19深能Y1：深圳能源集团股份有限公司2019年面向合格投资者公开发行可续期公司债券（第一期）信用评级报告
原标题:19深能Y1：深圳能源集团股份有限公司2019年面向合格投资者公开发行可续期公司债券（第一期）信用评级报告 信用评级报告声明 中诚信证券评估有限公司（以下简称“中诚信证评”）因承做本项目并出具本评级报告， 特此如下声明： 1、除因本次评级事项中诚信证评与评级委托方构成委托关系外，中诚信证评、评级项目 组成员以及信用评审委员会成员与评级对象不存在任何影响评级行为客观、独立、公正的关 联关系。 2、中诚信证评评级项目组成员认真履行了尽职调查和勤勉尽责的义务，并有充分理由保 证所出具的评级报告遵循了客观、真实、公正的原则。 3、本评级报告的评级结论是中诚信证评遵照相关法律、法规以及监管部门的有关规定， 依据合理的内部信用评级流程和标准做出的独立判断，不存在因评级对象和其他任何组织或 个人的不当影响而改变评级意见的情况。本评级报告所依据的评级方法在公司网站 （www.ccxr.com.cn）公开披露。 4、本评级报告中引用的企业相关资料主要由发行主体或/及评级对象相关参与方提供， 其它信息由中诚信证评从其认为可靠、准确的渠道获得。因为可能存在人为或机械错误及其 他因素影响，上述信息以提供时现状为准。中诚信证评对本评级报告所依据的相关资料的真 实性、准确度、完整性、及时性进行了必要的核查和验证，但对其真实性、准确度、完整性、 及时性以及针对任何商业目的的可行性及合适性不作任何明示或暗示的陈述或担保。 5、本评级报告所包含信息组成部分中信用级别、财务报告分析观察，如有的话，应该而 且只能解释为一种意见，而不能解释为事实陈述或购买、出售、持有任何证券的建议。 6、本次评级结果中的主体信用等级自本评级报告出具之日起生效，有效期为一年。债券 存续期内，中诚信证评将根据监管规定及《跟踪评级安排》，定期或不定期对评级对象进行 跟踪评级，根据跟踪评级情况决定评级结果的维持、变更、暂停或中止，并按照相关法律、 法规及时对外公布。 概 况 发 债 主体概况 深圳能源集团股份有限公司 （以下简称 “ 深圳 能源 ” 或 “ 公司 ” ） ，原名为深圳能源投资股份有限公 司 ， 由深圳市能源总公司（ 后更名为 “ 深圳市能源 集团有限公司 ” ， 以下简称 “ 能源集团 ” ）发起设立 ， 于 193 年 6 月 27 日注册成立，同年 9 月在深圳证 券交易所上市，股票代码 0027.SZ ，注册资本 3.20 亿元 。 207 年 12 月，公司 定向增发 10 亿股， 其中 公司向能源集团发行 8 亿股 购买能源集团相关资 产。 208 年 4 月 7 日，公司更为现名。 201 年 5 月，公司以资本公积向全体股东每 10 股转增 2 股， 总股本增至 26.43 亿股。 201 年 11 月， 能源集团 分 立为两家公司， 新设深圳市能源管理有限公司（以 下简称 “ 能源管理 ” ），能源管理 继承 能源集团持有 公 司 63.74% 的 股份。 2013 年 2 月， 公司吸收合并能 源管理，公司控股东由能源管理变更为 深圳市国 资委。 截至 201 9 年 3 月 末，公司注册资本为 39.64 亿元，其中深圳市国资委持有公司 47.82% 的股份， 为公司实际控制人。 截至 201 8 年末，公司总资产为 850.74 亿元， 所有者权益（含少数股东权益） 274.84 亿元，资产 负债率 67. 69 % 。 201 8 年，公司实现营业总收入 185.27 亿元，净利润 7.16 亿元，经营活动净现金流 41.79 亿元。 截至 201 9 年 3 月末，公司总资产为 895.03 亿 元，所有者权益（含少数股东权益） 30.84 亿元， 资产负债率 66.39 % 。 201 9 年 1~ 3 月，公司实现营 业总收入 3 9.65 亿元，净利润 4.06 亿元，经营活动 净现金流 17.71 亿元。 本 期 债券 概况 表 1 ： 本 期 债券 基本条款 基本条款 发行主体 深圳能源集团股份有限公司 债券名称 深圳能源集团股份有限公司 2019 年面向合格投 资者公开发行可续期公司债券（第一期） 发行规模 不超过 30 亿元（含 30 亿元） 债券期限 本期债券基础期限为 3 年，以每 3 个计息年度为 1 个周期，在每个周期末，发行人有权选择将本 品种债券期限延长 1 个周期（即延长 3 年），或 选择在该周期末到期全额兑付本品种债券。 债券利率 本期债券采用固定利率形式，单利按年计息，不 计复利。如有递延，则每笔递延利息在递延期间 按当期票面利率累计计息。 递延支付 利息权 本期债券附设发行人递延支付利息权，除非发生 强制付息事件，在本期债券的每个付息日，发行 人可自行选择将当期利息以及按照本条款已经 递延的所有利息及其孳息推迟至下一个付息日 支付，且不受到任何递延支付利息次数的限制； 前述利息递延不属于发行人未能按照约定足额 支付利息的行为。 强制付息 事件及递 延支付利 息的限制 （1）强制付息事件：付息日前 12 个月内，发生 以下事件的，发行人不得递延当期利息以及按照 约定已经递延的所有利息及其孳息：1）向普通 股股东分红；2）减少注册资本。（2）利息递延 下的限制事项：若发行人选择行使延期支付利息 权，则在延期支付利息及其孳息未偿付完毕之 前，发行人不得有下列行为：1）向普通股股东 分红；2）减少注册资本。 发行人赎 回选择权 （1）发行人因税务政策变更进行赎回。 发行人由于法律法规的改变或修正，相关法律法 规司法解释的改变或修正而不得不为本期债券 的存续支付额外税费，且发行人在采取合理的审 计方式后仍然不能避免该税款缴纳或补缴责任 的时候，发行人有权对本期债券进行赎回。 （2）发行人因会计准则变更进行赎回。 根据《企业会计准则第 22 号——金融工具确认 和计量》（财政部令第 33 号）、根据《企业会 计准则第 37 号——金融工具列报》（财会 [2014]23 号）、《关于印发<金融负债与权益工 具的区分及相关会计处理规定>的通知》（财会 [2014]13 号）和《关于印发<永续债相关会计处 理的规定>的通知》（财会[2019]2 号），发行人 将本期债券计入权益。若未来因企业会计准则变 更或其他法律法规改变或修正，影响发行人在合 并财务报表中将本期债券计入权益时，发行人有 权对本期债券进行赎回。 偿还方式 在发行人不行使递延支付利息权的情况下，每年 付息一次，到期一次还本，最后一期利息随本金 的兑付一起支付。 偿付顺序 本期债券在破产清算时的清偿顺序等同于发行 人普通债务。 募集资金 用途 本期债券募集的资金拟用于偿还公司债务和补 充营运资金。 资料来源：公司提供，中诚信证评整理 行业 分析 电力行业 电力生产行业是关系国计民生的公用事业行 业，其发展与宏观经济走势密切相关。 2016 年，随 着中国经济增速的企稳，加之夏季持续高温天气的 影响，全国全社会用电量 59,198 亿千瓦时，同比增 长 6.7% ，增幅创近三年新高。分产业看，第一产业 用电量 1,0 75 亿千瓦时，同比增长 5.4% ；第二产业 用电量 42,108 亿千瓦时，同比增长 5.1% ；第三产 业用电量 7,961 亿千瓦时，同比增长 11.2% ；城乡 居民生活用电量 8,054 亿千瓦时，同比增长 10.7% ， 当前拉动用电增长的主要动力继续从传统高耗能 行业继续向服务业和生活用电转换。 2017 年，全国 全社会用电量 63,07 亿千瓦时，同比增长 6.6% ， 其中，第一产业用电量 1,15 亿千瓦时，同比增长 7.3% ，占全社会用电量的比重为 1.8% ；第二产业用 电量 44,413 亿千瓦时，同比增长 5.5% ，占全社会 用电量的比重为 70. 4% ；第三产业用电量 8,814 亿 千瓦时，同比增长 10.7% ，占全社会用电量的比重 为 14.0% ；城乡居民生活用电量 8,695 亿千瓦时， 同比增长 7.8% ，占全社会用电量的比重为 13.8% 。 2018 年，全国全社会用电量 68,49 亿千瓦时，同 比增长 8.5% ，其中，第一产业用电量 728 亿千瓦时 1，同比增长 9.8% ，占全社会用电量的比重为 1.06% ； 第二产业用电量 47,235 亿千瓦时，同比增长 7.2% ， 占全社会用电量的比重为 69.01% ；第三产业用电量 10,801 亿千瓦时，同比增长 12.7% ，占全社会用电 量的比重为 1 5.78% ；城乡居民生活用电量 9,685 亿 千瓦时，同比增长 0.4% ，占全社会用电量的比重为 14.15% 。 1 2018 年 3 月，国家统计局发出的通知明确将 “ 农、林、 牧、渔服务业 ” 调整到第三产业后，再更名为 “ 农、林、 牧、渔专业及辅助性活动 ” ，电力行业按照最新的标准开展 行业统计工作，为保证数据可比， 2018 年数据是根据新标 准重新进行分类后的数据，对应的涨幅为与上一年调整后 的数据的对比。 电力装机容量方面，虽然近几年用电需求增速 放缓，但我国发电设备装机容量仍保持较快增速。 截至 2016 年末，全国发电设备装机容量 16.46 亿千 瓦，同比增长 8.2% ，增速较 2015 年下降 2.1 个百 分点，但仍高于全社会用电量增速，电力供应能力 总体充足。具体来看，水电装机容量 3.32 亿千瓦， 占全部装机容量的 20.18% ；火电 10.54 亿千瓦，占 全部装机容量的 64.04% ；核电 0.34 亿千瓦，并网 风电 1.49 亿千瓦， 并网太阳能发电 0.7 亿千瓦。 截至 2017 年末，全国发电装机容量 17.7 亿千瓦， 比 2016 年末增长 7.6% 。其中，火电装机容量 11.06 亿千瓦，同比增长 4.3% ；水电装机容量 3.41 亿千 瓦，同比增长 2.7% ；核电装机容量 0.36 万千瓦， 同比增长 6.5% ；并网风电装机容量 1.64 万千瓦， 同比增长 10.5% ；并网太阳能发电装机容量 1.30 万 千瓦，同比增长 68.7% 。截至 2018 年末，全国发电 装机容量 19.0 亿千瓦，同比增长 6.5% 。其中，火 电装机容量 11.4 亿千瓦， 同比增长 3.0% ； 水电装 机容量 3.52 亿 千瓦，同比增长 2.5% ；核电装机容 量 0.45 亿千瓦，同比增长 24.7% ；并网风电装机容 量 1.84 亿千瓦，同比增长 12.4% ；并网太阳能发电 装机容量 1.75 亿千瓦，同比增长 33.9% 。 电源结构方面，最近几年来，中国通过提高环 保标准，鼓励可再生能源、清洁能源和节能性能优 良的先进机组加快建设、优先安排发电计划和优先 上网销售等方式，逐步改善中国电源结构，降低高 污染、高耗能发电机组在中国电力供应中的比例， 各类型发电机组装机容量和发电量均有不同比例 的上升；同时，火力发电项目的装机容量占全部发 电项目装机容量的比重有所下 降，但火力发电机组 的发电量占电力行业全口径发电量的比重均保持 在 71% 以上；水电、风电等清洁能源的比重有所上 升。随着电力结构及布局持续优化，风电、太阳能 发电消纳问题有所缓解。电源投资建设重点向非化 石能源方向倾斜。 图 1 ： 201 年以来我国电力消费与发电装机增长情况 资料来源：中国电力企业联合会，中诚信证评整理 我国发电机组利用小时数的周期性变化与宏 观经济及电源投资建设的周期性变化密不可分。 2016~2018 年全年 6,0 千瓦及以上电厂发电设备 平均利用小时数分别为 3,797 小时、 3,7 86 小时和 3,862 小时，整体呈波动上升态势；同期火电设备 平均利用小时数分别为 4,186 小时、 4,209 小时和 4,361 小时，水电设备平均利用小时数分别为 3,619 小时、 3,579 小时和 3,613 小时，并网风电设备平均 利用小时数分别为 1,745 小时、 1,948 小时和 2,095 小时，核电设备平均利用小时数分别为 7,060 小时、 7,108 小时和 7,184 小时。各类型发电机组平均利用 小时数具体见表 2 。 表 2 ： 2016~2018 年中国各类型机组年末装机容量、年度发电量和发电小时数 项目 2016 年 2017 年 2 018 年 装机容量（万千瓦） 数量 比例（ % ） 数量 比例（ % ） 数量 比例（ % ） 火电 105,38 64.04 110,604 62.24 114,367 60.20 水电 33,21 20.18 34,19 19.20 35,26 18.54 风电 14,864 9.03 16,367 9.21 18,426 9.70 核电 3,364 2.04 3,582 2.02 4,46 2.35 太阳能 7,742 4.70 13,025 7.3 17,463 9.19 其他 6 0 .0 0 0.0 19 0.01 总计 164,575 10.0 17,703 10.0 189,967 10.0 发电量（亿千瓦时） 数量 比例（ % ） 数量 比例（ % ） 数量 比例（ % ） 火电 43,273 71.82 45,513 70.92 49,231 70.39 水电 11,748 19.50 11,945 18.61 12,329 17.63 风电 2,420 4.02 3,057 4.76 3,60 5.23 核电 2,132 3.54 2,483 3.87 2 ,94 4.21 太阳能 674 1.12 1,182 1.84 1,75 2.54 其他 0 0.0 0 0.0 0 0.0 总计 60,248 10.0 64,179 10.0 69,940 10.0 发电小时（小时） 数量 增速（ % ） 数量 增速（ % ） 数量 增速（ % ） 火电 4,186 - 4.08 4,209 1.06 4,361 3.61 水电 3,619 0.81 3,579 - 1.16 3,613 0.95 风电 1,745 1.2 1,948 11.83 2,095 7.5 核电 7,060 - 4.63 7,108 0.94 7,184 1.07 太阳能 1,125 - 8.09 1,204 7.02 1,212 0.6 平均 3,797 - 4.79 3,786 0.03 3,862 2.01 注： 1 、上述水电数据包含抽水蓄能的水电站； 2 、以上数据均经四舍五入处理，故单项求和数与合计数存在尾差。 数据来源：中电联，中诚信证评整理 上网电价方面， 2013 年以来，国家发改委和国 务院多次下调全国燃煤发电上网电价，电价持续低 迷； 2017 年 7 月，火电上网电 价在持续 4 年下调后， 迎来首次上调。 2013 年 9 月，国家发改委下调全国 燃煤机组上网电价。由于 2012 年以来煤炭价格下 行明显，根据煤电联动政策，在 2015 年 4 月召开 的国务院常务会议上决定再次下调燃煤发电上网 电价，平均降幅为 0.02 元 / 千瓦时。 2015 年 12 月， 根据煤电价格联动机制有关规定，发改委决定再次 下调全国燃煤发电上网电价和一般工商业用电价 格，自 2016 年 1 月 1 日起平均下降 0.03 元 / 千瓦时。 2016 年下半年以来，燃煤价格高企，火电企业经营 压力增加， 2017 年，国家发改委下发《关于取消、 降低部分政府性基金及 附加合理调整电价结构的 通知》，该通知规定自 2017 年 7 月 1 日起，取消向 发电企业征收的工业企业结构调整专项基金，将国 家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期 扶持基金征收标准降低 25% ，腾出的电价空间用于 提高燃煤电厂标杆上网电价，缓解燃煤发电企业经 营困难。 中诚信证评认为，此项政策的出台有助于 缓解 2016 年三季度以来电煤价格上涨过快，火电 生产企业盈利空间被压缩的局面。 2016 年 11 月，国家正式发布《电力发展十三 五规划（ 2016 ～ 2020 年）》，指出按照非化石能源消 费比重达到 15% 的要求，到 2020 年，非化石能 源 发电装机容量达到 7.7 亿千瓦左右，比 2015 年增加 2.5 亿千瓦左右，占比约 39% ，提高 4 个百分点， 发电量占比提高到 31% ；气电装机容量增加 0.5 亿 千瓦，达到 1.1 亿千瓦以上，占比超过 5% ；煤电装 机容量力争控制在 11 亿千瓦以内，占比降至约 55% ，未来电源结构将得到进一步优化。 表 3 ：电力装机中长期发展目标 单位：亿千瓦 类别 2015 年 2020 年预期 煤电 9 <1 气电 0.6 1.1 常规水电 2.97 3.4 抽水储能 0.23 0.40 风电 1.31 2.1 太阳能 0.42 1 .10 核电 0.27 0.58 资料来源：《电力发展十三五规划（ 2016 ～ 2020 年）》，中诚信证评 整理 总体来看，近年来受中国经济增速企稳以及夏 季持续高温天气的影响，全社会用电量增速有所回 升。中诚信证评认为，未来全国用电需求整体上仍 将保持增长态势，短期来看，火力发电在电力供应 中的主导地位并不会发生改变；但长期来看，在环 保和节能减排的压力下，新能源装机比重正在不断 增加，我国电源结构更加丰富，可持续发展能力将 进一步增强。 行业关注 国家出台《关于改善电力运行、调节促进清洁能源 多发满发的指导意见》等文件， 落实清洁能源消纳 和市场开拓等计划，鼓励清洁能源发展，长期来看， 电力结构有望进一步改善 2015 年，继中共中央下发的《关于进一步深化 电力体制改革的若干意见》后，国家发改委、国家 能源局颁布《关于改善电力运行、调节促进清洁能 源多发满发的指导意见》，落实清洁能源消纳和市 场开拓等计划，具体措施包括落实可再生能源发电 全额保障性收购制度，在保障电网安全稳定的前提 下，全额安排可再生能源发电；优化预留水电、风 电、光伏发电等清洁能源机组发电空间；风电、光 伏发电、生物质发电按照本地区资源条件全额安排 发电；尽可能增加清洁能源送出与 消纳。同时，国 家能源局向可再生能源发电企业下发《关于请提供 可再生能源补贴缺口资金的函》，加快解决可再生 能源补贴和接网工程补贴资金缺口问题，在一定程 度上鼓励清洁能源的不断发展。 国家出台《中共中央国务院关于进一步深化电力体 制改革的若干意见》，构建了电力市场化改革的顶 层设计 并 拉开电力市场化改革序幕。随着电力市场 化改革推进，销售市场化率不断提升， 清洁能源消 纳进一步改善 为降低企业和社会用电成本、发挥价格调节以 及规范电网企业运营模式， 2015 年 3 月 15 日，国 务院批准了《中共中央国务院关于进一步深化电力 体制改革的若干 意见》， 11 月 30 日， 6 个核心配套 文件印发，明确了输配电价改革、电力市场建设、 电力交易机构组建和规范运行、有序放开发用电计 划、售电侧改革和规范燃煤自备电厂等方面的实施 意见。 2016 年国家发改委发布《关于扩大输配电价改 革试点范围有关事项的通知》（发改价格 [2016]498 号）以及《国家发展改革委关于全面推进输配电价 改革试点有关事项的通知》（发改价格 [2016]2018 号），进一步扩大输配电价改革试点范围，并有序 推荐电价市场化改革。 2017 年 3 月 29 日，国家发 展改革委和国家源局联合发布《关于有序放开发用 电计划 的通知》 （ 发改运行 [2017]294 号 ） （以下简称 “294 号文件 ” ）， 294 号文件要求各地要加快推进电 力体制改革，逐步扩大市场化交易电量规模，逐年 减少既有燃煤发电企业计划电量。 2018 年 4 月 28 日，国家能源局发布《国家能源局关于进一步促进 发电权交易有关工作的通知》 （国能发监管 [2018]36 号），提出新能源替代落后产能，并要求清洁能源 等发电企业积极参与发电权交易，以市场化方式增 加清洁电力供应，稳妥有序推进电力市场建设。 2018 年 7 月 16 日，国家发展改革委和国家源局联 合发布《关于积极推进电力市场化交易进一步完 善 交易机制的通知》 （ 发改运行 [2018]1027 号 ） ，要求 提高市场化交易电量规模，并提出建立清洁能源配 额制， 促进清洁能源消纳。 随着电力市场改革推进， 2016 年，全国包括直 接交易在内的市场化交易电量突破 1 万亿千瓦时， 约占全社会用电量的 19% 。 2017 年，全国交易电量 累计 1.63 万亿千瓦时，同比增长 45% ，占全社会用 电量比重达 26% 左右。 2018 年，全国电力市场交易 电量合计 2.07 万亿千瓦时，同比增长 26.5% ，占全 社会用电量比重为 30.2% 。 随着新能源优先消纳政 策落实， 2017 年，我国的 “ 弃风、弃光 ” 现象首 次出 现缓解， 2017 年弃风率为 12% ，同比下降 5.2 个百 分点；弃光率 6% ，同比下降 4.3 个百分点。 2018 年全年平均弃风率为 7% ，同比下降 5 个百分点， 弃风限电状况明显缓解。 竞争 优势 区域 经济良好 公司业务主要集中在广东省 ， 201 8 年公司广东 地区营业收入占比为 62.47 % 。 广东省系我国经济大 省，经济发展水平在全国处于 前列 ，在经济持续高 速增长的带动下，广东省用电量呈持续增长态势， 为公司业务发展夯实了基础。目前，广东省煤电上 网电价普遍高于其他各省的煤电上网电价水平，因 此公司电力业务对煤炭价格波动的承受能力亦较 强 。此外，公司下属电厂项目选址综合考虑了地理 位置、运输成本以及区域经济环境等诸多因素，可 以有效地降低煤炭及液化天然气的运输成本，从而 抵御燃料价格上涨带来的压力。总体而言，公司具 备 良好的区域经营环境 。 垃圾发电技术水平先进 公司垃圾发电业务由深圳市能源环保有限公 司（以下简称 “ 能源环保 ” ）负责运营。 能源环保是 中国大型垃圾焚烧发电专业化公司，拥有固废处理 研发、设计、设备制造、建设、运营全过程产业链 能力，是国家级高新技术企业。 能源环保在国内率 先引进并消化吸收国外垃圾清洁焚烧领先技术，于 203 年建成投产国家级国产化设 备示范项目。 能源 环保 自主开发的主要技术有垃圾焚烧发电技术、垃 圾焚烧信息化技术（以下简称 “WIS” ）、垃圾焚烧全 自动控制技术（以下简称 “SIS” ）、余热锅炉受热面 防腐技术、垃圾焚烧飞灰稳定化处理技术以及垃圾 焚烧低温 SCR 烟气脱硝等技术 。 能源环保 技术水平 先进，成为国内垃圾发电标杆企业。 能源环保的 “ 垃圾焚烧发电技术 ” 获联合国工业 发展组织 “ 全球可再生能源领域最具投资价值领先 技术蓝天奖 ” ，在国内首次国产化了垃圾焚烧中温 次高压技术，将垃圾发电效率由行业 21% 提升至 24% 。采用 WIS 实施生产标准化管理以来， 能源 环 保下属 各厂的设备可靠性得到大幅提升，其中宝安 垃圾发电厂二期创造垃圾焚烧炉单炉长周期稳定 运行 431 天的纪录 ，为行业 顶尖 水平 。 截至 2018 年末，能源环保已申请了 108 项国 家技术专利， 荣获国家科技进步奖等众多世界和中 国科技大奖 ，并 参与国家科技支撑课题 ，同时 被评 定为国家级高新技术企业。 能源环保 率先采用 SCR 技术 ， 将堆焊应用到水冷壁防腐上，为国内同行业 水冷壁腐蚀问题提供了解决方向 ， 并 基于对电厂焚 烧炉控制系统长期调试、改造过程总结出的经验， 提出一种应用于倾斜多级往复顺推焚烧炉的全自 动焚烧控制方法和控制系统，建立了一套垃圾焚 烧 发电行业焚烧炉自动控制系统标准化体系 。能源环 保 根据电厂运借助 “ 自主研发的 WIS 生产管理信息 化系统 ” 进行大数据分析，进行设备诊断，并实行 设备全生命周期管理 ， 对 电厂安全工作进行信息化 管理。 此外， 能源环保是 “ 生活垃圾焚烧效能提升 及污染物控制关键技术研究与示范 ” 课题的牵头承 担单位，课题围绕生活垃圾分类对生活垃圾焚烧影 响机制，开展垃圾焚烧过程效能提升及污染物控制 关键技术研究和工程示范，旨在主动适应和匹配当 前和未来生活垃圾因分类变化对生活垃圾处理产 生的各种影响，为城市生活垃圾的处理处置提供可 复制、推广的经验。能源环保 通过参与国家重点研 发计划项目，牵头承担课题，进一步提升在固废处 理领域的核心竞争力，为行业发展问题提供可借鉴 的解决方案。 此外宝安二期项目获得了垃圾焚烧行业第一 个国家优质工程金质奖，同时也是深圳建市以来所 获的第一个国家优质工程金质奖。 凭借技术水平优 势，公司垃圾发电业务拓展良好，呈全国发展趋势。 规模优势 明显 近年来随着业务拓展 ，公司电力装机规模呈快 速增长趋势 ， 截至 2018 年末 ，公司的控股装机容 量达 1,029.61 万千瓦 ，其中燃煤发电 装机容量 491.40 万千瓦 ，包括在珠三角地区的 3 49 万千瓦 以 及新疆、内蒙、河北 地区的 142.40 万千瓦 ； 燃气发 电机组 控股 装机容量 245.0 万千瓦 ，包括在珠三角 地区的 189 万千瓦 及在西非加纳投资发电的 56 万 千瓦 ；水电 装机容量 82.25 万千瓦 ，主要分布在浙 江、福建、四川和云南地区；风 电 装机容量 91.38 万千瓦 ，主要分布在内蒙古和华东区域；光伏发电 装机容量 97.08 万千瓦 ，主要分布在华东和内蒙古 地区；垃圾发电 装机容量 22.50 万千瓦 ，主要在广 东、 武汉等地 。 固废处理产业已投产垃圾焚烧发电 处理能力 10,50 吨 / 日。 公司电力资产规模快速增 长，且区域分布多元化，电力资产规模优势突出。 此外，公 司还将继续以电源建设为核心，扩大 装机规模，随着在建电力项目的建成投产，公司电 力资产规模将进一步提升。 业务运营 公司 主要从事电力生产与销售业务，包括燃煤 发电、燃气发电、水力发电、风力发电、太阳能发 电以及垃圾发电等。随着公司在建工程 投产 以及对 外并购， 业务收入呈增长态势。 2016~2018 年公司 实现 营业 收入分别为 113.18 亿元 、 15.46 亿元 和 185.27 亿元 ，其中电力销售收入占比分别为 90.19 % 、 82.29 % 和 76.9% 。 同期，其他业务收入 分别为 6.60 亿元、 21.76 亿元和 28.93 亿元，主要 包括 房地产销售收入、垃圾处理收入、供热收入、 管道燃气安装收入及利息收入等。 2019 年 1~3 月 公 司实现 营业 收入 39.65 亿元，同比增长 8.78 % 。 表 4 ： 2016~201 9.3 公司 各产品营业 收入 及占比 情况 单位：亿元、 % 业务板块 2016 2017 2018 2019.3 收入 占比 收入 占比 收入 占比 收入 占比 电力 102.08 90.19 127.92 82.29 142.64 76.9 32.67 82.40 燃气 3.79 3.35 5.05 3.25 12.60 6.80 3.12 7.8 蒸汽 0.54 0.48 0.61 0.39 0.90 0.49 0.10 0.24 运输 0.17 0.15 0.12 0.08 0.21 0.1 0.1 0.29 其他 6.60 5.83 21.76 14.00 28.93 15.61 3.64 9.19 合计 113.18 100.00 155.46 100.00 185.27 10.0 39.65 10.0 资料来源：公司财务报告，中诚信证评整理 电力板块 电力资产 近年来公司通过新建和收购等方式，实现了电 力装机规模的快速增长。 截至 201 9 年 3 月 末 ，公 司的 控股 装机容量达 1,0 3 9. 04 万千瓦 ，继续保持了 增长趋势 。 从电源结构看，公司电力装机容量以火电机组 为主，其中煤电机组占比较大。截至 2019 年 3 月 末，公司燃煤发电控股装机容量为 493.40 万千瓦， 占总装机容量的比重为 47 . 49 % ，燃气发电机组控股 装机容量为 245.00 万千瓦，占总装机容量比重为 23. 58 % 。近年公司持续加大清洁能源投资，清洁能 源装机容量不断提升。随着光伏发电和风电项目陆 续投产，公司清洁能源装机规模的快速增长，近年 来公司火电装机容量占比呈逐年下降态势。 表 5 ： 近年来 公司可控电力装机容量情况 单位： 万千瓦 、 % 2016 2017 2018 2019.3 装机容量 占比 装机容量 占比 装机容量 占比 装机容量 占比 可控装机容量 784.90 10.0 976.84 10.0 1,029.61 10.0 1 ,039.04 1 00.0 其中：煤电 381.0 48.54 491.40 50.31 491.40 47.73 4 93.40 47.49 燃气 227.0 28.92 245.0 0 25.08 245.0 23.80 2 45.0 23.58 水电 72.50 9.24 82.25 8.42 82.25 7.9 8 7.65 8.4 风电 46.79 5.96 61.54 6.30 91.38 8.8 9 1.38 8.79 光伏 43.61 5.56 81.15 8.31 97.08 9.43 9 9.1 9.54 垃圾发电 14.0 1.78 15.50 1.59 22.50 2.19 2 2.50 2.17 资料来源：公司提供 ，中诚信证评整 理 从区域分布看，公司煤电机组分布于广东、新 疆、内蒙和河北等地区，截至 2018 年末，广东省 内煤电装机容量占比为 71.02%。公司燃气发电机组 主要在珠三角以及非洲加纳，其中非洲加纳机组装 机容量占比为 22.86%，广东省内燃气发电装机占容 量比为 77.14%。公司发电机组以火电为主，主要分 布在广东省，消纳得到一定保证。公司清洁能源业 务比较分散，风电站主要分布在二类和四类风能资 源区，光伏电站主要分布在三类资源区，近年来四 川、云南以及内蒙古等地存在一定弃水、弃光、弃 风等现象，对公司清洁能源消纳构成一定挑战。 容量结构方面，公司煤电机组 60 万千瓦以上 占比为 11.26% ，其中河源电厂两台 60 万千瓦的机 组为超超临界燃煤机组，此外，除镶黄旗热电联产 机组外，其余机组均为 30 万千瓦以上，并实现超 低排放，综合脱硫效率达 98.72%。公司水电以小水 电为主，大部分在 5 万千瓦以下，部分具备日或周 调节能力，机组受来水影响较大。 总体看，随着并购以及在建工程投产，公司电 力装机规模呈增长态势。公司电力资产以火电为 主，随着新能源装机规模及占比不断提升，电力资 源结构进一步多元化发展。 电力生产及销售 表 6 ：近年来公司发电业务主要运营指 标 单位：亿千瓦时、小时 、元 / 千瓦时 2016 2017 2018 2019.3 发电量 253.62 305.81 360.98 7 9.87 上网电量 240.37 289.78 342.18 7 5.52 发电利用小时数 - - - - 其中 ： 煤电 3,973 4,5 4,380 1 , 004 燃气 2,012 2,721 3,013 4 53 水电 3,893 3,575 3,461 7 91 风电 1,748 1,68 2,207 6 70 光伏 1,29 1,231 1,296 3 07 垃圾发电 6,804 6,981 6 , 379 1 , 413 平均上网电价 （含税） 其中 ： 煤电 0.464 0.4 0.396 0.387 燃气 0.735 0.705 0.710 0.69 水电 0.323 0.307 0.274 0.348 风电 0.58 0.548 0.492 0.45 光伏 1.058 1.054 0.92 0.987 垃圾发电 0.617 0.647 0.630 0.650 资料来源：公司提供，中诚信证评整理 公司 主要电力资产分布在珠三角 ， 2016~2018 年末，公司煤电装机容量分别为 381.0 万千瓦、 491.40 万千瓦和 491.40 万千瓦 ，其中 2017 年 煤电 装机容量增加主要是由于 库尔勒 2 × 35 万千瓦热电 联产 项目 以及保定 2× 35 万千瓦热电联产 项目 1 号 机组投产 。 同期 ，公司燃煤 机组 上网电量 分别为 141.60 亿千瓦时 、 169.59 亿千瓦时 和 204.57 亿千瓦 时 ， 同期 发电平均利用小时数分别为 3,973 小时 、 4,5 小时 和 4,380 小时 。 受行业内电力产能过剩影 响，在清洁能源优先上网背景下，公司煤电机组发 电利用小时数有所波动， 但 2018 年依然超过广 东 省平均水平近 60 小时。 煤耗方面， 2016~2018 年， 公司燃煤机组煤耗分别为 32.35 克 / 千瓦时 、 321.93 克 / 千瓦时 和 314.19 克 / 千瓦时 ，公司下属煤电除 河 源电厂外，均为亚临界机组。环保改造方面，公司 已完成全部常规燃煤机组超低排放改造，综合脱硫 效率达 98.72%，2018 年累计获得超低排放补贴 1.51 亿元。截至 2019 年 3 月末，公司煤电装机容量为 493.40 万千瓦，同期发电利用小时数为 1,004 小时， 燃煤机组平均煤耗为 304.12 克/千瓦时。 2016~2018 年末，公司燃气发电装机容量分别 为 227.00 万千瓦、245.00 万千瓦和 245.00 万千瓦， 其中加纳二期 2×18 万千瓦项目分别于 2016 年和 2017 年投产。截至 2018 年末，加纳燃气机组装机 容量为 56.00 万千瓦，其供电量占加纳全国总用电 量的 30%左右。2016~2018 年公司燃气机组上网电 量分别为 51.71 亿千瓦时、64.62 亿千瓦时和 71.48 亿千瓦，发电利用小时数分别为 2,012 小时、2,712 小时和 3,013 小时，受燃气供应影响，燃气机组发 电利用水平较低，但近年逐步提升。截至 2019 年 3 月末，公司燃气装机容量为 245.00 万千瓦，同期发 电利用小时数为 453 小时。 水电方面，2016~2018 年末，公司水电装机容 量分别为 72.50 万千瓦、82.25 万千瓦和 82.25 万千 瓦，其中 2017 年水电装机容量有所提升主要系公 司完成云南克田禄劝临亚 9.90 万千瓦水电项目股 权收购所致。同期，公司水电机组上网电量分别为 27.17 亿千瓦时、28.64 亿千瓦时和 28.07 亿千瓦时， 同期发电利用小时数分别为 3,893 小时、3,575 小时 和 3,461 小时，公司水电发电利用小时数受来水影 响有所波动。截至 2018 年末，公司水电项目在云 南和四川省装机容量比重分别为 34.26%和 19.36%， 公司水电在云南及四川比重较大，且为小机组水 电，调节能力较弱，受来水及弃水影响较大。截至 2019 年 3 月末，公司水电装机容量为 87.65 万千瓦， 同期发电利用小时为 791 小时。 风电方面，随着高邮风电二期及邳州风电等项 目 并 网 发 电 ， 公 司 风 电 装 机 容 量 持 续 增 长 ， 2016~2018 年末，风电装机容量分别为 46.79 万千 瓦、61.54 万千瓦和 91.38 万千瓦，同期上网电量分 别为 7.94 亿千瓦时、9.95 亿千瓦时和 16.65 亿千瓦 时，发电利用小时数分别为 1,748 小时、1,668 小时 和 2,207 小时。截至 2019 年 3 月末，公司风电装机 容量为 91.38 万千瓦，发电利用小时为 670 小时， 随着清洁能源消纳改善，风电发电利用小时数呈增 长趋势。 光伏发电方面，随着完成阿特斯大同、宽城、 金湖兆辉等项目并购以及一批自主建设项目成功 并网，公司光伏发电装机容量持续提升，2016~2018 年末，光伏发电装机容量分别为 43.61 万千瓦、81.15 万千瓦和 97.08 万千瓦，同期上网电量分别为 4.89 亿千瓦时、8.88 亿千瓦时和 11.96 亿千瓦时，发电 利用小时数分别为 1,299 小时、1,231 小时和 1,296 小时。截至 2019 年 3 月末，公司光伏发电装机容 量为 99.11 万千瓦，同期发电利用小时数为 307 小 时。 垃圾发电方面，2017 年山东单县 800 吨垃圾发 电项目投产，2018 年广西桂林日处理 1,500 吨垃圾 焚烧发电项目和潮州潮安日处理 1,200 吨垃圾焚烧 发电项目投入运行，截至 2018 年末，公司已投产 垃圾焚烧发电处理能力达 10,550 吨/日。2016~2018 年末，公司垃圾发电装机容量分别为 14.00 万千瓦、 15.50 万千瓦和 22.50 万千瓦，同期上网电量分别为 8.07 亿千瓦时、8.11 亿千瓦时和 9.46 亿千瓦时，全 年处理生活垃圾分别为 255.38 万吨、256.82 万吨和 324.57 万吨。公司垃圾发电多采用 BOT 形式，特 许经营权年限为 20~30 年，除发电上网收入外，公 司收取 80~250 元/吨垃圾处理费用。截至 2019 年 3 月末，公司拥有 9 座垃圾发电厂，垃圾发电装机容 量为 22.50 万千瓦，具备垃圾发电处理能力 10,550 吨/日，同期发电利用小时数为 1,413 小时。公司垃 圾发电技术水平先进，环保控制良好，业务呈全国 发展趋势。 上网电价方面，2015 年 4 月，国家发改委发布 《关于降低燃煤发电上网电价和工商业用电价格 的通知》，此次燃煤发电标杆上网电价调整后，公 司下属燃煤发电机组容量加权平均上网电价下调 约人民币 0.0285 元/千瓦时（含税）。2015 年 12 月， 国家发改委发布《关于降低燃煤发电上网电价和一 般工商业用电价格的通知》（发改价格[2015]3105 号），自 2016 年 1 月 1 日起，下调全国燃煤发电 上网电价平均约 0.03 元/千瓦时，同幅度下调一般 工商业销售电价，受此影响，公司下属燃煤发电机 组容量加权平均上网电价下调约人民币 0.023 元/千 瓦时。2017 年 6 月，国家发改委发布《关于取消、 降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的 通知》（发改价格[2017]1152 号），自 2017 年 7 月 1 日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调 整专项资金，将国家重大水利工程建设基金和大中 型水库移民后期扶持基金征收标准各降低 25%，腾 出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价，缓 解燃煤发电企业经营困难。该通知实质上提高了火 电上网电价，有利于提高企业盈利能力。2016~2018 年，公司燃煤发电平均上网电价分别为 0.464 元/千 瓦时、0.444 元/千瓦时和 0.396 元/千瓦时，呈持续 下降趋势，主要受市场化交易电量增加所致。公司 燃气发电和垃圾发电实行一厂一议，但整体波动不 大。2016~2018 年，公司燃气发电平均上网电价分 别为 0.735 元/千瓦时、0.705 元/千瓦时和 0.710 元/ 千瓦时。2016~2018 年，公司水电上网电价分别为 0.323 元/千瓦时、0.307 元/千瓦时和 0.274 元/千瓦 时，下降较快，主要是由于四川、云南水电参与市 场化竞价电量规模较大导致平均价格下降。新能源 发电电价方面，2015 年 12 月，国家发改委发布《关 于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价的通知》， 自从 2016 年 1 月 1 日起下调风电和光伏发电标杆 电价，但 2016 年前核准且于 2016 年 6 月 30 日前 全部投运的光伏电站以及 2016 年前核准且于 2017 年末开工建设的风电站依然执行原先价格。2016 年 12 月 26 日，国家发改委发布《国家发展改革委适 当降低光伏电站陆上风电标杆上网电价》（发改价 格[2016]2729 号），自 2018 年 1 月 1 日 对风电和光 伏标杆上网电价再次下调，公司光伏发电和风电上 网电价呈下降趋势。 电力市场化交易方面，2016~2018 年，火电市 场化交易电量分别为 33.28 亿千瓦时、79.78 亿千瓦 时和 115.57 亿千瓦时 ，呈持续上升趋势。水电方面， 2016~2018 年，公司水电市场化交易电量分别为 7.07 亿千瓦时 、 12.05 亿千瓦时 和 12.62 亿千瓦时 。 2019 年 1~3 月，公司火电和水电市场化交易电量分 别为 31.8 亿千瓦时和 1.48 亿千瓦时。 随着电力市 场化改革推进，市场化交易电量不断提升， 对公司 生产经营构成一定挑战。 电力结算方面，国内项目方面，公司所属电站 和当地省属电网结算，结算方式为电汇或者承兑汇 票，当月结算。海外项目方面，加纳电厂和加纳电 力公司结算，采用支票结算，账期为 60 天左右。 总体看，随着公司电力业务扩展，发电量不断 提升，发电利用小时数处于较高水平，整体经营情 况良好。但中诚信证评也注意到公司电力业务受政 策影响较大，此外电力市场化改革对公司生产经营 构成一定挑战。 燃料 供应 煤炭采购方面，公司集团总部对下属电厂集中 采购，并通过与大同煤矿集团有限公司、神华销售 集团有限公司、中国中煤能源股份有限公司、内蒙 古伊泰煤炭股份有限公司等大型煤炭供应商签订 长期协议来保障煤炭供应。2018 年公司煤炭前五大 供应商采购占比为 74.52% ，集中度较高。 国内采购 方面，公司内陆电厂采购煤炭需要支付一定比例的 预付款，验货后付余款；沿海电厂的海运煤结算周 期为 15-20 天左右，验货后付款。除国内采购外， 公司还通过海外采购煤炭对内贸煤进行补充，海外 采购国家主要是印尼及澳大利亚，采用信用证提单 后一个月内结算。为保障燃煤炭运输，公司从 2007 年组建自有船队，目前公司拥有 6 艘货轮，合计吨 位 45 万吨。2016~2018 年，公司内贸煤采购量分别 为 508.17 万吨、596.42 万吨和 829.07 万吨，均价 分别为 593.87 元/吨、780.53 元/吨和 661.29 元/吨； 外贸煤采购量分别为 101.18 万吨、138.17 万吨和 132.37 万吨，采购均价分别为 523.35 元/吨、730.76 元/吨和 782.92 元/吨。2019 年 1~3 月，公司内贸煤 采购量为 201.48 万吨，均价为 599.90 元/吨；外贸 煤未采购。公司燃煤采购以内贸为主，通过长期协 议来保障燃料供应。近年来煤炭价格快速上升，对 公司生产经营构成一定挑战。 公司燃气发电燃料来源主要是对外采购。公司 燃气采购主要来自大鹏液化天然气有限公司（以下 简称“大鹏公司”）、中海石油气电集团贸易公司（以 下简称“中海油”）、中国石油天然气销售南方分公 司（以下简称“中石油”）以及加纳的 Volta River Authority （以下简称“ VRA ” ），2018 年燃气前四大 供应商采购占比为 87.50% ，集中度较高。 东部电厂 燃气采购对象主要是大鹏公司，通过和大鹏公司签 署 25 年长期供应合同，来保障天然气供应，目前 合同还有 5 年到期。东莞漳洋电厂和中海油及中石 油签订天然气供气合同，年度合同供气量分别为 7.5 万吨和 6.8 亿方。公司对中海油按双周用气量 110% 气款进行预付，每两周结算一次，对中石油按周用 气量 110%气款进行预付，每周结算一次。海外项 目方面，加纳电厂与 VRA 签署 25 年供气协议，由 VRA 转供公司天然气，每月结算一次。加纳电力公 司和 VRA 实际控制人均为加纳政府，经公司与加 纳政府谈判，同意将所欠燃料款抵扣所欠电费款， 目前已偿还 1,415 万美元的历史遗留欠费以及 2018 年当年欠费 570 万美元，剩余用于冲抵的部分款项 20,911 万美元预计 2019 年完成抵扣。2016~2018 年 公司燃气采购量分别为 11.81 亿立方米、14.67 亿立 方米和 19.73 亿立方米，采购均价分别为 1.87 元/ 立方米、1.97 元/立方米和 2.05 元/立方米，近年来 燃气采购价格呈上升趋势，给公司带来一定成本压 力。2019 年 1~3 月，公司燃气采购量为 3.25 亿立 方米，采购均价为 2.01 元/立方米。 整体看，公司通过长期协议来稳定原材料供 应，并通过外贸煤来降低成本，此外拥有自有船队 保障煤炭运输，原材料采购具有一定优势。但中诚 信证评注意到燃料价格不断上升，给公司经营带来 一定成本压力。 其它板块 燃气业务方面， 2017 年公司设立深圳能源燃气 投资控股有限公司，整合现有燃气资源 ，实现 资金、 技术、资源、管理等方面优势互补。 近年 来 公司持 续拓展燃气业务， 2017 年 以来先后 完成 对 舟山中油 昆仑能源有限公司、中海油潮州能源有限公司 、 赵 县亚太燃气有限公司 （以下简称 “ 赵县燃气 ” ）、 克州 华辰能源有限公司和克州华辰车用天然气有限公 司 （以下简称 “ 克州华辰 ” ）的 收购 。 公司 燃气业务 主要 由潮州深能燃气有 限公司（以下简称 “ 潮州燃 气 ” ） 、 惠州市城市燃气发展有限公司（以下简称 “ 惠 州燃气 ” ） 、 赵县燃气 和 克州华辰 开展。潮州燃气 2015 年 12 月与潮州市签订合同，获得 30 年特许 经 营权 。 惠州燃气 19 年成立，拥有 30 年特许经营 权。 赵县燃气 成立于 206 年，位于河北省赵县， 主要资产是天然气门站及燃气管网，建设有天然气 门站一座，设计年供气能力 6 , 00 万立方米，建设 石邯长输管线赵县支线，铺设高压输气主线路 10 余公里 ，城区中低压官网 10 多 公 里。 克州华辰成 立于 208 年 ，位于新疆克州，主要 进行 管道燃气 的投资、燃气工程建设运营 和管道运输、燃气热能 供应等。 气源方面，惠州燃气采购 以 中石油、中海 油为主； 潮州燃气主要从 中海油 采购，通过 LNG 储罐储存与气化设备 等向客户供气 ；赵县 燃气 和克 州华辰主要从中石油采购 。 随着公司燃气业务的进 一步拓展， 供气量持续增长。 2016~2018 年以及 201 9 年 1~3 月 ，公司 城市燃气 总供气量分别为 0.98 亿立 方米、 1.51 亿立方米 、 3.95 亿立方米和 0.9 2 亿立方 米，销售价格分别为 3.59 元 / 立方米、 3.54 元 / 立方 米 、 3.21 元 / 立方米 和 2. 86 元 / 立方米 。 公司城市燃 气供气价格有所下降主要 系 潮州燃气的 销售客户 主 要是工商业用户，市场化程度高，客户享有定价 权，随着市场竞争加大导致供气价格下降所致。 蒸汽业务方面 ，公司还将发电过程中的部分蒸 汽对外销售。公司供热业务主要 是 妈湾电厂和河源 电厂 。 2016~2018 年以及 201 9 年 1~3 月 ，公司供蒸汽 供应量分别为 30.38 万吨、 33.71 万吨 、 51.46 万吨 和 14.32 万吨 ，供热价格分别为 17.39 元 / 吨、 181.41 元 / 吨 、 173.45 元 / 吨 和 152.34 元 / 吨 。 公司蒸汽业务下游 客户主要是 深圳南天油粕工业有限公司和南海油 脂工业（赤湾）有限公司 ，客户集中度较高，但需 求较为稳定 ，结算方式为 电汇 ，账期为 1 到 3 个月 。 运输业务方面， 公司为满足自身燃料运输需 求、降低运输成本上涨及运力短缺风险，于 194 年 成立 深圳市能源运输有限公司（以下简称 “ 能源运 输 ” ） ， 开始涉足航运业务。 截至 2018 年末， 公司 拥 有 五 艘吨位为 7.6 0 万吨的巴拿马型货轮和一艘吨位 为 7 .0 万吨的燃煤运输船。除内部承运外，公司 还 参与市场化运作 ， 2016~2018 年 运输业务 收入分别 为 0.17 亿元 、 0.12 亿元 和 0.21 亿元 ， 近年来 为保障内 部承运，减少市场化运作 ， 收入有所 波动 。 2019 年 1~3 月，运输业务收入为 0.1 亿元。 房地产业务 方面，公司房地产业务主要为 电力 花园项目。电力花园项目位于深圳市南山区后海中 心片区，地块总面积 2.9 万平方米 。 电力花园总可 售面积为 5.32 万平方米， 2018 年，公司房地产完成 销售 1.86 万平方米，销售收入为 16.58 亿元，同比增 长 30.25% 。电力花园项目剩余面积已于 2018 年 8 月 份签订相关售楼协议，且公司于 2018 年 8 月 4 日披露 了《关于电力花园二期项目三、四号楼销售进展公 告》（公告编号： 2018 - 048 ）、于 2018 年 8 月 23 日披露 了《关于电力花园二期项目 5A 、 5B 号楼销售进展公 告》（公告编号： 2018 - 054 ）。目前公司无在建房地 产项目。 总体来看， 公司以电力生产与销售业务为主， 近年来随着电力资产扩 张 ，收入水平不断提升。此 外公司燃气、蒸汽等业务发展良好，业务呈多元化 发展趋势，有助于分散业务单一的风险。 战略 规划 “ 十三五 ” 期间，公司将实施单一发电企业向涵 盖以电力、环保、城市燃气为主的综合性能源企业 转变，从地区性企业向区域性、全国型乃至跨国型 企业转变。经过努力，在有效增长基础上，逐步构 建以能源电力、能源环保及能源燃气为核心业务， 能源资本、能源置地为支撑业务的协同发展产业体 系。此外公司将加强国内、国 际市场开发力量和强 度，不断提升海外市场比重和分量，促进国内外市 场的协调发展。 在建工程方面，公司目前主要在建工程有河源 二期燃煤电厂项目、环保垃圾发电厂东部项目、宝 安垃圾发电厂项目以及通辽义和风电项目等。截至 2019 年 3 月 末，公司主要在建工程总投资为 289.06 亿元 ，目前已经投资 88.59 亿元， 项目资金来源主要 是 自筹及外部融资 ， 在建工程规模较大，后续投资 金额较大， 存在一定投资压力。 表 7 ：截至 2019 年 3 月末 公司主要在建项目情况 单位：亿元 项目名称 项目类型 总投资 预计完工时间 截至 2019 年 3 月末 已投资金额 未来投资计划 2019 年 2020 年 新疆库尔勒 2×350MW 热电联产项目 热电联产 29.02 2019 年 6 月 27.83 0.10 1.09 南山垃圾焚烧发电厂二期项目 垃圾发电 12.70 2019 年 3 月 8.62 5.50 0.00 深圳东部垃圾发电厂 垃圾发电 43.93 2019 年 9 月 19.84 14.40 10.97 深圳市宝安老虎坑垃圾焚烧发电厂三期项目 垃圾发电 33.67 2019 年 7 月 16.52 11.40 6.91 河源电厂二期 2×1 , 00MW 燃煤机组扩建工程 燃煤发电 89.93 2021 年 10 月 13.69 13.00 25.00 内蒙镶黄旗德斯格图（未完）  |