5、化学水处理设备，包括补给水除盐设备、炉内水处理设备、凝结水精处理设备、循环水处理设备、污水处理设备等九、本年度行业变化情况2012年10月，火电项目投资同比增长13%连续两个月取得正增长（今年前十个月中共有三个月为正增长）。今年1-10月用电量和发电量分别同比增长4.9%和3.9%。10月单月用电量总计399.8太瓦时，同比增长6.1%,显示电力需求正在回升（但步伐慢于我们的预期）。我们将2012年全年用电量和发电量同比增速预测分别下调了1.3个百分点至5.3%和4.7%。鉴于电力需求复苏的预期以及雨季的结束，推测火电利用率已经触底并将开始回升。我们预测2012年总体/火电/水电利用率分别为52.4%58.2%和36.2%,分别较12年1-10月水平提高0.5个百分点、提高2.4个百分点和下降6.3个百分点。中国网11月20日讯发改委网站近日公布我国前10月煤炭供应简况。今年前10月，煤炭生产、运输、消费增幅回落，库存上升，价格下降，市场供需形势由一季度的基本平衡转为总体宽松。据有关方面数据，1〜10月，煤炭生产平稳增长，铁路煤炭发运18.7亿吨，同比下降0.6%。煤炭净进口2.17亿吨，同比增长39.5%。煤炭消费增幅回落，其中火电行业耗煤回落较为明显。 10月末，全国重点电厂存煤9371万吨，可用29天，比去年同期增加8天；主要港口存煤3562万吨，增长37%秦皇岛港5500大卡市场动力煤价格635〜645元/吨，比年初下降165元/吨，同比下降215元/吨。而据中电联的统计报告指出，虽然今年初以来尤其是6月份以来,沿海下水市场煤价下降较多，但煤电企业重点合同煤炭价格的上升幅度很多都超过了国家监管规定的5%加上坑口煤和内陆煤价降幅相对较小，五大发电集团实际到场标煤价格同比下降幅度较小。发改委或年底前批准电煤价格并轨近日获悉，目前国家发改委正在就电煤价格并轨方案征求意见，电煤价格并轨方案有望在年底之前公布。在此次征求意见稿中，有三个主要变化：其一，取消电煤重点合同，用中长期合同取代之，中长期合同期限在2年以上，国家发改委为此将专门出台一个《煤炭中长期合同管理办法》；其二，中长期合同价由煤电供需双方协商确定，即国家不设臵前臵性基础价格，价格由企业自主协商；其三，电煤价格改革有一整套方案，除了电煤并轨机制外，铁路运输和电价也有配套措施。在这些变化中，中长期合同价由煤电供需双方协商确定，可谓影响深远，一旦实行将意味着电煤并轨真正实现市场化。长期以来，我国在煤炭供应方面实行双轨制，也就是计划煤跟市场煤双轨运行。前者就是在国家的计划指导下进行生产和销售，由煤炭供需运三方一起签订合同，其价格受政府管制，明显低于市场价。由于电煤价格并轨刚刚起步，其中还有很多其他配套改革措施需要颁布，所以后续还有诸如《煤炭中长期合同管理办法》等规定的出台。不过当前电煤价格并轨的条件已经基本成熟，在煤炭供应进入到相对的宽松期之后，发电企业的成本已经基本可控。煤炭行业进入买方节奏与往年“一煤难求”不同的是，伴随着煤炭价格持续走低，煤炭企业及沿海港口库存压力一度激增。“方案出台以后，就需要看市场供需的情况，目前的情况对电力企业更为有利，因为煤炭市场有点供过于求，所以电力企业在谈判桌上的筹码更多一些。”即使没有新方案出台，在业内人士看来，煤炭行业的好日子也是一去不复返，煤价上涨动能不足。近期煤炭价格反弹和部分企业减产有关系，煤炭价格已经跌破了有些企业的成本线。短期如果煤价反弹，关停的产能还会恢复，这本身对煤炭价格就是一种打压。而从长远看，过去煤炭供给不足与运力不足有极大关系，未来几年几条重要铁路建成，以及新煤矿建成，都会促使煤炭供应过剩。煤电价格联动机制：为了应对2004年以来煤炭价格的快速上涨，减轻发电企业的经营压力，2004年12月，发改委出台了煤电价格联动机制，该机制确定以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过 5%便将相应调整电价。煤电联动机制确定后，发改委于2005年5月启动了第一次煤电联动。之后，虽然还进行了几次煤电联动，但是没有一次煤电联动是在达到条件之后及时启动的，每一次都是发改委在综合权衡上调电价与经济社会发展二者之关系的情况下才最终做出选择。 本来煤电联动是电价市场化的过度选择，但是，由于煤电联动启动不及时，目前的电价可以说仍然是“计划定价”。由于近年来煤价上涨幅度过大，而煤电联动实施次数较少，因此，发电企业成本压力不断增加，行业亏损面不断扩大。在电价仍然实行“计划定价”的情况下，为了降低发电企业的燃煤成本，目前的电煤价格仍然执行着事实上的“双轨制”，即存在着重点合同煤和非重点合同煤。前者执行较低价格，但是能够获得运力保障，后者没有运力保障，实行市场定价，即所谓的市场煤。重点合同的存在使这一部分煤的价格不跟随市场煤价格上涨而上涨，对稳定发电企业的燃煤成本起到一定作用。虽然获得了铁路运力保障，但是由于重点合同煤价格大大低于市场煤，因此，在某些时候，重点合同煤的执行情况受到一定影响，这其中既有合同执行量的不足，也可能有煤质的下降。虽然重点合同煤的执行有时会受到一定影响，但是，由于这些担负着重点合同的煤炭企业不仅承担着经济任务，而且承担着一定的政治任务，所以，总体上来看，重点合同煤的履约率还是比较高的，从了解的情况来看，即使履约率较低的时候，多数也都在80%以上。重点合同煤只能满足发电企业的部分用煤需求，另外，还用相当一部分的发电用煤是市场煤。正是因为有相当部分市场煤，而且近年来市场煤价格是不断上涨的，所以才导致发电企业的盈利水平才不断下降，“市场煤”和“计划电”的矛盾日益突出。十一、风险因素（一）上网电量的影响上网电量是决定电厂盈利水平的重要因素，电厂的上网电量受电厂所在地区电力供求和当地网、省电力公司调度的影响。在实际运行中，若上网电量偏低，将影响公司的经营收入。（二）燃料供应与运输风险火力发电厂发电所需的主要原材料为燃煤、燃油。电厂可在由政府主持召开的全国煤炭订货会上获得计划燃煤供应，其余燃煤需求通过公开市场采购获得。（三）经济周期的影响发电企业的盈利水平与经济周期高度相关。如果经济增长放慢或出现衰退，将直接影响电力需求，从而对发电量和盈利能力产生影响。此外，公司电厂所在区域经济的发展水平及未来趋势也会对公司经济效益的好坏产生影响。（四）电价政策风险我国政府通过物价管理部门对电价进行审批。随着竞价上网的实行，竞价上网部分的电量可能会以低于批准电价的水平销售，将有可能降低公司发电收入。（五）持续融资的风险电力行业是资金密集型行业。电厂建设具有投资大、建设周期长的特点，公司生产经营规模的扩大、设备的技术改造等都需要投入大量的资金。资产收购计划也将有大量的资金需要。（六）环保风险环保风险指国家环保标准变化对公司经营产生影响的风险。火力发电在生产过程中会产生粉尘、烟气、废水和噪音等，对环境造成污染。本公司主要发电机组配套的环保设施均已按当时国家污染物排放标准设计并已通过有关环保部门验收，各项污染排放指标均达到国家相应标准。但是，随着国家对环境保护的日益重视，新的环保政策将不断出台，环保标准可能会越来越高，执法力度也会更加严格。（七）电力项目投资风险电力项目投资包括建设电厂和收购现有电厂两种方式。建设电厂：电厂工程在开工建设前，必须获得各级政府相关部门的批准，能否及时获得批准给本公司在执行发展战略方面带来不确定性。电厂建设通常投资金额巨大、建设周期较长，在建设过程中可能遇到市场环境变化、投资额超支、工程进度拖延等风险，给公司在资金和盈利等方面带来压力。收购电厂：对电厂的收购如果不能如期完成，将不利于本公司发展计划的如期进行。影响收购时间的主要因素包括项目谈判、相关审批及法律程序等因素。另外，被收购电厂存在的潜在问题，也会给公司的经营带来风险。（八）单一业务结构风险主要业务为电力开发、生产和销售，主营业务收入绝大部分来自电力销售，业务结构比较单一。如果本公司的电力业务发生问题，将对本公司的整体经营情况产生较大影响。十二、行业发电行业盈利模式（一）火电子行业盈利模式火电行业的主营收入即是按电厂当地的上网电价所售出电量的收入。火电行业的成本中，既包括设备固定资产折旧的容量成本，也包括运营中产生的与所生产电量数量相关的各类变动成本。变动成本主要包括燃料成本、水费、厂用电等。只要上网电价高于变动成本，火电厂就有意愿去增加机组的利用小时数，提高发电量。盈利模式如下图：图1火电盈利模式火电企业增加公司利润的途径可以有很多，比如延长机组的利用小时数、减少单位发电量的煤耗、降低煤价、降低厂用电率、提