浙江浙能电力股份有限公司公开发行可转换公司债券募集说明书摘要
(上接B10版)
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
项目
2014年1-6月
2013年度
2012年度
2011年度
非流动资产处置损益，包括已计提资产减值准备的冲销部分
-38，634，273.07
-296，335，161.30
30，739，486.58
63，362，180.63
计入当期损益的政府补助（与公司正常经营业务密切相关，符合国家政策规定、按照一定标准定额或定量持续享受的政府补助除外）
162，207，247.23
302，618，723.83
218，350，460.86
147，034，615.95
企业取得子公司、联营企业及合营企业的投资成本小于取得投资时应享有被合并单位可辨认净资产公允价值产生的收益
-
-
696，481.80
-
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
-
-
-
396，699，876.95
减：同一控制下企业合并产生的子公司期初至合并日的当期非经常性净损益
-
-
-
83，544，750.23
减：同一控制下企业合并产生的子公司期初至合并日扣除非经常性损益后的净利润中，合并日前按权益法核算应确认的投资收益
-
-
-
13，095，830.97
除同公司正常经营业务相关的有效套期保值业务外，持有交易性金融资产、交易性金融负债产生的公允价值变动损益，以及处置交易性金融资产、交易性金融负债和可供出售金融资产取得的投资收益
186，996.16
3，471，627.55
86，796，272.23
-
单独进行减值测试的应收款项减值准备转回
-
-
11，175，232.94
-
对外委托贷款取得的损益
446，700.80
941，797.34
698，004.17
除上述各项之外的其他营业外收入和支出
-15，778，679.11
-7，013，359.60
1，321，807.65
其他符合非经常性损益定义的损益项目
-16，177，872.37
-
-4，804，404.63
-12，881，214.48
小计
107，582，097.95
-5，576，788.23
336，881，967.52
499，594，689.67
减：所得税费用（所得税费用减少以“-”表示）
25，034，485.36
11，674，316.48
87，590，225.66
56，902，171.61
少数股东损益
-19，141，086.97
-35，582，631.30
77，119，207.57
139，814，892.22
归属于母公司股东的非经常性损益净额
63，406，525.62
41，680，159.55
172，172，534.29
302，877，625.84
扣除非经常性损益后归属于母公司股东的净利润
2，942，893，924.64
5，715，617，244.19
3，325，268，742.89
1，895，522，356.58
注：公司2014年1-6月非经常性损益未经审计
第四节 管理层讨论与分析
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。
一、 财务状况分析
（一） 资产结构分析
报告期内，浙能电力总资产情况、流动资产和非流动资产占比情况如下：
单位：万元，%
项目
2014年
6月末
占比
2013年末
占比
2012年末
占比
2011年末
占比
流动资产合计
1，780，529.16
19.92
1，906，214.83
20.72
1，680，698.66
20.65
1，661，844.57
22.01
非流动资产合计
7，159，276.78
80.08
7，295，555.48
79.28
6，457，099.71
79.35
5，889，896.02
77.99
资产总计
8，939，805.95
100.
9，201，770.31
100
8，137，798.37
100
7，551，740.59
100
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。
（二） 负债结构分析
报告期内，浙能电力总负债情况、流动负债和非流动负债占比情况如下：
单位：万元，%
项目
2014年
6月末
占比
2013年末
占比
2012年末
占比
2011年末
占比
流动负债
1，950，793.19
42.80
2，413，335.48
49.64
1，921，956.63
45.87
2，152，971.49
53.00
非流动负债
2，607，450.70
57.20
2，447，862.24
50.36
2，268，480.75
54.13
1，909，128.12
47.00
负债合计
4，558，243.89
100
4，861，197.72
100
4，190，437.38
100
4，062，099.61
100
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。
（三） 偿债能力分析
报告期内，公司主要偿债指标如下：
单位：万元，%
项目
2014年6月末
2013年末
2012年末
2011年末
流动比率（倍数）
0.91
0.79
0.87
0.77
速动比率（倍数）
0.76
0.66
0.71
0.60
资产负债率（合并）
50.99%
52.83%
51.49%
53.79%
资产负债率（母公司）
13.43%
14.83%
0.28%
0.32%
2014年1-6月
2013年度
2012年度
2011年度
息税折旧摊销前利润（万元）
635，814.13
1，579，253.36
1，192，027.37
913，199.34
利息保障倍数
7.58
8.33
6.13
5.42
注：上述财务指标的计算公式详见本募集说明书“第六节财务会计信息”的相关内容
1、流动比率
报告期内，浙能电力与可比上市公司流动比率的比较情况如下：
公司
代码
2014年6月末
2013年末
2012年末
2011年末
000027
0.88
0.85
0.98
1.06
600863
0.31
0.20
0.26
0.28
600726
0.57
0.57
0.49
0.49
600011
0.34
0.35
0.39
0.37
600886
0.54
0.42
0.41
0.49
上海电力
600021
0.42
0.45
0.71
0.75
600027
0.28
0.27
0.30
0.24
601991
0.39
0.42
0.42
0.44
000539
0.58
0.56
0.46
0.44
600795
0.23
0.20
0.29
0.27
平均值
0.45
0.43
0.47
0.48
中值
0.41
0.42
0.42
0.44
浙能电力
600023
0.91
0.79
0.87
0.77
数据来源：上市公司定期报告
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。
2、速动比率
报告期内，浙能电力与可比上市公司速动比率的比较情况如下：
公司
代码
2014年6月末
2013年末
2012年末
2011年末
深圳能源
000027
0.78
0.76
0.85
0.91
内蒙华电
600863
0.27
0.16
0.21
0.22
华电能源
600726
0.47
0.50
0.43
0.42
华能国际
600011
0.28
0.28
0.31
0.29
国投电力
600886
0.50
0.38
0.38
0.45
上海电力
600021
0.39
0.39
0.63
0.65
华电国际
600027
0.24
0.22
0.24
0.19
大唐发电
601991
0.34
0.36
0.34
0.34
粤电力A
000539
0.50
0.49
0.38
0.35
国电电力
600795
0.20
0.17
0.24
0.22
平均值
0.40
0.37
0.40
0.40
中值
0.37
0.37
0.36
0.35
浙能电力
600023
0.76
0.66
0.71
0.60
数据来源：上市公司定期报告
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。
3、资产负债率
报告期内，浙能电力与可比上市公司资产负债率的比较情况如下：
公司
代码
2014年6月末
2013年末
2012年末
2011年末
深圳能源
000027
47.45%
43.58%
45.77%
46.30%
内蒙华电
600863
61.93%
61.07%
64.00%
71.87%
华电能源
600726
82.63%
84.80%
84.79%
82.09%
华能国际
600011
70.62%
71.55%
74.73%
77.14%
国投电力
600886
78.93%
78.86%
82.54%
82.01%
上海电力
600021
71.09%
67.22%
68.17%
71.81%
华电国际
600027
80.89%
80.59%
83.20%
84.06%
大唐发电
601991
78.72%
78.08%
79.17%
79.28%
粤电力A
000539
61.72%
62.32%
66.56%
66.44%
国电电力
600795
75.63%
75.61%
75.24%
77.91%
平均值
70.96%
70.37%
72.42%
73.89%
中值
73.36%
73.58%
74.99%
77.52%
浙能电力
600023
50.99%
52.83%
51.49%
53.79%
数据来源：上市公司定期报告
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。
4、利息保障倍数
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。
（四） 营运能力分析
1、应收账款周转率
报告期内，浙能电力与可比上市公司应收账款周转率的比较情况如下：
单位：次/年
公司名称
代码
2014年1-6月
2013年度
2012年度
2011年度
深圳能源
000027
5.54
7.36
7.82
7.69
内蒙华电
600863
8.71
10.08
9.98
9.41
华电能源
600726
7.60
11.69
12.96
10.96
华能国际
600011
9.41
9.00
9.00
10.64
国投电力
600886
8.53
8.82
8.43
9.85
上海电力
600021
8.45
8.11
7.75
11.97
华电国际
600027
9.56
9.54
10.31
12.40
大唐发电
601991
7.40
7.64
7.82
8.08
粤电力A
000539
9.13
9.75
9.39
8.36
国电电力
600795
7.84
8.66
8.82
9.33
平均值
8.22
10.07
9.23
9.87
中值
8.49
8.91
8.91
9.63
浙能电力
9.17
11.43
9.67
10.61
数据来源：上市公司定期报告
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。
注：2014年上半年应收账款周转率指标均已简单年化。
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。
2、存货周转率
报告期内，浙能电力与可比上市公司存货周转率的比较情况如下：
单位：次/年
公司名称
代码
2014年1-6月
2013年度
2012年度
2011年度
深圳能源
000027
7.77
8.14
8.39
10.99
内蒙华电
600863
18.13
20.11
15.23
13.72
华电能源
600726
12.43
15.61
18.95
19.59
华能国际
600011
14.62
15.25
15.42
19.16
国投电力
600886
17.37
15.19
13.19
16.84
上海电力
600021
24.79
23.28
24.71
24.70
华电国际
600027
16.30
15.61
16.22
21.80
大唐发电
601991
14.21
12.16
10.74
11.84
粤电力A
000539
13.16
13.18
11.69
11.68
国电电力
600795
19.51
16.64
12.30
12.32
平均值
15.83
15.52
14.68
16.26
中值
15.46
15.43
14.21
15.28
浙能电力
10.10
13.74
11.50
11.86
数据来源：上市公司定期报告
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。
注：2014年上半年存货周转率均已简单年化。
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。
（五） 财务性投资情况
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：
单位：万元，%
股票名称
股份类别
股票数量(万股)
投资成本
账面价值
2014年6月末市价（元/股）
流通股
6，147.86
20，726.94
59，142.45
10.24[注1]
流通股
23，467.11
44，400.89
84，950.95
3.88[注2]
流通股
11，826.00
20，659.00
113，174.82
10.03[注3]
流通股
17，232.60
30，591.61
40，806.81
2.54[注4]
合计
116，378.44
298，075.03
[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。
二、 盈利能力分析
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，%
项目
2014年1-6月
2013年
2012年
2010年
金额
金额
增长率
金额
增长率
金额
营业收入
1，931，995.95
5，391，600.26
14.57
4，706，120.75
7.81
4，365，308.88
营业成本
1，535，004.08
4，371，448.47
9.36
3，997，242.28
2.87
3，885，845.30
营业毛利
396，991.88
1，020，151.80
43.91
708，878.47
47.85
479，463.57
期间费用
140，535.80
325，961.06
1.89
319，919.18
15.65
276，619.93
营业利润
400，607.39
935，625.69
72.86
541，261.85
68.33
321，545.83
利润总额
411，340.28
929，950.01
65.67
561，315.90
68.84
332，452.27
净利润
346，160.08
769，970.33
66.51
462，414.32
64.51
281，093.58
归属于母公司所有者的净利润
300，630.05
575，729.74
64.61
349，744.13
59.09
219，840.00
注：营业毛利=营业收入-营业成本
期间费用=销售费用+管理费用+财务费用
（一） 营业收入分析
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，%
项目
2014年1-6月
2013年度
2012年度
2011年度
金额
占比
金额
占比
金额
占比
金额
占比
主营业务收入
电力销售
1，766，146.90
91.42
4，272，518.15
79.24
4，119，422.77
87.53
3，940，785.20
90.28
蒸汽销售
31，337.74
1.62
58，691.17
1.09
57，575.05
1.22
58，644.94
1.34
主营业务收入合计
1，797，484.63
93.04
4，331，209.32
80.33
4，176，997.82
88.76
3，999，430.13
91.62
其他业务收入
134，511.32
6.96
1，060，390.94
19.67
529，122.94
11.24
365，878.74
8.38
营业收入
1，931，995.95
100.00
5，391，600.26
100.00
4，706，120.75
100.00
4，365，308.88
100.00
（二） 营业成本分析
单位：万元
项目
2014年1-6月
2013年度
2012年度
2011年度
金额
占比
金额
占比
金额
占比
金额
占比
主营业务成本
电力销售
1，383，751.74
90.15
3，291，089.64
75.29
3，447，464.57
86.25
3，500，227.48
90.08
蒸汽销售
24，682.73
1.61
43，454.70
0.99
40，858.46
1.02
40，206.90
1.03
主营业务成本合计
1，408，434.47
91.75
3，334，544.34
76.28
3，488，323.03
87.27
3，540，434.38
91.11
其他业务成本
126，569.60
8.25
1，036，904.13
23.72
508，919.25
12.73
345，410.92
8.89
营业成本
1，535，004.08
100.00
4，371，448.47
100.00
3，997，242.28
100.00
3，885，845.30
100.00
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%。
报告期内，浙能电力前五大供应商情况如下表所示：
单位：万元
项目
供应商名称
采购金额
（2014年1-6月）
占公司营业成本的比例
1
神华销售集团华东能源有限公司
278，237.06
18.13
2
浙江省天然气开发有限公司
151，063.86
9.84
3
大同煤矿集团有限责任公司
123，696.70
8.06
4
上海中煤华东有限公司
116，413.72
7.58
5
浙江天地环保工程有限公司
67，749.03
4.41
合计
737，160.38
48.02
项目
供应商名称
采购金额（2013年）
占公司营业成本的比例
1
中国神华能源股份有限公司
628，958.27
14.39
2
上海中煤华东有限公司
523，303.61
11.97
3
大同煤矿集团有限责任公司
363，817.09
8.32
4
浙江省天然气开发有限公司
288，385.19
6.60
5
内蒙古伊泰煤炭股份有限公司
116，578.98
2.67
合计
1，921，043.14
43.95
项目
供应商名称
采购金额（2012年度）
占公司营业成本的比例
1
中国神华能源股份有限公司
444，193.59
11.11
2
中国中煤能源股份有限公司
417，506.07
10.44
3
大同煤业股份有限公司
340，658.26
8.52
4
浙江省天然气开发有限公司
222，145.12
5.56
5
内蒙古伊泰煤炭股份公司
141，219.32
3.53
合计
1，565，722.36
39.17
项目
供应商名称
采购金额（2011年度）
占公司营业成本的比例
1
中国中煤能源股份有限公司
387，951.05
9.98
2
中国神华能源股份有限公司
379，152.15
9.76
3
大同煤业股份有限公司
306，591.93
7.89
4
浙江省天然气开发有限公司
196，076.14
5.05
5
浙江物产燃料集团有限公司
126，510.32
3.26
合计
1，396，281.59
35.93
（三） 毛利率分析
2014年1-6月、2013年度、2012年度和2011年度，浙能电力分别实现营业毛利396，991.88万元、1，020，151.80万元、708，878.47万元和479，463.57万元。
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：%
公司名称
代码
2014年1-6月
2013年度
2012年度
2011年度
深圳能源
000027
25.63%
18.49%
15.73%
13.67%
内蒙华电
600863
25.63%
25.54%
26.35%
21.23%
华电能源
600726
16.50%
11.52%
6.71%
7.55%
华能国际
600011
25.48%
22.75%
16.38%
8.70%
国投电力
600886
44.49%
40.34%
25.07%
17.05%
上海电力
600021
21.20%
21.22%
16.66%
10.12%
华电国际
600027
24.25%
23.00%
15.79%
9.22%
大唐发电
601991
28.20%
27.90%
21.88%
17.32%
粤电力A
000539
26.63%
26.09%
20.38%
9.60%
国电电力
600795
30.64%
26.50%
21.43%
15.92%
平均值
26.87%
24.34%
18.64%
13.04%
中值
25.63%
24.27%
18.52%
11.90%
浙能电力
600023
21.64%
23.01%
16.49%
11.48%
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、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、国电电力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。
（四） 利润主要来源
单位：万元
项目
2014年1-6月
2013年度
2012年度
2011年度
营业毛利
396，991.88
1，020，151.80
708，878.47
479，463.57
主营业务毛利
389，050.16
996，664.98
688，674.78
458，995.75
营业利润
400，607.39
935，625.69
541，261.85
321，545.83
利润总额
411，340.28
929，950.01
561，315.90
332，452.27
净利润
346，160.08
769，970.33
462，414.32
281，093.58
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。
（五） 经营成果变化分析
1、营业收入
报告期内，营业收入的变动情况详见本节―、营业收入分析。
2、营业成本
报告期内，营业收入的变动情况详见本节二、营业成本分析。
3、期间费用
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，%
费用名称
2014年1-6月
2013年度
2012年度
2011年度
金额
占营业收入的比重
金额
占营业收入的比重
金额
占营业收入的比重
金额
占营业收入的比重
管理费用
60，967.29
3.16
151，493.60
2.81
137，190.01
2.92
116，462.51
2.67
财务费用
79，568.51
4.12
174，467.45
3.24
182，729.17
3.88
160，157.42
3.67
合计
140，535.80
8.32
325，961.06
6.05
319，919.18
6.80
276，619.93
6.34
（1）管理费用
单位：万元
项目
2014年1-6月
2013年度
2012年度
2011年度
职工薪酬及社会保险费
40，276.72
88，882.13
67，268.42
54，567.05
各项税费
8，749.02
15，823.70
13，836.60
12，112.53
办公费
849.44
4，110.41
6，936.17
7，029.93
运输费
1，053.75
4，001.59
5，229.39
4，872.80
外部劳务费
2，885.99
5，661.92
6，394.76
4，821.10
差旅费
757.40
3，252.51
5，410.23
4，278.00
劳动保护费
468.60
4，167.92
3，586.86
3，499.81
长期资产折旧及摊销
1，007.09
2，174.95
2，086.86
3，650.38
业务招待费
731.14
3，030.04
4，921.78
3，217.22
会议费
256.75
1，447.94
3，245.25
2，627.10
租赁费
581.61
2，470.09
2，406.29
1，551.51
咨询费
560.40
1，810.18
2，287.31
1，638.80
其他
2，789.38
14，660.21
13，580.09
12，596.29
合计
60，967.29
151，493.60
137，190.01
116，462.51
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。
（2）财务费用
单位：万元
项目
2014年1-6月
2013年度
2012年度
2011年度
利息收入
-5，313.34
-9，521.13
-7，837.62
-8，571.75
利息支出
83，844.18
189，496.50
194，315.91
168，443.14
汇兑损益
891.15
-6，046.59
-3，980.03
-57.37
手续费
146.52
538.68
230.90
343.40
合计
79，568.51
174，467.45
182，729.17
160，157.42
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。
4、投资收益
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。
(六)非经常性损益分析
单位：万元，%
项目
2014年1-6月
2013年度
2012年度
2011年度
归属于母公司股东的非经常性损益净额
6，340.65
4，168.02
17，217.25
30，287.76
归属于母公司所有者的净利润
300，630.05
575，729.74
349，744.13
219，840.00
占比
2.11
0.72
4.92
13.78
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[微博]《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%。
(七)影响发行人盈利能力连续性和稳定性的主要因素
1、整体经济发展情况和全社会用电量
（1）我国整体经济发展情况和全社会用电量
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%。
自2006年以来，中国国内生产总值数据如下：
项目
年度
2006年
2007年
2008年
2009年
2010年
2011年
2012年
2013年
国内生产总值
（亿元）
数量
216，314
265，810
314，045
340，903
401，202
473，104
519，470
568，845
增长率（%）
12.7
14.2
9.6
9.2
10.4
9.3
7.7
7.7
资料来源：国家统计局网站
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：
项目
年度
2006年
2007年
2008年
2009年
2010年
2011年
2012年
2013年
全社会用电量（亿千瓦时）
数量
28，588
32，458
34，268
36，595
41，923
46，928
49，591
53，223
增长率
（%）
14.63
13.54
5.58
6.44
15.08
11.74
5.67
7.5
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。
综上，从目前开始的很长一段时间，中国电力行业仍有较大的发展空间。
（2）浙江省整体经济发展情况和全社会用电量
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：
项目
年度
2006年
2007年
2008年
2009年
2010年
2011年
2012年
2013年
浙江省生产总值
数量
（亿元）
15，718
18，753
21，462
22，990
27，722
32，319
34，606
37，568
增长率（%）
16.97
19.31
14.44
7.12
20.58
16.58
7.08
8.56
资料来源：国家统计局
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：
项目
年度
2006年
2007年
2008年
2009年
2010年
2011年
2012年
2013年
全省用电量
数量（亿千瓦时）
1，909
2，189
2，323
2，471
2，821
3，117
3，211
3，453
增长率（%）
16.25
14.67
6.10
6.40
14.14
10.49
3.02
7.54
注：上述数据来源于国家统计局网站、中国统计年鉴和中电联。
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。
2、未来特高压技术的发展状况
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。
3、上网电价
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：
（1）燃煤机组上网电价情况
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。
（2）燃气机组上网电价情况
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。
（3）燃油机组上网电价情况
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。
4、煤价
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：
燃煤价格变动幅度
-30.00%
-20.00%
-10.00%
0.00%
10.00%
20.00%
30.00%
对浙能电力利润总额的影响比例
-73.15%
-48.77%
-24.38%
0.00%
24.38%
48.77%
73.15%
5、装机总容量、发电机组利用小时数、标准煤耗
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。
三、现金流量分析
单位：万元
项目
2014年1-6月
2013年度
2012年度
2011年度
经营活动产生的现金流量净额
449，515.66
1，326，216.71
906，797.74
537，375.24
投资活动产生的现金流量净额
-272，216.41
-1，083，487.22
-739，412.18
-494，761.46
筹资活动产生的现金流量净额
-409，115.38
18，125.42
-47，788.02
-132，893.94
汇率变动对现金及现金等价物的影响
0.29
0.65
-76.05
-85.65
现金及现金等价物净增加额
-231，815.84
260，855.56
119，521.48
-90，365.81
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。
四、资本支出分析
（一）报告期内重大的资本性支出
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。
（二）未来可预见的重大资本性支出计划
截至2014年6月30日，浙能电力正在建设的主要项目情况如下：
序号
项目
项目主要内容及机组装机容量
批复单位及批复文号
1
浙江浙能六横电厂“上大压小”新建工程项目
建设2台100万千瓦国产超超临界燃煤发电机组
国家发改委发改能源[2011]44号
2
浙江台州第二发电厂“上大压小”新建工程项目
建设2台100万千瓦国产超超临界燃煤发电机组
国家发改委发改能源[2012]2487号
3
镇海天然气热电联产工程
建设3套35万千瓦级燃气-蒸汽联合循环热电联产机组
浙江省发改委浙发改能源[2012]547号
4
常山天然气热电联产工程
建设1套40万千瓦级燃气-蒸汽联合循环热电联产机组
浙江省发改委浙发改能源[2012]1189号
5
浙江浙能温州电厂“上大压小”扩建项目
建设2台66万千瓦国产超超临界燃煤发电机组
国家发改委发改能源[2014]866号
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。
五、重大会计政策、会计估计的变化情况
公司最近三年及一期不存在会计政策变更、会计估计变更和会计差错更正
六、重大担保、诉讼、其他或有事项和重大期后事项等的情况及影响
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：
（一）未决诉讼
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。
（二）担保
1、保证
被担保单位
贷款金融机构
担保借款金额(万元)
担保期限
秦山第三核电有限公司
国家开发银行
9，878.51
1998年-2018年
合计
9，878.51
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”。
2、抵押
被担保单位
抵押权人
抵押物
抵押物(万元)
担保借款
金额(万元)
借款
到期日
账面原值
账面价值
浙江长兴东南热力有限责任公司
浙江长兴农村合作银行
房屋及建筑物
517.34
431.17
700.00
2014.10.30
小计
517.34
431.17
700.00
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8821120110021618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。
3、质押
被担保单位
质押权人
质押物
担保借款金额（万元）
借款
到期日
浙能电力
中国建设银行股份有限公司浙江省分行
萧电热电联产售电收益权
60，000
2022.11.29-2022.12.2
浙江省能源集团财务有限责任公司
台电五期售电收益权
30，000
2016.12.20-2017.4.10
浙江浙能长兴发电有限公司
中国农业银行长兴县支行
售电收益权
36，000
2016.6.15-2019.5.25
中国工商银行长兴县支行
20，000
2018.6.20-2019.12.20
浙江长兴东南热力有限责任公司
浙江长兴农村合作银行
售蒸汽收益权
1，000
2014.9.1
1，300
2014.10.30
浙江浙能乐清发电有限责任公司
浙江省能源集团财务有限责任公司
售电收益权
85，000
2023.2-2023.9
中国银行浙江省分行
55，000
2016.7-2023.10
国家开发银行
75，000
2023.2-2030.6
中国工商银行乐清支行
106，000
2015.10-2023.12
浙江浙能兰溪发电有限责任公司
中国建设银行兰溪市支行
售电收益权
66，000
2021.7.24
中国工商银行兰溪市支行
50，000
2018.12.20-2023.12.25
中国银行浙江省分行
65，000
2014.7-2020.8
浙江省能源集团财务有限责任公司
50，000
2023.2.13
浙江浙能嘉华发电有限公司
中国建设银行杭州之江支行
嘉兴三期售电收益权
230，000
2015.11.27-2029.6.27
中国工商银行浙江省分行
225，000
2015.6.27-2026.11.27
浙江省能源集团财务有限责任公司
60，000
2024.6.27-2025.11.10
浙江浙能温州发电有限公司
国家开发银行浙江分行
售电收益权
44，100
2026.12
中国工商银行武林支行
11，340
2026.12
中国建设银行温州市分行
7，560
2026.12
浙江浙能绍兴滨海热电有限责任公司
中信银行杭州分行
售电、售汽收益权
19，850
2029.12.30-2030.03.25
中国农业银行绍兴县支行
40，500
2023.9.20-2028.10.20
兴业银行杭州分行滨江支行
84，880
2026.11.29
国家开发银行浙江省分行
50，000
2032.7.30
浙江省能源集团财务有限责任公司
14，500
2024.8.20-2026.2.20
浙江浙能镇海天然气发电有限责任公司
中国工商银行宁波分行
售电收益权
67，000
2014.12.20-2019.12.20
浙江浙能中煤舟山煤电有限责任公司
中国农业银行舟山市分行
售电收益权
102，500
2031.10.31
国家开发银行浙江省分行
200，000
2032.8.30
浙江浙能台州第二发电有限责任公司
交通银行杭州东新支行
售电收益权
34，500
2033.6.25
浙江省能源集团财务有限责任公司
15，000
2031.5.10
国家开发银行
36，000
2034.1.21
浙江浙能绍兴滨海热力有限公司
兴业银行滨江支行
售汽收益权
6，000
2027.9.2
浙江浙能镇海联合发电有限公司
浦发银行中兴支行
应收账款质押
500
2014.7.4
浙江浙能常山天然气发电有限公司
中国建设银行股份有限公司[微博]常山支行
售电收益权
50，000
2028.1
小计
1，999，530
4、抵押及质押
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：①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；②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；③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。
（三）承诺事项
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。
（四）其他重要事项
1、年金计划主要内容及重大变化
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。
2、其他对财务报表使用者决策有影响的重要事项
（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[微博]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。
七、财务状况和盈利能力的未来趋势分析
（一）浙能电力的主要财务优势和困难分析
1、浙能电力的主要财务优势
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。
2、浙能电力面临的主要财务困难
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。
（二）财务状况和盈利能力的发展趋势
1、资产、负债状况发展趋势
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。
2、所有者权益发展趋势
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。
3、盈利能力的发展趋势
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。
第五节 本次募集资金运用
一、预计募集金额数额
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）。
二、募集资金投资项目概况
扣除发行费用后，公司拟将本次发行募集的资金全部用于投入下述项目：
序号
项目名称
浙能电力所占权益比例
核准装机容量（万千瓦）
项目总投资（亿元）
拟投入募集资金（亿元）
1
浙江台州第二发电厂“上大压小”新建工程
94.00%
200
84.00
52.21
2
浙江浙能温州电厂“上大压小”扩建项目
66.98%
132
48.45
28.49
3
浙江浙能六横电厂“上大压小”新建工程
56.00%
200
78.90
13.50
4
浙江三门核电一期工程
20.00%
250
401.00
4.00
5
浙江秦山核电厂扩建项目（方家山核电工程）
28.00%
200
259.91
1.80
合计
982
872.26
100.00
公司募集资金投资项目涉及的项目审批及用地的简要情况如下表所列：
项目名称
核准批文
环评批文
建设用地批准/土地使用证
浙江台州第二发电厂“上大压小”新建工程
发改能源[2012]2487号
环审[2011]196号
三国用[2014]000211号、三国用[2014]000214号
浙江浙能温州电厂“上大压小”扩建项目
发改能源[2014]866号
环审[2013]48号
乐政国用[2012]第49-5054号
浙江浙能六横电厂“上大压小”新建工程
发改能源[2011]44号
环审[2010]174号
舟普国用[2013]第21-514号
浙江三门核电一期工程
发改能源[2009]974号
环审[2009]178号
三国用[2012]第000346号
三国用[2012]第000373号
浙江秦山核电厂扩建项目（方家山核电工程）
发改能源[2008]3409号
环审[2007]178号
国土资函[2012]177号
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。
三、募集资金投资项目介绍
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。
（一）浙江台州第二发电厂“上大压小”新建工程项目
1、项目基本情况
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。
2、项目建设必要性
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。
此外，本项目将拆除原有容量较小、服役时间长、效率低的老机组，以高效节能的新型机组予以替代，符合国家节能减排的政策，将为建设资源节约型和环境友好型社会做出贡献。
3、项目投资概算及实施方式
公司计划以本次募集资金52.21亿元投入本项目，其中11.37亿元作为项目公司所需投入的资本金由公司以增资方式投入，另不超过40.84亿元将由公司以委托贷款的方式投入。对于以增资方式投入的部分，公司与本项目其他合作方三门县国有资产投资控股有限公司将按照现有股权比例以相同价格进行增资。对于以委托贷款投入的部分，将由公司按照一般市场惯例和利率条件向项目公司提供委托贷款。如该项目除了各股东方同比例增资和浙能电力委托贷款投入以外还存在资金缺口，则由项目公司贷款或其他方式解决。本项目其他合作方三门县国有资产投资控股有限公司已经出具确认函，同意上述关于同比例增资及委托贷款安排等事项，并同意在项目公司审议增资及委托贷款相关事项的股东会上投赞成票。
4、合作方基本情况
本项目合作方为三门县国有资产投资控股有限公司，其基本情况如下：
法定代表人：叶坚强
注册资本：7.0523亿元
住所：三门县海游镇湫水大道1号
主要股东：三门县财政局
主营业务：国有资产经营
与本公司不存在关联关系。
5、项目选址
本项目位于浙江省台州市三门县境内，隶属浬浦镇，距台州市约47公里，距三门县城海游镇34公里，距健跳镇约6公里。本项目建设用地以划拨方式取得相关土地使用权，并已取得国土资源部出具的《关于台州第二发电厂“上大压小”新建工程建设用地的批复》（国土资函[2013]718号），并取得土地使用权证三国用[2014]000211号、三国用[2014]000214号。
6、项目技术情况及燃料供应情况
本项目建设2台100万千瓦国产超超临界燃煤发电机组，符合国家产业政策，在国内已经有大量的工程实践，技术成熟可靠，节能降耗效益显著。本项目的主机设备将采用引进型国产超超临界燃煤机组，并在确保安全的前提下，积极、主动地采用国产的辅助设备。
本项目建成投产后，发电所消耗的能源主要是燃煤。根据规划，本项目投产后所需燃煤将由大同煤矿集团所属煤矿供应，经铁海联运至台州港。
7、项目的环境保护情况
本项目属“上大压小”建设项目，符合国家产业政策和清洁生产要求。为符合国家及浙江省的环保要求，本项目将重点采取以下环保防治措施：
（1）本项目的烟尘主要污染物为二氧化硫、氮氧化物及灰尘，将同步安装烟气脱硫装置，采用石灰石－石膏湿法脱硫工艺进行全烟气脱硫，SCR法（选择性催化还原法）烟气脱硝及五电场电气除尘器除尘，并采用两炉合用一座高度240m的双管集束烟囱排放烟气。
（2）本项目工业废水、生活污水中和、凝絮、加沉淀剂、澄清等措施处理达标后均送至本厂回用水池，用于煤场、装卸煤喷淋及输煤栈桥冲洗等，不外排。
（3）本项目风机、电机等主要设备配套安装隔声罩、隔声帘、消声器等噪声控制装置。
（4）本项目灰渣、石膏实现综合利用，非正常生产工况时灰渣送至灰场进行碾压后贮存，灰场封闭后实施覆土和种植植物措施。
本项目已取得环保部出具的《关于浙江浙能台州第二发电厂“上大压小”新建项目环境影响报告书的批复》（环审[2011]196号）。
8、项目核准情况
本项目已取得国家发改委《关于浙江台州第二发电厂“上大压小”新建工程项目核准的批复》（发改能源[2012]2487号）。
9、项目经济效益评价及实施进展情况
根据项目建设可研报告测算，本项目财务内部收益率为9.00%，项目投资回收期为11.26年，投资经济效益良好。
本项目已于2013年8月开工建设，预计2015年10月开始投产。
（二）浙江浙能温州电厂“上大压小”扩建项目
1、项目基本情况
本项目位于浙江省温州市乐清市磐石镇，为浙江省“十二五”电力发展规划的燃煤电厂“上大压小”项目，将建设2台66万千瓦国产超超临界燃煤发电机组，相应关停浙江省41.6万千瓦小机组。预计项目总投资为48.45亿元，拟使用本次发行募集资金约28.49亿元。
本项目由温州发电负责具体建设和管理，浙能电力持有该项目公司66.98%的股权，温州市工业投资集团有限公司持有该项目公司33.02%的股权。
2、项目建设必要性
随着浙江省电力需求的持续快速增长，“十二五”中后期及“十三五”期间，浙江省的电力缺口逐年增大。本项目的建设可以保障浙江省电力供应、满足电力需求，同时将提高电网运行的经济性，还可避免在系统故障情况下的大功率缺额情况，从而提高电网运行的安全稳定性。
本项目的建设热效率高，单位煤耗低，可有效地利用能源，符合我国的能源政策，对保证社会、经济的可持续发展将起到积极的作用。
3、项目投资概算及实施方式
公司计划以本次募集资金28.49亿元投入本项目，其中6.49亿元作为项目公司所需投入的资本金由公司以增资方式投入，另不超过22.00亿元将由公司以委托贷款的方式投入。对于以增资方式投入的部分，公司与本项目其他合作方温州市工业投资集团有限公司将按照现有股权比例以相同价格进行增资。对于以委托贷款投入的部分，将由公司按照一般市场惯例和利率条件向项目公司提供委托贷款。如该项目除了各股东方同比例增资和浙能电力委托贷款投入以外还存在资金缺口，则由项目公司贷款或其他方式解决。本项目其他合作方温州市工业投资集团有限公司已经出具确认函，同意上述关于同比例增资及委托贷款安排等事项，并同意在项目公司审议增资及委托贷款相关事项的股东会上投赞成票。
4、合作方基本情况
本项目合作方为温州市工业投资集团有限公司，其基本情况如下：
法定代表人：周新波
注册资本：50亿元
住所：温州市鹿城区东龙路50号
主要股东：温州市工业资产管理有限公司、温州能源投资有限公司
主营业务：对工业、能源和服务业的投资；资产运营管理；产业基地建设和市场开发；物业租赁和管理；人力资源开发和管理；技术咨询服务
与本公司不存在关联关系。
5、项目选址
本项目位于浙江省温州东北方向的乐清市磐石镇，距温州市16公里，距乐清市中心约18公里，距柳市镇8公里，距瓯江入海口13公里。本项目建设用地以出让方式取得相关土地使用权，土地使用权证为乐政国用[2012]第49-5054号。
6、项目技术情况及燃料供应情况
本项目建设2台66万千瓦国产超超临界燃煤发电机组，符合国家产业政策，在国内已经有大量的工程实践，该机组具有启动速度快、低负荷运行时稳定、热效率高、调峰性能好等特点，节能降耗效益显著。本项目的主机设备将采用引进型国产超超临界燃煤机组，并在确保安全的前提下，积极、主动地采用国产的辅助设备。
本项目建成投产后，发电所消耗的能源主要是燃煤。本工程燃煤使用蒙混煤和晋北烟煤，经铁路运输至秦皇岛港、曹妃甸、京唐港或黄骅港下水，再海运至电厂专用码头。
7、项目的环境保护情况
本项目的主要环保措施如下：
（1）本工程拟采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，采用低氮燃烧技术，建设SCR烟气脱硝系统，建设配置高频电源的双室五电场静电除尘器；
（2）按照“清污分流、雨污分流”原则设计、建设和完善厂区排水系统，提高水的利用率。
（3）在主要设备订货时向制造厂家提出噪声控制要求，以及在设计安装时对噪声源较强的设备加装消音器和隔声罩，在锅炉排汽口须安装高效消音器，并采用减振、防振等措施从声源上控制噪声水平。
（4）施工场地地表的保持和保护，减少土壤裸露，适当发展临时地表覆盖以减少土壤侵蚀。施工场地的垃圾和杂物合理堆放，并及时清除。
本项目已取得环保部出具的《关于浙江浙能温州电厂“上大压小”扩建项目环境影响报告书的批复》（环审[2013]48号）。
8、项目核准情况
本项目已取得国家发改委出具的《关于浙江浙能温州电厂“上大压小”扩建工程项目核准的批复》（发改能源[2014]866号）。
9、项目经济效益评价及实施进展情况
根据项目建设可研报告测算，本项目财务内部收益率为8.50%，项目投资回收期11.49年，投资经济效益良好。
本项目预计2015年年底投产。
（三）浙江浙能六横电厂“上大压小”新建工程项目
1、项目基本情况
本项目建设地为浙江省舟山市普陀区六横镇，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27万千瓦小机组。预计项目总投资为78.9亿元，拟使用本次发行募集资金约13.5亿元。
本项目由舟山煤电负责具体建设和管理，浙能电力持有该项目公司56%的股权，中国中煤能源股份有限公司持有该项目公司27%的股权，三林万业（上海）企业集团有限公司持有该项目公司10%的股权，力勤投资有限责任公司持有该项目公司7%的股权。
2、项目建设必要性
随着电力需求的持续快速增长，浙江省的电力供给压力长期存在。本项目的建设可缓解浙江省电网缺电情况，持续保障供电。本项目的单机容量为100万千瓦，其热效率高，单位煤耗低，可有效地利用能源，符合我国的能源政策，对保证社会、经济的可持续发展将起到重要的作用。
本项目属于煤电一体化项目的电厂工程，依托于大型煤炭基地，燃料供应十分可靠；同时可以提高煤码头中转工程的经济效益，保证煤炭基地持续有效的运行，为浙江省实施能源安全战略提供重要的保障。
3、项目投资概算及实施方式
公司计划以本次募集资金13.50亿元投入本项目，其中2.60亿元作为项目公司所需投入的资本金由公司以增资方式投入，另不超过10.90亿元将由公司以委托贷款的方式投入。对于以增资方式投入的部分，公司与本项目其他合作方中国中煤能源股份有限公司、三林万业（上海）企业集团有限公司和力勤投资有限责任公司将按照现有股权比例以相同价格进行增资。对于以委托贷款投入的部分，将由公司按照一般市场惯例和利率条件向项目公司提供委托贷款。如该项目除了各股东方同比例增资和浙能电力委托贷款投入以外还存在资金缺口，则由项目公司贷款或其他方式解决。本项目其他各合作方已经出具确认函，同意上述同比例增资及委托贷款安排等事项，并同意在项目公司审议增资及委托贷款相关事项的股东会上投赞成票。
4、合作方基本情况
本项目合作方为中国中煤能源股份有限公司、三林万业（上海）企业集团有限公司及力勤投资有限责任公司，其基本情况如下：
（1）中国中煤能源股份有限公司
法定代表人：王安
注册资本：132.586634亿元
住所：北京市朝阳区黄寺大街1号
主要股东：中国中煤能源集团有限公司
主营业务：煤矿开采；煤炭批发。煤炭、铁路、港口、新能源项目的投资于管理；煤化工、煤焦化、煤层气、电力生产、电解铝生产和铝材加工的投资与管理；煤矿机械设备研发、制造与销售；工程设计、勘察、建设施工、招投标代理、咨询服务；进出口业务；焦炭制品的销售；房地产开发经营与物业管理。
与本公司不存在关联关系。
（2）三林万业（上海）企业集团有限公司
法定代表人：林逢生
注册资本：222，336万元
住所：上海市浦东新区浦东大道720号27楼
主要股东：成功勋章国际有限公司、JASLENE LIMITED、三林万业（上海）投资有限公司
主营业务：轻纺、机械、化工产品（危险化学品除外、化肥除外）、农产品（粮食、棉花、植物油、食糖、盐除外）、矿产品（氧化铝、铁矿石除外）的批发、进口和佣金代理（拍卖除外）并提供相关售后服务（涉及配额许可证管理、专项规定管理的商品按照国家有关规定办理）；物业管理；在国家允许的范围内从事矿业资源的勘探开发。
与本公司不存在关联关系。
（3）力勤投资有限责任公司
法定代表人：闻健明
注册资本：10000万元
住所：北京市朝阳区朝外大街甲6号万通中心A座1301室
主要股东：闻健明、闻真。
主营业务：投资及投资管理；经济信息咨询；承办展览展示活动；会议服务；组织文化艺术交流活动（演出除外）；代理、发布国内外广告；货运代理；仓储服务。
与本公司不存在关联关系。
5、项目选址
本项目位于为舟山群岛中的第三大岛—六横岛，地处我国东南沿海，长江口南侧，杭州湾外缘的东海洋面上。项目建设地点为浙江省舟山市普陀区六横镇，处于规划的煤炭中转基地北面，距离舟山本岛约40公里，距离宁波北仑区大陆约16公里。本项目建设用地以划拨方式取得相关土地使用权，并已经取得国土资源部出具的《关于浙能舟山六横电厂工程建设用地的批复》（国土资函[2012]576号），并已取得国有土地使用证（舟普国用[2013]第21-514号）。
6、项目技术及燃料供应情况
本项目建设2台100万千瓦国产超超临界燃煤发电机组，符合国家产业政策，技术成熟可靠，节能降耗效益显著。本工程项目的主机设备将采用引进型国产超超临界燃煤机组，锅炉为超超临界压力、一次中间再热、变压运行燃煤直流锅炉；汽轮机为超超临界、一次中间再热、凝汽式、双背压、单轴、四缸四排汽；发电机转子绕组及铁芯为氢冷，定子绕组为水冷，采用静态或旋转励磁方式，实现高效节能降耗。
本项目建成投产后，发电所消耗的能源主要是燃煤。根据规划，本项目投产后所需燃煤将由主要由中煤能源股份公司和富兴燃料供应，经海路转舟山煤炭中转码头运至本项目电厂。
7、项目的环境保护情况
为符合国家及浙江省的环保要求，本项目将重点采取以下环保防治措施：
（1）本项目的主要烟尘污染物包括二氧化硫、氮氧化物及灰尘，将同步安装烟气脱硫装置，采用石灰石－石膏湿法脱硫工艺进行全烟气脱硫；采用低氮燃烧技术，控制氮氧化物排放总量同时采用SCR法烟气脱硝；采用五电场电气除尘器除尘；采用两炉合用一座高度240m的双管集束烟囱排放烟气。
（2）本项目除循环水温排水外，工业废水、生活污水采用中和、凝絮、加沉淀剂、澄清等方法处理达标后均送至本厂回用水池及中转码头沉煤池用于煤场、装卸煤喷淋及输煤栈桥冲洗等，不外排。
（3）本项目部分风机等设备、外露的电机配套按照隔声罩、隔声帘等，主厂房内汽轮机、发电机、励磁机及磨煤机等高噪声设备均设置隔声装置。
（4）本项目灰渣、石膏能完全综合利用，非正常生产工况时灰渣送灰场进行碾压后贮存；灰场封闭后实施覆土和种植植物措施，对环境的影响小。
本项目已取得环保部出具的《关于浙能舟山六横发电厂工程环境影响报告书的批复》（环审[2010]174号）。
8、项目核准情况
本项目已取得国家发改委出具的《关于浙江浙能六横电厂“上大压小”新建工程项目核准的批复》（发改能源[2011]44号）。
9、项目经济效益评价及实施进展情况
根据项目建设可研报告测算，本项目财务内部收益率为8.79%，项目投资回收期为12.06年，投资经济效益良好。
本项目已于2012年7月开工建设，预计2014年年底开始投产。
（四）浙江三门核电一期工程项目
1、项目基本情况
三门核电一期工程建设2台AP1000型压水堆核电机组，单机容量125万千瓦。本项目预计总投资为401亿元，拟使用本次发行募集资金约4亿元。
本项目由三门核电有限公司负责具体建设和管理，浙能电力持有该项目公司20%的股权，中国核能电力股份有限公司持有该项目公司51%的股权，中电投核电有限公司持有该项目公司14%的股权，中国华电集团公司持有该项目公司10%的股权，中核投资有限公司持有该项目公司5%的股权。
2、项目建设必要性
浙江省经济比较发达，是华东电网主要用电负荷中心之一。浙江省煤炭、原油等化石能源资源匮乏，水电开发程度高。目前，发电用煤调入量较大，对环境和运输造成较大的压力。为满足浙江及华东未来用电需求，实现能源与环境协调发展，需要在区域电网内大力发展清洁能源，加快电源机构调整。从目前情况看来，积极推进核电建设是较为现实的选择。
3、项目投资概算及实施方式
公司计划以本次募集资金4亿元投入本项目，全部作为项目公司所需投入的资本金由公司以增资方式投入。公司与本项目其他合作方中电投核电有限公司、中国核能电力股份有限公司、中国华电集团公司和中核投资有限公司将按照现有股权比例以相同价格进行增资。本项目其他各合作方已经出具确认函，同意上述同比例增资安排。
4、合作方基本情况
本项目合作方为中国核能电力股份有限公司、中电投核电有限公司、中国华电集团公司及中核投资有限公司，其基本情况如下：
（1）中国核能电力股份有限公司
法定代表人：钱智民
注册资本：1095277 万元
住所：北京市西城区三里河南四巷一号
主要股东：中国核工业集团公司
主营业务：核电项目的开发、投资、建设、运营与管理；核电运行安全技术研究及相关技术服务与咨询业务
与本公司不存在关联关系。
（2）中电投核电有限公司
法定代表人：严嘉鹏
注册资本：100.4294287081亿元
住所：北京市西城区金融大街28号院3号楼
主要股东：中国电力投资集团公司
主营业务：投资开发核电项目及资本运作；管理、经营核电资产；核电站建设、运行、维护；技术咨询与服务。
与本公司不存在关联关系。
（3）中国华电集团公司
法定代表人：云公民
注册资本：147.9241亿元
住所：北京市西区宣武门内大街2号
主要股东：国务院国资委[微博]
主营业务：对外派遣境外工程所需的劳务人员；实业投资及经营管理；电源的开发、投资、建设、经营和管理；组织电力（热力）的生产、销售；电力工程、电力环保工程的建设与监理；电力及相关技术的科技开发；技术咨询；电力设备制造与检修；经济信息咨询；物业管理；进出口业务。
与本公司不存在关联关系。
（4）中核投资有限公司
法定代表人：艾轶伦
注册资本：17898万元
住所：北京市西城区阜城门外大街8号国润大厦16层
主要股东：中国核工业建设集团公司
主营业务：项目投资；投资管理；管理咨询；信息咨询；市场调查。
与本公司不存在关联关系。
5、项目选址
本项目建设地址位于浙江省台州市三门县健跳镇猫头山半岛，三面环海，西面与陆地接壤。厂址工程地质条件良好，地壳较稳定，不存在能动断层和地质灾害，地震基本烈度为6度。国家地震局批复了地震安全性评价（复核）报告，国家核安全局认为该厂址可以接受。
本项目建设用地以划拨方式取得相关土地使用权，并已取得国有土地使用证（三国用[2012]第000337号、三国用[2012]第000340号、三国用[2012]第000342号、三国用[2012]第000346号、三国用[2012]第000373号）。
6、项目技术及燃料供应情况
本项目工程采用引进的AP1000型压水堆技术，具有“非能动安全”特性。在事故工况下，可利用自然力实现系统安全功能。工程将预防和缓解严重事故作为设计基准，应用成熟技术和设备，采取模块化施工、全数字化控制等措施，简化了安全系统配置，降低了发生认为错误的可能性，使核电站安全性、可靠性和机组可利用率得到提高，缩短了建造周期。
本项目首炉核燃料由国外引进，后续换料由国内厂家供应。
7、项目的环境保护情况
本项目未来在正常运行和发生最大可信事故时，周围居民最大照射有效剂量和集体剂量均低于国家规定值，循环冷却水温排放方案中设计上满足国家标准要求。本项目已取得《关于三门核电厂一期工程一、二号机组环境影响报告书（设计阶段）的批复》（环审[2009]178号）。
8、项目核准情况
根据国家发改委出具的《印发国家发展改革委关于核准浙江三门核电一期工程的请示的通知》（发改能源[2009]974号），本项目已经国务院批准。
9、项目经济效益评价及实施进展情况
根据项目建设可研报告的测算，本项目财务内部收益率为9%，项目投资回收期为13.68年，投资经济效益良好。
本项目已于2009年4月开工建设，预计2016年3月开始投产。
（五）浙江秦山核电厂扩建项目（方家山核电工程）
1、项目基本情况
本项目位于浙江省嘉兴市海盐县秦山镇，将建设2台百万千瓦级核电机组，是秦山核电厂的扩建工程。本项目总投资概算为259.91亿元，拟使用本次发行募集资金约1.8亿元。
本项目业主是秦山核电有限公司，中国核电工程有限公司作为EPC总承包方。浙能电力持有该项目公司28%的股权，中国核能电力股份有限公司持有该项目公司72%的股权。
2、项目建设必要性
浙江省一次能源资源相对缺乏，水电经济可开发率已较高，煤炭、原油等基本从省外调入。为满足浙江及华东未来用电需求，实现能源与环境可持续发展，需要在区域电网内大力发展清洁能源，加快电源结构调整。本项目是《核电中长期发展规划》确定的备选项目。为进一步推进我国核电自主化进程，巩固设备自主化成果，促进核电行业的可持续发展，建设本项目是必要的。
3、项目投资概算及实施方式
公司计划以本次募集资金1.8亿元投入本项目，全部作为项目公司所需投入的资本金由公司以增资方式投入。公司与本项目其他合作方中国核能电力股份有限公司将按照现有股权比例以相同价格进行增资。本项目其他合作方已经出具确认函，同意上述同比例增资安排。
4、合作方基本情况
本项目合作方为中国核能电力股份有限公司，其基本情况如下：
法定代表人：钱智民
注册资本：1095277 万元
住所：北京市西城区三里河南四巷一号
主要股东：中国核工业集团公司
主营业务：核电项目的开发、投资、建设、运营与管理；核电运行安全技术研究及相关技术服务与咨询业务
与本公司不存在关联关系。
5、项目选址情况
方家山核电厂扩建项目位于嘉兴市海盐县秦山镇，距上海市、杭州市、嘉兴市分别为90、80和40公里。厂址工程地质条件良好，地壳较稳定，不存在能动断层和地震地质灾害，地震基本烈度为6度。国家地震局批复了地震安全性评价（复核）报告，国家核安全局认为该厂址可以接受。
本项目已取得国土资源部出具的《关于秦山核电厂扩建项目（方家山核电工程）建设用地的批复》（国土资函[2012]177号）。
6、项目技术及燃料供应情况
本项目将建设2台百万千瓦级核电机组，工程方案采用二代加改进技术方案，以广东岭澳核电站（一期）为参考电站加适当改进。
本项目核燃料组件由国内厂家供应。
7、项目的环境保护情况
本项目未来在正常运行和发生最大可信事故时，周围居民最大照射有效剂量和集体剂量均低于国家规定的控制值，循环冷却水温排放方案中设计上满足国家标准要求。本项目已取得了《关于秦山核电厂扩建项目（方家山核电工程）环境影响报告书（选址阶段）的批复》（环审[2007]178号）。
8、项目核准情况
根据国家发改委出具的《印发国家发展改革委关于核准浙江秦山核电厂扩建项目（方家山核电工程）的请示的通知》（发改能源[2008]3409号），本项目已经国务院批准。
9、项目经济效益评价及实施进展情况
根据项目建设可研报告测算，本项目财务内部收益率为9.73%，项目投资回收期为14.48年，投资经济效益良好。
本项目已于2008年12月开工建设，预计2014年底开始投产。
（六）关于审议本次募集资金投资项目具体实施方式的决策程序
就本次募投项目的具体实施方式，包括公司向控股的募投项目单方提供委托贷款的安排，已经公司第一届董事会第二十四次会议和2014年第一次临时股东大会审议通过。
四、本次发行对公司经营业务和财务状况的影响
（一）本次发行对公司经营业务的影响
本次发行是公司实施“大能源战略统领各项发展工作”战略的重要举措。募集资金投向符合国家产业政策，投资项目建成后，公司将新增煤电权益装机容量388万千瓦、核电权益装机容量106万千瓦，电源结构进一步优化。同时，募集资金投资项目具有较好的发展前景和经济评价，项目建成后将进一步提升浙能电力的盈利能力和竞争实力，符合广大股东的根本利益。
（二）本次发行对公司财务状况的影响
本次发行的可转债票面利率低于同期银行贷款基准利率，将有效降低公司利息支出，增强公司抗风险能力。同时，如未来投资者将所持可转债进行转股，公司的财务费用将进一步降低，资产负债结构将进一步优化，为公司的持续健康发展奠定基础。
第六节 备查文件
一、备查文件内容
（一）浙能电力2010-2012年度审计报告、2013年度审计报告及2014年1－6月财务报告；
（二）保荐人出具的发行保荐书和保荐工作报告；
（三）法律意见书和律师工作报告；
（四）注册会计师关于前次募集资金使用情况的鉴证报告；
（五）信用评级报告；
（六）中国证监会[微博]核准本次发行的文件；
（七）其他与本次发行有关的重要文件。
二、备查文件查阅地点
（一）发行人：浙江浙能电力股份有限公司
办公地址：浙江省杭州市天目山路152号浙能大楼2楼
联系人：陈辉
电话：0571-87210223
传真：0571-89938659
（二）联席保荐人、联席主承销商：中国国际金融有限公司
办公地址：北京建国门外大街1号国贸大厦2座28楼
联系人：陈超、吴凯
电话：010-65051166
传真：010-65051156
（三）联席保荐人、联席主承销商：摩根士丹利华鑫证券有限责任公司
办公地址：上海市浦东新区世纪大道100号上海环球金融中心75楼
联系人：徐聪、杨俊雄
电话：021-20336000
传真：021-20336040
浙江浙能电力股份有限公司
2014年10月8日
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