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浙江浙能电力股份有限公司公开发行可转换公司

2020-09-08 17:31交流反馈 人已围观

简介4、 无形资产(扣除土地使用权、水面养殖权和采矿权等后)占净资产的比例=无形资产(扣除土地使用权、水面养殖权和采矿权等后)净资产 7、 息税折旧摊销前利润=利润总额+利息支...

  4、 无形资产(扣除土地使用权、水面养殖权和采矿权等后)占净资产的比例=无形资产(扣除土地使用权、水面养殖权和采矿权等后)÷净资产

  7、 息税折旧摊销前利润=利润总额+利息支出+固定资产折旧、油气资产折耗、生产性生物资产折旧+无形资产摊销+长期待摊费用摊销+计入财务费用的未确认融资费用

  10、每股经营活动产生的现金流量净额=经营活动的现金流量净额÷期末普通股份总数

  按照中国证监会《公开发行证券公司信息披露编报规则第09号-净资产收益率和每股收益的计算及披露(2010年修订)》计算的公司净资产收益率和每股收益如下表所示:

  根据《公开发行证券的公司信息披露解释性公告第1号》的规定,报告期内,浙能电力非经常性损益列示如下表:单位:元

  浙能电力管理层结合最近三年经审计的合并财务报告以及最近一期未经审计的合并财务报表,,对报告期内浙能电力的财务状况、盈利能力、现金流量状况和资本性支出进行如下讨论和分析。

  本节部分内容可能含有前瞻性描述。该类前瞻性描述涉及一些不确定因素,可能与浙能电力未来的最终经营结果不一致。投资者阅读本节内容时,应同时参考募集说明书“第六节 财务会计信息”中的相关财务报告及本公司经审计的财务报告。

  根据2013年5月30日浙能电力2013年第二次临时股东大会和东南发电2013年第二次临时股东大会审议通过的浙能电力换股吸收合并东南发电的相关议案,自换股完成之日起,原归属于东南发电少数股东的损益也将纳入浙能电力归属于母公司股东的净利润进行核算,提醒投资者关注上述变化。

  公司为电力企业,属资本密集型行业,且经营周期长,因此资产规模较大、非流动资产占比较高。近三年,公司非流动资产平均占比超过77%,符合行业特点。报告期内,随着浙能电力权益装机容量和发电量持续增长、盈利稳步提高及2012年末增资扩股引入外部投资者,浙能电力总资产保持增长态势。

  2014年6月末浙能电力资产规模较2013年末减少125,685.67万元,降幅为0.22%,主要原因如下:(1)浙能电力将长兴热电51%股权转让给上海电力600021股吧)股份有限公司,导致长兴热电2014年起不再纳入合并报表;(2)2014年6月末浙能电力持有的可供出售金融资产账面价值下降53,591.68万元;(3)公司以部分自有资金偿还了银行贷款。

  2013年末浙能电力资产规模较2012年末增加1,063,971.94万元,增幅为13.07%,主要原因如下:(1)2013年浙能电力建设六横电厂、台二电厂、长兴、镇海和常山等天然气热电联产工程、燃煤机组脱硝工程等项目,在建工程大幅增加434,023.27万元;(2)2013年浙能电力参股的发电企业盈利增长以及对秦山核电有限公司等公司进行增资,2013年末长期股权投资余额较2012年末增加354,726.29万元;(3)根据2013年4月2日召开的浙能电力2012年度股东大会的决议,浙能电力分红349,744.13万元,在一定程度上抵消了总资产增加的幅度。

  2012年末浙能电力资产规模较2011年末增加586,057.78万元,增幅为7.76%,主要原因如下:(1)2012年浙能电力正在建设六横电厂、台二电厂、长兴、萧山和镇海等天然气热电联产工程、燃煤机组脱硝工程等项目,无形资产、在建工程大幅增加;(2)2012年浙能电力参股的发电企业盈利增长,2012年末长期股权投资余额较2011年末增加275,560.50万元;(3)2012年浙能电力实现净利润462,414.32万元;(4)2012年末浙能电力所持有的可供出售金融资产市值较2011年末上升46,715.36万元。

  报告期内,浙能电力负债结构整体较为稳定,流动负债比重均在40%-55%之间。截至2014年6月末,流动负债金额为1,950,793.19万元,占负债总额的42.80%,而非流动负债金额为2,607,450.70万元,占负债总额的57.20%。2011-2013年,浙能电力负债总额持续增加,2013年末较2012年末,浙能电力负债总额增加670,760.35万元,增幅16.01%;2012年末较2011年末,浙能电力负债总额增加128,337.76万元,增幅3.16%,主要是由于报告期内浙能电力建设六横电厂、台二电厂、长兴、镇海和常山等天然气热电联产工程、燃煤机组脱硝工程等项目,相应的借款和应付工程款大幅增加所致。

  由上表可见,报告期内,浙能电力流动比率高于A股同行业上市公司,反映与A股同行业上市公司相比,浙能电力具有较强的资产流动性和偿债能力。

  截至2014年6月末,浙能电力流动比率较截至2013年末有所上升,主要是由于(1)长兴热电不再纳入合并范围,相应的短期借款98,000万元转出;(2)浙能电力利用部分自有资金偿还了部分银行贷款和委托贷款导致公司短期借款大幅下降所致。

  截至2013年末,浙能电力流动比率略有下降,主要是由于短期借款和应付工程款大幅增加所致,但期末浙能电力的流动比率仍然高于行业平均水平,表明浙能电力保持了良好的流动性。

  截至2012年末,浙能电力流动比率提高,主要是由于2012年12月31日浙能电力进行了增资扩股,收到河北港口集团、航天基金、信达资产认缴的出资款133,002.66万元所致。

  由上表可见,报告期内,浙能电力速动比率高于A股同行业上市公司,反映与A股同行业上市公司相比,浙能电力具有很强的资产流动性和偿债能力。

  截至2014年6月末,浙能电力速动比率较截至2013年末有所上升,主要是由于公司短期借款大幅下降所致。

  截至2013年末,浙能电力速动比率略有下降,主要是由于短期借款和应付工程款大幅增加所致。但期末浙能电力的流动比率仍然高于行业平均水平,表明浙能电力保持了良好的流动性。

  截至2012年末,浙能电力速动比率提高,主要是由于2012年12月31日浙能电力进行了增资扩股,收到河北港口集团、航天基金、信达资产认缴的出资款133,002.66万元所致。

  由上表可见,报告期内,浙能电力资产负债率基本保持稳定,并低于A股同行业可比上市公司,说明浙能电力资本结构较为稳定,具有较强的偿债能力。

  2014年6月末、2013年度、2012年度、2011年度浙能电力的利息保障倍数分别为7.58、8.33、6.13和5.42,说明报告期内浙能电力自身盈利可以充分保证到期利息的偿付,从而维持现有的资本结构,偿债能力较强。报告期内,浙能电力利息保障倍数逐年增加,偿债能力进一步提升,主要是由于报告期内浙能电力盈利能力总体呈现提升态势,2014年1-6月、2013年度、2012年度和2011年度分别实现利润总额411,340.28万元、929,950.01万元、561,315.90万元和332,452.27万元。

  此外,公司与银行等金融机构保持了良好的关系,与多家银行建立了长期战略合作关系,被多家银行授予较大的授信额度,具有良好的债务融资能力。同时,公司还可以通过资本市场进行股权融资和债务融资,具有广泛的融资渠道和较强的融资能力。

  注:上述财务指标的计算公式为:应收账款周转率=营业收入/期初期末应收账款平均余额。

  报告期内,浙能电力应收账款周转率高于A股同行业上市公司,主要是由于浙能电力努力提高应收账款管理水平,有效控制账龄较长的款项所致。2014年1-6月份公司应收账款周转率较低主要是由于受到宏观经济影响,上网电量有所下降以及煤炭贸易规模压缩进而导致营业收入较低所致。

  注:上述财务指标的计算公式为:存货周转率=营业成本÷期末期初存货平均余额。

  报告期内,浙能电力存货周转率低于A股同行业上市公司,主要是由于浙能电力距离主要产煤区较远,为保障电力生产的煤炭供应,煤炭库存量高于A股同行业上市公司平均水平所致。

  2013年度,浙能电力存货周转率有所上升,主要是由于在煤炭价格下降的预期下,浙能电力为了盘活资产,规避煤炭价格下降给其带来的损失,同时加大媒体采购规模,有效实现成本控制,在保障电煤供应的情况下,增加了对现有煤炭存货的对外出售,加速了存货的周转效率。2014年1-6月份公司存货周转率较低主要是由于受到宏观经济影响,上网电量有所下降以及煤炭贸易规模压缩进而导致营业成本较低所致。

  截至2014年6月末,浙能电力未持有任何交易性金融资产,持有的可供出售金融资产主要系由于浙能电力换股吸收合并东南发电后,自东南发电承继所得。1999-2000年期间,东南发电为加强资金和资本运营管理,提高资金运作效率和效益,出资认购相关银行的增资扩股,该等银行上市后即按照会计准则的相关规定纳入金融资产核算,截至2014年6月末,可供出售金融资产账面价值为298,075.03万元,具体情况如下:

  [注1]: 该股票期末收盘价10.24元/股,包含已宣告未发放股利0.62元/股。

  [注2]:该股票期末收盘价3.88元/股,包含已宣告未发放股利0.26元/股。

  [注3]:该股票期末收盘价10.03元/股,包含已宣告未发放股利0.46元/股。

  [注4]:该股票期末收盘价2.54元/股,包含已宣告未发放股利0.172元/股。

  报告期内,浙能电力经营状况良好,营业收入、营业毛利、营业利润、利润总额和净利润总体保持增长态势。单位:万元,%

  浙能电力的营业收入主要来源于合并报表范围内公司的电力销售。2014年1-6月,浙能电力实现营业收入1,931,995.95万元。2013年,浙能电力实现营业收入5,391,600.26万元,较2012年增长14.57%;2012年,浙能电力实现营业收入4,706,120.75万元,较2011年增长7.81%。

  营业收入的增长主要是由于浙能电力电力销量的增长以及对外销售煤炭收入的增长。报告期内,浙能电力营业收入的构成如下:单位:万元,%

  公司的主营业务成本主要为燃料,2013年度、2012年度和2011年度,燃煤成本占主营业务成本的比例分别为68.00%、72.35%和74.53%。

  2013年营业毛利为1,020,151.80万元,较2012年增长43.91%,主要是由于2013年电煤市场价格持续处于低位,有效控制了公司营业成本所致。

  2012年营业毛利为708,878.4万元,较2011年增长47.85%,主要是由于:(1)2012年浙能电力的平均上网电价高于2011年。自2011年12月1日开始,按照浙江省物价局《关于调整省电网统调电厂上网等有关事项的通知》(浙价商[2011]383号),浙江省统调燃煤机组标杆上网电价每千瓦时提高0.025元(含税);(2)2012年电煤市场价格较2011年大幅下降。

  2014年1-6月、2013年度、2012年度、2011年度,浙能电力主营业务毛利率分别为21.64%、23.01%、16.49%和11.48%,与同行业可比上市公司的比较情况如下:单位:%

  从上表可以看出,不同的A股同行业上市公司的主营业务毛利率差异较大,主要是由于:(1)各A股同行业上市公司的燃煤采购成本存在较大差异,内蒙华电600863股吧)、大唐发电等部分发电企业掌握了上游煤矿资源,可以获得价格较低的燃煤;(2)各A股同行业上市公司各可比上市公司下属电厂的位置不同,距离煤炭主要产区的远近不同,导致燃煤运输成本存在较大差异;(3)各A股同行业上市公司的发电机组结构不同,如国投电力600886股吧)、国电电力600795股吧)以及粤电力等还拥有一定比例的水电机组,导致业务的整体毛利率存在一定差异;(4)各A股上市公司的主营业务定义不同,除发电业务外,大唐发电还拥有部分煤炭销售业务和化工业务。

  报告期内,浙能电力合并口径下的主营业务毛利率略低于同行业上市公司的平均水平。主要是由于浙能电力的控股装机全部为火力发电机组,毛利率低于国投电力、国电电力以及粤电力等拥有一定比例水电机组的可比公司,另一方面,浙能电力目前并无控制上游煤炭资源,且距离产煤区较远,综合煤炭成本相对可比上市公司较高,导致浙能电力的主营业务毛利率略低于同行业上市公司的平均水平。

  2011-2013年度,浙能电力毛利率持续提升,主要得益于(1)国家发改委自2011年12月至2013年9月期间对浙江省统调燃煤发电企业上网电价上调0.025元/千瓦时(含税)的政策影响,浙能电力的电力销售业务收入增加;(2)浙能电力上网电量有所增加,2013年度上网电量984亿千瓦,较2012年增加3.69%。(3)作为营业成本构成中最主要的燃煤价格在报告期内持续走低,浙能电力的燃煤成本得到有效控制;(4)浙能电力通过油改气、新建大容量高效率机组等持续优化机组结构,同时提高管理效率,发电机组的整体效率得到提升。以供电煤耗和平均发电利用小时两项指标为例,2012年度浙能电力控股火电机组供电煤耗为311.89克,优于全国6,000千瓦及以上电厂供电标准煤耗327克左右;2013年公司控股火电机组供电煤耗为306.70克,优于全国6,000千瓦及以上电厂供电标准煤耗325克;浙能电力2013年度控股燃煤机组平均发电利用小时达到6,645小时,较之2012年度同比增幅达17.09%,亦远高于2013年全国6,000千瓦及以上火电设备累计平均利用小时5,012小时。

  2014年1-6月,浙能电力毛利率水平较2013年度略有所下降主要是由于(1)由宏观经济的的影响,浙江省整体的全社会用电量增速放缓,2014年上半年发电量443,亿千瓦时,同比减少40亿千瓦时,而营业成本中的人工、固定资产折旧等固定成本支出变动较小;(2)2013年10月11日,根据《国家发展改革委关于调整发电企业上网电价有关事项的通知》(发改价格[2013]1942号)决定调整浙江省电价水平,浙江省统调燃煤电厂上网电价每千瓦时降低2.5分钱,进而导致2014年1-6月平均上网电价较2013年度较低所致;(3)煤炭价格仍处于低位,较大程度上抵消了上网电量和上网电价下降带来的不利影响。

  公司利润主要来源于主营业务,主营业务毛利占营业毛利的95%左右。其中电力销售贡献了主营业务95%以上的毛利,是公司利润的的主要来源。

  报告期内,浙能电力的期间费用主要为管理费用和财务费用。随着业务规模不断扩大,报告期内浙能电力的期间费用呈同步增长态势,但期间费用率一直保持在相对稳定的水平。单位:万元,%

  2011-2013年,浙能电力管理费用逐年增加,一方面是由于随着嘉华发电2台100万千瓦机组、滨海热电2台30万千瓦时机组、萧山天然气热电联产机组、长兴天然气热电联产机组投产,浙能电力生产经营规模的逐年扩大,职工薪酬及社会保险费和各项税费等相应逐年增加所致,另一方面,随着六横电厂、台二电厂的持续建设,部分其他电厂员工调整至该等在建项目先行进行培训,且该部分员工工资根据会计准则的要求视同提前进场费不纳入“在建工程”科目核算,故将其计入管理费用,导致职工薪酬及社会保险费有较大幅度增加。剔除上述因素影响,报告期内浙能电力加强对下属单位的管理,提倡节约办企业,努力节约各项开支,管理费用总体得到有效控制。

  电力行业属于重资产行业,发电企业建设新项目时,通常需要借入较大金额的项目建设贷款。该部分项目贷款产生的利息费用在工程完工转入固定资产后计入财务费用,此外,浙能电力为满足日常燃煤采购等日常资金需求,亦向银行等金融机构借入了较大金额的短期流动资金借款。因此报告期内浙能电力的利息支出金额较高,2014年1-6月、2013年、2012年和2011年利息支出分别为83,844.185万元、189,496.50万元、194,315.91万元和168,443.14万元。

  报告期内,浙能电力的投资收益主要来自其与其他发电企业、煤炭企业合资办电及投资核电企业后按照权益法进行核算所取得的投资收益。除控股火力发电电厂外,浙能电力参股火力发电电厂机组性能优势明显,超临界、超超临界机组占据主要地位。

  截至2014年6月30日,浙能电力合营(不含受托管理)参股9家火力发电电厂,共计33台火力发电机组,其中燃煤机组27台,60万千瓦及以上燃煤机组20台,上述60万千瓦及以上燃煤机组权益装机容量占参股燃煤机组权益装机容量比例为86.23%,远高于全国平均水平。

  除上述火力发电企业外,浙能电力还参股核电秦山联营有限公司(持股比例20%)、秦山第三核电有限公司(持股比例10%)、三门核电有限公司(持股比例20%)、中核辽宁核电有限公司(持股比例10%)和秦山核电有限公司(持股比例28%)。截至2013年12月31日,已经建成投产的核电秦山联营有限公司和秦山第三核电有限公司归属浙能电力权益装机容量66.96万千瓦。三门核电有限公司规划建设6*125万千瓦核电机组,中核辽宁核电有限公司规划建设6*100万千瓦核电机组,秦山核电有限公司拟规划新建2台百万千瓦级压水堆核电机组。待三门核电有限公司、中核辽宁核电有限公司和秦山核电有限公司上述核电机组投产后,浙能电力参股核电机组权益装机容量和权益发电量将进一步增加。

  2014年1-6月、2013年度、2012年度和2011年度浙能电力的投资收益金额分别为157,986.80万元、282,837.48万元、209,580.48万元和146,097.93万元。2013年浙能电力投资收益较2012年增加73,257.00万元,主要是由于2013年煤价相对低位运行导致浙能电力上述参股的燃煤发电企业利润进一步增长所致。2012年浙能电力投资收益较2011年增加63,482.55万元,主要是由于2012年煤价相对低位运行以及上网电价的上调导推动浙能电力上述参股的燃煤发电企业利润也增长较快所致。

  2014年1-6月、2013年度和2012年度,浙能电力的归属于母公司所有者的非经常性损益占归属于母公司所有者的净利润的比例为2.11%、0.72%、4.92%,非经常性损益金额占比不高,不会对浙能电力的经营成果造成重大影响。

  2011年,浙能电力的归属于母公司所有者的非经常性损益占归属于母公司所有者的净利润的比例较高,主要是因为:2011年,根据浙江省国资委《关于同意浙江省电力开发有限公司改制上市涉及部分企业国有产权(资产)、负债无偿划转的批复》(浙国资产权[2011]31号),浙能集团及其子公司将其持有乐清发电51.00%的股权、兰溪发电72.00%的股权、滨海热电88.00%的股权、富兴燃料100%的股权、舟山煤电52.11%的股权无偿划转至浙能电力,使得2011年非经常损益中同一控制下企业合并产生的子公司期初至合并日的当期净损益39,669.99万元,占当年非经常性损益的79.40%。

  根据《2013年国民经济和社会发展统计公报》,初步核算,我国2013年国内生产总值568,845亿元,比上年增长7.7%。其中,第一产业增加值56,957亿元,增长4.0%;第二产业增加值249,684亿元,增长7.8%;第三产业增加值262,204亿元,增长8.3%。第一产业增加值占国内生产总值的比重为10.0%,第二产业增加值比重为43.9%,第三产业增加值比重为46.1%。

  随着国内生产总值的逐年增长,我国全社会用电量也呈逐年增长态势。自2006年以来我国全社会用电量的数据如下表:

  根据国家电力规划研究中心出具的《我国中长期发电能力及电力需求发展预测》,“综合考虑各种发电装机类型,2020年我国电力装机将达到18亿千瓦左右,其中煤电、气电等化石能源装机约占2/3;2030年电力装机将达到25-28亿千瓦,化石能源装机约占50%-60%、非化石能源装机约占40%-50%。到2050年,我国发电量的饱和规模将达到13.1-14.3万亿千瓦时左右。人均发电量达到9034-9862千瓦时,与韩国、台湾水平相当,约为美国水平的70%。”

  “根据预测,2020年以前,我国仍然处于工业化高级阶段向初级发达经济阶段转型的过程中,电力需求将继续保持较快速度增长,年均增速不会低于6%,到2020年全国需电量将达到7-8万亿千瓦时左右;2021-2030年,我国将从发达经济阶段的初级阶段向高级阶段过渡,电力需求年均增速将放缓到3.5%左右,到2030年全国需电量将达到10-11万亿千瓦时左右;2031-2050年,我国经济社会将处于高级发达经济阶段,我国步入中等发达国家行列,电力需求年均增速进一步放缓至1.0%左右,到2050年全国需电量将达到12-15万亿千瓦时。”同时,根据《国务院关于印发能源发展“十二五”规划的通知》(国发[2013]2号),“十二五”时期能源发展主要目标中,全社会用电量预期实现年均8.0%的增长,2015年实现全社会用电量达到6.15万亿千万时;电力装机容量预期实现年均9.0%的增长,2015年预计达到14.9亿千瓦。

  浙能电力的绝大多数发电机组都位于浙江省区域范围内,浙江省整体经济发展状况对浙能电力持续盈利能力存在重大影响。

  根据《2013年浙江省国民经济和社会发展统计公报》,初步核算,浙江省2013年生产总值37,568亿元,比上年增长8.2%。其中,第一产业增加值1,785亿元,第二产业增加值18,447亿元,第三产业增加值17,337亿元,分别增长0.4%、8.4%和8.7%。人均GDP为68,462元(按年平均汇率折算为11055美元),增长7.8%。三次产业增加值结构由上年的4.8:50.0:45.2调整为4.8:49.1:46.1。2006-2013年浙江省生产总值及其增长速度情况如下:

  自2006年至2013年八年间,浙江省全社会用电量从1,909亿千瓦时上升到3,453亿千瓦时,年均复合增长率达到8.84%。下表为自2006年以来,浙江省全省用电量及增长率数据:

  浙江省地处东部沿海,一次能源较为匮乏,能源的提供主要依靠以电力为主的二次能源。随着浙江省人民生活水平的提高、城市化进程的不断推进,未来几年的电力需求将不断增加。根据浙江省能源局和浙江省发展规划院研究的《浙江省“十二五”和中长期能源需求预测研究》,浙江省能源需求将在未来二十年继续保持增长,并于2030年达到峰值。而根据浙江省发改委和浙江省能源局研究的《浙江省“十二五”和中长期能源结构优化方案研究》,截至2015年,浙江省电网装机容量将达到8,035万千瓦,其中火电机组占比为75%左右。根据浙江省电力公司《十二五电力电量方案》的预测,到2015年,浙江省最高负荷、用电量将分别达到7,165万千瓦和4,182亿千瓦时,“十二五”期间年均增长分别为9.5%和8.4%。因此,未来相当长的一段时间内,确保电力供应安全和调整电力能源结构仍然是浙江省电力行业的发展方向。

  从长期来看,浙江省经济乃至我国经济的增长态势及产业结构的变化,将影响全社会用电量,进而会对浙能电力的盈利能力产生影响。

  我国在《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》中提出,适应大规模跨区输电和新能源发电并网的要求,加快现代电网体系建设,进一步扩大西电东送规模,完善区域主干电网,发展特高压等大容量、高效率、远距离先进输电技术,依托信息、控制和储能等先进技术,推进智能电网建设,切实加强城乡电网建设与改造,增强电网优化配置电力能力和供电可靠性。

  根据我国一次资源分布与经济发展不均衡的状况,能源开发重心正在逐渐西移,原有的电力就地供需平衡逐步向跨地区综合平衡的供需模式转变,能源基地战略布局重大调整加快推进。从“十二五”开始,我国将重点建设鄂尔多斯600295股吧)盆地、新疆、山西、蒙东、西南五个综合能源基地,在东中部地区则通过发展核电来满足一部分需求,形成“5+1”的能源开发总体格局。近期几条特高压输电工程新获批(宁东至浙江的±800千伏特高压直流输电工程、溪洛渡左岸至浙西±800千伏特高压直流输电工程、淮南至上海特高压交流输电工程),特高压“疆电外送”工程也已启动,这些工程为中西部能源基地建设解决了最后的市场问题。中西部广阔的发展空间、电力跨地区综合平衡模式将给浙能电力带来新的发展机遇。

  浙江省在国内属于缺电省份,煤炭资源贫乏。未来,浙能电力将通过加强省际间区域能源合作和国际能源合作,以市场换资源,推动浙江省以外的煤电一体化和大型煤电基地建设,充分利用特高压技术的发展,继续做强做优做大电力产业。

  国家发改委主要负责电力产品价格的制定,自2003年以来相继出台了《关于调整电价的通知》等一系列文件,对我国电力产品的价格确定机制、价格管理和价格调整等进行了详细规定。国家发改委自2003年以来曾多次调整上网电价,并于2004年出台了煤电价格联动机制措施。电力企业盈利能力的变化情况与电价调整政策密切相关,浙能电力亦不例外。近年来国家发改委和浙江省物价局制定的浙江省火力发电上网价格情况如下:

  2009年11月19日,浙江省物价局发布《关于调整省电网统调电厂上网等有关事项的通知》(浙价商[2009]276号),依据《国家发改委关于调整华东电网电价的通知》(发改价格[2009]2924号)决定调整浙江省电价水平:浙江省统调燃煤机组标杆上网电价每千瓦时降低0.087元(含税),该价格水平自2009年11月20日开始执行。同时,2004年及以后投产的统调燃煤发电机组,安装脱硫设施的,其上网电价在调整后电价基础上每千瓦时提高0.015元。

  2011年11月30日,浙江省物价局发布《关于调整省电网统调电厂上网等有关事项的通知》(浙价商[2011]383号),依据《国家发改委关于调整华东电网电价的通知》(发改价格[2011]2622号)决定调整浙江省电价水平:浙江省统调燃煤机组标杆上网电价每千瓦时提高0.025元(含税),该价格水平自2011年12月1日开始执行。调整后,浙江省电网统调范围内燃煤发电机组标杆上网电价为每千瓦时0.467元;安装脱硫设施的机组,上网电价每千瓦时增加0.015元;对于安装脱硝装置的燃煤发电机组,试行脱硝价格,增加上网电价每千瓦时0.8分。

  2013年10月11日,浙江省物价局发布《浙江省物价局关于电价调整有关事项的通知》(浙价资[2013]265号),根据《国家发展改革委关于调整发电企业上网电价有关事项的通知》(发改价格[2013]1942号)决定调整浙江省电价水平:浙江省统调燃煤电厂上网电价每千瓦时降低2.5分钱,该价格水平自2013年9月25日开始执行;调整后,浙江省电网统一调度范围内安装脱硫设施的新投产燃煤机组标杆上网电价为每千瓦时0.457元;未安装脱硫设施的机组,扣减上网电价每千瓦时1.5分钱;对于安装脱硝装置的燃煤发电机组,试行脱硝价格,增加上网电价每千瓦时1分。

  2014年8月20日,国家发改委下发了《国家发展改革委关于进一步疏导环保电价矛盾的通知》(发改价格[2014]1908号),浙江省统调燃煤发电企业上网电价每千瓦时降低1.1分钱,调整后标杆上网电价为0.4580元/千瓦时,自2014年9月1日起执行。将上述降价空间主要用于疏导脱硝、除尘环保电价矛盾,对脱硝、除尘排放达标并经环保部门验收合格的燃煤发电企业,电网企业自验收合格之日起分别支付脱硝、除尘电价每千瓦时1分钱和0.2分钱。

  2010年,浙江省物价局发布《关于调整省统调燃气电厂临时上网电价的通知》(浙价资[2010]210号),决定调整浙江省统调燃气电厂临时上网电价,浙能电力下属镇海气电、萧山发电厂天然气临时上网电价每千瓦时从0.696元提高到0.744元。

  2011年5月27日,国家发展改革委下发《关于适当调整电价有关问题的通知》(发改价格[2011]1101号),为缓解电力企业经营困难,保障正常合理的电力供应,决定适当调整电价水平。对除山西等15个省(市)以外的其余省(区、市)统调火电企业上网电价小幅提高。其中,北京、上海、江苏、浙江4个省(市)燃气发电企业上网电价每千瓦时分别提高1分钱、3.6分钱、3.6分钱和3.6分钱;青海、广东、福建省燃气发电企业上网电价暂不调整。其他省(区、市)燃气发电企业上网电价提价标准与当地燃煤发电企业相同。

  2013年7月10日,浙江省物价局下发《关于调整省统调燃气电厂临时上网电价的通知》(浙价资[2013]185号),为疏导发电用气上涨的矛盾,保障电力供给,决定调整浙江省统调燃气电厂临时上网电价,浙江浙能镇海天然气发电有限责任公司、浙江东南发电股份有限公司萧山发电厂燃气发电机组临时上网电价调整为每千瓦时0.904元。2013年7月10日,浙江省物价局下发《关于调整浙江浙能镇海联合发电有限公司油改气发电机组临时上网电价的通知》(浙价资[2013]187号),决定将浙江浙能镇海联合发电有限公司油改气发电机组含税临时上网电价调整为每千瓦时0.94元。

  2006年4月29日,浙江省物价局发布《关于省统调联合循环燃油机组上网点等有关事项的通知》(浙价商[2006]121号),决定对省统调联合循环燃油发电机组上网电量实行两部制电价。核定镇海联合、温州燃机、金华燃机电量电价为1.024元/千瓦时(含税),容量电价为49.17元/千瓦.月。镇海联合、温州燃机、金华燃机结算容量电费对应的容量分别为30万千瓦、30万千瓦和28.5万千瓦。

  2011年5月30日,浙江省物价局发布《关于调整省统调联合燃油机组临时上网结算电价的通知》(浙价商[2011]188号),决定将温州燃机、镇海联合、金华燃机发电上网临时电量电价调整为1.424元/千瓦时(含税),自2011年6月1日起执行。

  基于上述情况,2013年浙能电力上网电量合计为984亿千瓦时,假设平均电价每调整1分钱(不含税),将影响浙能电力利润总额约9.84亿元。

  2013年度、2012年度和2011年度,浙能电力的燃煤成本分别占主营业务成本的68.00%、72.35%和74.53%。煤炭主要应用于电力、钢铁、水泥、化工四大行业,煤炭价格受到诸多因素的影响,市场供需是最主要的因素。按照2013年浙能电力的财务数据,燃煤价格变动对浙能电力利润总额的敏感性分析如下:

  除上述因素以外,浙能电力的装机总容量、发电机组利用小时数、标准煤耗等指标也将对其盈利能力的持续性、稳定性产生影响。

  浙能电力2013年度经营活动产生的现金流量净额为1,326,216.71万元,较2012年度增加419,418.97万元,增幅46.25%,主要是由于2013年度燃煤价格持续低位。销售商品、提供劳务收到的现金由2012年度的5,491,701.72万元增长15.80%至2013年度6,359,681.15万元的同时,购买商品、接受劳务支付的现金仅由4,025,528.67万元增加至4,274,027.84万元,增幅仅为6.17%。

  浙能电力2012年度经营活动产生的现金流量净额为906,797.74万元,较2011年度增加369,422.50万元,增幅68.75%,主要是由于自2011年12月1日开始按照浙江省物价局《关于调整省电网统调电厂上网等有关事项的通知》(浙价商[2011]383号),浙江省统调燃煤机组标杆上网电价每千瓦时提高0.025元(含税),使得2012年浙能电力的平均上网电价高于2011年,导致2012年销售商品、提供劳务收到的现金大幅增加所致。

  报告期内,浙能电力投资活动产生的现金流量均为负,主要是由于浙能电力报告期内建设嘉华三期超超临界机组、滨海热电项目、萧山热电联产工程、六横电厂、台二电厂、长兴、常山、镇海天然气热电联产工程等项目,使得报告期内购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金一直保持在较高水平所致。未来随着上述项目的陆续投产,浙能电力的盈利能力将获得稳步增长。

  浙能电力2013年度筹资活动产生的现金流量净额为18,125.42万元,主要是因为2013年度建设六横电厂、台二电厂导致借款大幅增加以及2012年利润分配349,744.13万元所致。

  浙能电力2012年度筹资活动产生的现金流量净额为-47,788.02万元,较2011年度增加85,105.92万元,主要是因为2012年12月31日浙能电力进行了增资扩股,收到河北港口集团、航天基金、信达资产认缴的出资款133,002.66万元。

  2014年1-6月、2013年度、2012年度和2011年度,浙能电力构建固定资产、无形资产和其他长期资产所支付的现金分别为372,194.02万元、1,024,913.31万元、723,843.31万元和607,160.41万元,主要用于乐清电厂、嘉华发电三期超超临界机组工程、滨海热电工程、六横电厂工程、萧山电厂热电联产工程、镇海联合油改气工程等电厂新建或改建项目,对秦山核电有限公司等参股公司进行增资,及原有电厂的技改工程、脱硝工程等。截至2013年末,浙能电力重大在建工程项目主要包括六横电厂、台二电厂、镇海天然气热电联产工程、常山天然气热电联产工程等电厂新建或改建项目及原有电厂的技改工程、脱硝工程等。

  上述电厂建成后,浙能电力控股电厂装机容量将增加677万千瓦,发电量亦将大幅增加,浙能电力盈利能力将进一步增强。

  除上述控股电厂外,随着浙能电力参股的三门核电有限公司(该公司规划建设6*125万千瓦核电机组)、中核辽宁核电有限公司(该公司规划建设徐大堡核电项目,规划建设6*100万千瓦核电机组、秦山核电有限公司(该公司拟规划建设两台百万千瓦级压水堆核电机组)的建设成功,浙能电力权益装机容量在未来将进一步增加,竞争优势将得到进一步加强。

  截至本募集说明书签署日,浙能电力重大担保、诉讼、其他或有事项和重大期后事项等的情况如下:

  截至2014年6月30日,发行人及其控股子公司存在一宗金额较大的未决诉讼,具体情况如下:

  原告浙江德鑫新材料有限公司(以下简称“德鑫公司”)、富尔达集团有限公司就与德鑫公司有关的纠纷事宜起诉台州发电厂、台州市新开源300109股吧)建材开发有限公司,要求两被告承担两原告的直接经济损失3000万元及间接损失。2013年11月16日,台州发电厂参加了第一审程序的第一次庭审。

  截至本募集说明书出具之日,该案仍处于一审程序中,鉴于本案中台州发电厂涉诉金额占发行人截至2014年6月30日的净资产比例很小,该未决诉讼不会对发行人的生产经营产生重大不利影响,该诉讼对生产经营不构成重大影响。发行人律师认为,该未决诉讼不会对发行人的生产经营产生重大不利影响,不会对本次可转债的发行上市构成实质性法律障碍。

  截至本募集说明书签署日,浙能电力及其控股子公司不存在对其财务状况、经营成果、声誉、业务活动以及未来前景等可能产生较大影响的诉讼或仲裁事项。

  1997年1月12日,电开公司与国家开发银行签订《秦山三期担保合同》,为秦山第三核电有限公司和国家开发银行签订的关于秦山三期项下的所有转贷协议、外汇借款合同和人民币借款合同项下的本金、利息和费用以及其他应付款项按出资比例提供10%的担保。该担保事项仍由公司承继。截至2014年6月30日,该合同项下担保借款金额为9,878.51万元。

  除上述为秦山第三核电有限公司提供的担保以外,浙能电力为其他关联方提供的担保事项详见“第五节 同业竞争与关联交易”之“二、浙能电力的关联方和关联交易”之“(八)关联方资金占用及担保情况”。

  注:2011年10月31日,长兴东南热力与浙江长兴农村合作银行签订《最高额抵押借款合同》(合同编号为长合银(2011)最抵借字第8号),以公司所有的编号为“房权证长字第00074780”、“房权证长字第00074781”、“房权证长字第00074782”、“房权证长字第00074783”、“房权证长字第00074784”、“房权证长字第00074785”、“房权证长字第00074786”、“房权证长字第00074787”《房屋所有权证》项下的房屋以及“长土国用(2009)第1-306号”、“长土国用(2009)第1-307号”、“长土国用(2009)第1-308号”、“长土国用(2009)第1-309号”、“长土国用(2009)第1-310号”、“长土国用(2009)第1-311号”、“长土国用(2009)第1-312号”、“长土国用(2009)第1-313号”《国有土地使用证》项下的土地使用权作为抵押,为公司自2011年10月31日至2014年10月30日间向该行申请的最高额为700万元的债务提供担保。截至2014年6月30日,该合同项下的借款余额为700万元。

  截至2014年6月30日,浙能电力下属子公司浙江浙能镇海燃气热电有限责任公司分别向中国进出口银行浙江省分行借款640,250,000.00元、中国进出口银行宁波市分行借款823,250,000.00元用于浙能宁波镇海动力中心天然气热电联产工程项目,该两笔借款均系抵押及质押借款,借款条件均为:项目每台机组建成后,将本项目售电、售热收费权质押给银行,另行签订质押合同,并设立上述质押权益的应收账款质押专户,由银行对账户收入进行监管;项目每台机组建成后,将单机组设备抵押给银行,并将相关资产保险权益转让给银行,另行签订抵押及保险权益转让合同,国家法律法规禁止的除外;项目建成投产后,将该项目项下的土地和房屋抵押给银行,并将相关资产保险权益转让给银行,另行签订抵押及保险权益转让合同,国家法律法规禁止的除外。

  截至2014年6月30日,除本募集说明书之“第四节 发行人基本情况”之“十、 公司及控股股东、实际控制人所作出的重要承诺及承诺履行情况”披露的承诺事项之外,浙能电力不存在需要披露的重大承诺事项。

  在依法参加基本养老保险的基础上,浙能电力部分子公司根据国家企业年金制度的相关规定为职工参加补充养老保险,并委托浙能集团统一管理。具体计缴方法为:以职工本人效益工龄工资+[(本人岗级-1)×3]确定为1份缴费标准,浙能电力缴纳10份,职工个人缴纳2份。浙能电力承担的企业年金全额计入当期损益。

  (1)根据2012年11月28日浙江省经济和信息化委员会文件《关于同意浙江浙能钱清发电有限责任公司机组关停的批复》(浙经信电力〔2012〕722号),浙能电力子公司钱清发电于2012年12月底前关停1号机组,2013年9月底前关停2号机组,关停机组总容量260MW。钱清发电已分别于2012年12月和2013年9月关停1号和2号机组,并已拆除机组主体设备和生产线。

  根据钱清发电《浙江浙能钱清发电有限责任公司机组关停后的资产处置方案》,关停资产将于2014年底前全部处置完毕,故本期钱清发电将已拆除的固定资产(原值1,128,528,644.40元,累计折旧862,376,859.19元,固定资产减值准备221,310,646.43元)账面价值44,841,138.78元转入固定资产清理列报。

  根据钱清发电于2013年6月6日与绍兴县人民政府、钱清镇人民政府签订的《浙江浙能钱清发电有限责任公司机组关停补偿协议》,绍兴县人民政府、钱清镇人民政府同意就钱清发电机组提前关停给钱清发电造成的损失向钱清发电进行补偿,机组关停补偿总计27,500万元,其中第一台机组关停后十个工作日支付补偿金4,000万元,第二台机组关停后十个工作日内支付补偿金4,000万元,待钱清发电机组设备、地上建(构)筑物(除原钱清镇政府大楼、大寺山岱建筑物外)全部拆除并经政府验收认可后十日内付清余款。截至本募集说明书签署日,钱清发电已收到8,000万元补偿款。

  (2)浙能电力下属子公司部分机组计划于2014年实施增效扩容改造或脱硝改造,相应需要拆除并报废部分资产。该等子公司对涉及改造拆除的固定资产的使用寿命和预计净残值进行重新复核,将该部分资产按剩余可使用寿命计提折旧,比按原预计使用寿命多计提19,351.31万元。

  (3)2013年5月30日,浙能电力2013年第二次临时股东大会和东南发电2013年第二次临时股东大会分别审议通过了浙能电力换股吸收合并东南发电的相关事项,经中国证券监督管理委员会证监许可〔2013〕1253号文核准,浙能电力发行1,072,092,605股股份吸收合并东南发电,换股股权登记日为2013年11月7日,该日收市后除浙能电力之外其他股东将所持有的东南发电股份转换为浙能电力新增发行的A股股份。新增股份于2013年11月29日在中国证券登记结算有限责任公司上海分公司办妥登记手续。浙能电力与东南发电于2013年12月31日办理了交接手续,东南发电的资产、负债、业务转入浙能电力。

  浙能电力流动资产与非流动资产的构成比例和浙能电力的经营模式及资产负债结构相匹配,财务资本结构合理;浙能电力经营活动产生的现金流量充裕、收益质量好;浙能电力成本费用控制较好、盈利能力强,具有较强的区域竞争优势,业务发展前景良好。

  浙能电力虽然经营活动产生的现金流量充裕,但行业性质决定浙能电力规模的扩张对融资具有较大的需求,现有融资渠道可能不能有效地满足浙能电力所采取的扩大经营规模、提升市场份额的策略。

  浙能电力目前的非流动资产占总资产的比例较大,这与浙能电力的行业特点有关。由于浙能电力计划将在未来几年内继续扩大经营规模,预计未来非流动资产规模将持续增长,同时营业收入也将随着资产总额的增长而保持相应的增长水平。目前浙能电力负债主要是以短期借款和长期借款为主,未来长短期借款之间的配比将更加合理,财务资本结构将更加稳健。

  浙能电力最近几年来业务发展较快,所有者权益随浙能电力利润的增加而增长,预计本次发行后亦将较大地提高浙能电力的所有者权益。

  未来,浙能电力将围绕着实现经济效益提升和电力安全保障双重目标,以电煤资源保障为前提,以技术创新为动力,以节能环保为要求,以高效、节能火电和加大核电投资力度为发展方向,加快发展环保型燃煤发电,积极拓展分布式能源,适度发展气电,着力推进供热改造,全面实施污染物减排和节能降耗;通过加强与大型煤炭资源企业的战略合作,确保电煤供给安全;通过加强科技创新和技术投入力度,应用超临界、超超临界等先进发电技术,建设清洁高效燃煤机组和节能环保电厂;通过加强省际间区域能源合作和国际能源合作,以市场换资源,推动省外煤电一体化和大型煤电基地建设,做强做优做大电力产业;使浙能电力成为规模优势显著、节能技术领先、内部运营高效国内一流电力上市公司。

  浙能电力将继续大力推进浙江省及省外大容量高参数电源项目、热电联产项目、核电项目,未来随着六横电厂、台二电厂及镇海、常山等热电联产项目等陆续建成投产,温州四期项目、乐清三期项目、六横二期项目和台二电厂二期项目、滨海二期项目前期工作的逐步推进,三门核电等核电参股投资项目建成投产,浙能电力的机组优势、规模优势将愈加显著,经营效益将进一步得到提升。

  根据本公司于2014年3月27日召开的第一届董事会第二十一次会议和2014年4月25日召开的2013年年度股东大会的决议,本次可转债募集资金总额预计不超过100亿元(含100亿元)。

  如可转债募集资金到位时间与资金需求的时间要求不一致,公司可根据实际情况需要以其他资金先行投入,募集资金到位后,予以置换。

  本次募集资金到位后,公司将按项目的实施进度及轻重缓急安排使用。如本次发行实际募集资金净额低于拟投入项目的资金需求额,不足部分由公司自筹解决。

  根据浙江省电力公司《十二五电力电量方案》的预测,到2015年,浙江省最高负荷、用电量将分别达到7,165万千瓦和4,182亿千瓦时,“十二五”期间年均增长分别为9.5%和8.4%。到2020年,浙江省最高负荷、用电量将分别达到9,186万千瓦和5,302亿千瓦时。目前浙江省内已有的发电机组装机容量不能完全满足用电需求的增加,未来仍需加大电力机组建设投入,确保浙江省内电力供应安全。

  同时,为了保护生态环境,实现节能减排,应大力调整电力能源结构:继续推行“上大压小”,扩大小火电机组关停范围,对在役时间长、煤耗比较高的小火电机组,建设低耗能的大型新型机组;降低煤炭、石油等化石能源消费比重,积极开发利用清洁能源,提高清洁能源在能源消费结构中的比重。

  本次募投项目的实施符合浙江省电力发展规划的要求,将有利于确保区域内电力供应安全,有助于节能减排及环境保护。

  本项目位于浙江省台州市三门县浬浦镇,为经国家发改委批准的燃煤电厂“上大压小”项目,将建设2台100万千瓦国产超超临界燃煤发电机组,相应关停浙江省78.9万千瓦小机组。预计项目总投资为84亿元,拟使用本次发行募集资金约52.21亿元。

  本项目由台二发电负责具体建设和管理,浙能电力持有该项目公司94%的股权,三门县国有资产投资控股有限公司持有该项目公司6%的股权。

  浙江省地处东部沿海,一次性能源较为匮乏,能源的提供主要依靠以电力为主的二次能源。伴随着电力需求的持续增长,特别是在国家调整电力结构、加快关停小火电机组的背景下,浙江省电力供求矛盾突出。“十二五”期间,台州地区电网预计有较大的电力缺口。本项目的建设可以就近满足台州地区电网的用电需求,同时将有助于缓和浙江省电网缺电情况,提高区域电网运行的稳定性、经济性。(下转D3版)

Tags: 电力  菲律宾电站  桂冠电力 

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