国电电力基本情况.docx

1、国电电力基本情况国电电力基本情况国电电力股票走向分析一、公司基本情况 (一) 公司信息公司的法定中文名称国电电力发展股份有限公司公司的法定中文名称缩写国电电力公司的法定英文名称GD POWER DEVELOPMENT CO., LTD公司的法定英文名称缩写GDPD公司法定代表人朱永芃 (二) 公司股票简况公司股票简况股票种类股票上市交易所股票简称股票代码变更前股票简称A股上海证券交易所国电电力600795东北热电二、会计数据和业务数据摘要 报告期末公司前三年主要会计数据和财务指标单位：元 币种：人民币主要会计数据2009年2008年本期比上年同期增减(%)2007年营业收入19,447,309

2、,058.6816,440,133,105.5618.2917,467,451,085.80 利润总额2,455,127,986.64130,076,213.071,787.453,122,095,253.88归属于上市公司股东的净利润1,594,950,105.44178,871,118.22791.681,710,720,702.42归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润1,485,177,910.0448,083,476.492,988.751,676,063,841.07经营活动产生的现金流量净额5,703,222,277.19 1,841,920,613.70209.634,3

3、39,871,468.152009年末2008年末本期末比上年同期末增减(%)2007年末总资产89,780,473,803.0468,739,008,463.8130.6159,605,767,036.74所有者权益（或股东权益）15,683,118,469.0914,181,597,983.4710.5913,418,864,427.00主要财务指标2009年2008年本期比上年同期增减(%)2007年基本每股收益（元股）0.2930.033787.880.337 稀释每股收益（元股）0.293 0.033 787.880.337 扣除非经常性损益后的基本每股收益（元股）0.2730.00

4、92,933.330.33加权平均净资产收益率（%）10.6891.296增加9.393个百分点15.454扣除非经常性损益后的加权平均净资产收益率（%）9.9540.349增加9.605个百分点15.1412、限售股份变动情况单位：股股东名称年初限售股数本年解除限售股数本年增加限售股数年末限售股数限售原因解除限售日期中国国电集团公司1,314,517,2841,314,517,284002009-08-31合计1,314,517,2841,314,517,28400/ (二) 董事、监事、高级管理人员报酬情况董事、监事、高级管理人员报酬的决策程序公司仅为独立董事及在公司任职的董事、监事、高级

5、管理人员提供报酬或津贴。2009年度在公司任职的职工监事为蒋兰英、吴强，公司根据公司工资制度及所担任职务（蒋兰英担任纪检组长、工会主席；吴强担任审计部主任）支付劳动报酬，提供相应员工福利；公司独立董事根据股东大会决议，享受每年税后6万元的独立董事津贴，此外公司不再额外提供其它报酬和福利待遇。董事、监事、高级管理人员报酬确定依据目前，公司未实行高级管理人员年薪制，也未实施任何形式的股权激励计划，高级管理人员的工资、福利待遇按照公司薪酬管理制度的相关规定确定并执行。董事、监事和高级管理人员报酬的实际支付情况根据公司薪酬管理制度的相关规定，2009年度董事、监事和高级人员的报酬已经全部支付。四、公司

6、治理结构 公司相对于控股股东在业务、人员、资产、机构、财务等方面的独立完整情况是否独立完整情况说明业务方面独立完整情况是本公司业务独立于控股股东，自主经营，业务结构完整。人员方面独立完整情况是公司在劳动、人事及工资管理等方面实行独立。总经理、副总经理、董事会秘书、总会计师等高级管理人员均在本公司领取报酬，未在控股股东单位领取报酬。资产方面独立完整情况是本公司在资产方面与控股股东完全独立。机构方面独立完整情况是本公司设立了健全的组织机构体系，董事会、监事会及公司职能部门等机构独立运作，不存在与控股股东职能部门之间的从属关系。财务方面独立完整情况是本公司设有独立的财务部门，并建立了独立的会计核算体

7、系和财务管理制度，并在银行独立开户。五、董事会报告 (一) 管理层讨论与分析1）公司发展情况全年核准风电容量40万千瓦，装机投产容量33万千瓦；成立8个新能源公司和4个筹建处，在东北地区、内蒙、山西、河北、广东、山东、新疆、甘肃、宁夏、云南、江苏、青海等风资源富集区储备风电资源1290万千瓦。完成宁夏中卫、平罗共20MW光伏电站项目核准；甘肃金塔、内蒙阿左旗共15MW项目作为金太阳工程申请待批。大机组、大产业基地建设进展顺利。大同两台66万千瓦机组顺利投产；冀蒙煤电一体化布连项目取得国家发改委“路条”；上海庙煤电一体化项目完成初可研。大开二热、青铝热电项目已核准；酒泉热电、宁东热电项目已取得国

8、家发改委“路条”；邯郸六期、朝阳、普兰店、旅顺、吴忠、武威、长兴岛、东胜二期等一批热电项目前期工作稳步推进。水电项目开发进程加快。12日23日，国电大渡河公司瀑布沟水电站5号机组顺利通过72小时试运行，正式并网发电投入商业运行，年内两台60万千瓦机组双投目标圆满完成。大渡河公司按照“一次充水成功，一次启动成功，一次并网成功，一次试运行成功”的“四个一”投产要求，创造了同类型特大型水电机组调试速度的新纪录，各项试验数据优于设计规范要求。 瀑布沟水电站两台机组顺利投产发电，使公司的电源结构大为改善，水电装机规模达到298.55万千瓦，占公司发电装机容量的18.31%。在加快推进大渡河流域水电开发建

9、设的同时，公司统筹开发牡丹江、二道松花江、汤旺河流域共40万千瓦水电资源，全年完成金湾、庆丰、外雄等共计14.8万千瓦的小水电并购工作。煤炭产业开发和清洁利用稳步推进。察哈素煤矿前期工作进展顺利。大同左云28座煤矿的兼并重组工作已全面铺开。宣威地区关联煤矿整合工作正有序开展。英力特集团沙巴台煤矿已开工建设。宁东煤基多联产项目工程建设准备工作正在进行。内蒙古3000吨/年多晶硅项目进入工程建设阶段。低碳研究中心组建工作正加快推进。2）发电量情况2009年公司全资及控股发电企业（不含外二、英力特）完成发电量624.84亿千瓦时，上网电量完成581.05亿千瓦时，较去年同期分别上升了3.4%和3.4

10、3%；完成供热量1650.99万吉焦，同比增长40.24。公司（不含外二、英力特）发电设备平均利用小时数为4982小时，同比下降8小时，其中火电平均利用小时数为5249小时，同比增加98小时；水电平均利用小时数为3873小时，同比下降361小时；风电完成2144小时，同比增加326小时。受下半年电力市场回暖、公司火电企业所在地区枯水期延长等因素的影响，公司火电企业本年发电量较上年出现不同幅度的上升。通过争取计划外电量、代发电量、大用户直供等措施，超额完成年初制定的发电量计划。3）燃料情况2009年电煤市场供需总体平衡，但市场变化波动较大，煤电双方博弈较为激烈。从市场价格全年走势来看，年初受经济

11、危机等因素影响，市场价格逐步回落；下半年以后市场价格止跌企稳并逐步回升，进入四季度以后，国内宏观经济开始显著向好，加之年底前北方出现历史罕见的大范围寒潮、大雾、风浪等突发恶劣天气，煤炭需求显著增加，煤炭海运、铁路和公路运输形势持续紧张，导致煤炭供求关系趋于紧张，市场价格加速上涨，并达到年内最高。公司积极应对煤炭市场化改革进程，大力开辟新增煤源，增强供应保障能力；规范采购渠道，优化来煤结构，加大性价比高的低质煤炭掺烧力度；理顺管理模式，健全规章制度，强化内部管理和监督。通过实施上述管理措施，使公司燃料管理精细化水平得到得到进一步提升，燃料成本控制能力得到进一步提高。公司入炉综合标煤单价（不含外二

12、、英力特）比2008年下降了8.33%。4）电价调整情况2009年11月20日，为疏导电价矛盾，完善电价结构，国家发改委发出通知（发改价格200929192921号、29242926号），上调华北、南方、华东、华中、东北和西北电网的上网电价水平。本次上网电价的调整体现为有升有降的结构性调整，陕西、甘肃、青海、山西、江西、四川、重庆、云南、海南燃煤机组标杆上网电价每千瓦时上调0.2-1.5分；而包括浙江、福建、江苏、上海、辽宁、河南、广东在内的7个省市下调0.3-0.9分。此外，本次调价适当提高了部分电价偏低、亏损严重、更新改造资金严重不足的小水电和老水电企业上网电价。按照批准的电价调整方案，沿

13、海一带盈利能力较强的机组上网电价普遍调减；华东各省上网电价普遍调减；西北各省上网电价普遍调增。公司全资及控股发电企业上网电价出现调整的有(均为含税电价)：公司大同第二发电厂、国电电力大同发电有限责任公司、公司大连开发区热电厂、国电电力大连庄河发电有限责任公司、国电宣威发电有限责任公司(七期机组)，以上五家单位上网电价分别由每千瓦时32.95分、34.3分、53.38分、39.38分、32.3分调整为34.8分、34.8分、53分、39分、33分。国电大渡河流域水电开发有限公司瀑布沟水电站上网电价暂按每千瓦时30分执行。5）技术创新情况报告期内，公司积极推广应用新技术。跟踪研究国际国内先进技术发

14、展趋势，加大技术创新和设备改造力度。着重抓好石嘴山、大二、东胜、宣威等单位机组的汽轮机高效化改造和石嘴山、庄河、东胜等公司的风机变频改造工作，确保机组改造后达到了预期效果。在宣威、石嘴山等单位推广应用电除尘器高频电源，并借鉴外三公司先进技术和管理经验，实施空预器密封改造和烟气余热回收，全面提高机组经济性。全面优化生产方式。根据市场变化制定应对策略和应急预案，合理安排机组调度运行方式。推广应用生产运行绩效管理考核系统，开展低负荷经济性研究，加强锅炉燃油控制、配煤掺烧和运行调整。改进生产管理方式，推行状态检测，实施优化检修，确保材料费、大修费、技改费等可控费用处于同类先进水平。2. 对公司未来发展

15、的展望（1）所处行业发展趋势及公司面临的市场竞争格局1）行业发展趋势预计2010 年,全社会用电量将达到39806 亿千瓦时,较2009 年增长9.03%。由于经济发展的不同特点,全国各地区用电需求将呈现出区不同程度的上升。根据公司发电企业所在地区电网公司预测，宁夏、蒙西电网电力需求将出现较大幅度的攀升，但由于2010年区域新投机组较多的影响，其他公司发电企业所在电网的利用小时将可能出现一定程度的下滑。2）公司面临的竞争格局当今世界正处于大发展、大变革、大调整时期，我国经济也进入了发展方式转变和结构调整的关键阶段,公司的经营发展面临复杂多变的形势，机遇与挑战并存。从面临的挑战来看，一是发电市场

16、竞争激烈。受近年发电行业高速发展造成的容量过剩影响，部分地区火电机组利用小时数同比仍呈下降趋势，且受节能减排政策影响，小容量、低参数机组的运营将进一步受到限制，另外部分省区继续高耗能让利政策，发电企业负担较重。二是煤炭供应形势不容乐观。随着全国经济逐步恢复，煤炭价格持续攀升，预计2010年煤炭价格将始终在高位运行。同时受煤电合作形势变化影响，电力企业将直接与煤炭企业、铁路部门洽谈供需和运力计划，燃料供应工作将面临更加直接和复杂的市场博弈格局。从面临的发展机遇来看，一是新能源开发前景广阔。2010年，世界能源发展将持续向“绿色”转型，国家陆续出台了一系列能源发展政策，部分新能源技术瓶颈也有望通过

17、国际合作得到缓解，新能源发展速度将远远高于传统能源，风电、水电、太阳能、核电等新能源和可再生能源发展面临重大机遇。二是市场需求进一步恢复。随着国民经济逐步回暖，全社会用电量同比有所增加，社会用电量总体将保持在较高水平，对各单位增供扩销、增发电量提供了较好的需求环境。随着煤化工产品下游企业生产能力的恢复，煤化工产品的市场需求量和产品价格也将逐步回升。（2）公司未来发展战略及新年度经营计划2010年的总体工作思路是：围绕“攻坚年”这一主题，突出“抓发展，强管理，增效益”的中心任务，以大力发展新能源为引领，以建设创新型企业为动力，创新思路，做实载体，细化措施，推动公司结构调整迈出新步伐，管理水平达到

18、新高度，盈利能力再上新台阶，加快建设国内领先、国际一流的综合性电力上市公司。 在电源发展上，公司将积极推进新能源开发，在开发风电项目的同时，加快海上风电的探索和实践，积极推进金太阳工程项目开发；全面抓好大机组和热电建设；积极抢占水电、核电资源，在保证大渡河水电机组按期投产的同时，立足东北“两江一河”，加大小水电并购开发力度；全力加快煤炭开发和清洁利用。2010年公司计划开工机组容量989.88万千瓦，其中火电541.8万千瓦，水电332.63万千瓦，风电103.95万千瓦，光伏11.5万千瓦；计划新投机组容量459.45万千瓦，其中火电66万千瓦，水电286万千瓦，风电103.95万千瓦，光伏

19、3.5万千瓦。2010年，公司将加强电力市场营销，全力提高发电效益，计划完成发电量776亿千瓦时（不含外高桥二期和英力特）；同时，依靠供热改造抢占供热市场份额，计划全年完成供热2328万吉焦。公司要强化市场营销工作，坚持以增量促增收，千方百计挤占电力市场，全力争取年度电量计划，围绕“年初计划、年中调整、年度落实”三个关键环节，积极落实代发、直供、跨区交易等增量计划，加强发电边际利润分析，优化电量结构，深入落实电价政策，确保新机标杆电价、脱硫电价执行到位，电费足额回收；要深化全面预算管理，建立完整的预算执行监督体系和预算分析常态机制，对重要指标进行动态监督，严格控制成本支出，确保各类可控费用处于

20、同类先进水平；要全面细化煤炭管理，深化与大型煤炭企业的战略合作，加强沟通协调，努力开拓煤源，调整来煤结构，进一步加大高性价比煤炭的掺烧力度；认清市场趋势，把握采购时机，优化储运方式；推行对标管理，强化内部监督；要大力开发热力市场，加强对热力市场的研究和分析，千方百计抢占供热市场。（3）资金需求及使用计划根据2010年度财务预算安排，2010年公司系统资金需求约447.85亿元，主要用于大渡河瀑布沟、深溪沟等续建项目以及热电联产项目、煤电一体化项目、水电和风电等清洁能源项目的开工建设，并安排部分前期项目资金，为公司未来发展做好储备。上述资金需求依靠公司自有资金及通过债务融资等方式解决。（4）公司

21、面临的主要风险因素分析1）宏观经济环境波动及电力需求下降导致的风险 电力作为基础行业和资本密集型行业，与宏观经济运行和经济周期密切相关。近年来全国发电装机规模增长速度较快，电力市场供需形势发生变化，发电设备利用小时数持续下降，发电行业内部竞争激烈，若我国未来经济增速放慢或出现衰退，进入经济下行周期，将直接引起电力需求的减少以及电力企业竞争加剧，使电力行业的发展受到较大影响。 2）煤炭市场的风险 从2008年开始，受煤炭价格大幅上涨的影响，电力全行业盈利能力大幅降低，公司的燃煤成本也大幅上升，利润率水平下降。尽管目前公司电源结构中，水电和风电占有一定的比例，但是燃煤成本在公司主营业务成本中仍占有

22、较大比重。未来煤炭供需形势和价格走势尚不明朗，煤炭市场存在的不确定性和不稳定性仍然是公司面临的风险因素。3）环保政策风险 近年来，我国环保治理的力度不断加大。在电力行业，国家推行了节能减排、支持新能源发展等多项行业政策。随着未来国家环保力度不断加大，环境保护标准日益提高，公司污染物排放缴费额度和环保设施改造运行维护费用支出可能增加，将提高公司的运营成本。4）关停小火电的风险 根据国家关停小火电计划，公司下属电厂共有54.4万千瓦装机容量被列入国家十一五末关停计划，其中国电电力朝阳发电厂40万千瓦（220），国电电力大连开发区热电厂14.4万千瓦（21.226）。两厂发电机组的关停，将对公司的资产、收入和利润产生一定的影响。5）财务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、设备维护和技术改造等都需要投入大量资金。随着公司业务结构的不断拓展和投资规模的逐步扩大，公司对资金的需求也相应增加，造成公司资产负债率较高。较高的资产负债率增加了公司的财务费用支出，增大了公司的财务风险。