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测算:一个10MW分散式风电项目 会为投资者盈利多少?

国际澳门皇冠网  来源:澳门皇冠投融资圈  日期:2018-04-02
   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、澳门皇冠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。
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