电站电价预测在可研阶段的重要性

在可研阶段对电站的电价和效益进行了预测，在建设过程中，各方面都发生了不同程度的变化，为了了解和对比预测和实际的情况，预测时的有关资料如下。

（1）资金筹集。电站投资来源包括以下两部分。

1）资本金：占电站总投资的20%。

2）电站投资的其余部分由国内银行贷款解决。

国内融资贷款实行国内统一贷款利率，贷款期限在5年以上的年贷款利率为6.12%，贷款偿还期为25年。贷款宽限期为工程建设期，建设期利息计入本金，宽限期后每年按贷款本金等额偿还。

抽水蓄能电站的年上网容量与电量需通过电力系统电源优化，由年电力电量平衡结果确定。通过分析，系统容量可全部被系统吸收。

经对我国近年来投产的抽水蓄能电站的运行资料进行分析，呼蓄电站厂用电率采用2%，电站综合循环效率取75%。考虑电网需求及机组检修影响，初期运行期及生产期上网容量和上网电量见表5.4.1。

表5.4.1　呼蓄电站上网容量和上网电量

（2）费用。项目的费用主要包括总投资、发电总成本和应纳税金。

1）总投资。总投资包括固定资产投资、价差预备费和建设期利息。

固定资产直接投资采用本次编制的概算中的静态投资与价差预备费之和。静态投资为建筑工程、机电设备购置费和安装费、金属结构设备购置费和安装费、临时工程、水库淹没补偿费、其他费用及基本预备费，该工程静态总投资为49.34亿元。根据国家计委的有关规定，不计价差预备费。因此，工程的固定资产直接投资为49.34亿元。

2）发电总成本。发电总成本费用包括经营成本、折旧费、摊销费和利息支出。其中经营成本包括修理费、职工工资及福利费、劳保统筹、住房公积金、材料费、库区维护费、库区移民后期扶持基金和其他费用。

a.折旧费。工程折旧费按电站的固定资产价值乘以综合折旧率计取。电站固定资产投资为49.34亿元，计入建设期利息后为工程的固定资产价值，综合折旧率取4%。

b.修理费。修理费按固定资产价值的1.5%计算，其中1.2%为固定修理费、0.3%为可变修理费。

c.职工工资及福利费、劳保统筹和住房基金。参照已投入运行的抽水蓄能电站定员编制，本电站定员人数按128人计，人均年工资按3.5万元计算。电站职工福利费、劳保统筹及住房公积金分别为职工工资总额的14%、17%和12%。

d.保险费。保险费是指固定资产保险和其他保险，保险费率按固定资产价值的2.5‰计算。

e.库区维护费和后期扶持基金。库区维护费按厂供电量的价格0.001元/（kW·h）计算；库区移民后期扶持基金按移民人数400元/（人·年）计算，工程库区淹没及影响移民人数为211人，库区移民后期扶持基金提取年限为电站生产期前10年。

f.材料费和其他费用。材料费定额取为2元/kW，其他费用定额取为12元/kW。

g.摊销费。摊销费包括无形资产和递延资产的分期摊销。计算固定资产投资全部形成固定资产，没有形成无形资产和递延资产，无摊销费。

h.抽水电费。根据蒙西电网目前的电价水平，并参照周边地区抽水蓄能电站采用的抽水电价，初步确定呼蓄电站的抽水电价按0.16元/（kW·h）计算。

i.利息支出。利息支出为固定资产投资资本化利息支出和电力生产运营过程中从成本中支付的借款利息。

发电总成本费用扣除折旧费及利息支出即为经营成本，经计算电站正常生产年份每年的经营成本为55263万元；10年后取消库区移民后期扶持基金，则经营成本为55254万元。其中均包括抽水电费。

3）应纳税金。税金应包括增值税及其附加税费、企业所得税，其中增值税为价外税。计算的电价中不含增值税，仅作为计算销售税金附加的依据。增值税税率为17%，在计算时扣除成本中材料费和修理费的进项税额。

a.销售税金附加。销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，以增值税税额为计算基数。城市维护建设税为7%，教育费附加为4%（其中包括地方教育费附加1%）。

b.所得税。所得税为应纳税所得额的25%，应纳税所得额等于发电销售收入扣除总成本费用和销售税金附加。还贷期内，由于各年的发电利润不同，因而每年提取的所得税也不同。

（3）上网容量价格和电量价格测算。上网电价包括上网容量价格和上网电量价格。依据《抽水蓄能电站经济评价暂行办法》规定，电站的容量价格和电量价格采用电网的可避免容量成本和电量成本分别测算。

1）容量价格。电网因购买设计电站上网容量，从而可避免为取得峰荷单位容量支付必要的费用，即可避免容量成本，可作为确定容量价格的依据。本次具体计算以国民经济评价成果为基础，以可避免电源方案的固定成本、固定税金及投资利润作为电站容量价值的计算基础，再考虑抽水蓄能电站与可避免电源方案电站在开停灵活性和跟踪负荷增减工作出力速度等方面的运行特性差别，调整后的容量价值与抽水蓄能电站年上网容量的比值即为其容量价格。

a.避免电源方案投资。工程的可避免电源方案替代燃煤火电机组装机容量为1304.4MW。按照燃煤火电机组近期平均价格水平，火电机组静态单位千瓦投资采用4600元/kW（考虑火电机组脱硫费用），替代火电机组静态总投资为60亿元。本阶段暂不考虑可替代电源方案的价差预备费。工程可避免电源方案的燃煤火电机组建设期为3年，与设计电站同期建成，分年投资比例分别为30%、40%和30%。可避免电源方案流动资金，按50元/kW计算，共计6522万元，资本金占总投资的20%。

b.避免电源方案投资利润。全部投资利润率取10%，通过计算投资利润为6.51亿元。

c.可避免电源方案增值税和销售税金附加。增值税属于“价外税”，此处仅作为计算销售税金附加的依据，本次计算电价中不含增值税。增值税率为17%，须扣除进项税额。

销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，分别为增值税额度的7%和3%。

固定成本包括折旧费、摊销费、固定修理费、保险费、职工工资及福利费、劳保统筹和住房基金。

·折旧费。系统可避免电源方案的建设期利息为4.47亿元，固定资产价值为64.47亿元。取燃煤火电机组折旧率为6%。

·固定修理费。燃煤机组固定修理费率取1.25%。

·职工工资及福利费、劳保统筹和住房基金。职工工资采用电网上一年度的统计值，为3.5万元/（人·年）。根据概算编制办法并结合实际情况，可避免电源方案定员按420人计算，福利费、劳保统筹和住房基金分别为工资总额的14%、17%和12%。

·保险费。保险费按可避免电源方案固定资产价值的2.5‰计算。

d.容量价值。容量价值即为上述可避免电源方案的销售收入（固定成本+投资利润+税金），为11.76亿元。

e.容量价格。经计算，呼蓄电站容量价格为1090.668元/kW。

2）电量价格。电网因购买设计电站的上网电量，从而可避免为取得峰荷单位电量支付必要的费用，即可避免电量成本，可作为确定上网电量价格的依据。与计算容量价格一样，本次以替代燃煤火电方案的可变经营成本、燃料费、可变税金作为呼蓄电站的电量价值，电量价值与电站上网电量的比值即为其电量价格。

a.可避免电源方案可变成本：

·可变经营成本。可变经营成本包括可变修理费、材料费、其他费用、水费等，按统计资料取值。可变修理费率取1.25%；燃煤火电机组材料费定额取3.34×10-3元/（kW·h）；燃煤火电机组水费定额取7.2×10-3元/（kW·h）；其他费用定额取4.5×10-3元/（kW·h）。

·燃料费。经对“有”和“无”设计电站两个系统方案进行的电力电量平衡计算成果，电网无呼蓄电站的方案比有的方案多耗标准煤21.22万t。设计电站每年因抽水多消耗的标准煤为84.58万t，取标煤单价130元/t，则可避免电源方案燃料费13754万元。

b.可变税金。电量价值可变税金计算中不考虑投资利润，所以无所得税，即可变税金只包括销售税金附加，增值税与固定税金作同样处理。销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，以增值税税额为计算基数，增值税计算中将燃料费作为进项抵扣。城市维护建设税和教育费附加分别为增值税的7%和3%。

c.电量价值。由以上计算可知，工程的电量价值为23788万元。(www.xing528.com)

d.电量价格。经计算，呼蓄电站电量价格为0.1209元/（kW·h）。

可研阶段容量价格及电量价格计算见表5.4.2。

表5.4.2　可研阶段容量价格及电量价格计算

续表

（4）清偿能力分析。设计电站可用于还贷的资金来源为发电利润、折旧费和短期借款。

1）用于还贷的发电利润。电站税后利润为利润总额扣除所得税并弥补以前年度亏损的余额。盈余公积金和公益金可按税后利润的10%和5%提取。本工程财务评价中不考虑特种基金。税后利润在扣除盈余公积金、公益金和应付利润后，为未分配利润，可全部用于还贷。

在工程建设投资借款偿还过程中，首先利用还贷折旧偿还贷款，剩余部分利用未分配利润偿还。电站上一年短期借款本金由本年未分配利润偿还。

2）用于还贷的折旧费。折旧还贷比例取90%。

通过计算表明，整个计算期内累计未分配利润达62.61亿元。工程在偿债期内资产负债率较高，最高为79.38%，最低为0.18%，还贷后资产负债率趋于0。借款偿还期为25年，完全满足还贷要求。说明电站的财务风险比较低，偿还债务能力较强。

（5）盈利能力分析。呼蓄电站的容量价格为1090.668元/kW，电量价格为0.1209元/（kW·h），折合一部制电量电价为0.7185元/（kW·h），据此计算的电站全部投资的财务内部收益率为10.39%，较目前国内银行贷款利率高4.27个百分点。资本金财务内部收益率为16.54%，较国内银行贷款利率高10.42个百分点。投资回收期为13.21年。

除了按可避免成本法分析上网两部制电价外，又对经营期单一电量上网电价进行了测算，进一步分析电站的盈利水平及市场竞争能力。当控制全部投资内部收益率8%时，反推电站经营期上网电价为0.5965元/（kW·h）（不含税）；当控制资本金投资内部收益率10%时，反推电站经营期上网电价为0.6008元/（kW·h）（不含税）。

（6）敏感性分析。根据本项目的特点，固定资产投资和容量价格不确定因素单独变化时，对工程财务内部收益率和资本金内部收益率的影响进行了测算。敏感性分析结果见表5.4.3。

表5.4.3　财务敏感性分析结果

1）在容量价格和电量价格不变的情况下，当电站投资增减5%～10%时，全部投资财务内部收益率在9.56%～11.34%之间变化，资本金财务内部收益率在14.33%～19.03%之间变化。

2）当电站上网容量价格增减5%～10%时，全部投资财务内部收益率在9.25%～11.45%之间变化，资本金财务内部收益率在13.45%～19.33%之间变化。

由此可见，不论电站投资增加10%或上网容量价格减少10%，全部投资财务内部收益率分别为9.56%和9.25%，资本金财务内部收益率分别为14.33%和13.45%，均高于现行银行贷款利率。说明该电站具有较好的抗风险能力。

（7）蒙西电网对电站上网电价承受能力分析。电站概算投资，控制全部投资财务内部收益率为8%，按单一电量测算电站上网电价为0.5965元/（kW·h）（不含税）。根据收集到的有关资料，2003年蒙西电网国家批复平均上网电价为0.3089元/（kW·h），万家寨水电站上网电价0.374元/（kW·h），风力发电厂的上网电价为0.671元/（kW·h），商业最高销售电价为0.728元/（kW·h）。电站按单一电量测算上网电价考虑增值税后为0.6979元/（kW·h）（不考虑进项税额的抵扣），较2003年蒙西电网平均销售电价0.3089元/（kW·h）高，略高于风电上网电价，低于当前的商业最高销售电价。而且电站所提供的电量是优质高峰电量，随着蒙西电网峰谷分时电价的不断实施，预计2015设计水平年电站的上网电价是完全可以被蒙西电网所承受的。

通过敏感性分析计算可以看出，电站的投资对上网电价影响较大。考虑电站的投资分别增加5%、10%，全部投资内部收益率控制在8%的情况下，测算的上网电价分别为0.6142元/（kW·h）[含税电价为0.7186元/（kW·h）]和0.6322元/（kW·h）[含税电价为0.7397元/（kW·h）]。虽然后者较目前蒙西电网的最高销售电价稍高，但该电价是考虑工程投资增加10%（静态投资将增加约5亿元）情况下测算的上网电价，根据目前的该工程的工作深度，工程投资增加10%的可能性是比较小的，甚至不可能发生。由此分析，电站的上网电价具有一定的市场竞争能力，同时也是可以被蒙西电网所接受的。

（8）财务评价结论。通过以上财务评价可知，电站容量价格为1090.668元/kW，电量价格为0.1209元/（kW·h），所得税后全部投资财务内部收益率为10.39%，大于财务基准收益率8%，财务净现值为107525万元，大于零。

控制全部投资内部收益率8%时，测算的经营期上网电价为0.5965元/（kW·h）（不含税）；控制资本金投资内部收益率10%时，测算的经营期上网电价为0.6008元/（kW·h）（不含税）。上网电价具有一定的市场竞争能力。

敏感性分析中，考虑容量价格降低10%（981.6元/kW）或工程投资增加10%，全部投资财务内部收益率分别为9.25%和9.56%，均高于财务基准收益率8%；资本金财务内部收益率分别为13.45%和14.33%，均高于资本金财务基准收益率10%。

由以上分析，电站财务指标比较优越，且具有一定的抗风险能力，因此，认为电站在财务上是可行的。

通过对该电站进行国民经济评价，在同等满足电力系统电力、电量及调峰要求的情况下，有电站电力系统比无电站替代电力系统，每年可以节省运行费用1.16亿元、节约燃料费2759万元，经济效益显著。工程投资的经济内部收益率为15.30%，大于社会折现率10%，经济净现值为64355万元，大于零。因此，兴建该电站在经济上是合理的。

按可避免成本定价的方法，测算的电站上网容量价格为1090.668元/kW，电量价格为0.1209元/（kW·h），折算的上网电量价格为0.7185元/（kW·h）。

以此进行财务评价，测算电站全部投资所得税后财务内部收益率为10.39%，大于财务基准收益率8%；资本金财务内部收益率为16.54%，大于资本金基准收益率10%，远高于现行贷款利率6.12%。因此，电站在财务上是可行的。

敏感性分析表明，电站具有一定的抗风险能力。

通过对经营期上网电价分析，当控制全部投资内部收益率8%时，测算的上网电价为0.5965元/（kW·h）（不含税）；控制资本金投资内部收益率10%时，测算的上网电价为0.6008元/（kW·h）（不含税）。上网电价具有一定的市场竞争能力，不存在大的风险，同时该上网电价蒙西电网也是可以承受的。

在电站可研过程中，上网电价问题经内蒙古自治区发改委发文批复：电站的上网电价构成，根据国家有关规定，项目资金利润率按8%核定；电站建设贷款的还本付息本着按期偿还的原则计入电价。具体价格水平待工程竣工后另行核定。

1）在容量价格和电量价格不变的情况下，当电站投资增减5%～10%时，全部投资财务内部收益率在9.56%～11.34%之间变化，资本金财务内部收益率在14.33%～19.03%之间变化。

2）当电站上网容量价格增减5%～10%时，全部投资财务内部收益率在9.25%～11.45%之间变化，资本金财务内部收益率在13.45%～19.33%之间变化。

由此可见，不论电站投资增加10%或上网容量价格减少10%，全部投资财务内部收益率分别为9.56%和9.25%，资本金财务内部收益率分别为14.33%和13.45%，均高于现行银行贷款利率。说明该电站具有较好的抗风险能力。

（7）蒙西电网对电站上网电价承受能力分析。电站概算投资，控制全部投资财务内部收益率为8%，按单一电量测算电站上网电价为0.5965元/（kW·h）（不含税）。根据收集到的有关资料，2003年蒙西电网国家批复平均上网电价为0.3089元/（kW·h），万家寨水电站上网电价0.374元/（kW·h），风力发电厂的上网电价为0.671元/（kW·h），商业最高销售电价为0.728元/（kW·h）。电站按单一电量测算上网电价考虑增值税后为0.6979元/（kW·h）（不考虑进项税额的抵扣），较2003年蒙西电网平均销售电价0.3089元/（kW·h）高，略高于风电上网电价，低于当前的商业最高销售电价。而且电站所提供的电量是优质高峰电量，随着蒙西电网峰谷分时电价的不断实施，预计2015设计水平年电站的上网电价是完全可以被蒙西电网所承受的。

通过敏感性分析计算可以看出，电站的投资对上网电价影响较大。考虑电站的投资分别增加5%、10%，全部投资内部收益率控制在8%的情况下，测算的上网电价分别为0.6142元/（kW·h）[含税电价为0.7186元/（kW·h）]和0.6322元/（kW·h）[含税电价为0.7397元/（kW·h）]。虽然后者较目前蒙西电网的最高销售电价稍高，但该电价是考虑工程投资增加10%（静态投资将增加约5亿元）情况下测算的上网电价，根据目前的该工程的工作深度，工程投资增加10%的可能性是比较小的，甚至不可能发生。由此分析，电站的上网电价具有一定的市场竞争能力，同时也是可以被蒙西电网所接受的。

（8）财务评价结论。通过以上财务评价可知，电站容量价格为1090.668元/kW，电量价格为0.1209元/（kW·h），所得税后全部投资财务内部收益率为10.39%，大于财务基准收益率8%，财务净现值为107525万元，大于零。

控制全部投资内部收益率8%时，测算的经营期上网电价为0.5965元/（kW·h）（不含税）；控制资本金投资内部收益率10%时，测算的经营期上网电价为0.6008元/（kW·h）（不含税）。上网电价具有一定的市场竞争能力。

敏感性分析中，考虑容量价格降低10%（981.6元/kW）或工程投资增加10%，全部投资财务内部收益率分别为9.25%和9.56%，均高于财务基准收益率8%；资本金财务内部收益率分别为13.45%和14.33%，均高于资本金财务基准收益率10%。

由以上分析，电站财务指标比较优越，且具有一定的抗风险能力，因此，认为电站在财务上是可行的。

通过对该电站进行国民经济评价，在同等满足电力系统电力、电量及调峰要求的情况下，有电站电力系统比无电站替代电力系统，每年可以节省运行费用1.16亿元、节约燃料费2759万元，经济效益显著。工程投资的经济内部收益率为15.30%，大于社会折现率10%，经济净现值为64355万元，大于零。因此，兴建该电站在经济上是合理的。

按可避免成本定价的方法，测算的电站上网容量价格为1090.668元/kW，电量价格为0.1209元/（kW·h），折算的上网电量价格为0.7185元/（kW·h）。

以此进行财务评价，测算电站全部投资所得税后财务内部收益率为10.39%，大于财务基准收益率8%；资本金财务内部收益率为16.54%，大于资本金基准收益率10%，远高于现行贷款利率6.12%。因此，电站在财务上是可行的。

敏感性分析表明，电站具有一定的抗风险能力。

通过对经营期上网电价分析，当控制全部投资内部收益率8%时，测算的上网电价为0.5965元/（kW·h）（不含税）；控制资本金投资内部收益率10%时，测算的上网电价为0.6008元/（kW·h）（不含税）。上网电价具有一定的市场竞争能力，不存在大的风险，同时该上网电价蒙西电网也是可以承受的。

在电站可研过程中，上网电价问题经内蒙古自治区发改委发文批复：电站的上网电价构成，根据国家有关规定，项目资金利润率按8%核定；电站建设贷款的还本付息本着按期偿还的原则计入电价。具体价格水平待工程竣工后另行核定。