項目投運后經(jīng)濟效益與市場競爭力分析

(江蘇新海發(fā)電有限公司，江蘇 連云港 222023)

0 引 言

隨著我國市場經(jīng)濟體制改革的深化和電力市場逐步實行“廠網(wǎng)分開”、“競價上網(wǎng)”等情況的變化，從2001年7月份開始我國的電價政策從原來的按還本付息原則核定電價改為按發(fā)電項目經(jīng)營期核定平均上網(wǎng)電價，該電價是國家有關部委根據(jù)市場和社會發(fā)展狀況不定期的公布實施。核定統(tǒng)一電價以后，在同一競爭平臺上，方案優(yōu)、造價低、競爭力強的方案將是業(yè)主追求的目標[1-3]。

文中在我院投標設計推薦方案對應的投資基礎上，根據(jù)招標文件給定的條件測算本工程的上網(wǎng)電價及效益，評價上網(wǎng)電價的競爭力，并對項目的抗風險能力進行分析，從而驗證我院方案的合理性和優(yōu)越性[4-5]。

1 上網(wǎng)電價及效益測算

1.1 測算依據(jù)

國家發(fā)展改革委、建設部2006年版《建設項目經(jīng)濟評價方法與參數(shù)》(第三版)、國家發(fā)展計劃委員會計價格[2001]701號文《國家計委關于規(guī)范電價管理有關問題的通知》，以及現(xiàn)行的有關財務、稅收政策等。具體測算采用電力規(guī)劃設計總院編制的《火電工程技經(jīng)評價》程序。

1.2 測算主要參數(shù)的取定

1.2.1 投 資

根據(jù)各專業(yè)的設計方案以及概算的編制原則，本工程的各項投資見表1。

表1 工程的各項投資

投資的各項費用組成詳見本工程投標概算(FTB2008-007-01-01-E0-01)。

2.2.2 資金籌措和使用計劃

這個工程注冊資本為工程動態(tài)投資的20%，其余資金從商業(yè)銀行融資，貸款利率按照2008年12月23日中國人民銀行頒發(fā)的固定資產(chǎn)5 a期以上貸款年利率5.942%(按季結息)計算，貸款期限按15 a計算。

工程計劃工期為4年，各年投資比例分別為20%、35%、35%、10%，注冊資本投入比例亦按4 a投入，投入比例為20%、35%、35%、10%，各年投資不足部分考慮為商業(yè)銀行貸款。

2.2.3 項目壽命期

項目財務分析中壽命期按經(jīng)濟壽命考慮，壽命期為20 a，不包括建設期。

2.2.4 運行與維護費

工程運行與維護費采用了三種方法進行估算。第一種方法是按照投資費用的一定比例進行估算，如固定資產(chǎn)修理費、工程保險費等；第二種方法為分析發(fā)電項目的績效，將運行與維護費用和發(fā)電量聯(lián)系起來，如燃料費、材料費、水費、其它費用等；第三種方法為把特定費用單獨計算，如人工工資等。

工程運行與維護費計算的主要參數(shù)為：

(1)發(fā)電標煤耗率：269.985 g/kWh。

(2)標準煤價：660元/t(含稅，下同)。

(3)水費：0.29元/t。

(4)材料費：4元/MWh。

(5)其它費用：8元/MWh。

(6)定員：174人。

(7)年人均工資：45 800元。

(8)福利費系數(shù)等：56%。

(9)大修理費：2.5%。

(10)發(fā)電廠用電率：3.896%。

2.2.5 脫硫脫硝及排污有關費用

(1)石灰石消耗量：14.14 t/h(兩臺機組)。

(2)液氨消耗量：1.024 t/h(兩臺機組)。

(3)石灰石單價：186元/t(到廠價)。

(4)液氨單價：2 825元/t(限額價)。

(5)SO2排放量：2 684 t/年(兩臺機組)。

(6)NOX排放量：2 413 t/年(兩臺機組)。

(7)煙塵排放量：1 199 t/年(兩臺機組)。

根據(jù)《江蘇省物價局關于授權我省調(diào)整排污費收費標準的請示》(蘇價費[2007]143號)，申請授權適當調(diào)整本省污水和廢氣排污費征收標準及其批復，排放物單價為：

(1)SO2排放物單價：1.26元/kg。

(2)NOX排放物單價：1.26元/kg。

(3)煙塵排放物單價：0.6元/kg。

2.2.6 稅 收

(1)增值稅率煤13%。

(2)城鄉(xiāng)維護建設稅率7%。

(3)教育費附加率3%。

(4)所得稅率25%。

(5)法定盈余公積金提取率10%。

2.2.7 上網(wǎng)電價的取定

隨著我國市場經(jīng)濟體制改革的深化和電力市場逐步實行“廠網(wǎng)分開”、“競價上網(wǎng)”等情況的變化，從2001年7月份開始我國的電價政策從原來的按還本付息原則核定電價改為按發(fā)電項目經(jīng)營期核定平均上網(wǎng)電價。

本次測算中，上網(wǎng)電價采用反算電價方式確定，計算在滿足投資方資本金內(nèi)部收益率為8%時的經(jīng)營期恒定電價，并根據(jù)現(xiàn)行江蘇省新建燃煤電廠的標桿上網(wǎng)電價435.8元/MWh下測算項目的經(jīng)濟性。

2.3 測算結果

2.3.1 上網(wǎng)電價(反算)

根據(jù)國家發(fā)展計劃委員會計價格(2001)701號文關于規(guī)范電價管理的有關要求對上網(wǎng)電價進行測算，按投資方資本金內(nèi)部收益率為8%時計算經(jīng)營期內(nèi)恒定電價，經(jīng)測算本項目經(jīng)營期內(nèi)恒定電價為：325.94元/MWh，低于國家江蘇省新投產(chǎn)燃煤機組的含脫硫上網(wǎng)電價435.80元/MWh，說明工程的上網(wǎng)電價有較強的市場競爭能力，如圖1所示。

2.3.2 反算電價時的財務指標

在滿足投資方資本金內(nèi)部收益率為8%時電廠的主要財務指標見表2。

圖1 上網(wǎng)電價

表2 主要財務評價指標表

從上表可以看出，當投資方內(nèi)部收益率為8%時，工程的上網(wǎng)電價為325.94元/MWh(含稅)。工程推薦方案的電價降低了109.86元/MWh，降幅達25.2%，由此可以看出通過投標設計及優(yōu)化所產(chǎn)生的經(jīng)濟效益十分可觀。

2.3.3 反算電價時的敏感性分析

敏感性分析是分析和預測多種經(jīng)濟參數(shù)變化對項目財務效果的影響以及影響程度的方法。

為了考察本項目各因素對經(jīng)濟效益的影響，對總投資、設備年利用小時數(shù)、煤價等作單因素敏感性分析，測算各因素變化10%的情況下的上網(wǎng)電價。

敏感性分析結果見表3。

表3 敏感性分析結果

敏感性分析圖如圖2所示。

圖2 敏感性分析

從敏感性分析中可以看出，工程煤價變化最為敏感，但各因素在變化10%的情況下，上網(wǎng)電價依然遠低于國家發(fā)改委核定的江蘇省新投產(chǎn)燃煤機組的上網(wǎng)電價水平，說明本工程的抗風險能力很強，風險很小。

2.3.4 在標桿電價下的財務指標

根據(jù)《國家發(fā)展改革委員會關于調(diào)整華東電網(wǎng)電價的通知》(發(fā)改價格(2006)1230)，從2006年6月30日起，江蘇省新投產(chǎn)機組的統(tǒng)一核定的含脫硫上網(wǎng)電價為390元/MWh。并根據(jù)發(fā)改價格〔2008〕1680號文、發(fā)改電〔2008〕259號文，江蘇省新建燃煤電廠的標桿上網(wǎng)電價調(diào)整為435.8元/MWh，在此電價基礎上項目的財務指標見表4。

表4 標桿電價下電廠的主要經(jīng)濟效益指標

從表中可以看出，在標桿電價下，投資方內(nèi)部收益率為41.28%，遠高于目前電力行業(yè)的平均回報率，項目的經(jīng)濟指標很好，股東回報相當豐厚。

為更加清楚說明效益，下面從項目的財務績效分析，從利潤與利潤分配表和資產(chǎn)負債表進行具體分析。

綜上所述，按目前投資方內(nèi)部收益率為8%的獲利情況下，投標設計方案的上網(wǎng)電價遠低于目前江蘇省燃煤脫硫火電機組的標桿電價，如果以這一電價上網(wǎng)競爭，則競爭力很強；如果按照標桿電價上網(wǎng)，則股東回報率可高達41.28%，回報率遠高于目前電力行業(yè)的平均水平。

3 項目競爭力分析

根據(jù)計算結果可以看出：無論在滿足投資方資本金內(nèi)部收益率為8%時，計算的經(jīng)營期內(nèi)恒定電價325.94元/MWh，還是在給定標桿電價435.8元/MWh的基礎上算出的項目效益，該項目都具有非常強的市場競爭力。

為對項目的市場競爭力有更加深入直觀的理解和認識，下面對標桿電價下項目可承受的最高煤價和年最低利用小時數(shù)作具體分析。

3.1 項目可承受的最高煤價

3.1.1 電價成本分析

對工程正常運行期的成本費用進行分析，選取第十年的經(jīng)濟數(shù)據(jù)，上網(wǎng)電價成本構成見表5。

表5

售電電價各項成本構成如圖3所示。

圖3 售電電價各項成本

從電價成本的構成看，燃料費占電價成本的比例最高，達到53.7%，而當前煤價近期又存在很多不確定性因素，遠期還可能上漲。因此，控制好燃料費一方面必須很好地控制煤價，另一方面通過我院的方案比選，充分降低煤耗，提高全廠的熱效率，從而降低經(jīng)營風險，提高項目的財務效益。

電價成本中折舊費和財務費用所占比例也較高，折舊費占電價成本的13.2%，財務費用占電價成本的8.6%，因此，我院對本工程進行設計優(yōu)化，并在實施中開展精細化設計，建設節(jié)約型電廠，從初期基建投資上深度挖潛，降低工程造價，減輕還貸壓力，從而使本項目取得較好的財務效益。

3.1.2 可承受最高煤價

由于電廠投入運行后，電廠的運行成本主要是電廠的燃料成本，加上煤炭價格的不確定性，從長遠來看其上漲趨勢應該不會改變，因此分析本工程對燃煤價格上漲的承受能力非常必要。

在投資方內(nèi)部收益率為8%、年利用小時5 000 h、其他評價參數(shù)不變的條件下，測算出投標方案下本工程可承受的最高含稅標準煤價為1 034元/t，較招標給定的含稅標煤單價660元/t還要高出374元/t，因此本工程對煤價的抗風險能力很強，如圖4所示。

圖4 對煤價抗風險能力

3.2 項目可承受的最低年利用小時

火力發(fā)電廠的產(chǎn)出物是電廠的發(fā)電量，發(fā)電量的多少直接影響到工程的經(jīng)濟效益，而發(fā)電量多少除項目本身的競爭力外，還與電力市場有關；由于供需矛盾的存在，電廠的上網(wǎng)電量會出現(xiàn)變化，當機組容量一定時，上網(wǎng)電量的的變化主要反映在年利用小時上。因此，將重點分析工程抵抗電力市場風險的能力，即分析項目可承受的最低年利用小時數(shù)。

在分析工程抵抗電力市場風險的能力時，電價按江蘇省的標桿電價，投資方內(nèi)部收益率保持8%不變，含稅標準煤價按660元/t。計算結果表明：在這種情況下，本工程可承受的最低年利用小時數(shù)為2 500 h，即在滿足本項目獲取平均回報的前提下，電廠的年利用小時數(shù)可在招標給定的5 000 h基礎上降低2 500 h，由此可見項目抵抗電力市場風險的能力很強。

4 結 論

當投資方內(nèi)部收益率為8%時，投標設計方案的上網(wǎng)電價為325.94元/MWh，較可研設計方案384.84元/MWh低58.89元/MWh，降幅達15.3 %，充分說明我院的投標設計方案創(chuàng)新優(yōu)化產(chǎn)生的經(jīng)濟效果十分顯著。

目前江蘇省燃煤脫硫火電機組的含稅上網(wǎng)電價為435.80元/MWh，在投資方內(nèi)部收益率為8%時，投標設計方案的上網(wǎng)電價為325.94元/MWh，較標桿電價低109.86元/MWh，說明投標方案電價上網(wǎng)競爭能力強。

若上網(wǎng)電價為標桿電價，投資方內(nèi)部收益率為8%時，工程的對應的煤價為1 034元/t，即本工程可接受的最高煤價為1 034元/t，較目前實際煤價高374元/t，說明投標設計方案下項目對煤價的抗風險能力很強。

若上網(wǎng)電價為標桿電價、投資方內(nèi)部收益率為8%、含稅標準煤價按660元/t時，則投標方案下項目可接受的最低年利用小時數(shù)為2 500 h，即在滿足本項目獲取行業(yè)平均回報率的前提下，項目的年利用小時數(shù)在投標給定的5 000 h基礎上可降低2 500 h，說明投標設計方案下項目抵抗市場風險的能力很強，如圖5所示。

圖5 項目抗市場風險能力

[1] 林智敏，王海飆，龐樂樂，等.基于灰色關聯(lián)度的我國建筑業(yè)發(fā)展動因分析[J].森林工程，2013，29(1)：90-93.

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