火电项目投资风险及收益分析

火电项目投资风险及收益分析

以煤炭为主要原料的火力发电一直是我国发电的重要组成部分，占据了约75%左右的发电份额。从能源构成来看，尽管我国目前正在大力发展如水电、核电、天然气发电等，能源结构呈现多样化的特点，可再生能源的份额将会显著增加，但火力发电仍是我国目前电力固定资产投资的重点，在相当长的时间内仍然将占据发电市场的主导份额。本文主要针对火力发电厂的投资风险及收益进行初步的分析与探讨。

一、火电项目投资的现状

1998年国内出现电力过剩，国家发改委明文要求“新建火电项目三年不开工”。而到了 2003年初，全国缺电的省市达到21个，为了应对电力供需形势再度偏紧的局面，国务院又及时调整了电力建设“十五”规划，计划后三年内每年新开工电源建设项目不少于2500万千瓦，力争3000万千瓦。三年内每年新增装机容量达到3000万千瓦，这意味着新一轮大规模的电力建设又开始了。2004年，全国电力装机容量新增约5000万千瓦，电力装机总量达到4.4亿千瓦，居世界第二位；2005年全国新增火电装机5300万千瓦。按照目前的电力项目建设势头，这次电力短缺解决之时，可能又是电力过剩开始之日。笔者认为，常规火电项目的建设固然有其建设周期相对较短、造价相对较低、技术比较成熟等优势，但在市场经济的条件下，一旦电力行业由卖方市场转向买方市场，随着有关法律法规体系的逐步完善，对常规火电建设的制约将会越来越多，加之国家对可再生能源发电项目的政策支持将不断加大，这些因素会使得火电项目投资的风险不断加大。因此，对目前仍是我国电力固定资产投资重点的火电项目的投资风险进行分析，防范即将到来的火电行业投资风险，显得十分迫切和必要。

二、政策性风险因素的影响

1．电力体制改革对火电投资的影响

2002年开始的电力体制改革是电力行业所面临的最重要的产业政策变化，对火电产业的长远发展产生了重大影响，改革的内容包括对火电产业的资产进行重新整合，使火力发电的竞争格局发生变化，以及“厂网分开，竞价上网”等。对火电项目投资及收益带来直接影响的是“竞价上网”。与火力发电的主要竞争对手水电相比，火电综合成本较高。虽然水电的建设成本高于火电，但随着国家对环保控制要求的提高（火电厂脱硫、脱硝、除尘等环保要求的所需资金约占总投资的1/3)，水电的建设成本与火电差距大幅缩小。投产以后，水电厂的运营成本要比其他类型的发电厂运营成本低很多，并且水电无燃料(如燃煤和燃油)价格上涨所带来的成本大幅上升之忧，属清洁的无污染能源。随着发电排放的环保折价标准及相应配套税收政策的出台，在国家大力扶持水电企业的政策下，水电的发电成本低廉带来的竞争优势将会给火电产业带来一定的冲击。

2．火电建设的相关产业政策的影响

我国的火电产业并不是我国鼓励发展的重点产业，反而是发展受到种种限制的产业。相反，火电的竞争对手如水电、核电、风电等却受到了很多的政策支持。

（1）火力发电的环保政策：可持续发展战略已为世界各国所普遍接受，而中国是目前世界上少数几个能源消费以煤为主的国家，煤炭在能源消费结构中所占的比重高达75%以上，煤炭燃烧所带来的环境问题，例如酸雨、温室效应和对臭氧层的破坏已日益引起国家环保部门的重视。对中国这样一个发展中国家来说，可持续发展的前提是发展，在比较长的时期内，中国将以比较高的速度发展经济和电力工业，但又不能走资本主义工业国“先污染后治理”的老路。

2002 年国家环保总局发布了《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》，其中有一条就是新建、扩建和改建的火电机组必须同步安装脱硫设施或采取其它脱硫措施，达到二氧化硫排放标准和总量控制指标。最近，国家环保总局又规定，项目环保标准、土地、接入系统未经环保总局认可的，一律不允许开工。此外，环保部门还将依据有关规定向火电企业征收二氧化硫排污费，这部分收入将全部上缴财政并纳入预算管理，主要用于二氧化硫污染的专项治理。国家对高排放源的电力行业的查处力度将会越来越强，有关二氧化硫减排的制度创新也在酝酿之中，例如排污权交易就是一项基于市场手段的环境经济政策。总的来说，由于我国环保政策的日趋完善，环保政策的执行将更为严格，发电企业在环保方面的支出将日益增加，这将导致火电企业建设和经营成本的上升，对企业的综合竞争能力带来不利的影响。

（2）火力发电的税收政策：从税收方面的情况来看，火力发电企业从整体上来说，并不享有多少税收优惠。大部分发电企业的税负跟其他行业的企业一样，所得税税率为33%，增值税税率为17%。另外，还需承担7%的城市维护建设税和5%的教育费附加（按实际应缴纳的流转税额的比例计缴），还有按电力销售收入的千分之一点二征收的水利建设基金等其他税费。当然也有部分电力企业上市后享受各地方的所得税返还政策，但这类企业在火电企业中所占比重并不大。只有中外合作、中外合资企业可以按《外商投资企业和外国企业所得税法实施细则》的相关规定，在报经国家税务局批准后，可减去按15%的税率征收的企业所得税。

3．火力发电的融资政策风险

电力项目建设周期长、投资量大，从近几年的情况看，电力项目融资几乎都采用简单固化的“二八”模式，20％的资本金由企业自筹，80％的融资由银行提供贷款。尽管这种模式简单、方便，也有利于资金到位，但不能说是最好的融资结构，没有有效运用银行贷款以外的其他融资手段的优势，

特别是直接融资的手段，融资成本居高不下。特别是对于投资总额大、投资期限长的电力项目更是如此。从贷款方银行的角度来看，虽然银行在贷款审批程序上也控制得比较严，对可行性研究报告要进行评估，对提供的贷款要求担保等等，但对新建电源项目往往还是沿用老的思路，投资发电厂不会亏本，贷款的回收无后顾之忧，因而只对项目感兴趣，而项目本身所面临的国家宏观调控、电力电量的平衡，发电成本的高低及现金流的回收对还本付息的影响，没有深入进行分析或分析得不够。甚至在一些尚未获得国家核准的电源项目上也给予了融资方面的便利，给贷款资金带来了极大的风险。例如，中国人民银行规定对未经国家核准同意的项目不予发放贷款，即使已经发放贷款，也要责令收回；国家电网公司也下文给全国各供电部门，规定未经国家核准同意的电源装机项目，即便建成投产后也不予上网。此外，火力发电竞价上网以后，投资进入火电的企业将面临非常激烈的竞争，这使得项目投资的回收期拉长，多数电力项目投产期恰好介于2006至2007年之间，项目投产之日，可能就是电力过剩之时，投资风险势必难以回避。到那时，国家经济将回归到理性发展的轨道，电力市场增长放慢，需求增长的回落与火电项目集中投产几乎同步发生。国务院国发(2004)32号文件《国务院批转发展改革委关于坚决制止电站项目无序建设意见的紧急通知》，对全国五大发电集团的影响较大，对参与投资的项目公司和提供融资的银行，如何来处理13000亿火电投资中违规资金的“善后”工作是一个严峻的考验。

三、经营性风险因素的影响

1．电力供需的平衡

电力需求的增长导致了部分地方政府为了本地的税收和就业而争着上项目，电力项目缺乏投资风险约束机制，有些项目缺乏科学的论证，特别是对电力市场需求的变化反映迟钝；有些项目由于本地区电力市场已经过剩，导致项目投产之日就是亏损之时。因此，电力项目审批部门在进行电力项目审批时，首先要对电力需求情况进行充分调研和对今后几年的电力需求进行