电价变革对电厂建设的价值
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《能源与环境杂志》2014年第三期
这一时期是我国实施市场经济逐步完善阶段的过渡期，现存的电厂投资和经营方式存在前期延续的多种模式，上网电价相应采用与之相适应的方式，主要采取的电价政策有：1998年“还本付息电价”被改革为“经营期电价”，即还贷期拉长为“经营期”（火电和水电分别为20年和30年），一定程度上摊低了电价。2003年5月，国家制定《厂网价格分离实施办法》，明确从电网分离出来的电厂的定价原则。随着2004年国家鼓励清洁能源发展政策的出台，可再生能源、清洁能源电厂的建设也在全国范围内迅速发展起来。2004年开始对新投产的燃煤机组，在省网以上区域范围内执行统一的上网电价（即标杆上网电价），该价格由国家发改委统一核定并颁发。2009年国家发改委为了完善风力发电上网电价按照不同的资源区制定陆上风电标杆上网电价。2011年国家发改委为了完善太阳能光伏发电上网电价制定了全国统一的太阳能光伏发电标杆上网电价。我国电价进入全面标杆电价阶段，各种类型电源的标杆电价都是按照社会平均投资和运营成本，以相对先进的技术水平和建场条件反求标杆电价，以此来引导先进技术水平的投资。标杆电价对我国火电厂的技术水平的进步、工程的投资控制起到有利的作用。截止2011年底，发电装机容量达到10.56亿kW，其中，水电23051万kW（含抽水蓄能1836万kW），占全部装机容量的21.83%；火电76546万kW（含煤电70667万kW、常规气电3265万kW），占全部装机容量72.5%；核电1257万kW；并网风电4505万kW；并网太阳能发电214万kW［2］。2011年度，全国全口径发电量47217亿kWh，其中水电发电量6626亿kWh，占全部发电量的14.03%，火电发电量38975亿kWh，占全国发电量的82.54%［2］。电源点的电量构成以火电厂为主，本文将通过选择福建省燃煤火电厂主流机组进行财务评价，与福建省现行的标杆上网电价比较，指出现行的标杆上网电价对电厂建设的影响。
2福建省燃煤火电厂主流机组的财务评价
2.1福建省燃煤火电厂主流机组的选择2012年福建电网的总发电量中水电的发电量占总发电量约30%；火电的发电量占总发电量约65%；水电、火电的合计占比约95%。其余的为风电、光伏等的发电量。2012年福建电网统调燃煤电厂600MW级的机组发电量占比约70%，其次是300MW级的机组，其发电量占比约25%。两者合计达到95%。受中国的能源供应、环境保护、水资源等约束，国家对大型火电厂采取的核准政策，为了项目快速通过核准，各个投资方开展的项目前期均采用600MW及以上的机组，业主之所以选择高参数大容量机组，其根本的原因是电力工业的规模经济效益。因此本文在主流机组选择的时候，增加了1000MW的机组。通过以上的分析，本文拟选择两台新建的300MW国产纯凝亚临界机组、两台新建的600MW国产纯凝超临界机组及两台新建的1000MW国产纯凝超超临界机组作为主流机组，通过财务评价方法，进行上网电价及敏感性分析。
2.2福建省燃煤火电厂主流机组的上网电价本文两台新建的1000MW国产纯凝超超临界机组和两台新建的600MW国产纯凝超临界机组的投资及成本计算基础数据参考《火电工程限额设计参考造价指标》［4］（2012年水平）取值，两台新建的300MW国产纯凝亚临界机组的单位千瓦静态投资取4205元/kW，成本计算的基础数据参考《火电工程限额设计参考造价指标》［4］（2012年水平）中两台新建的300MW国产供热亚临界机组的电价计算条件，年发电利用小时数取5000小时。由于机组技术水平的进步，结合实际情况两台新建的1000MW国产纯凝超超临界机组、两台新建的600MW国产纯凝超临界机组、两台新建的300MW国产纯凝亚临界机组的标煤耗（年用水量）分别取：285g/kWh（680万t），300g/kWh（580万t），315g/kWh（290万t）。假设三种燃煤火电厂主流机组电厂建设开工时间为2013年1月1日，机组的建设工期、静态投资各年比例、单机结算比例及每台机组的运行年限均按《火电工程限额设计参考造价指标》（2012年水平）。财务评价主要依据国家发改委、建设部发改投资（2006）1325号文“关于印发建设项目经济评价方法与参数（第三版）［3］的通知”、国家能源局2009年7月22日的电力行业标准DL/T5435-2009《火力发电工程经济评价导则》［5］以及现行国家颁发的有关财、税规定，采用中国电力工程顾问集团公司编制，电力规划设计总院升级改版的《火电经济评价软件》V2.1版火力发电项目经济评价软件，按照不含（增值）税价格的计价方式，计算福建省三种主流机组的上网电价。财务评价的结果见表1。目前福建省实行的含脱硫脱硝的含税标杆电价为440.40元/MWh，以此作为福建省所有新建、扩建燃煤机组的标杆电价。从反求出来的上网电价可以看出在固定投资方内部收益率8%的情况下，300MW级机组计算出来的上网电价高于标杆上网电价，项目的投资方内部收益率达不到8%，而600MW级机组、1000MW级机组计算出来的上网电价均低于标杆上网电价，项目的投资方内部收益率不仅可以达到8%，还有较大的利润空间。1000MW级机组的利润空间比600MW级机组的利润空间大。三种主流机组经营期平均含税上网电价与含税标杆电价的对比表见表2及图1。
2.3标杆电价对燃煤火电厂建设的影响（1）标杆电价起到鼓励技术先进的电厂投入建设。由图1可以看出1000MW级机组的规模经济效益是显著的，一方面1000MW级机组的煤耗小，可以大大降低燃料费，获得更多利润；另一方面1000MW级机组的投资额虽然在三种主流机组中是最高的，但因为其发电量最大，单位电量的投资最低，为单位电量电价创造了更多的利润空间。由于没有充分考虑地区的用电需求及电网的容量调度，投资者纷纷在沿海地区建设1000MW级的机组，导致沿海地区的发电量过剩，机组得不到充分利用，也增加了电网的建设投资及运行维护费用。（2）标杆电价有利于促进技术改进。现有的沿海300MW级机组大都改造成300MW级供热机组，而内陆300MW级机组通过技术改造为350MW级供热机组，机组以供热为主，发电为辅，不仅提高了自身的生存空间，也把发电利用小时数转让给大容量机组，起到充分配置优势资源的作用。新建的600MW级机组发展到660MW级机组，该机组的标煤耗比1000MW级机组多8g/kWh，但却比600MW级机组的标煤耗低7g/kWh，机组的技术水平比600MW级机组更好，可以取得更好的经济效益。
3标杆电价对电厂建设的影响
标杆电价是按照社会平均投资和运营成本，以相对先进的技术水平和建场条件反求电价，以此作为标杆电价来引导先进技术水平的投资，对电厂的建设的影响包括以下几个方面：（1）促进技术创新，使项目的技术水平高于标杆电价的社会平均先进水平，有利于降低运行成本，提高电厂生产运营过程中的抗风险能力。（2）建场条件好的地区、资源丰富的地区及发电量严重缺乏的地区都是建厂的有利条件，对电力投资者来说，缺电区域是最佳选择。（3）沿海地区虽然有利于1000MW级燃煤机组的建设，但如果燃料的来源地距离建设地点比较远，当长距离的运输费用使煤价高于社会平均水平且高于煤耗带来的经济效益时，1000MW级机组的竞争优势将不复存在。因此在计算电厂运行的燃料成本方面要同时考虑煤耗和煤价两个因素。（4）投资者纷纷选择有利的建场条件，建设大容量、高参数的机组，忽视了地区的用电需求，导致发电量过剩，机组不得不降低发电利用小时数，设备得不到充分利用，反而达不到预期经济效益。（5）由于电能不能大量储存，发电量过剩的地区，需要通过输电线路把过剩的发电量输往缺电的地区，一方面电网的投资增加，另一方面由于长距离输送使电能损耗，再加上输电线路途经冬季气候严寒的地区，冰灾造成输电线路断电，引起大面积停电，对停电地区的经济造成严重损失，也危机整个电网的安全稳定运行。
4结语
标杆电价没有充分考虑不同容量机组的电价构成，容易造成投资者纷纷投资建设大容量的机组，而没有充分考虑地区的用电需求及电网的容量调度，出现价格引导产生的电力地区结构性不平衡，导致电源点建设布局与电网建设布局规划的脱节，也会给电网的安全、稳定运行造成隐患。同一个行政区域内的用电量及资源条件不同，电厂在建设的初期应该先进行国民经济评价，在合理配置社会资源的前提下，从国家整体利益的角度出发，计算项目对地区经济的贡献，分析项目的经济效率、效果和对社会的影响，评价项目在宏观经济上的合理性，在国民经济评价可行的情况下再进行项目的财务评价。我国正处与社会主义市场经济的初级阶段，标杆电价还是一种政府调控的电价模式，如何在保证电网安全、稳定运行的前提下，满足供需平衡，让市场形成电价，是电价符合市场价值规律的必然趋势。在我国市场经济更加完善和科学调控、管理科技发展之后，将逐步采用国际上先进国家的竞价上网。
作者：李晓霞单位：福建永福工程顾问有限公司