云南省电价改革对风电企业经济效益的影响
[摘 要] 自2002年我国实行电力改革后，云南省先后出台一系列相关电力市场化改革的政策，通过对电价改革前后风电企业经济效益对比，分析电价改革对风电企业经济效益的影响程度，得出结论：风电场项目对电价的变化较为敏感，一方面风电场企业要准确掌握电价改革的动态信息，对风电项目经济效益进行动态分析，及时调整投资决策；另一方面企业应该优先选择风资源较好，发电量较高的项目进行优先投资，以防范电价改革对投资项目经济效益带来的风险，保证电价降低后项目依然盈利；同时在项目投资过程中，风电企业应提高工程管理水平，缩短项目建设工期，降低工程造价，保证项目“即投产即盈利”、保证设计利用小时数，提高发电量。
[关键词] 云南省；风电企业；清洁能源交易；经济效益；影响；措施
[中图分类号] F830.91 [文献标识码] B
一、电价市场化的改革历程
从1985年以来，我国先后实行了“还本付息电价”、“燃运加价”、“经营期电价”等多项电价政策，2003年《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》（国办发[2003]62号），电价改革的长期目标：在进一步改革电力体制的基础上，将电价划分为上网电价、输电价格、配电价格和终端销售电价；发电、售电价格由市场竞争形成；输电、配电价格由政府制定。同时，建立规范、透明的电价管理制度。
2005年3月《国家发展改革委关于印发电价改革实施办法的通知》，制定了《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》，常规水力发电企业及燃煤、燃油、燃气发电企业（包括热电联产电厂）、新建和现已具备条件的核电企业参与市场竞争；风电、地热等新能源和可再生能源企业暂不参与市场竞争，电量由电网企业按政府定价或招标价格优先购买，适时由政府规定供电企业售电量中新能源和可再生能源电量的比例，建立专门的竞争性新能源和可再生能源市场。
2009年9月国家电监会、国家发改委、国家能源局印发《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》（电监市场〔2009〕20号，2010年云南省发改委、工信委下发《云南省电力用户与发电企业直接交易试点工作指导意见的通知》，2014年4月国家发展改革委批复了云南省电力用户和发电企业直接交易（直购电）试点的输配电价，参与云南直购电试点的大用户购电价格，由直接交易电价、电网输配电价和政府性基金及附加三部分构成。
2015年4月23日云南省工业和信息化委员会下发《关于2015年云南电力市场化交易结算细则的通知》，下发《2015年云南电力市场化工作方案》、《2015年云南电力市场化交易实施细则》和《2015年云南电力市场交易电厂基数电量方案》。完成“三个主体，一个中心，三个市场，四种模式”的电力市场体系。“三个主体”为云南电力市场中的售电主体、购电主体、输电主体。目前在云南电力交易中心注册的购电主体共7200余家（消费电量占比70%），售电主体57家（发电装机4389万千瓦，占比72%）。“一个中心”为云南电力交易中心。“三个市场”为可进行电力交易的省内市场、西电东送增量市场、清洁能源市场。“4种模式”为云南电力市场中现有的直接交易、集中竞价交易、挂牌交易、发电权交易4种交易模式，市场主体可根据自身的实际情况自主选择参与的市场和交易模式。
2015年11月10日，云南省工业和信息化委员会下发《关于调整2015年清洁能源交易结算方式有关事宜的通知》，2015年11月20日云南省工业和信息化委员会下发《2015年11月和12月风电火电清洁能源置换交易工作方案的通知》，将风电也纳入火电的发电权置换。2016年1月12日云南省物价局文件《云南省物价局转发国家发展改革委员会关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策文件的通知》云价价格【2016】2号。
二、改革前经济效益分析
（一）基础数据确定
以云南某企业一个49.5兆瓦的风力发电厂为例，分析发电权置换前该风电场的经济效益。以下数据来源于该风电场的实际数据，由于篇幅有限笔者在此不做具体分析。总投资44499万元，风场年利用小时数2200小时，上网电价600小时，项目未来寿命期20年，装机容量49.5兆瓦，折旧年限20年，资产残值率5%，融资占总投资的比例80%，融资利率6.55%，融资期限15年，城建税征收率5%，教育费附加征收率3%，地方教育费附加征收率1%，水利基金占收入比率0.1%，外购电力费24.75万元/年，人均工资附加比率55%，所得税税率25%，所得税免税期3年，所得税减半期3年，适用的增值税税率17%，初始设备投资增值税可以抵扣，增值税应纳税额减半优惠政策。
（二）调整前经济测算
依据上述已确定的该风电场基础数据，运用风电场经济测算分析软件工具，风电场进行经济效益测算结果。在盈利能力方面，项目全部投资（税前）内部收益率10.74%，资本金（税后）内部收益率17.81%，项目在投产第五年后即可盈利，年均利润总额2191万元，前三年净利润累计2220万元，财务净现值大于零，总投资收益率和项目资本金净利润率满足项目盈利要求，项目投产后各年均有盈利，表明本项目财务盈利能力较强。
在财务偿债能力方面，本项目还款的资金来源为折旧和摊销前的利润，根据确定的上网电价，按等额还本付息方式进行计算，还贷年限按照15年考虑。项目全投资（税前）回收期8年，资本金投资（税后）回收期5年，项目可按时还清贷款，年均已获利息保障倍数为3.48，远大于1，表明该项目偿债能力很强。
在财务生存能力分析，根据财务计划现金流量表，从项目投产年开始的各年资本金税前净现金流量均为正值，说明项目实现自身资金平衡的能力较强，具备了项目在财务上可持续的必要条件。
三、改革后经济效益分析
根据云价价格[2016]2号文件要求云南省风电上网电价执行全国统一标杆电价政策，即：2016年1月1日后，2017年12月31日前核准的陆上风电按每千瓦0.6元（含税）执行，2018年1月1日以后核准的陆上风电项目按0.58元（含税）执行。
在其他基础数据不变的情况下，将电价由每千瓦0.6元降为0.58元后，通过风电场经济测算分析软件工具，以云南某企业一个49.5兆瓦的风力发电厂为例，对其进行经济效益测算结果比较如上表：
从以上测算结果可以看出，在盈利能力方面，电价调整后项目全部投资（税前）内部收益率降低0.58%，资本金（税后）内部收益率降低1.96%，项目在投产第7年后才可盈利，年均利润总额降低200万元，前三年净利润累计降低558万元，财务净现值大于零，总投资收益率和项目资本金净利润率满足项目盈利要求，项目投产后各年均有盈利，表明本项目财务盈利能力依然较强，项目可行，但是对项目利润影响较为明显。在财务偿债能力方面，电价调整后项目全投资（税前）回收期依然是8年，但是资本金投资回收期增加了2年，年均已获利息保障倍数降低0.23，但依然大于1，表明价格调整后项目偿债能力依然很强，项目可按时还清贷款，但偿债风险明显增加。
四、云南省风电企业的应对措施
根据上述分析，风电场项目对电价的变化较为敏感，一方面风电场企业要准确掌握电价改革的动态信息，对风电项目经济效益进行动态分析，及时调整投资决策；另一方面企业应该优先选择风资源较好，发电量较高的项目进行优先投资，以防范电价改革对投资项目经济效益带来的风险，保证电价降低后项目依然盈利；同时在项目投资过程中，风电企业应提高工程管理水平，缩短项目建设工期，降低工程造价，保证项目“即投产即盈利”；再次企业在运营期间应增强设备管理水平，提高设备利用率，降低管理性费用，积极与调度协调沟通，保证设计利用小时数，提高发电量。
[参 考 文 献]
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[责任编辑：潘洪志]
