項(xiàng)目投運(yùn)后經(jīng)濟(jì)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(jì)體制改革的深化和電力市場逐步實(shí)行“廠網(wǎng)分開”、“競價(jià)上網(wǎng)”等情況的變化，從2001年7月份開始我國的電價(jià)政策從原來的按還本付息原則核定電價(jià)改為按發(fā)電項(xiàng)目經(jīng)營期核定平均上網(wǎng)電價(jià)，該電價(jià)是國家有關(guān)部委根據(jù)市場和社會發(fā)展?fàn)顩r不定期的公布實(shí)施。核定統(tǒng)一電價(jià)以后，在同一競爭平臺上，方案優(yōu)、造價(jià)低、競爭力強(qiáng)的方案將是業(yè)主追求的目標(biāo)[1-3]。

文中在我院投標(biāo)設(shè)計(jì)推薦方案對應(yīng)的投資基礎(chǔ)上，根據(jù)招標(biāo)文件給定的條件測算本工程的上網(wǎng)電價(jià)及效益，評價(jià)上網(wǎng)電價(jià)的競爭力，并對項(xiàng)目的抗風(fēng)險(xiǎn)能力進(jìn)行分析，從而驗(yàn)證我院方案的合理性和優(yōu)越性[4-5]。

1 上網(wǎng)電價(jià)及效益測算

1.1 測算依據(jù)

國家發(fā)展改革委、建設(shè)部2006年版《建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評價(jià)方法與參數(shù)》(第三版)、國家發(fā)展計(jì)劃委員會計(jì)價(jià)格[2001]701號文《國家計(jì)委關(guān)于規(guī)范電價(jià)管理有關(guān)問題的通知》，以及現(xiàn)行的有關(guān)財(cái)務(wù)、稅收政策等。具體測算采用電力規(guī)劃設(shè)計(jì)總院編制的《火電工程技經(jīng)評價(jià)》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(shè)計(jì)方案以及概算的編制原則，本工程的各項(xiàng)投資見表1。

表1 工程的各項(xiàng)投資

投資的各項(xiàng)費(fèi)用組成詳見本工程投標(biāo)概算(FTB2008-007-01-01-E0-01)。

2.2.2 資金籌措和使用計(jì)劃

這個(gè)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(jié)息)計(jì)算，貸款期限按15 a計(jì)算。

工程計(jì)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(xiàng)目壽命期

項(xiàng)目財(cái)務(wù)分析中壽命期按經(jīng)濟(jì)壽命考慮，壽命期為20 a，不包括建設(shè)期。

2.2.4 運(yùn)行與維護(hù)費(fèi)

工程運(yùn)行與維護(hù)費(fèi)采用了三種方法進(jìn)行估算。第一種方法是按照投資費(fèi)用的一定比例進(jìn)行估算，如固定資產(chǎn)修理費(fèi)、工程保險(xiǎn)費(fèi)等；第二種方法為分析發(fā)電項(xiàng)目的績效，將運(yùn)行與維護(hù)費(fèi)用和發(fā)電量聯(lián)系起來，如燃料費(fèi)、材料費(fèi)、水費(fèi)、其它費(fèi)用等；第三種方法為把特定費(fèi)用單獨(dú)計(jì)算，如人工工資等。

工程運(yùn)行與維護(hù)費(fèi)計(jì)算的主要參數(shù)為：

(1)發(fā)電標(biāo)煤耗率：269.985 g/kWh。

(2)標(biāo)準(zhǔn)煤價(jià)：660元/t(含稅，下同)。

(3)水費(fèi)：0.29元/t。

(4)材料費(fèi)：4元/MWh。

(5)其它費(fèi)用：8元/MWh。

(6)定員：174人。

(7)年人均工資：45 800元。

(8)福利費(fèi)系數(shù)等：56%。

(9)大修理費(fèi)：2.5%。

(10)發(fā)電廠用電率：3.896%。

2.2.5 脫硫脫硝及排污有關(guān)費(fèi)用

(1)石灰石消耗量：14.14 t/h(兩臺機(jī)組)。

(2)液氨消耗量：1.024 t/h(兩臺機(jī)組)。

(3)石灰石單價(jià)：186元/t(到廠價(jià))。

(4)液氨單價(jià)：2 825元/t(限額價(jià))。

(5)SO2排放量：2 684 t/年(兩臺機(jī)組)。

(6)NOX排放量：2 413 t/年(兩臺機(jī)組)。

(7)煙塵排放量：1 199 t/年(兩臺機(jī)組)。

根據(jù)《江蘇省物價(jià)局關(guān)于授權(quán)我省調(diào)整排污費(fèi)收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)的請示》(蘇價(jià)費(fèi)[2007]143號)，申請授權(quán)適當(dāng)調(diào)整本省污水和廢氣排污費(fèi)征收標(biāo)準(zhǔn)及其批復(fù)，排放物單價(jià)為：

(1)SO2排放物單價(jià)：1.26元/kg。

(2)NOX排放物單價(jià)：1.26元/kg。

(3)煙塵排放物單價(jià)：0.6元/kg。

2.2.6 稅 收

(1)增值稅率煤13%。

(2)城鄉(xiāng)維護(hù)建設(shè)稅率7%。

(3)教育費(fèi)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(jià)的取定

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

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

2.3 測算結(jié)果

2.3.1 上網(wǎng)電價(jià)(反算)

根據(jù)國家發(fā)展計(jì)劃委員會計(jì)價(jià)格(2001)701號文關(guān)于規(guī)范電價(jià)管理的有關(guān)要求對上網(wǎng)電價(jià)進(jìn)行測算，按投資方資本金內(nèi)部收益率為8%時(shí)計(jì)算經(jīng)營期內(nèi)恒定電價(jià)，經(jīng)測算本項(xiàng)目經(jīng)營期內(nèi)恒定電價(jià)為：325.94元/MWh，低于國家江蘇省新投產(chǎn)燃煤機(jī)組的含脫硫上網(wǎng)電價(jià)435.80元/MWh，說明工程的上網(wǎng)電價(jià)有較強(qiáng)的市場競爭能力，如圖1所示。

2.3.2 反算電價(jià)時(shí)的財(cái)務(wù)指標(biāo)

在滿足投資方資本金內(nèi)部收益率為8%時(shí)電廠的主要財(cái)務(wù)指標(biāo)見表2。

圖1 上網(wǎng)電價(jià)

表2 主要財(cái)務(wù)評價(jià)指標(biāo)表

從上表可以看出，當(dāng)投資方內(nèi)部收益率為8%時(shí)，工程的上網(wǎng)電價(jià)為325.94元/MWh(含稅)。工程推薦方案的電價(jià)降低了109.86元/MWh，降幅達(dá)25.2%，由此可以看出通過投標(biāo)設(shè)計(jì)及優(yōu)化所產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)效益十分可觀。

2.3.3 反算電價(jià)時(shí)的敏感性分析

敏感性分析是分析和預(yù)測多種經(jīng)濟(jì)參數(shù)變化對項(xiàng)目財(cái)務(wù)效果的影響以及影響程度的方法。

為了考察本項(xiàng)目各因素對經(jīng)濟(jì)效益的影響，對總投資、設(shè)備年利用小時(shí)數(shù)、煤價(jià)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(jià)。

敏感性分析結(jié)果見表3。

表3 敏感性分析結(jié)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(jià)變化最為敏感，但各因素在變化10%的情況下，上網(wǎng)電價(jià)依然遠(yuǎn)低于國家發(fā)改委核定的江蘇省新投產(chǎn)燃煤機(jī)組的上網(wǎng)電價(jià)水平，說明本工程的抗風(fēng)險(xiǎn)能力很強(qiáng)，風(fēng)險(xiǎn)很小。

2.3.4 在標(biāo)桿電價(jià)下的財(cái)務(wù)指標(biāo)

根據(jù)《國家發(fā)展改革委員會關(guān)于調(diào)整華東電網(wǎng)電價(jià)的通知》(發(fā)改價(jià)格(2006)1230)，從2006年6月30日起，江蘇省新投產(chǎn)機(jī)組的統(tǒng)一核定的含脫硫上網(wǎng)電價(jià)為390元/MWh。并根據(jù)發(fā)改價(jià)格〔2008〕1680號文、發(fā)改電〔2008〕259號文，江蘇省新建燃煤電廠的標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)調(diào)整為435.8元/MWh，在此電價(jià)基礎(chǔ)上項(xiàng)目的財(cái)務(wù)指標(biāo)見表4。

表4 標(biāo)桿電價(jià)下電廠的主要經(jīng)濟(jì)效益指標(biāo)

從表中可以看出，在標(biāo)桿電價(jià)下，投資方內(nèi)部收益率為41.28%，遠(yuǎn)高于目前電力行業(yè)的平均回報(bào)率，項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)很好，股東回報(bào)相當(dāng)豐厚。

為更加清楚說明效益，下面從項(xiàng)目的財(cái)務(wù)績效分析，從利潤與利潤分配表和資產(chǎn)負(fù)債表進(jìn)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(biāo)設(shè)計(jì)方案的上網(wǎng)電價(jià)遠(yuǎn)低于目前江蘇省燃煤脫硫火電機(jī)組的標(biāo)桿電價(jià)，如果以這一電價(jià)上網(wǎng)競爭，則競爭力很強(qiáng)；如果按照標(biāo)桿電價(jià)上網(wǎng)，則股東回報(bào)率可高達(dá)41.28%，回報(bào)率遠(yuǎn)高于目前電力行業(yè)的平均水平。

3 項(xiàng)目競爭力分析

根據(jù)計(jì)算結(jié)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(shí)，計(jì)算的經(jīng)營期內(nèi)恒定電價(jià)325.94元/MWh，還是在給定標(biāo)桿電價(jià)435.8元/MWh的基礎(chǔ)上算出的項(xiàng)目效益，該項(xiàng)目都具有非常強(qiáng)的市場競爭力。

為對項(xiàng)目的市場競爭力有更加深入直觀的理解和認(rèn)識，下面對標(biāo)桿電價(jià)下項(xiàng)目可承受的最高煤價(jià)和年最低利用小時(shí)數(shù)作具體分析。

3.1 項(xiàng)目可承受的最高煤價(jià)

3.1.1 電價(jià)成本分析

對工程正常運(yùn)行期的成本費(fèi)用進(jìn)行分析，選取第十年的經(jīng)濟(jì)數(shù)據(jù)，上網(wǎng)電價(jià)成本構(gòu)成見表5。

表5

售電電價(jià)各項(xiàng)成本構(gòu)成如圖3所示。

圖3 售電電價(jià)各項(xiàng)成本

從電價(jià)成本的構(gòu)成看，燃料費(fèi)占電價(jià)成本的比例最高，達(dá)到53.7%，而當(dāng)前煤價(jià)近期又存在很多不確定性因素，遠(yuǎn)期還可能上漲。因此，控制好燃料費(fèi)一方面必須很好地控制煤價(jià)，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(fēng)險(xiǎn)，提高項(xiàng)目的財(cái)務(wù)效益。

電價(jià)成本中折舊費(fèi)和財(cái)務(wù)費(fèi)用所占比例也較高，折舊費(fèi)占電價(jià)成本的13.2%，財(cái)務(wù)費(fèi)用占電價(jià)成本的8.6%，因此，我院對本工程進(jìn)行設(shè)計(jì)優(yōu)化，并在實(shí)施中開展精細(xì)化設(shè)計(jì)，建設(shè)節(jié)約型電廠，從初期基建投資上深度挖潛，降低工程造價(jià)，減輕還貸壓力，從而使本項(xiàng)目取得較好的財(cái)務(wù)效益。

3.1.2 可承受最高煤價(jià)

由于電廠投入運(yùn)行后，電廠的運(yùn)行成本主要是電廠的燃料成本，加上煤炭價(jià)格的不確定性，從長遠(yuǎn)來看其上漲趨勢應(yīng)該不會改變，因此分析本工程對燃煤價(jià)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(shí)5 000 h、其他評價(jià)參數(shù)不變的條件下，測算出投標(biāo)方案下本工程可承受的最高含稅標(biāo)準(zhǔn)煤價(jià)為1 034元/t，較招標(biāo)給定的含稅標(biāo)煤單價(jià)660元/t還要高出374元/t，因此本工程對煤價(jià)的抗風(fēng)險(xiǎn)能力很強(qiáng)，如圖4所示。

圖4 對煤價(jià)抗風(fēng)險(xiǎn)能力

3.2 項(xiàng)目可承受的最低年利用小時(shí)

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(jì)效益，而發(fā)電量多少除項(xiàng)目本身的競爭力外，還與電力市場有關(guān)；由于供需矛盾的存在，電廠的上網(wǎng)電量會出現(xiàn)變化，當(dāng)機(jī)組容量一定時(shí)，上網(wǎng)電量的的變化主要反映在年利用小時(shí)上。因此，將重點(diǎn)分析工程抵抗電力市場風(fēng)險(xiǎn)的能力，即分析項(xiàng)目可承受的最低年利用小時(shí)數(shù)。

在分析工程抵抗電力市場風(fēng)險(xiǎn)的能力時(shí)，電價(jià)按江蘇省的標(biāo)桿電價(jià)，投資方內(nèi)部收益率保持8%不變，含稅標(biāo)準(zhǔn)煤價(jià)按660元/t。計(jì)算結(jié)果表明：在這種情況下，本工程可承受的最低年利用小時(shí)數(shù)為2 500 h，即在滿足本項(xiàng)目獲取平均回報(bào)的前提下，電廠的年利用小時(shí)數(shù)可在招標(biāo)給定的5 000 h基礎(chǔ)上降低2 500 h，由此可見項(xiàng)目抵抗電力市場風(fēng)險(xiǎn)的能力很強(qiáng)。

4 結(jié) 論

當(dāng)投資方內(nèi)部收益率為8%時(shí)，投標(biāo)設(shè)計(jì)方案的上網(wǎng)電價(jià)為325.94元/MWh，較可研設(shè)計(jì)方案384.84元/MWh低58.89元/MWh，降幅達(dá)15.3 %，充分說明我院的投標(biāo)設(shè)計(jì)方案創(chuàng)新優(yōu)化產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)效果十分顯著。

目前江蘇省燃煤脫硫火電機(jī)組的含稅上網(wǎng)電價(jià)為435.80元/MWh，在投資方內(nèi)部收益率為8%時(shí)，投標(biāo)設(shè)計(jì)方案的上網(wǎng)電價(jià)為325.94元/MWh，較標(biāo)桿電價(jià)低109.86元/MWh，說明投標(biāo)方案電價(jià)上網(wǎng)競爭能力強(qiáng)。

若上網(wǎng)電價(jià)為標(biāo)桿電價(jià)，投資方內(nèi)部收益率為8%時(shí)，工程的對應(yīng)的煤價(jià)為1 034元/t，即本工程可接受的最高煤價(jià)為1 034元/t，較目前實(shí)際煤價(jià)高374元/t，說明投標(biāo)設(shè)計(jì)方案下項(xiàng)目對煤價(jià)的抗風(fēng)險(xiǎn)能力很強(qiáng)。

若上網(wǎng)電價(jià)為標(biāo)桿電價(jià)、投資方內(nèi)部收益率為8%、含稅標(biāo)準(zhǔn)煤價(jià)按660元/t時(shí)，則投標(biāo)方案下項(xiàng)目可接受的最低年利用小時(shí)數(shù)為2 500 h，即在滿足本項(xiàng)目獲取行業(yè)平均回報(bào)率的前提下，項(xiàng)目的年利用小時(shí)數(shù)在投標(biāo)給定的5 000 h基礎(chǔ)上可降低2 500 h，說明投標(biāo)設(shè)計(jì)方案下項(xiàng)目抵抗市場風(fēng)險(xiǎn)的能力很強(qiáng)，如圖5所示。

圖5 項(xiàng)目抗市場風(fēng)險(xiǎn)能力

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