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在政策和环境约束愈加严格、碳排放压力加大、电力市场化下价格竞争加剧的情况下,除河北和江苏两省外,其余典型省份的煤电项目都无法达到基准收益水平,无法在寿命期内收回投资。再考虑到机组利用率的下降以及煤炭价格的反弹两个敏感性因素的变化,所有典型省份的煤电项目都无法在寿命期收回投资,投资前景黯淡。
在本报告的情景分析中,仅国家发展改革委于2015年底发布新的电价调整方案一项就让新疆省煤电项目无法收回全投资;而考虑环境约束、碳成本内部化和电力市场化深化改革等条件后,山西的煤电项目预期内部收益率也跌至行业基准值以下,但河北、江苏、内蒙、广东盈利预期仍在行业基准收益率之上。
在上述情景的基础上,如果目标省份的煤电机组年利用小时数比2015年降低100小时或直购电价降低1分钱,广东的煤电项目即不能收回投资;如果年利用小时数比2015年降低500小时或直购电价降低2分钱,内蒙的煤电项目亦不能收回投资。在年利用小时数降低和直购电价下降二者综合作用下,经济性最好的用电大省江苏、河北的煤电项目经济性也严重恶化,自有资金内部收益率甚至低于银行长期贷款利率(6%),投资前景亦黯淡。
尽管本报告的情景展望分析中将时间节点选在2020年,但如果电力需求增长持续不振(年增长2%以内)、新投产机组规模持续高位(年新建煤电机组在5000万千瓦左右),机组利用率进一步恶化,则煤电全行业亏损很可能在2017年提前到来。
报告作者袁家海教授建议,国家相关主管部门应制订适应经济新常态的电力发展规划,抑制煤电企业盲目投资、合理调控煤电产能规模是当务之急。最后,坚持市场化是根本之策,按照“管住中间、放开两头”的原则稳步推进电力市场化,在输配电价改革到位的基础上,有序放开上网侧和零售侧价格,让有效的价格信号在引导电源投资中发挥决定性作用。
附:
怎样计算出一家燃煤发电厂在十三五是盈利还是亏损?
背景:为了能够让媒体理解报告中使用的研究方法,我们对研究方法进行了进一步的说明。
任何一位行业内人士,都会对2015年中国电力行业关键数据与新增煤电厂数据不匹配甚至冲突的现象感到好奇。通过对标杆上网电价与山西、内蒙古、新疆、河北、江苏、广东六大典型省份发电企业平准化发电成本的对比,《中国燃煤发电项目的经济性研究》报告解释了煤电逆势投资过热的原因。同时,在现有外部环境条件以及在综合考虑了“十三五”期间外部因素的情景下,报告对投资新建燃煤电厂的经济性进行了分析。
本报告主要由华北电力大学教授袁家海主笔,主要评审专家包括国家电网能源研究院副院长胡兆光、中电联规划处副处长张卫东。
为了系统严谨地分析我国未来煤电行业投资经济效益,本报告主要针对如下两个问题进行了详细的研究与阐释。
当前煤电行业投资势头过猛的驱使因素是什么?
首先,报告选取了六个煤电投资规模较高的电力输入/输出省份作为典型分析,利用平准化发电成本模型(LCOE)分别计算出各省的平准化发电成本,并分别与其实际标杆上网电价进行对比,进而计算了其当前的超额利润和税收贡献。
其次,利用工程项目财务评价方法,以典型的60万千瓦煤电机组为例,编制出其现金流量表,分别计算了各省的项目投资回收期和内部收益率,并与煤电行业基准收益率进行了对比。通过以上分析解释了当前煤电行业投资势头过猛的驱使因素。
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