第一节 火电 行业 经济环境风险 分析
总体来看，未来我国宏观经济将保持快速平稳发展，火电 行业 受到宏观经济波动影响的风险处于较低水平。火电 行业 是国民经济的先行产业，宏观经济的快速稳定发展要依托于火电 行业 的健康发展，火电 行业 的运行状况也与宏观经济有最直接的关系。从目前状况看，我国正处于一个新的经济增长周期，经济增长快速而平稳，带动经济增长的主要动力如消费结构升级、产业升级、城市化进程、国际化进程等因素都将在未来一段时期内继续保持，因此宏观经济继续保持快速稳定增长的内在动力依然存在，这保证了电力需求的增长。从产业结构调整方面的因素考虑，我国走工业重型化发展道路的大趋势不会改变，且轻、重工业的增长日趋合理化，这将使我国电力需求的增长保持一个正常的需求，不会因增长过快而再出现严重的电力供需紧张。
此外，由于目前人民币在资本领域还基本上是不可自由兑换的货币，随着人民币汇率制度的改革，汇率变动风险也应成为企业海外经营中加以特别关注一项经济风险。
第二节 火电 行业 风险 分析
一、政策风险评价
火电 行业 的发展受到宏观政策和 行业 政策的影响，其中影响最显著的包括两方面，一是电价政策，二是环保政策。
1、电价政策
竞价上网改革和环保相关政策都会在短期内对 行业 效益水平产生不利影响，但对于 行业 沿着市场化改革的方向保持可持续发展是有利的。此外，“煤电联动”等市场化过渡政策的存在也降低了火电 行业 原材料供应方面的风险。未来一段时期内（3—5年），高耗能 行业 在宏观调控影响下增速继续放缓，全国电力需求增速会略有减缓，但仍将维持在较高的正常水平上。国家发改委将禁止各地自行出台优惠电价措施，并提高差别电价加价标准。今后3年内，要将淘汰类企业电价提高50%左右，加价标准从现行每千瓦时5分钱提高到2角钱；对限制类企业由现行的2分钱调整为5分钱。
提高加价标准的具体步骤是：从2006年10月1日起，淘汰类加价1角钱，限制类加价3分钱；从2007年1月1日起，淘汰类加价1角5分钱，限制类加价4分钱；从2008年1月1日起，淘汰类加价2角钱，限制类加价5分钱。此外，将对企业自备电厂实行收费政策，使从电网购电的企业和拥有自备电厂的企业，在同等情况下公平竞争。电网企业执行差别电价增加的电费收入，将作为政府性基金，全额上缴中央国库，实行“收支两条线”管理。
2、环保政策要求影响
全国电力装机容量中燃煤机组占71%，燃煤机组发电量占总发电量的79%。发电消耗的煤炭超过全国煤炭消费量的50%，这一比例今后有可能继续上升。大量的煤炭发电也给一次能源开发利用、交通运输特别是环境保护造成很大压力。常规燃煤发电大量消耗是不可再生的一次能源，并不可避免地会产生气体、固体和液体等污染物，以及占用土地资源、消耗淡水资源。因此，要不断提高洁净煤发电技术水平，实现燃煤发电可持续发展。
实现煤电清洁、高效生产，近期主要靠装备大型高效环保机组，例如、超临界发电机组、大型空冷电站等，从长远看，采用新一代化石能源发电技术，能够更有效地实现煤电的清洁高效生产。世界上已建成的整体煤气化联合循环（IGCC）示范电站，其中30万千瓦等级机组的净效率就能达到目前100万千瓦级超超临界发电机组的水平。在提高效率的同时，煤炭气化发电将更有效地控制污染物的排放，甚至实现污染物近零排放。
推行绿色煤电，其主要内容就是 研究 开发并示范推广以煤气化制氢、氢气轮机联合循环发电和燃料电池发电为主，对二氧化碳进行收集和封存的煤基能源系统，建成氢气轮机和燃料电池发电的绿色煤电示范电站。实施绿色煤电必须自主创新。加快自主开展绿色煤电的系统设计集成、煤气化、煤气净化、制氢和二氧化碳分离、燃料电池、富氢气体燃烧和二氧化碳封存等多个技术专题的 研究 工作。在加强自主创新的同时，还需要加强国际合作。通过参与国际合作，跟踪、掌握清洁能源开发的技术前沿。在我国尽快实现绿色煤电。
二、火电 行业 市场供需矛盾风险评价
近年来，电力市场持续供不应求，许多煤炭资源大省的煤炭企业立足资源优势，加速火电项目建设步伐，但据有关部门调查，电力市场将在2008年末达到供求平衡。火电 行业 如此迅猛发展，区域火电项目投资高度集中，由此可能导致电源生产项目潜在风险加剧。事实上，我国电力市场的供求状况正在趋于平衡，这一观点已有多种理由支撑：外资纷纷撤离我国电力市场；不再以新上火电厂为应对用电高峰之办法；电源项目特别是火电项目遍地开花，投资一拥而上。虽然外资撤离我国电力市场，包括市场规范、销售电价的价格谈判困难重重等复杂因素外，很重要一个原因是这几年我国厂网分开之后，各发电公司无序建设电厂，外企想建电厂很难找到投资机会。同时，这几年投产的电厂规模一年比一年大，压缩了市场空间，外资担心几年后又会碰上电力供过于求的问题。未来很长一个时期，我国电力仍将是火电占据绝对主要的地位。一旦电力 行业 由卖方市场转向买方市场，可再生能源发电的项目又有国家政府和政策的支持，火电项目投资的风险自是不言而喻。
三、上下游 行业 变化风险评价
1、上游 行业 风险
电力 行业 火电主要受到煤炭价格上涨的不利因素影响，在通货膨胀的情况下电力价格受到国家控制电力价格没有上调，导致电力 行业 的业绩不容乐观。近年来，煤价的上涨、煤质的下降加重了 行业 的生产成本，为正常的生产运行带来了更多风险。从未来发展看，煤价走势趋稳，同时在“煤电联动”政策的保护下，火电 行业 煤价变动风险已经相对减小；但煤质下降问题依然严峻。目前火电企业受煤炭价格大幅上涨影响，利润空间越来越小，部分企业已处于亏损状态。
2、下游 行业 风险
从用电 行业 的发展来看，电力 行业 上下游产业变化风险处于中高等水平。未来一段时期内，黑色金属、有色金属 行业 增速会有所减缓，但仍维持较高水平；建材 行业 仍将保持较高的增长速度，化工 行业 增速会有明显减缓。总体来看，各 行业 用电增速会略有减缓，有利于我国电力供需紧张的逐步缓解，但仍将维持在较高的正常水平。
四、火电 行业 竞争风险评价
火电 行业 竞争风险处于中等水平，短期内电力企业将出现明显的分化，经营风险增大，但长期来看竞争有助于 行业 健康发展。电量市场竞争风险，新电源项目的建设、国民电力需求的增长速度、竞价上网的实施等，都会对火电厂在电量市场上的占有比率产生较大的影响，带来市场竞争风险。
2002年的电力体制改革，打破了由国家电力公司独家垄断的局面，华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团和中电投集团“五大巨头”成为这一市场的主体。经过几年的发展，电力投资经营主体开始发生巨大变化，目前已形成四大梯队—“五大电力集团”组成的国家队，由国投、国华、华润、中广核“四小豪门”组成的独立发电队，43家地方发电企业组成的地方梯队以及民营外资梯队。发电企业一直是被人看好的企业，近年来也出现了倒闭破产的情况。2005年，部分在中国的外资发电企业撤资，五大发电集团公司有两家亏损。很多发电企业由原来的赢利大户变成了亏损大户。
1、外部环境风云变幻，市场竞争日趋激烈
这几年，由于体制没有理顺，信息又不对称，企业经营处处充满了陷阱。2006年的形势更加严峻。电煤价格走向市场化，煤价上涨已成事实，而上网电价上调却遥不可期。火电装机及投产迅猛增加，社会电力需求增长减缓，发电小时数受到限制，而摆在发电企业前面的还有“竞价上网”，因此，决大多数发电企业都将面临一道“坎”。
2、电力体制没有理顺，内部变革步履艰难
电力体制改革已经3年多了，很多深层次的问题没有解决，很多关系没有理顺，如影响火电厂命运攸关的电量、电煤、电价问题。还有主辅分离的问题，到现在也没有拿出一个多方都能接受的方案，因此，也迟迟不能推动。因为“人往哪里去，钱从哪里来”这个喊了多少年的难题仍然没有解决。但假如“竞价上网”全面启动，国有火电厂背着沉重的历史包袱，根本就没有竞争力。一个背着几十斤重包袱的人与一个空着手的人比赛跑，结果可想而之。
五、火电 行业 风险综合评价
投资或经营火电 行业 将会面临政策风险、上下游产业环境变化风险、竞争风险等多方面的风险。其中电力供需紧张趋缓导致的发电设备利用小时下降、电煤供应问题是火电 行业 面临的主要风险。近年来，随着电力 行业 市场化的发展，电力企业之间的竞争越来越激烈。市场化的电力企业充满着不确定的因素，不确定即意味着风险，风险即意味着可能存在损失。所以，作为火电厂，作为电力企业中的中坚力量，我们必须关注企业中的风险因素，特别是生产经营风险，要对生产经营风险因素进行识别、评估和控制，减少风险损失，这对于火电厂的生产经营稳定和企业发展都具有十分重要的意义。
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