电厂资金链断裂 煤都山西现断电风险_网易财经
电厂资金链断裂 煤都山西现断电风险
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煤都，官方口径年产超8亿吨的煤炭大省，却是全国发电企业亏损最严重省份，而山西中南部地区更是“重灾区”。山西中南部13家累计亏损141亿元，平均资产负债率111％，资不抵债企业数量达到了10家。山西大唐国际运城发电有限责任公司总经理王英说，“资金链已经断了，没钱买煤了。”随着冬季来临，各地煤炭产量下降，同时煤价还将随之上涨。如果亏损继续恶化，占山西省省调装机容量37％的机组面临全线停机风险。停电信号初现“有的火电厂投资一年，资产负债率就到90％以上”位于霍州市的山西兆光发电厂，共有2台30万千瓦机组和2台60万千瓦机组。一位山西发电企业人士说，但实际上，兆光发电厂目前2台机组停机，30万和60万千瓦机组各一台。与兆光电厂毗邻的是国电集团山西霍州电厂，该电厂2009年开工建设2台60万千瓦机组，但今年没有投产。“投产了就亏损，不投产还能把成本计入基建成本当中。”上述人士说。从国电霍州电厂出发，向东南方行驶至长治市。漳泽电厂4台机组停了3台，而一街之隔的漳山电厂4台机组停了1台。再向南驶抵运城市，山西大唐运城电厂状况更差，其两台60万千瓦机组已经全部停机50多天。因特高压示范工程试运行，国家电网公司预付了5000万元电费，让电厂运行起1台机组，保证试验用电。当地居民表示，现在该地区已经对部分高耗能企业限电，长治地区一度有114家企业因此停产。电厂建设通常是股东方出资占20％，银行贷款占80％，即电厂资产负债率的基数就是80％。“有的火电厂投资一年，资产负债率就到90％以上，两年资本金全赔进去了。”一位发电企业财务经理说，“那样的话银行怎么会把钱贷给你？其它手段，例如通过中央银行发行短期融资债券、发行信托产品、融资租赁等，现在去银行贷款要在基准利率基础上上浮10％，其他融资渠道则可能上浮20％-30％。我们电厂今年财务成本4亿，占总成本10％。”大唐山西运城电厂财务人员表示，按照上级公司要求，电厂必须按照基准利率贷款，所以运城电厂难以融资。山西电厂们，只能期待上级公司的资金支持。但中电联统计，五大发电集团1-7月合计亏损74.6亿。电煤困局有的电厂外省煤占总煤量的80％，运费占入场煤价的60％身居煤都，却买不到廉价煤炭。新投产电厂在处于前期可研阶段时，寄望于从当地小煤矿购买廉价煤炭。但2008年山西省开始对煤炭资源进行整合，小煤矿关闭，电厂只能从大型煤炭企业购煤。山西上网电价为3.562角/度，而山东、河南、湖北的电价分别为4.219、4.112、4.45角/度，每度电比山西电价高出5-8分钱。这就意味着这些地区比山西发电企业能够多承受125-200元／吨的煤炭价格。山西煤炭外运通道建设相对先进，当地煤炭企业将煤炭销往电价更高省份，山西当地电厂望而却步。“你买不起，别的省发电企业抢着要。”山西漳泽电力发电公司总经理李王斌说。另一方面，山西中南部也有热值高的优质煤，但这些同样是化工、冶金等行业生产所需。化工、冶金行业产品附加值高，即便价格达到1000元／吨，其仍可承受。企业只能买这些企业挑剩下的劣质煤。“2009年陕西、内蒙的煤便宜，就去那边找煤。”一位发电企业人士说，“现在陕西、内蒙的煤价也涨上来了。”多家电厂财务报表显示，山西中南部电厂在2007年经营状况虽然不好，但并未普遍亏损。2008年则业绩大幅下降，其中燃料成本翻倍增长。2009年，由于从陕西、内蒙买到了廉价煤，亏损额有所减少。但2010年及今年，亏损继续快速上涨。目前，山西中南部发电企业用煤多从陕西、内蒙购买，有的电厂外省煤占总煤量的80％，运费占入场煤价的60％。述发电企业人士说，“等于用油来换煤。”电价劣势“五大发电集团，加上地方发电企业都是竞争关系，各有各算盘”与大唐山西运城电厂一河之隔的是大唐河南华阳电厂，该电厂在运2台60万千瓦和2台30万千瓦的火电装机。“煤源都是一样的，就隔着一条河。”大唐运城电厂人士说，“去年华阳电厂盈利了1.2个亿，我们亏损近4个亿。”山西上网电价比河南上网电价低5.5分，这种计划经济定价模式是火电企业亏损根本原因。山西境内电厂被划为坑口电厂，电价在全国排倒数。今年国家发改委上调电价时，山西省上调幅度最大，达到了3.09分，这让山西发电企业第二季度呈现减亏迹象，但煤价随电价应声上涨，三季度亏损继续恶化。
“盼着上网电价涨，也害怕电价涨。涨完电价，煤价涨得更多。”一位山西发电企业人士说。山西中南部13家电厂，去年开始联合向山西省政府和国家发改委反映亏损问题，但收效甚微。“现在说发电企业联合 逼宫 ，可是五大发电集团，加上地方发电企业都是竞争关系，各有各算盘。”李王斌说，“你停机了我多发电，这样我就少亏点，怎么联合？”王英表示，更困难的时候是在月。“煤矿完成全年指标不怎么生产了，冬储煤需求又大，各地都在抢，价格肯定再涨。如果没有后续资金，到时候山西可能大面积停电。”
本文来源：21世纪经济报道
责任编辑：王晓易_NE0011
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火电行业概况 1
行业定义及分类 1
行业地位 1
一、能源结构：主导地位 1
二、国民经济：发展动力 2
2011年火电行业发展环境分析 4
2011年宏观经济环境分析 4
一、国内经济环境分析 4
二、国内经济趋势判断 6
2011年产业政策环境分析 8
一、产业政策分析 8
二、电力“十二五”规划 9
三、产业政策发展趋势 10
2011年行业发展社会环境分析 10
一、行业发展社会环境概述 10
二、节能减排：压力巨大 10
2011年行业技术环境分析 11
一、火电行业劳动生产率逐步提升 11
二、火电行业工艺方向 12
2011年火电行业运行情况分析 14
供给分析及预测 14
一、供给总量分析 14
二、供给结构变化分析 15
三、供给预测 17
需求分析及预测 18
一、需求总量分析 18
二、需求结构变化分析 19
三、需求预测 21
市场分析及预测 21
一、供需平衡分析及预测 21
二、价格变化分析及预测 23
投融资分析及预测 24
一、固定资产投资分析：电力生产与供应行业固定投资增速趋缓 24
二、兼并重组情况分析：发电企业战略转型步伐有望加快 25
经营状况分析及预测 26
一、行业规模：扩张缓慢 26
二、三费变化：财务费用大幅提高，融资成本上升 26
三、经营效益：收入高，利润低，亏损严重 28
四、财务指标分析：盈利能力不足，营运能力不断增强 28
2011年火电行业竞争状况及发展特征 30
行业竞争状况分析 30
行业竞争结构分析 30
一、“波特五力”模型分析 30
二、竞争特点分析 33
行业发展特征分析 33
一、行业集中度处于中等水平 33
二、原材料成本为主要成本 33
三、行业运营需要大量资金投入 34
四、行业处于成长期 34
2011年火电行业产业链分析 36
火电行业产业链介绍 36
火电行业上游产业分析 36
一、火电成本构成 36
二、煤炭行业：价格高位调整，电煤库存高 37
三、趋势预测 39
火电行业下游产业分析 40
一、整体需求分析：四大耗能产业为主要消费者 40
二、钢铁行业：下游需求减弱，产能减速 41
二、化工行业：需求增长乏力 42
三、有色金属业：结构调整，控制产能过剩 43
四、建材行业：产量保持较快增长 44
2011年火电行业区域发展分析 46
火电行业区域分布总体分析 46
一、规模分布：江苏、广东、河南规模领先，西部发展较快 46
二、效益分布：广东，江苏利润居前，河南亏损严重，东部地区效益最好 48
火电行业重点区域发展分析 50
一、江苏省——规模效益型 50
二、广东省——外资主导 整体经营效益好 52
三、河南省——煤炭大省 火电亏损严重 55
四、内蒙古——资源优势型 57
其他区域 59
2011年火电企业竞争力分析 61
行业内企业竞争情况分析 61
一、企业规模特征分析 61
二、企业所有制特征分析 62
行业内上市公司综合排名及各项指标排名 65
一、总资产排名 65
二、主营业收入排名 66
三、利润排名 66
四、净利润增长率排名 67
五、综合排名 68
华能国际 69
一、经营状况分析 69
二、企业经营策略和发展战略分析 69
三、SWOT分析 70
四、企业竞争力评价 70
大唐发电 71
一、经营状况分析 71
二、企业经营策略和发展战略分析 71
三、SWOT分析 72
四、企业竞争力评价 73
国电电力 73
一、经营状况分析 73
二、企业经营策略和发展战略分析 73
三、SWOT分析 74
四、企业竞争力评价 75
国投电力 75
一、经营状况分析 75
二、企业经营策略和发展战略分析 75
三、SWOT分析 76
四、企业竞争力评价 76
申能股份 76
一、经营状况分析 76
二、企业经营策略和发展战略分析 77
三、SWOT分析 77
四、企业竞争力评价 78
2012年火电行业风险分析 79
宏观环境风险分析 80
政策环境风险分析 81
供需风险分析 81
产业链风险 82
区域风险 82
企业经营管理风险 82
2012年火电行业投资策略 84
行业发展趋势要点 84
一、煤炭一体化开发 84
二、中西部快速发展 84
行业总体投资原则 84
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电力行业：电量稳步提升 火电仍存亏损风险
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陈俊华;李捷
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评级变动：
撰写时间：
&&& 行业近况：　　1-2月发电量同比增长12%，投资者关注近期电企盈利情况。
　　评论：　　电量回升，但火电存在亏损风险。1）电量稳步回升。1-2月，火电发电量增长9%，3月份，伴随工业用电恢复，电量持续环比趋势。我们预计1季度电量同比增长11%，火电电量增长10%。2）我国全年火电发电量约3.3-3.6亿kwh，消耗原煤约16亿吨，若原煤均价上涨20元/吨（不含税），则全年可增加火电成本320亿元，超过2010年火电行业利润总额。2011年一季度以来，电煤价格同比增长5%-10%，或30元/吨以上，火电无法完全消纳成本上升。3）点火价差显著恶化，电价调整迫切性增强。以各个省份动力煤现货价格为基础，比较各省份点火价差（元/MWh）水平，我们发现：2011年一季度，超过10个省份点火价差较2008年三季度更微薄，山东等省份点火价差快速恶化至个位数。月，火电行业税前利润率为-4.9%，为过去五年最低点。　　火电自身抗风险能力弱。1）负债率处历史高位。截至2010年末，火电行业负债率为74%，较2005年攀升8个百分点；2）供电能力充足，利用小时处历史较低水平。月，火电行业利用小时为835小时，利用率为59%，较去年同期持平，但仍低于年同期水平。3）历次电价提升幅度不及煤价涨幅，点火价差收窄。年，累计提升火电上网电价约69元/MWh，可覆盖约160元/吨含税煤价上涨；以山西坑口动力煤价格为例，年累计涨幅约250元/吨。　　水电防御性凸现。水电业绩稳定：一季度是枯水期，水电商业绩呈季节性低点，二、三季度，伴随来水增多，水电公司业绩将逐步回升。长期来看，规模扩张是水电公司业绩增长的主动力，上市公司中拥有在建水电资产的有：国电电力、国投电力和川投能源等。　　估值与建议：　　目前A股、H股电力股均处历史交易区间底部：A股电力股股价对应2011年市净率中枢为1.5-1.9x，港股电力股股价对应2011年市净率为0.6-1.4x。我们认为，较低的股值水平已反映了投资者对于盈利恶化风险的担忧，股价下行风险有限。　　短期内，建议关注由电价调整预期攀升带来的交易性机会。自2002年以来：电企盈利加速恶化阶段，电力股跑赢市场――投资者对于电价调整、电企盈利反转的预期增强。建议选取业绩弹性高的公司：华电国际，华能国际。敏感性分析显示：若上网电价波动1%，华电国际业绩提升67%，华能国际业绩提升18%。　　中长期内，防御为主，选取业绩确定性强，估值合理的上市公司。审慎推荐：长江电力、广州控股和国电电力。
　　风险提示：　　下半年，电煤价格上涨超预期。　　（具体内容请见附件）
　　全景网刊登此文目的在于传播更多信息，与本网站立场无关并谢绝转载！全景网不保证其内容的准确性、可靠性和有效性，本版文章的原创性以及文中陈述文字和内容并未经过本站证实，对本文以及其中全部或者部分内容、文字的真实性、完整性、及时性，数据及图表的准确性本站不作任何保证或承诺，请读者仅作参考，不作为任何买与卖的建议，并请自行核实相关内容。据此操作，风险自担。
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&48小时博客热贴企业 | 电建企业面临六大问题
本文选自《中国电力企业管理》2017年7期，作者为“中电联电力建设企业经营情况课题组”，原标题《中电联发布&电力建设企业经营情况调研报告&》。
随着国家经济政策的转型，能源调控政策的陆续出台，煤电去产能愈来愈迫切，加之电建市场不规范现象丛生，市场监管缺位，多重因素叠加致使我国电建行业发展遭遇了前所未有的困境，电力建设火电板块利润总额和营业收入利润率出现“双降”，资产负债率和已完工未结工程款呈现“双升”。
电建发展之困，引起了中电联的高度重视。为全面深入了解和掌握我国电力建设行业发展现状，积极反映电力建设企业的诉求，中电联成立了专门的调研组，于2017年上半年开展了电力建设企业经营情况专项调研工作。中电联调研组相继走访了中国能建、中国电建总部，听取企业情况介绍;现场调研了河南工程公司、江苏电建一公司等6家省级施工企业，听取14个在建电力工程项目的情况介绍。针对电建企业“走出去”、开拓非电业务和介入PPP项目情况，调研组还专项调研了山东电建三公司、江苏省送变电公司等企业，最后形成了《电力建设企业经营情况调研报告》，该报告即将上报国家有关政府主管部门。
电力建设企业经营情况分析 主要电建企业经营概况
目前我国主要电力建设企业有中国电建、中国能建、中国核建、内蒙古能建(1.53, 0.03,2.00%)，以及两大电网公司所属各省级送变电公司、各集团公司下辖的抽水蓄能、新能源等电力建设企业。此外，还有众多国有或其他经济性质的中小型电力建设企业、农民工分包施工企业等。按主营业务划分，电力建设企业可分为电力建设勘察设计、施工、监理、调试和装备制造等企业。
主辅分离改革六年来，我国主要电力建设企业不断深化集团化、国际化、多元化的改革力度。立足国内电源、电网建设市场发展同时，不断拓展非电业务和“走出去”的市场空间，2016年两大电建集团公司营业收入已达5400亿元。
通过综合分析预测“十三五”时期电力建设市场前景，未来四年传统电源建设市场规模或将急剧萎缩，除水电建设投资已呈现逐年减少情况外，市场投资占比较大的煤电建设投资将巨幅下降是主要原因;风电和太阳能等新能源建设仍将保持一定规模，但和近两年情况相比也是收缩态势。面对不断萎缩的水电建设市场，以及将大幅压减煤电建设规模，主要水电和火电勘测设计施工等企业将面临巨大的生存和经营压力。
电建企业发展面临六大问题传统电源建设加剧市场萎缩建设能力过剩
伴随电力建设迅猛发展，电建企业规模迅速壮大。2003年起针对电力供应紧张局面，电力工业在深化改革同时，以发展为中心不断加大电力建设力度，各电力集团企业和相关投资主体的电力投资建设积极性空前高涨，电力开工投产规模不断迈上新台阶。为满足电力建设市场大干快上需求，2002年后电建企业技术人员、机械设备等施工能力规模快速扩张。2002年至2008年期间，火电施工企业虽然年末在职员工数量变化不大，但企业现场技术和管理人员比例大幅上升，自有机械总台数和原值等指标增长均在50%以上。同时，这个时期农民工现场施工队伍逐渐形成壮大。
市场逐年萎缩致火电水电设计施工能力过剩。火电建设投资经过2004年至2010年7年多的快速发展，从2005年最高2271亿元逐年回落，至2011年降幅50%至1100亿元左右持续至今。火电建设市场规模大幅回落一半以后，火电设计施工企业呈现出两极分化现象。在投资减半相应市场项目规模减少一半的情况下，火电设计施工企业规模能力明显过剩，市场竞争愈发激烈甚至恶性竞争。水电建设投资2012年到达1239亿元顶峰后，四年间快速回落至2016年的612亿元。面对近年快速萎缩的水电建设市场，水电建设企业也面临火电建设企业同样的能力过剩情况。
占比降低且将大幅下降的火电建设市场。当前，全国电力供需总体宽松、部分地区供应能力过剩。2017年初，国家能源局开展了衔接有关省区市“十三五”煤电投产规模相关工作，以规范煤电建设市场和调控煤电建设投产规模。根据分析，年我国基本不会新开工常规煤电建设项目，且大量在建煤电项目要“停缓建”。照此推算，火电建设市场投资和建设规模将面临巨幅下降局面，而且这个趋势将是长期的。
在建煤电项目“停缓建”面临结算和补偿问题
一是前期临建费用摊销问题。工程项目开工时，所有生活及生产临时建筑设施已基本完成，一般规模及以上火电工程项目的临建规模在几百万元至千万元。同时，工程前期项目相关材料费用、大型机械进场及维修等费用也已相继投入，这些费用将在整个工程项目施工期内摊销。如果工程项目停建，则尚未摊销部分增加施工企业项目成本，财务报表体现亏损。
二是工程进度款拨付滞后问题。一些工程项目因资金不足，甲方工程款拨付滞后于工程进度，存在拖欠工程款现象，而项目“停缓建”将加大此事的严重程度。
三是项目“停缓建”相关结算与补偿问题。在建煤电项目“停缓建”后，建设业主方在面临自身经营压力情况下，势必增加进度款拨付、工程款结算、施工企业项目部撤出补偿等方面的不确定性。而工程合同普遍将政策变化因素归属于不可抗力范畴，按照“各自损失各自承担”原则，业主方对电力施工企业的投入和损失不予补偿，特别是对未形成实物工程量的材料、临建设施、人员设备闲置损失、人员设备进退场等费用不予认可，势必会造成电力施工企业巨大损失。据2017年3月末测算，本次在建煤电项目“停缓建”仅中国电建和中国能建承建项目就已形成待结算工程款近30亿元。
电力建设市场存在的相关问题
近几年，国内电力建设市场秩序不断好转，但仍存在着招投标程序不规范、合同条款有失公平、合同执行不规范等影响电力建设市场健康发展的现象。究其根源，电力建设市场行业监管缺失是主要原因。
招投标程序不规范情况。一是项目标段划分过多。工程项目划分成5～6个标段是当前较为普遍现象，个别工程项目甚至更多。这种做法与招投标法中“合理划分标段、确定工期”的规定相左，提高了施工企业投标成本，使现场生活及生产临建、大型机械、人力及管理等资源的利用率降低，管理环节增加施工成本上升，现场交叉作业增多，不利于工程安全生产管理。
二是项目“最高限价”设置不合理。2013年以来，大部分火电施工项目在招标环节设置了“最高限价”。但根据投标企业测算和中电建协专项调研结果，一些火电项目“最高限价”明显低于火电行业施工平均成本，且大都没有“最高限价”计算说明，招标环节透明度较低，不符合市场诚信原则和要求。
三是不严格执行《建设工程工程量清单计价规范》。一些招标单位采用“工程量清单计价”方式招标时，存在工程量清单不齐全现象。在工程施工过程中或结算阶段，对实际增加的工程量签证采取“回避”或者拖延签字等方式，加大了结算难度，损害了施工企业的正当利益。
四是“默认”低于成本价投标情况。为获取工程项目，个别自律性较差的施工企业投标价明显低于“行业平均成本价”，甚至出现远低于本企业“成本价”的“跳水”竞标现象，一些项目评标委员会对此听之任之。不仅扰乱了电力建设市场秩序，也为工程质量和施工安全埋下隐患。
五是一些项目投标保证金名目繁多极不规范。除质量保证金外，一些业主单位随意设立投标保证金、履约保证金、进度保证金、安全保证金、农民工工资保证金、廉政保证金等名目繁多的保证金，一些地方投资企业甚至设立投标诚意金(信用保证金)，导致投标单位投标费用大幅增加。
合同文本不规范，条款有失公平情况。一是合同总价一次性“包死”不予调整。一些业主单位将一些经营和管理风险较大工序设定为固定价格，采用合同单价和单列包干费用，在合同有效期间保持不变;不因市场变化、环境变化、政策调整、不可抗力事件或其他任何因素而调整，有意向承包方转移了风险。
二是合同价格调整条款较为苛刻。一些工程合同虽承认根据施工过程变化因素可以调整价格，但设置较高的调整门槛或调整的条件明显不利于电力施工企业，是典型不合理条款。
三是设置业主方可随意变更的条款。在一些合同的“变更”或“转让与分包”项下，经常出现“甲方可以对本工程或其任何部分的形式、质量或数量做出任何变更”这类不合理条款，为业主方随意变更合同约定留下伏笔，是明显不公平的市场行为。
执行合同存在随意性情况。一是随意提高工程质量标准。一些业主方出于工程创优等考虑，在工程项目中标价格没有体现“优质优价”或未包含工程项目创优费用情况下，要求施工企业按优质工程目标进行项目管理和施工，提出超出原合同规定以外的内容和要求，随意提高施工工艺和质量标准，转移和加大了施工企业成本。
二是随意变更合同工期。一些工程项目因前期筹备不充分、资金不足、设备及“甲供材”到货延迟等原因，要求施工企业中途停工、延后施工工期;或因提前试运投产加快施工进度、压缩施工工期，经常无偿或部分有偿调整工程进度安排，增加了施工企业成本和安全生产隐患。
三是随意口头承诺变更。施工过程中变更情况较多，业主方常常口头承诺变更事宜，事后签证文件容易推诿扯皮;有些变更明确留待工程结算时解决，而结算时又因相关人员调离或时间太久，原本口头约定无法落实。
四是随意干预施工企业材料采购。有些业主方对材料采购提出超过设计标准的额外要求，有的甚至直接指定供货厂商，干预承包单位的材料招标采购，造成施工企业采购成本增加，遗留工程质量风险隐患。
电力建设市场行业监管缺失。2005年2月国务院颁布的《电力监管条例》，未对电力建设市场行业监管职责进行明确规定，目前电力建设市场中招投标及结算等环节尚无明确的行业监管职能部门，无法实现专业、及时、贴近市场的监管服务。市场行业监管缺失是电力建设市场中一些问题长期存在的根本原因。
工程结算问题导致“两金”居高不下
目前我国主要电力建设企业“两金”(指应收账款和存货)居高不下，造成企业流动资金紧缺，潜亏风险加剧;其原因主要是结算难、结算周期长。以火电建设企业为例，2016年末仅两大电建集团公司的“两金”总量就达828.02亿元，占流动资产的比重为59.29%，其中：应收账款455.59亿元(含应收工程款304.06亿元)，占55.02%;存货372.43亿元(含未结算工程款216.25亿元)，占44.98%。
变更索赔难导致结算难度增加。一是部分项目变更事项发生后，业主方口头承诺变更事宜而不出具书面变更或委托资料，致使变更索赔工程量签证过程比较艰难，变更单价难以及时确定，造成变更结算周期较长;二是建设单位对一些因自身管理责任造成的变更索赔事宜，往往不希望体现管理失误因素，在结算中变更索赔难以实现;三是有些变更明确留待工程结算时解决，费用金额无法在工程实施过程中及时确定，造成费用索赔的不确定性因素增加，常常出现推诿扯皮现象。此外，施工企业与业主单位在人工费调整、材料价差、赶工费、优质优价、合同外工程量差、工程预算定额标准等方面的理解分歧，也是双方结算困难的具体体现。
以审计结果为结算依据导致结算周期延长。工程审计初衷是保证竣工项目费用真实、合规，维护国家及项目各市场主体利益及市场公平。但目前一些审计单位的审计费用往往与审减额挂钩，第三方审计过程中经常出现有失公平公正的做法，如随意增加审计次数、延长审计周期等，甚至出现要求审减额达到预定值的情况。业主单位、施工企业及审计单位三方关系错综复杂，导致项目竣工结算周期一再延长。
电建企业开拓非电业务及PPP项目遇到的问题
面对日益萎缩的电建市场，电力建设企业必然要延伸产业链、开拓非电业务、“走出去”，不断实现企业管理和业务转型升级。在开拓非电业务市场时，电建企业遇到的突出问题如下：
缺乏资质和业绩等准入条件。电力建设施工企业现有各类资质大都是围绕电力工程建设而取得，非电业务资质较少且等级较低，开拓非电业务市场入门就比较困难。如市政建设类业务，与电建施工企业主营业务属性相近，电建施工企业完全可以介入并有所作为,但市政建设类工程项目单标价都比较大，没有一级及以上专业资质，连招投标的基本条件都无法满足。目前，资质较低无法参加招投标以积累业绩，而资质申请和升级又需要业绩支撑，资质业绩门槛让电建企业陷入无解的怪圈。
行业壁垒和地方保护现象比较严重。随着城镇化建设的不断推进，基础设施建设规模依然可观，电建施工企业想拓展这个领域，除了资质问题制约之外，行业壁垒和地方保护现象比较严重，也阻隔着电建施工企业向这个领域发展。目前除两大电建集团的大型路桥、基础公司外，电建施工企业承接社会基础设施建设的施工项目并不普遍，偶尔承接到的项目，其额度也较小，无法实现规模化发展。
PPP项目风险较大融资渠道不畅。PPP项目大都集中于基础设施建设领域，政府选择合作方同样设置资质业绩准入条件，仍是电建企业无法回避的一道门槛。前景普遍看好的PPP项目同样竞争激烈，一些政府盲目冒进，PPP项目风险较高，金融机构不愿参与或要求集团公司连带担保且货款利率较高。电建企业同样存在着PPP项目运作管理人才缺乏、风险管控能力较弱的问题。
电建企业“走出去”面临的困难和问题
电力建设企业中水电和火电施工企业“走出去”较早，遇到的因难和问题比较典型。
企业国际融资能力较弱。2015年以来，代为融资、投资入股逐渐成为电建施工企业承揽国际工程项目的前提条件。我国电建施工企业经济实力普遍较弱，依靠自有资金投资国际工程几无可能，而企业自身经济状况不佳，又导致融资渠道受限，难以融得承揽国际工程项目的资金。因此，电力建设企业投融资能力已成为“走出去”的短板。
国内企业国外无序竞争现象明显。目前电建企业对外承揽工程主要集中在东南亚、中东和非洲等发展中国家，定位于电力建设中下游市场。企业数量较多而市场项目有限，中国企业之间相互压价、恶性竞争现象明显。动辄出现几家中国企业争夺同一个项目情况，报价远低于合理水平，严重损害企业长远利益和国家整体形象。
电力技术标准国际化进程滞后。目前大部分发展中国家电力行业标准基本沿用发达国家的技术标准，我国虽然具有完整的电力标准体系，但基本上难以被项目所在国接受，使我国电建企业在与欧、美、日、韩等国电建企业竞争中处于劣势。
企业整体竞争力不强。在国外大中型常规电站项目投标报价中，中国企业与欧美等国企业相比，总体静态造价约有10%～15%的优势，但在管理、标准、装备方面仍然有较大的差距，我国企业整体竞争力还不强。
法律援助服务不到位。随着“走出去”承揽国际项目业务增多，因不熟悉项目所在国宗教、习俗、法律等情况，国际项目经济纠纷和合同争议大幅增加，国内相应专业法律服务不能满足现实需求，而与国际知名法律服务机构或当地法律服务机构对接还需过程。
促进电建发展的政策措施建议出台煤电“去产能”相关配套政策措施
在建煤电工程项目“停缓建”面临结算和补偿问题，建议相关行业主管部门和行业协会跟踪关注在建煤电工程“停缓建”善后事宜，适时出台配套政策进行指导。建议在各电力集团公司指导协调下，有关在建煤电项目合同双方本着友好协商原则，妥善解决项目“停缓建”后进度款拨付、工程结算、前期投入分摊和后续撤出补偿等相关问题，及时支付相应款项。
建议相关政府管理部门客观评定主要水电火电设计施工企业综合素质、能力水平较高的事实，综合考虑大型电力建设工程覆盖专业面广的特点，在基础设施建设资质审查中实现相关业绩互认，帮助其开拓非电业务市场，缓解传统电源建设市场极速萎缩造成的冲击。
建议相关政府部门在京津冀、雄安新区等大规模区域建设规划及政策制定过程中，充分考虑煤电“去产能”对煤电市场巨幅调整和对火电建设企业生存经营巨大影响，客观评定火电勘测、设计、施工企业较强装备施工能力和现代化管控水平，引导支持火电建设企业尤其是火电施工企业参与其中。
明确电力建设市场行业监管职责，规范市场主体行为
明确电力建设市场监管机构和职责。建议在政府电力行业主管部门内明确或建立电力建设市场行业监管机构，明确其电力招投标、合同签订、工程结算等市场各环节相关行业监管职责。依据国家相关法律法规，制订完善电力建设招投标管理办法等相关行业监管规章，开展招投标、工程结算等市场行为监督，规范市场各方主体行为，协调解决招投标及合同履约过程中发生的市场争议。
规范推行电力建设合同示范文本。提倡各电力建设投资主体执行住房城乡建设部等九部委颁布的建设工程合同示范文本，减少合同条款有失公平及执行随意等不规范情况发生。建议由电力建设市场监管机构(或委托电力建设行业协会)牵头调研，制订符合电力建设行业特点的电力建设合同示范文本，在电力建设领域推广适用。
完善电力建设工程项目中标价形成机制。严格执行国家有关招投标的法律法规，防止以远低于成本价格中标情况。为保证电力建设工程市场价格合理定位，完善项目中标价形成机制，坚持工程项目价格以工程量清单计价为基础，全面落实《建设工程工程量清单计价规范》和《电力建设工程工程量清单计价规范》。
加强行业信用体系建设，规范市场主体行为。建议政府行业信用主管部门牵头搭建全国电力建设市场各类主体企业信用信息监管平台，跟踪监控电力建设市场各环节运行情况，及时反馈曝光超低价中标等市场恶性竞争行为。行业主管部门和行业协会定期开展电力建设市场信用情况调研，定期发布市场信用情况报告，弘扬以诚信自律为核心的市场主旋律，建设良好市场运行环境。
加强监管，落实各类安全生产主体责任
一是建议政府行业安全监管部门强化对电力建设工程项目各方安全生产主体责任落实的监管，严厉处罚随意压缩工期、违反安全生产费用列支使用要求等违规行为。二是建设单位应组织各参建单位规范落实安全生产主体责任制，深化对安全生产管理要素的理解。三是强化安全技术管理。各施工企业应建立健全施工安全技术保证体系，保证作业规程和技术措施落实到位。四是大力推进安全生产标准化建设。实现安全生产责任体系全覆盖，强化对施工现场监督检查。五是持续开展安全培训教育。从提高现场作业人员自我防范意识入手，实现人员本质安全的目标。
统筹规范电建企业国际产能合作
充分发挥电力国际产能合作联盟作用。加强“一带一路”相关政策研究，加强以规划合作作为双边合作的引领，加强电力建设企业国际产能合作统筹协调，在开拓境外市场及合同履约中发挥统筹、规范、服务作用。
一是组织开展国家“一带一路”战略相关政策和措施研究，提供政策解读和业务指导;研究制定电力建设企业国际产能合作产业规划。通过政府推动、协会引领、企业主导的方式，促进电力行业在更高层次上参与国际竞争，同时带动电力装备企业国际产能合作工作。
二是以规划合作作为双边合作的引领。通过开展相关国家电力规划合作，帮助相关国家制订电力发展规划和电力项目开发计划，引导电力建设企业有序参与相关国家电力项目投资建设，促进我国与相关国家在更高层面开展电力合作。
三是发挥电力国际产能合作联盟在政府主管部门、金融机构与电力建设企业之间的桥梁纽带作用，促进融资渠道畅通，创新海外项目融资模式，形成融资运作优势。
四是研究制订国内电力建设企业国际产能合作相关市场行为规范，促进电建企业加强行业自律，减少国有企业在国外市场中恶性竞争行为，维护企业共同利益和国家形象。
五是组织开展国际市场相关国家法律、经济、文化等研究，搭建国际项目法律咨询服务平台，提供法律援助服务;组织研究有关国内标准与国际标准对接应用，提供工程标准咨询服务;组织开展国际产能合作专业人才培训，提供专业指导服务。
六是借鉴“中国高铁”、“中国核电”品牌推广经验，依托“一带一路”建设，打造“中国电力”这第三张国家名片。积极化解电力建设产能过剩，推动“中国水电”、“中国火电”、“中国送变电”等品牌走向世界。
促进企业转型升级，提高创新发展能力
完善体制机制，探索企业管理创新。一是以商业模式创新为方向，创新体制机制。探索引入非国有资本以优化企业股权结构，完善股权、期权和效益分配等激励机制，充分激发企业内生动力，构筑公司与员工利益共同体。
二是提高精益化管理水平。强化全面预算管理，深化项目成本预算管控，努力降本增效，提升盈利能力。加强企业对标管理，不断完善企业内控和监督工作，实现综合管理水平的螺旋式提升。
三是深化集团内部企业整合，提升合力。通过集团内部以强带弱、强弱融合，提升企业整体实力。内部企业由竞争走向竞合，改单打独斗为合作共赢，提升资源整合能力。加大对市场前景好、附加值高的业务和产品的资源投入，加速淘汰落后产能，盘活存量资产。
注重市场开拓，努力推进业务转型升级。一是提高企业综合解决方案能力和水平。落实供给侧结构性改革要求，对接市场需求提升产品和服务质量，增强为业主提供全产业链一体化解决方案的能力。推动企业由单纯施工向EPC升级，从设计施工向主动为业主提供综合问题解决方案升级。二是主动延伸业务产业链。针对国内煤电建设“停缓建”导致传统火电建设业务巨幅下降的趋势，建议相关企业资源积极向新能源建设、配电网建设、电厂检修等上下游产业链延伸，向综合性能源管理服务模式延伸。
三是积极拓展非电业务市场。在广泛介入市政建设类等基础设施建设领域同时，企业应积极探索发展新能源、新材料、高端装备制造等战略性新兴产业，创造新市场、新业务、新业态，不断优化市场和产业结构，提升改造传统工程产业。
在“一带一路”和“雄安新区”建设中积极作为。一是落实国际业务优先发展战略，核心能力向国际转移。充分发挥企业集团总部、国际经营平台与龙头企业的统筹引领作用，发挥电力规划咨询优势和市场网络优势，加强国际业务顶层设计和国际业务风险控制。加强国际业务人才队伍建设，培养和引进国际工程管理人才，大力推进属地化劳务使用。
二是积极参与“雄安新区”建设。发挥电力建设企业在基础设施建设管控、城乡电网专业建设、城市给排水处理工程等方面的优势和经验，努力实现产业链延伸和非电市场开拓，促进企业可持续发展能力的提升。
强化行业协会引导、自律、协作、服务作用
按照行业协会脱钩方案精神，不断完善政府部门向社会组织购买服务机制，完现行业协会转型发展。
协助实施电力建设企业资质管理。资质管理在电力建设市场监督管理、市场准入和维护市场秩序中发挥着重要作用。目前电力建设企业资质还由住房城乡建设部统管，电力建设市场行业监管也没有明确归口管理部门，很难满足其专业性、便捷性等市场服务需求。建议在住房和城乡建设部统一指导下，电力建设企业资质由国家能源行业主管部门归口管理，委托电力建设行业协会具体组织实施，全面开展电力设计、施工、监理等企业资质前期审核及事中事后监管工作。
开展电力建设市场信息平台建设。在完善电力建设行业统计职能的同时，利用信息技术和网络技术探索搭建电力建设市场综合信息平台，整合电力建设、设计、施工、监理、调试、分包等企业信息资源，为政府和企业提供市场信息服务。结合目前调整电源结构、控制火电投产规模情况，跟踪停缓建煤电项目实际进展情况，及时反馈政策落实情况和电建市场的动态信息。
协助加强行业信用体系建设。电力建设行业开展信用体系建设起步较早，范围覆盖了建设、设计、施工、监理、调试等领域，措施和效果比较显著。建议行业协会继续发挥现有电力建设行业信用体系的作用，增强市场主体自律意识和引导市场诚信行为;在协助各集团公司加强对所属电建企业市场行为自律管控的同时，充分运用信用联合奖惩机制，对市场主体失信行为予以及时曝光，协助维护好电力建设市场秩序。
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