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导读
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，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，年两大电建集团公司营业收入已达亿元。
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。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，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。年至年期间，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。火电建设投资经过年至年7年多的快速发展，从年最高亿元逐年回落，至年降幅50%至亿元左右持续至今。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。水电建设投资年到达亿元顶峰后，四年间快速回落至年的亿元。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。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，至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。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。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，年末仅两大电建集团公司的“两金”总量就达.02亿元，占流动资产的比重为59.29%，其中：应收账款.59亿元(含应收工程款.06亿元)，占55.02%;存货.43亿元(含未结算工程款.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。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
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