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(五)项目盈利敏感性分析
风电项目经营状况受发电利用小时数、上网电价、装机成本、财务水平等敏感因素影响,我们测算在不同场景下,对该10MW项目投资收益率。测算结果显示,在不同发电利用小时:
1、上网电价维持0.57元/千瓦时,项目收益与发电利用小数正相关
在上网电价0.57元/千瓦时的假设情境下,项目投资内部收益率(IRR)、净资产收益率(ROE)与发电利用小时数成正相关关系,发电利用小时数在2000小时时,IRR为8.7%,略高于大多数企业8%的收益目标;发电利用小数2200小时时,IRR10.31%,项目盈利性凸显;当发电利用小数提升到2800小时、3000小时时,IRR分别为14.9%、16.38%,ROE分别为39.53%、45.12%,届时项目具有极高的经济回报。
根据国家能源局通报,2017年全国风电利用平均利用小数数1948小时,同比增加203小时,同比增加12%;发电量3057亿千瓦小时,增加637亿千瓦时,同比增长26%。全年弃风电量419亿千瓦时,同比减少78亿千瓦时,弃风限电形势大幅好转。
2018年3月14,国家统计局发布1-2月份能源生产情况,前两个月风电、太阳能发电保持高速增长态势,分别增长34.7%、36.0%。这表明在1-2月传统的供热季内,风电、光伏并网消纳仍在持续改善,全年预计风电发电利用小时继续增长。若发电利用小时增幅与2017年相当,2018年全国风电平均利用小时数将在2200小时左右,分散式风电项目因其就地消纳的属性,发电小时数将超过2200小时,甚至更高,项目的内部收益水平也将超过10.31%(上述测算)的水准。
从项目的净利润和营业收入指标看,在0.57元/千瓦时的上网电价下,该10MW风电项目营收与发电利用小时数正相关。项目在3000小时的发电情形下,净利润是2000小时的1.6倍。由此可以判断,分散式风电项目获得高收益的重要基础是减少弃风电量,保证全额并网消纳,开发企业需要高度重视测风、气象数据,锁定优质风资源区。
2、发电利用小时维持2500小时,项目收益与上网电价水平正相关
我们假设该10MW风电项目发电利用小时数2500小时、装机成本7500元/千瓦,当上网电价执行Ⅰ类风资源区标杆电价(0.4元/千瓦时)时,测算项目IRR为6.63%,低于8%的投资需求,在这一价格水平下项目不具备开发价值。换而言之,Ⅰ类资源区分散式风电项目在上网电价不能突破的前提下,需要提高就地消纳水平,增加发电利用小时数;积极参与电力市场改革的政策红利,推进发电市场交易,提高上网电价水平。
同期,我们测算上网电价分别为0.45元/千瓦时、0.49元/千瓦时、0.57元/千瓦时、0. 7元/千瓦时对应项目投资内部收益率(IRR)、净资产收益率(ROE),测算结果显示上网电价与项目和资本金收益率正相关,IRR分别为8.84%、9.90%、12.64%、16.89%,ROE分别为16.42%、21.32%、31.14%、47.08%。
0.7元的假设基于分散式风电项目参与市场竞争的情景。目前全国一般工商业企业平均目录电价水平在0.8元/千瓦时,按照买卖双方价格协议,市场交易价格在目录电价基础上下浮10%左右,风电企业可以获得较高电价水平,用户同时分享电力市场化改革的红利,此时项目IRR高达16.89%,净资产收益率roe高达47.08%。
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