黑龙江省某煤电一体化项目投产初期经济效益评估及建议

■单秋月

（秦皇岛发电有限责任公司）

1 黑龙江省某煤电一体化项目基本情况介绍

黑龙江省某煤电一体化项目系国家能源集团控股子公司,负责建设运营电厂、露天煤矿和化工项目。项目实行煤电专业化管理，独立经营、独立核算。电厂于2009年9月19日正式开工建设，建设规模为2×600MW超临界湿冷燃煤机组，销售流向为辽宁吉利和扎鲁特特高压直供，以及哈电、龙煤集团、建龙钢铁等大用户；露天煤矿于2009年7月28日正式开工建设，规划产能为1100万吨/年，自产煤主要供应电厂，商品煤主要销往佳木斯、七台河市的电厂。

2 项目建设情况

（1）电厂#1机组2020年1月16日完成168小时试验，正在开展设备综合治理消缺工作，完成率94.7%。#2机组5月3日点火总启动，5月10日首次完成冲转3000转。项目竣工预计总投资626,560万元，电厂预计列支工程成本589,459万元,预估固定资产成形率为100%，固定资产原值589,459万元，形成房屋及构筑物原值196,373万元，电力行业设备原值393,086万元，按照最新固定资产目录计算，两台机组全年折旧费为24,600万元。

（2）露天煤矿已完成全部基建剥离工程量，地面生产系统已完成安装、调试，联合试运转工作正在进行收尾工作。项目竣工预计总投资304,454.03万元，预计列支工程成本294,829.42万元，预估结转固定资产239,760.94万元，形成无形资产55,068.48万元，其中土地使用权原值45,411.58万元，采矿权原值9,656.9万元。

3 2020—2021年经济效益测算

2020年下半年，该煤电一体化项目预计煤电完全成本86,588万元，其中电厂预计发电完全成本为49,713万元，煤炭完全成本为36,875万元，占比前三项的成本项目依次为燃料成本24.34%，财务费用16.74%，折旧及摊销18.63%。一体化项目平均折旧及摊销额3,050万元/月，利息支出2,747万元/月，从成本结构来看，工程项目的造价、转固时点以及贷款利息，直接影响利润水平。

图1

3.1 2020年预计情况

假设电厂#1机组10月份顺利从应急备用电源调出参与市场交易，发电量19.12亿千瓦时，煤矿产煤量370万吨，预计整体项目综合亏损839.28万元，若无法调出备用电源，则整体项目亏损2,964万元。

3.2 2021年预计情况

电厂一台机从应急备用电源转入商用运行全年，参与交易电量；另一台机组6-9月作为备用电源调峰运行，发电量40.79亿千瓦时，商品煤销量620万吨，整体项目亏损860.84万元。

煤电一体化项目中，煤炭的产量大于电力的煤炭需求，存在一定数量的外销煤，自产煤内销按照内部转移价格，仅涉及供应链协调及内部收益分配，因此整体项目的盈利主要来自两个方面，一是煤炭的对外销售所形成的收入，二是发电在煤炭价格内部交易后所带来的电力收入。能否早日投产，实现市场化交易，突破煤炭产量对于公司盈利至关重要。

4 项目投资收益情况

投资项目内部收益率是在项目计算期内各年净现值（现金流入扣减现金流出）累计值为零的折现率。其数学表达式为：

式中：IRR——项目内部收益率，FNPV(IRR)——以IRR为折现率的财务净现值，CI——现金流入量，CO——现金流出量，（CI-CO）t——第t年的净现金流量，n——计算期（年），包括建设期（j年）和运营期（k年）。

内部收益率反映项目自身盈利能力，即项目占用的未回收资金（不含逐年已回收可作他用的资金）的获利能力。

投资回收期是使累计的经济效益等于最初的投资费用所需的时间，其数学表达式为：

式中：CI为现金流入量；CO为现金流出量；Pt为投资回收期；t 为计算期。

该煤电一体化项目采用30%的自有资金和70%的长期贷款融资，产品煤内部转移价格比市场价格下降10元/吨，折合当量原煤价125元/吨，其他取费按照2021年测算情况暂不调整。具体评价结果如下：

电厂：2022年以后，按照两台机组全部调出应急备用电源，转入商用的方式运行，利用小时为3808小时，平均电价301.99元/兆瓦时，年均利润1,1755万元，税前项目投资收益率为8.76%。按照国资委下发的《国有企业投资项目经济评价办法》要求，60万千瓦级以上煤电项目投资收益率不得低于8%，那么如果电厂无法实现两台机组全部参与市场交易获取较高电价，无其它增利因素情况下，则项目收益率不能满足上级集团要求。

露天煤矿：2022年以后，按照年产煤量620万吨，平均煤价113.69元/吨，年均利润12,248万元，项目投资收益率为5.1%，低于可研报告中的13.69%，主要原因是投资总额比可研测算25,4831万元增加4,9623万元，年产煤量低于可研测算值800万吨。按照国资委下发的《国有企业投资项目经济评价办法》要求，煤炭开采及采选项目投资收益率不得低于10%，因此在煤量不增长，无法开拓外部市场，仅对电厂开展内部交易情况下，则项目收益率不能达到集团要求，投资回收期为14年。另外，如果2022年起保持上述经营水平，现金流呈现逐步好转，资金链风险较低，但是投资回报满意度较差。

5 存在问题

5.1 小股东出资不到位风险

截止2020年5月底，小股东自2016年至今累计欠缴资本金为15,243.52万元，致使公司承担相关法律风险，因此而造成的资金短缺只能由债务资金补充，相关偿债风险转嫁至项目公司，每年多承担财务费用约670万元。建议企业再次与小股东协商资本金补缴事宜，投产前及时补缴所欠资本金或按所欠资本金占比同比例缩小占股份额，以降低公司整体经营风险。

5.2 项目核准风险

目前电厂仍未被国家能源局纳入黑龙江省2020年度投产计划，只能替代其他电厂发电，无法参与电力市场交易，造成电价较低，蚕食企业经济效益。露天煤矿水保工程、环保工程、消防工程单项验收和项目竣工决算尚未完成，因此尚不具备项目竣工验收条件，无法实现合规生产。建议露天煤矿积极协调黑龙江省环保验收机构推进环保、水保工程施工进度和工程验收准备工作，早日取得加快工程竣工结算推进力度，为工程竣工决算创造条件。

5.3 设备闲置风险

由于露天矿初始设计与目前实际情况存在差异，造成部分设备处于闲置状态，已出现减值迹象，不能真实反映企业的产的运营状况，闲置产的日常维护管理及人工成本耗费量大，企业资产周转率低。企业需要开展资产调剂、出租等处置方式盘活资产，提高设备使用效率，优化资源配置。

6 管理建议

本文中的煤电一体化项目是黑龙江省重点煤电联营项目，累计总投资88.23亿元，在所属二级集团6个煤电一体化项目资产总额中占比18.67%，对国家能源集团充分发挥煤电一体化优势，实现高质量发展产生具有重要意义。建议如下：

（1）加快项目投产速度，提高市场化交易程度。建议集团层面助力公司协调国家能源局，尽早办理发电业务许可证后正式投产，移出应急调峰机组，直接参与市场交易，突破调峰机组电价的天花板。

煤矿应将“增产量、保外销”作为重点工作，积极与设计院沟通，对生产工艺进行调整优化，降低地质环境、天气因素对剥采量的不利影响，提高生产的连续性，充分释放煤矿产能，发挥煤矿规模化优势，实现开源造血、提质增效的增长目标。

（2）加强电量营销，努力提高电力销售价格。该项目具备煤电一体化优势，煤价对于利润的撬动作用弱化，经济效益对电价的敏感度上升，因此要努力提高替代电量的议价能力，增加网间和直供电量的占比，最大限度延长起机时间，降低启停机损耗，以低成本优势扩大交易电量的利润空间。

（3）针对本项目“以产定销”的现状，探索建立煤电一体化定价模型，明确“发电—销煤—定价”的联动机制，利用煤电企业间的博弈关系，确定合适的二次分配区间，达到煤电企业共赢，煤电供应链整体收益提升。

（4）建议公司会计核算过程中注意划分费用化和资本化项目，与基建相关的设施建设、附属建（构）筑物的搭建修缮、设备技术改造等相关支出应予以资本化，费用化项目仅列支与生产经营相关支出，与当期收入配比，不能将两者混淆，同时注意折旧摊销和利息支出费用化的时间节点，加强成本费用管控力度。

（5）目前项目的实际情况与可研设计报告存在出入，建议公司结合工程概算、机组技术参数设计值和同类机组平均水平进行对比，持续完善煤耗、剥离比等生产技术指标，提高技术驱动能力，确保项目安全、及时、高质量投产，为集团提质增效总体目标贡献力量。