测算：一个10MW分散式风电项目会为投资者盈利多少？

2018-04-02 10:56 [风能] 来源于：新能源投融资圈作者：新能源投融资圈

导读：散式风电因高发电利用小时、高并网消纳水平，项目经济性和盈利状况优于一般集中式风电项目。我们近期调研内蒙古某民营企业所属分散式风电项目（12MW装机）运营情况发现，该项目2017年发电利用小时数接近3000小时，超过全国平均利用小时数1052小时（全国平均

　　散式风电因高发电利用小时、高并网消纳水平，项目经济性和盈利状况优于一般集中式风电项目。我们近期调研内蒙古某民营企业所属分散式风电项目（12MW装机）运营情况发现，该项目2017年发电利用小时数接近3000小时，超过全国平均利用小时数1052小时（全国平均1948小时）；弃风率低于5%，远优于2017年全国弃风率12%；项目在2017年5月1日前并网，风电可以在66kv范围内消纳（2017年《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》下发前并网），该项目具有稳定的现金流和极高的盈利水平。

　　通过对公司财务数据分析，2017年发电项目毛利率75%，净利率高达59%；净资产收益率38%。目前项目电费结算及时，项目方现金流稳定。项目所属业主正在积极申报内蒙古本地第二批分散式风电项目，其在当地具备明显的区域优势和电网资源优势。

　　为进一步研究分散式风电项目的经济性，我们以四类资源区某10MW分散式风电项目为样本，搭建项目利润表模型、现金流模型，测算项目成本费用、营收利润、内部收益率、资本金收益率、净资产收益率、利息备付率、偿债备付率等财务指标，并测算项目收益与利用小时数、上网电价、装机成本等指标敏感性。

　　测算分散式风电经济性，需要从营业收入、成本两个维度拆分。营业收入主要则是电费收入、财政补贴，电费收入取决于项目装机规模、发电利用小时数、上网电价；风电成本主要是折旧摊销、运维费、管理费、财务费用、税费成本、其他成本。除折旧摊销外，财务费用是最大的一项成本支出。

　　我们对该10MW风电项目的运营情况做出以下假设：（1）建设期为6个月，生产经营期20年，财务评价计算期采用21年；（2）折旧期18年，残值为零；（3）年发电利用小时数2500小时；（4）工程建设第一年末风电机组全部安装完毕，从2年开始全部投入发电；（5）根据目前风电项目投资情况，工程投资总额7500万元（单位千瓦工程投资7500元）；（6）自有资金为投资额20%，其余部分银行贷款或其他融资渠道；还贷资金来源包括风电场未分配利润、折旧费用等。

　　在风电项目投资构成中，风电设备（风电机组、塔筒、风电配套电气工程、输电线路）是工程投资的大头，占比在75%左右；其余投资则是建筑工程投资、建设用地费用、项目预备费等。

　　（一）项目总成本费用测算

　　如前所属，分散式风电项目发电成本主要包括，固定资产折旧费、维修费、材料费、保险费、职工工资及福利费、利息支出及其它费用。其中，发电经营成本为发电成本扣除折旧费和利息支出。

　　在本风电项目财务评价中，固定资产形成率取100%；修理费率运营期1到3年（质保期内）为零，投产4-5年按11.0%，6～10年按1.4%，运营期11-20年为2%；职工人均年工资按7万元，福利系数50%；材料费为10元/KW；其它费用取40元/KW的定额；风电场人员定编2人；年保险费取电站固定资产的0.25%。

　　根据上述假设条件，风电项目在20年经营期测算，总成本费用14272.2万元，扣减折旧、财务费用后，项目总经营成本4164万元，其中包括材料费200万元，维修费2190万元，职工工资及福利费420万元，财务费用2587.2万元，其他费用800万元，保险费用375万元，可变成本200万元。

　　通过对上述各项成本的测算，可以看出在分散式风电成本投产中，折旧、财务费用占据大头，分别占比为44%、34%。

　　在公司财务费用计算中，按照自有资金占项目投资总额20%测算，项目借款总额6000万元，贷款期限15年，长期借款利率在基准利率基础上上浮10%，测算公司在借款期内应付利息总额为2587.2万元，借款本金由折旧费用、税后利润偿还，在公司经营期限内可以如期归还贷款，利息备付率（ICR）、偿债备付率（DCR）逐年增加，利息备付率最小数值为2.46，偿债备付率最小数值为1.67反映项目具有较强的偿债能力，抗财务风险能力较强，可以保证债权人利益。

　　（二）项目营业收入与利润测算：20年经营期净利润接近亿元

　　风电项目的营业收入主要以电费为主，辅之以政府财政补贴。根据上述对项目装机规模、发电利用小时数、上网电价，以及营业总成本的计算，扣减税金及附加，可以测算项目税前利润总额，扣减所得税后即为项目净利润。

　　电费收入、补贴是风电项目的主要构成。按照发改委定价机制，光伏发电、陆上风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。

　　在定价机制上，我国尚未形成专门针对分散式风电的上网电价机制，分散式风电参照集中式陆上风电价格政策。目前，我国陆上风电上网电价实行标杆电价，即分区域固定电价定价机制。按照国家发改委2016年12月下发的《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，2018年1月1日以后核准并纳入财政补贴年度规模管理的陆上风电执行2018年标杆上网电价，即I-IV资源区分别为0.4、0.45、0.49、0.57/千瓦时（含税）。

　　分散式风电缴纳税金主要为增值税、增值税附加和所得税。我国对可再生能源电力技术的增值税、所得税减免实行一定的优惠。（1）增值税。财政部和国家税务总局财税[2001]198号文规定，风电项目增值税按应纳税额减半征收的政策，即增值税税率按8.5%计。根据增值税转型改革的精神，本项目采购风机设备等所含的增值税可以在电场发电后逐年抵扣。（2）税金及附加，主要包括城市维护建设税和教育费附加，计算基数为增值税税额（不减免税额）。其中城建税5%，教育税5%（教育附加+地方教育费附加）。（3）所得税。按照《中华人民共和国企业所得税法》规定，本项目所得税征收税率为25%，缴税基数为每年的风电场营业收入金额，并实行“免三减三”的优惠政策。《税法实施条例》规定，企业从事电力、水利等国家重点扶持的公共基础设施项目的投资经营所得，自项目取得第一笔经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。

　　根据我们搭建的财务模型测算，该项目在20年经营期内，营业收入累计274359万元，税金及附加414.10万元，所得税累计2402.46万元，净利润累计9340.72万元，项目息税前利润为14330.38万元，息税折旧摊销前利润21830.38万元。

　　（三）项目投资净现金流测算

　　通过项目投资现金流模型，可以测算项目内部收益率、投资回报周期、经营期内净现值等指标。测算显示，项目在20年经营期内现金流流入规模为28500万元，现金流流出14199.62万元，测算项目投资（税前）财务内部收益率13.87%，项目投资（税后）财务内部收益率12.64%；项目投资净现值2511.18 万元，静态投资回收周期6.77年，动态投资回收期10.24年。如上指标显示，项目具有极强的经济回报。

　　为进一步分析项目的盈利水平，通过测算项目资本现金流来判断初始投资的获利能力。通过测算，项目资本金收益率为31%，资本金净现值为3379.45 万元，在上述假设条件下，项目具有优质的盈利条件。

　　（四）经济评价结论：项目具有优质的盈利能力和投资回报价值

　　在以上各项指标的假设下，10MW风电项目经济性测算如下：项目累计营业利润11743.18万元，净利润累计9340.72 万元，项目净资产收益率31.14%，具有高水平的净资产收益率；投资利润率7.83%，项目投资（税前）财务内部收益率13.87%，项目投资（税后）财务内部收益率12.64%；项目投资净现值2511.18 万元，静态投资回收周期6.77年，动态投资回收期10.24年，项目资本金收益率高达31.00%，项目资本金净现值3379.45万元，项目具有优质的盈利能力和投资回报价值。

　　（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%。

　　从项目的净利润和营业收入指标看，2500小时的发电假设下，风电项目营收与发电利用小时数正相关。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/千瓦时的情景下，项目净利润分别是0.4元/千瓦时的1.59、2.06、3.01、4.55倍，上网电价对净利润的乘数效应非常明显。可以判断，在分散式风电项目的开发过程中，获得更高的交易电价或更多电价补贴是项目开发商孜孜以求的愿望。

　　3、项目发电收益与装机成本呈负相关，静待风机综合成本下降

　　在发电利用小时数2500小时、上网电价0.57元/千瓦时情境下，装机成本电动对于项目收益负相关。我们分别取装机成本6500、7000、7500、8000、8500元/千瓦为样本，测算结果显示，在装机成本6500元/千瓦时，项目内部收益率15.25%，资本金净利润率ROE为39.33%；而当项目装机成本上升至8000元/千瓦时，项目内部收益率为11.57%，资本金净利润率ROE为27.81%；装机成本升至8500元/千瓦时，项目收益水平下降幅度更大。

（编辑：东北亚）

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