电力行业

电力行业本指引所称〝电力行业〞是指国家统计局«国民经济行业分类»〔GB/T4754—2002〕中的电力生产业和电力供应业。其中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。电力供应业指利用电网出售给用户电能的输送与分配活动，以及供电局的供电活动等，包括电力供应即电网〔D4421〕子行业。一、电力行业差不多情形〔一〕2020年电力行业运行情形分析1、工业产能复苏拉动用电需求逐步回升。2020以来，经济企稳回升势头逐步增强，电力需求逐月回暖，在连续8个月负增长后，今年6月电力需求首次显现正增长，10月份单月发电量同比增长17.1%，1-10月同比增长3.2%。分电源类型看，发电量构成中火电仍旧处于绝对主导地位，占到全部发电量的80.5%，水电占比16.3%，核电2.0%，风电占比0.7%。从变动数据上看，火电增速回落5个百分点，水电和核电发电量增速回落较大，分别下降6.5和12.3个百分点；风电那么进展迅速，2020年1-10月同比增速差不多保持在100%左右的高水平。分地区来看，9月份用电量增速超过10%的省份有16个，以华北、华中、南方、西北部分省份为主。东部地区用电量占全国用电量比重逐月增大，累计用电增速最高，差不多领先开始复原。2、基建新增装机规模连续保持较高水平，但增量有所放缓，同时，发电设备利用小时显现企稳回升。自08年起全国发电装机规模增速逐年放缓，09年1-10月全国装机规模超过8亿千瓦，同比增长9.4%；当年投产规模4912万千瓦，其中，火电比上年同期少投产753万千瓦。从电力结构看，火电、水电、核电占比变化不大，分别为77.62%、19.49%和1.13%。关停小火电机组2333万千瓦，〝关小〞成绩超过历年。相伴着发电规模的高速扩张，06、07年发电设备平均利用小时数分别为5208小时、5011小时，08年受国内经济的阻碍，发电设备里用小时大幅下降至4648小时。今年前三季度全国发电设备利用小时3352小时，比去年同期降低283小时，但随着经济的企稳回升，发电设备利用小时降幅明显收窄，专门是自7月以来已逐步复原到正常水平。3、火电行业经营业绩明显好转，但电网企业显现整体亏损。09年以来，全社会用电量需求逐月回升，煤价较去年有较大幅度下降，同时受上网电价调价翘尾阻碍，电力行业总体利润较去年大幅提高，1-8月电力行业实现利润518亿元，同比大幅增加475.3亿元，其中6-8月实现利润326亿元。而电网企业受2020年上调上网电价、售电量下降等因素阻碍，亏损44亿元。2020年1-8月电力企业要紧利润情形类型利润/亿元同比增长/%电网-43.94-123.73电源：561.553656.16其中：火电272.15-水电192.5616.94核电73.815.8风电23.02221.081〕火电企业整体实现盈利。火电行业尽管利用小时下降专门多，但受去年电价两次调整翘尾和东部沿海地区电煤价格同期下降较大的因素阻碍，09年1-8月份火电行业由去年同期亏损227亿元转为盈利272亿元，但也仅是2007年同期的一半。盈利企业要紧集中在一小部分东部沿海地区企业，大部分火电厂仍未摆脱亏损局面。2〕水电企业盈利能力逐步复原。09年1-8月，水电企业利润总额193亿元，同比增长16.9%，行业亏损面27.9%。3〕核电企业财务及经营情形差不多保持稳固。09年1-8月份核电企业利润总额73.81亿元，同比增长5.8%。行业亏损面16.7%，同比下降9.25个百分点。4〕电网企业显现整体亏损。09年1-8月份电网企业整体亏损43.94亿元，亏损面达24.4%，增加4.9个百分点。4、电力行业技术水平和装备水平稳步提升，电源结构连续优化。09年前三季度，新投产单机容量30万千瓦及以上火电机组占全部新投产火电机组容量的89.8%，全国供电标准煤耗341克/千瓦时，比去年同期降低6克/千瓦时。目前，单机30万千瓦以上火电机组占比达到64％，较〝十五〞提高20个百分点；10万千瓦及以下小火电机组占比降至14％，大幅降低16个百分点。全国累计关停小火电机组7467台，总容量达到5407万千瓦，目前已有15个省份提早完成本地区〝十一五〞关停小火电机任务。5、今年1-10月五大发电集团市场份额较上年增加2.16个百分点，发电市场行业集中度进一步向五大电力集团集中。集团名称可控装机份额火电装机份额华能集团10.83%13.20%大唐集团10.40%11.05%华电集团8.71%9.94%国电集团8.86%10.40%中电投集团5.77%5.85%合计44.57%50.44%〔二〕行业相关政策变化及其走势预期近年国家电力行业政策围绕节能、环保和可连续进展三大主线，并出台了相关配套政策，取得了明显成效。今年下半年以来，我国电力行业需求逐步回暖。与此同时，行业所面临的结构性矛盾、价格形成机制等深层问题，正促使决策部门着力实施深化电力改革的系列政策措施。正在制定的〝十二五〞能源规划重点是优化能源结构，合理利用可再生能源，使新增能源消费中非煤能源比例逐步提高。其内容折射出国家将连续有序推进水电开发、加快电力工业的上大压小，加速剔除落后产能，并加快核电、风电、太阳能发电和热电联产等清洁高效能源的建设。目前，可再生能源发电的政策鼓舞体系差不多差不多建立，以后将进一步出台相应的细化政策。以后电力装机将出现总体规模增速下滑，结构明显调整的局面，火电新增装机规模将进一步下降，期间小火电关停可能会大幅超过预期，新增水电规模将坚持较高位，核电、风电增速大幅提高。电网方面，以后我国将进展智能电网，相关规划有望于2020前出台。一旦实施将有力于可再生能源的优化配置，同时大大降低能耗。到2020年，进展智能电网节约的煤炭可能相当于目前全年发电用煤的一半。二、我行授信业务现状1、2020年1-10月，全行电力贷款增长略低于全行贷款平均增幅；占全行贷款比例较高，但略有下降。目前全行电力授信总额较大，提用率有待进一步提高。2、整体质量较好，不良贷款率低于全行平均水平。3、电力行业授信在各子行业中的分布变化不大，信贷投向仍旧以电源企业为主，电网投入比例较低；在电源企业中，新增贷款以火电为主，水电占比不高，核电和风电均有所突破。4、授信品种以中、短期流淌资金贷款为主，尽管电力行业固定资产贷款比例和超长期限贷款比例与前几年相比均有所上升，但总体看，我行电力行业中长期贷款占比偏低，与该行业的资金需求特点不尽吻合，且在一定程度上降低了我行贷款稳固性和收益率。5、电力贷款区域分布情形截至10月末，排名前十大分行贷款余额占全行电力贷款余额的62％，要紧是北京、河南、青岛、江苏、深圳等分行，全行电力贷款相对集中。6、要紧授信客户。从单个企业贷款情形看，排名前十户电力贷款的客户以五大发电集团及其下属控股公司和一些省级电网公司为主。其中，五大发电集团在我行贷款占比为42.5％，同比增加3.9个百分点。三、行业信贷投向指引依照电力行业运行特点及进展趋势，结合我行内部评级分析结果，确定我行2020年电力行业总体信贷政策为：支持重点、适度增加、区别对待、优化结构。一方面对目前贷款占比不高的电网类企业应连续加大授信力度，提高贷款份额；另一方面，在电源类项目上，应加大投入核电项目，积极稳妥介入风电等新能源，关于占主导地位的火电，应突出结构调整和优化进展，同时，择优适度支持大型水电项目。〔一〕按照不同子行业特点和行业进展趋势，区别对待、择优选择。1、加大对电网类客户支持力度，提高业务份额。全行应抓住国家加大电网投入的市场机遇，进一步加大对该类客户的授信支持，增加信贷投放，提高提用率，对电网类企业的贷款占比力争由目前的14.28％增加到20％以上。授信客户方面，重点支持国家电网公司和南方电网公司及其下属公司。对市〔县〕级以下电网客户，应审慎介入。授信项目方面，重点支持由省级及以上电网公司〔电力公司〕营运并承贷的特高压输变电工程、区域电网互联工程、跨区输变电工程及省会和地级〔含〕以上都市电网建设与改造工程等电网项目。农网及其改造项目，应关注还贷来源落实，择优支持。2、积极支持核电。对列入国家规划、技术成熟的核电项目，应积极介入、加大投放。授信客户重点支持中国核电工业集团公司和广东核电集团公司以及五大发电集团。3、火电行业侧重于结构调整，新增授信以〝上大压小〞为主。一是加大结构调整，新增授信以国家重点支持的〝上大压小〞项目为主，连续遵循装机规模大容量、高效、环保、节能的原那么，重点支持单机装机容量在60万千瓦及以上坑口或煤电联营发电机组；对单机30万千瓦机组新增授信可适度介入流淌资金贷款；对单机30万千瓦以下的机组原那么上应予以减退或加固担保措施，其中对单机在13.5万千瓦及以下发电企业〔包括热电联产〕应加大减退力度；对经营连续恶化的发电企业，应加强监控，加固担保，择机减持退出。二是在项目选择和区域上，除〝上大压小〞外，应充分考虑到资源、燃料供应、地域和可连续进展等综合因素，坑口电厂和煤电联营项目因靠近原料供应地，长远看具有较好的竞争优势；电力负荷中心能够保证较多的上网电量和较高的上网电价，以后收益有一定保证。因此对大型煤电一体化和坑口电站项目、以及位于长三角、珠三角、京津塘三大负荷中心地区和毗邻港口和交通运输便利路口〔高速公路或铁路〕的大型火电项目，可予以重点支持。三是在授信客户方面，重点支持五大发电集团公司和神华集团公司、国投电力公司等央企投资控股的电厂，适度支持财务状况良好、在区域市场占比较高的地点性主力发电企业，从严操纵控股股东主营业务非电力和一样客户全资或控股的电力项目。四是对符合国家规划并在西北、东北等冰冷地区〝上大压小〞、且单机在30万千瓦及以上的热电联产项目，可给予适度支持。项目配套热网工程须经有权部门批复同意建设，热负荷得到有效落实，符合国家政策规定的总热效率和热电比。五是煤矸石发电项目，仅限于国家进展改革委印发的«关于2007-2020年煤矸石综合利用电厂项目建设有关事项的通知»〔发改办能源[2007]1985号〕所列煤矸石综合利用电厂项目名单，单机容量20万千瓦〔含〕以上采纳流化床锅炉并利用煤矸石或劣质煤发电。六是慎重对待天然气发电项目。当前天然气供应不稳固问题十分突出，在专门大程度上制约了天然气的应用；同时，相关配套政策的滞后也是阻碍其进展的要紧因素。因此，应紧密关注国家对燃气发电的有关定价、税收、补偿等政策，在有关政策未出台前，宜慎重对待天然气发电项目。七是不介入燃油发电企业，已有授信的应尽早减持退出。4、优选水电项目，适度支持。按照国家产业政策及流域规划，我行开展水电行业授信业务应围绕我国十二大水电基地开展，重点支持金沙江中下游、长江上游、澜沧江、雅砻江、大渡河、红水河、乌江和黄河中上游等流域的水电项目，重点支持西电东送的大型水电项目，同时，对四川、云南等地的其他一些水能资源丰富、建站条件好的中型水电项目给予适当支持。严格操纵装机容量在10万千瓦及以下的水电项目。在客户选择上，应重点选择有较强经济实力的投资人主体，目前各要紧水电基地和要紧流域都有对应的电力开发集团，我行应重点支持五大电力集团、长江三峡工程开发总公司等全国性独立发电企业为投资总体的水电项目，适当支持财务状况良好、在区域市场占比较高、可获得地点政策扶持的地点性水力发电企业。原那么上不介入装机规模10万千瓦及以下客户授信。5、其他能源发电以有选择支持风电为主。全行对风电项目应适度有选择介入，在客户选择上以五大电力集团及央企投资建设的风电项目为主。在开展授信业务时，应优选风电场条件，原那么上风电机组年利用小时数不低于2000小时〔含〕，风功率密度不低于3级。同时应关注上网电价水平、风电设备采购情形以及电网、输配电等相关配套设施的落实，专门是要落实市场需求，对风电项目应做好风控措施，同时注意期限匹配和还款保证。审慎介入其他新能源发电项目。目前该类行业尚处于起步进展时期，在燃料供应、发电效率、技术稳固等方面存在较多不确定因素，专门是目前行业运行中存在诸多问题，经济效益普遍不理想。为此对该类行业应审慎把握，原那么上限于我行重点支持类电力客户投资控股或全资拥有的企业，同时项目应落实补贴及相关优待政策和股东有效担保。〔二〕严格政策把握，确保项目合规合法。依照国家投融资体制改革的要求，电力项目的开工建设需要国家相关部门核准通过，其核准重点在于确保项目在环评、国土、用水、电网接入等方面合规。因此，我行选择支持的项目要符合国家产业政策、国家技术装备标准和行业规划，项目授信应以国家发改委核准为前提，同时环评、用水、建设用地、入网等须经国家相关部门批复同意，单个项目资本金比例不得低于项目投资总额的20％。对一些未审批项目、审批程序不合规、越权审批的项目，我行一律不予支持。〔三〕积极调整客户结构和贷款结构，合理确定授信 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。1、加大对客户结构和投向结构的调整力度，提高客户和项目选择标准。注重对拟授信客户在资产规模、现金流量和偿债能力及盈利能力等财务指标方面的分析判定；在增加对优势客户、重点项目信贷投放的同时，各行应着眼全局，积极调整存量客户和资产，适时退出、转让不符合我行投向政策的中小电厂专门是燃油电厂、小型热电厂的信贷资产。2、加强对电力企业授信产品组合的配置，连续增加对项目贷款的投放比重。电力行业资金需求以中长期为多，在符合投向标准、投放条件且风险可控的前提下，适当提高项目贷款的比重，以增加信贷资产的稳固性和效益。同时，应努力增加中短期流淌资金及其他短期融资授信产品的配套使用，以适应企业融资需求。关于在我行授信余额差不多接近资本限额的集团，应在操纵授信余额的同时，以结构调整为主，优先使用高收益授信品种。同时，电力行业作为资本密集型行业，资金需求量庞大，在项目的选择上还要考虑银行自身的承担能力，对超大规模、超长期限的大型电力项目，应尽量倡导通过银团方式分散风险。关于优质项目应争取牵头行或代理行资格，提高综合收益。关于核电项目，应合理制定综合授信方案，专门要注意贷款利率水平和落实外汇资金来源，保证我行整体收益水平。3、期限方面。大型火电项目及风电项目期限不超过15年，水电项目期限原那么上操纵在20年以内，但对一些综合实力雄厚、收入还贷稳固、市场竞争力强的特大型水电项目，授信期限可适当放宽。关于资产负债水平较高、盈利能力一样的大中型电力企业，原那么上以短期授信为主。原那么上不介入20年以上期限且为下浮利率的项目融资。4、进一步强化担保措施。电力项目贷款一样期限均较长，项目贷款原那么上应落实担保措施，对一些重点支持客户及其大型水电项目可考虑采取时期性担保方式，即在建设期由股东提供担保，建成投入运行后可考虑信用方式或收费权〝质押〞方式。〔四〕加强业务联动，提高综合效益。一方面要积极落实已授信优势客户的深度营销和爱护，提高授信额度使用率，以授信投放带动存款、结算及其他中间业务的同步进展，争取客户在我行的结算业务量和现金流，提高综合效益；另一方面在操纵集团客户授信风险的同时，应增强对大型集团客户的法人营销意识，强调全行业务联动。充分发挥北京分行的总部地域优势和集团授信便利，带动相关分行授信业务的进展，提高竞争力。