電價變革對電廠建設的價值范文

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《能源與環境雜志》2014年第三期

11998年至今，市場經濟初級階段的的電價及火電廠建設情況

這一時期是我國實施市場經濟逐步完善階段的過渡期，現存的電廠投資和經營方式存在前期延續的多種模式，上網電價相應采用與之相適應的方式，主要采取的電價政策有：1998年“還本付息電價”被改革為“經營期電價”，即還貸期拉長為“經營期”（火電和水電分別為20年和30年），一定程度上攤低了電價。2003年5月，國家制定《廠網價格分離實施辦法》，明確從電網分離出來的電廠的定價原則。隨著2004年國家鼓勵清潔能源發展政策的出臺，可再生能源、清潔能源電廠的建設也在全國范圍內迅速發展起來。2004年開始對新投產的燃煤機組，在省網以上區域范圍內執行統一的上網電價（即標桿上網電價），該價格由國家發改委統一核定并頒發。2009年國家發改委為了完善風力發電上網電價按照不同的資源區制定陸上風電標桿上網電價。2011年國家發改委為了完善太陽能光伏發電上網電價制定了全國統一的太陽能光伏發電標桿上網電價。我國電價進入全面標桿電價階段，各種類型電源的標桿電價都是按照社會平均投資和運營成本，以相對先進的技術水平和建場條件反求標桿電價，以此來引導先進技術水平的投資。標桿電價對我國火電廠的技術水平的進步、工程的投資控制起到有利的作用。截止2011年底，發電裝機容量達到10.56億kW，其中，水電23051萬kW（含抽水蓄能1836萬kW），占全部裝機容量的21.83%；火電76546萬kW（含煤電70667萬kW、常規氣電3265萬kW），占全部裝機容量72.5%；核電1257萬kW；并網風電4505萬kW；并網太陽能發電214萬kW［2］。2011年度，全國全口徑發電量47217億kWh，其中水電發電量6626億kWh，占全部發電量的14.03%，火電發電量38975億kWh，占全國發電量的82.54%［2］。電源點的電量構成以火電廠為主，本文將通過選擇福建省燃煤火電廠主流機組進行財務評價，與福建省現行的標桿上網電價比較，指出現行的標桿上網電價對電廠建設的影響。

2福建省燃煤火電廠主流機組的財務評價

2.1福建省燃煤火電廠主流機組的選擇2012年福建電網的總發電量中水電的發電量占總發電量約30%；火電的發電量占總發電量約65%；水電、火電的合計占比約95%。其余的為風電、光伏等的發電量。2012年福建電網統調燃煤電廠600MW級的機組發電量占比約70%，其次是300MW級的機組，其發電量占比約25%。兩者合計達到95%。受中國的能源供應、環境保護、水資源等約束，國家對大型火電廠采取的核準政策，為了項目快速通過核準，各個投資方開展的項目前期均采用600MW及以上的機組，業主之所以選擇高參數大容量機組，其根本的原因是電力工業的規模經濟效益。因此本文在主流機組選擇的時候，增加了1000MW的機組。通過以上的分析，本文擬選擇兩臺新建的300MW國產純凝亞臨界機組、兩臺新建的600MW國產純凝超臨界機組及兩臺新建的1000MW國產純凝超超臨界機組作為主流機組，通過財務評價方法，進行上網電價及敏感性分析。

2.2福建省燃煤火電廠主流機組的上網電價本文兩臺新建的1000MW國產純凝超超臨界機組和兩臺新建的600MW國產純凝超臨界機組的投資及成本計算基礎數據參考《火電工程限額設計參考造價指標》［4］（2012年水平）取值，兩臺新建的300MW國產純凝亞臨界機組的單位千瓦靜態投資取4205元/kW，成本計算的基礎數據參考《火電工程限額設計參考造價指標》［4］（2012年水平）中兩臺新建的300MW國產供熱亞臨界機組的電價計算條件，年發電利用小時數取5000小時。由于機組技術水平的進步，結合實際情況兩臺新建的1000MW國產純凝超超臨界機組、兩臺新建的600MW國產純凝超臨界機組、兩臺新建的300MW國產純凝亞臨界機組的標煤耗（年用水量）分別?。?85g/kWh（680萬t），300g/kWh（580萬t），315g/kWh（290萬t）。假設三種燃煤火電廠主流機組電廠建設開工時間為2013年1月1日，機組的建設工期、靜態投資各年比例、單機結算比例及每臺機組的運行年限均按《火電工程限額設計參考造價指標》（2012年水平）。財務評價主要依據國家發改委、建設部發改投資（2006）1325號文“關于印發建設項目經濟評價方法與參數（第三版）［3］的通知”、國家能源局2009年7月22日的電力行業標準DL/T5435-2009《火力發電工程經濟評價導則》［5］以及現行國家頒發的有關財、稅規定，采用中國電力工程顧問集團公司編制，電力規劃設計總院升級改版的《火電經濟評價軟件》V2.1版火力發電項目經濟評價軟件，按照不含（增值）稅價格的計價方式，計算福建省三種主流機組的上網電價。財務評價的結果見表1。目前福建省實行的含脫硫脫硝的含稅標桿電價為440.40元/MWh，以此作為福建省所有新建、擴建燃煤機組的標桿電價。從反求出來的上網電價可以看出在固定投資方內部收益率8%的情況下，300MW級機組計算出來的上網電價高于標桿上網電價，項目的投資方內部收益率達不到8%，而600MW級機組、1000MW級機組計算出來的上網電價均低于標桿上網電價，項目的投資方內部收益率不僅可以達到8%，還有較大的利潤空間。1000MW級機組的利潤空間比600MW級機組的利潤空間大。三種主流機組經營期平均含稅上網電價與含稅標桿電價的對比表見表2及圖1。

2.3標桿電價對燃煤火電廠建設的影響（1）標桿電價起到鼓勵技術先進的電廠投入建設。由圖1可以看出1000MW級機組的規模經濟效益是顯著的，一方面1000MW級機組的煤耗小，可以大大降低燃料費，獲得更多利潤；另一方面1000MW級機組的投資額雖然在三種主流機組中是最高的，但因為其發電量最大，單位電量的投資最低，為單位電量電價創造了更多的利潤空間。由于沒有充分考慮地區的用電需求及電網的容量調度，投資者紛紛在沿海地區建設1000MW級的機組，導致沿海地區的發電量過剩，機組得不到充分利用，也增加了電網的建設投資及運行維護費用。（2）標桿電價有利于促進技術改進?，F有的沿海300MW級機組大都改造成300MW級供熱機組，而內陸300MW級機組通過技術改造為350MW級供熱機組，機組以供熱為主，發電為輔，不僅提高了自身的生存空間，也把發電利用小時數轉讓給大容量機組，起到充分配置優勢資源的作用。新建的600MW級機組發展到660MW級機組，該機組的標煤耗比1000MW級機組多8g/kWh，但卻比600MW級機組的標煤耗低7g/kWh，機組的技術水平比600MW級機組更好，可以取得更好的經濟效益。

3標桿電價對電廠建設的影響

標桿電價是按照社會平均投資和運營成本，以相對先進的技術水平和建場條件反求電價，以此作為標桿電價來引導先進技術水平的投資，對電廠的建設的影響包括以下幾個方面：（1）促進技術創新，使項目的技術水平高于標桿電價的社會平均先進水平，有利于降低運行成本，提高電廠生產運營過程中的抗風險能力。（2）建場條件好的地區、資源豐富的地區及發電量嚴重缺乏的地區都是建廠的有利條件，對電力投資者來說，缺電區域是最佳選擇。（3）沿海地區雖然有利于1000MW級燃煤機組的建設，但如果燃料的來源地距離建設地點比較遠，當長距離的運輸費用使煤價高于社會平均水平且高于煤耗帶來的經濟效益時，1000MW級機組的競爭優勢將不復存在。因此在計算電廠運行的燃料成本方面要同時考慮煤耗和煤價兩個因素。（4）投資者紛紛選擇有利的建場條件，建設大容量、高參數的機組，忽視了地區的用電需求，導致發電量過剩，機組不得不降低發電利用小時數，設備得不到充分利用，反而達不到預期經濟效益。（5）由于電能不能大量儲存，發電量過剩的地區，需要通過輸電線路把過剩的發電量輸往缺電的地區，一方面電網的投資增加，另一方面由于長距離輸送使電能損耗，再加上輸電線路途經冬季氣候嚴寒的地區，冰災造成輸電線路斷電，引起大面積停電，對停電地區的經濟造成嚴重損失，也危機整個電網的安全穩定運行。

4結語

標桿電價沒有充分考慮不同容量機組的電價構成，容易造成投資者紛紛投資建設大容量的機組，而沒有充分考慮地區的用電需求及電網的容量調度，出現價格引導產生的電力地區結構性不平衡，導致電源點建設布局與電網建設布局規劃的脫節，也會給電網的安全、穩定運行造成隱患。同一個行政區域內的用電量及資源條件不同，電廠在建設的初期應該先進行國民經濟評價，在合理配置社會資源的前提下，從國家整體利益的角度出發，計算項目對地區經濟的貢獻，分析項目的經濟效率、效果和對社會的影響，評價項目在宏觀經濟上的合理性，在國民經濟評價可行的情況下再進行項目的財務評價。我國正處與社會主義市場經濟的初級階段，標桿電價還是一種政府調控的電價模式，如何在保證電網安全、穩定運行的前提下，滿足供需平衡，讓市場形成電價，是電價符合市場價值規律的必然趨勢。在我國市場經濟更加完善和科學調控、管理科技發展之后，將逐步采用國際上先進國家的競價上網。

作者：李曉霞單位：福建永福工程顧問有限公司