火电行业信贷政策-模版.docx

火电行业信贷政策 （xx年修订） 一、政策范围 本政策所称“火电行业”是指“火力发电业”（D4411）。 二、 总体信贷策略 确定火电领域为我行谨慎进入类领域。总体信贷原则是：高度关注，控制总量，严格准入。 近年来，火电行业发展形势逆转。一方面煤炭行业去产能改革措施成效显著，煤炭产量下降，价格大幅回升，煤电企业成本上涨过快，利润空间受到大幅挤压。另一方面，煤电产能过剩加剧，国家限制火电新增投资政策频出，火电投资受到大力控制，未来市场空间有限。我行要高度关注国家取消或缓建已核准煤电项目融资风险，煤电项目融资应谨慎支持，一般性煤电项目坚决压缩退出。xx年我行煤电融资余额原则上不突破年初总量。 三、 项目准入标准 1项目控股股东 “项目控股股东”为项目直接控股股东（总行级公司客户的项目控股股东可以是间接控股股东），适用于火电、水电、新兴能源发电、电力供应行业信贷政策。 上年资产负债率原则上不高于 75%（上年度电力装机总容量排名前9位电力集团可适当放宽）。 2.机组发电标准煤耗不高于 300 克标准煤/千瓦时。其中， 100万千瓦级湿冷、空冷机组设计供电煤耗分别不高于282、299 克/千瓦时，60万千瓦级湿冷、空冷机组分别不高于285、302克/千瓦时。 3.项目装机规模和技术水平符合以下标准。 常规燃煤火电项目：单机容量 60 万千瓦（含）以上。项目所在地已建成运营可比机组年均发电小时数不低于4200小时（特高压配套电源点项目可适度放宽）。 洁净煤技术发电项目：单机 30 万千瓦（含）以上整体煤气化联合循环发电（IGCC）、循环流化床（CFBC）和增压流化床（PFBC）等洁净煤技术发电项目。 热电联产项目：抽凝式单机容量 30 万千瓦（含）以上，其中，对新疆地区控股股东为我行重点类客户的热电联产项目，单机容量15万千瓦（含）以上；背压式单机容量3万千瓦（含）以上。配套热网工程经有权部门批复同意建设，热负荷得到有效落实，符合国家政策规定的总热效率和热电比。从严控制县（区）域及以下地域的热电联产项目新增融资。 煤矸石发电项目：单机容量 30 万千瓦（含）以上采用流化床锅炉并利用煤矸石或劣质煤发电项目。 4.项目同步建设高效除尘烟气脱硫、脱硝设施。重点控制区内的新建项目需符合特别排放限值要求，即氮氧化物排放不高于 100毫克/立方米、二氧化硫排放不高于50毫克/立方米、烟尘排放不高于20毫克/立方米。 5.对于常规燃煤火电项目，除前9大电力集团客户外，需由项目实际控制人提供连带责任担保或作为共同借款人；对于其他火电项目，需由项目实际控制人提供全程连带责任担保或作为共同借款人。 6.原则上国家能源局煤电风险预警为红色和橙色省份不再新增煤电项目融资（上年度电力装机总容量排名前9大电力集团控股的煤电项目，以及9个国家大型煤电基地外送电源项目可适度放宽）。 四、客户分类标准 （一）重点类常规燃煤火电客户： 1.上年企业资产负债率原则上不高于 75%（上年度电力装机总容量排名前9位电力集团可适当放宽）。 2.总装机容量200万千瓦以上且60万千瓦及以上机组装机容量占企业总装机容量70%（含）以上。 3.原则上机组平均发电标准煤耗不高于 290 克标准煤/千瓦时。 4.近三年以来平均年发电设备利用小时数在4200小时（含）以上（特高压配套电源点项目可适度放宽）。 5.近三年连续盈利（在建项目除外）。 原则上热电联产、洁净煤技术发电、煤矸石发电企业不得核定为重点类客户。 （二）适度进入类 1.上年企业资产负债率原则上不高于 75%（上年度电力装机总容量排名前9位电力集团可适当放宽）。 2.原则上企业机组平均发电标准煤耗不高于 290 克标准煤/ 千瓦时，其中空冷机组不高于302克标准煤/千瓦时。 3.脱硫、脱硝、除尘设施安装及运行符合环保要求。 4.项目规模和技术水平符合以下标准。 常规燃煤电站企业：总装机容量120万千瓦（含）以上且60 万千瓦（含）以上机组装机容量占企业总装机容量 70%（含）以上。 其他符合我行火电项目准入标准的火电企业。 5.近三年不连续亏损（在建项目除外）。 6.近三年以来平均年发电设备利用小时数在4200小时（含）以上（特高压配套电源点项目可适度放宽）。 原则上洁净煤技术发电、煤矸石发电企业不得核定为适度进入类客户。 （三） 谨慎类 1.上年企业资产负债率原则上不高于85%。 2.原则上机组平均发电标准煤耗不高于上年所在省区火电机组平均水平。 3.项目规模和技术水平符合以下标准。 常规燃煤火电客户：总装机容量60万千瓦（含）-120万千瓦，或总装机容量120万千瓦（含）以上但60万千瓦（含）以上机组装机容量占比低于70%。 热电联产客户：总装机容量30万千瓦以上的企业，或总装机容量低于30万千瓦但近三年连续盈利；符合国家政策规定要求的总热效率、热电比和国家环保排放标准。 （四） 退出类 存在下列情况之一的其他客户。 1.达不到谨慎类客户分类标准。 2.不符合国家产业政策或列入国家关停范围内的机组装机容量占比30%以上的火电企业。 3.未按要求安装脱硫脱硝设施或机组大气污染物排放不符合火电厂大气污染物排放标准（GB 13223-2011）。 五、风险控制要点 （一） 政策风险。xx年下半年以来，国家能源局收紧煤电项目审批，要求纳入规划尚未核准的煤电项目暂缓核准，已核准但开工文件尚未齐全的，暂缓开工，外送电力的煤电基地建设规模要缩减。对国家能源局通知（含后续通知）取消或缓建煤电项目涉我行融资的，各行要做好客户工作，已审批未签合同的和已签合同未提款的，要立即停止融资进程；对已部分提款的要努力转化风险，切实落实担保措施。 （二） 经营风险。重点分析火电上网电价下调、煤价上涨和发电小时数下降对辖内火电客户财务影响情况，对于电价难以覆盖成本、发电小时数降幅过大、持续亏损的企业（特别是国家能源局煤电风险预警为红色和橙色省份，存在火电企业大面积亏损风险），应严控我行融资总量与新增融资发放。 （三） 老旧机组风险。关注低参数、老旧机组风险。对现役15年以上机组，原则上不再提供新增融资，存量融资要尽快收回。注意跟踪国家与地方有关部门关停小火电机组名单制定出台情况，及时核查我行融资涉及情况；已发放贷款的，要采取有效风险控制措施，确保我行信贷资产安全。 （四） 自备电厂。新电改配套文件从费用缴纳、能耗水平、机组升级改造等方面对自备电厂提出更高要求，自备电厂经营压力上升。应及时掌握我行融资自备电厂项目的具体情况，采取相应风险防范措施，确保我行信贷风险可控。 （五） 环保风险。对新建火电项目，应重点关注项目是否取得有权部门环评批复，脱硫、脱硝、除尘设施安装及运行是否符合环保要求。对于存量火电客户，应加强与环保部门的沟通联系和对企业的贷后监测检查，及时了解减排设施是否正常运行，大气污染物能否稳定达标排放等问题。对于大气污染重点控制区内火电客户，应重点关注是否能在过渡期内完成脱硫脱硝改造、实现达标排放方面情况。