2.10　电站资金筹措方式研究

2000年以来，西藏经济持续快速发展，用电需求呈持续高速增长态势，用电需求的增长速度远远高于装机容量的增长速度，供电缺口逐年增加，电力已成为制约西藏自治区经济发展最大的瓶颈。藏木水电站地理位置较好，规模较大，建成后对支持西藏中部地区经济发展、提高当地人民生活水平、改善电网供电可靠性作用巨大。因此，藏木水电站的开发建设受到了各方面的关注和期盼。

藏木水电站作为西藏中部地区第一个由国家五大电源公司参与建设的大型水电项目，其动能经济指标与当地同类型电站相比较为优越，但与内地同类型电站相比，经济性较差。如果电站的建设资金全部由项目业主——华能西藏发电有限公司承担，即便从电站在具有偿还贷款能力的前提下维持简单再生产的角度出发，电站的上网电价也远在电网能够承受的水平之上，若要使电站的上网电价处于电网的平均水平，则电站必然面临连年亏损的状况。

因此，为促进藏木水电站的顺利建设，以尽快缓解西藏中部地区的缺电局面，支持西藏中部地区社会经济的持续稳定发展，藏木水电站的建设资金需要国家拨款的支持。为研究藏木水电站得以维持运营的适合的资金筹措方式，为各方的决策提供依据，在藏木水电站前期设计阶段需进行资金筹措专题研究工作。

2.10.1　资金筹措方案拟定

随着西藏经济的持续发展，西藏自治区的电源建设经历了“完全由国家投资建设——国家支持，企业参与建设”的过程。随着当地经济造血功能的不断提升，国家支持的力度呈现逐渐降低的趋势。西藏中部地区最近开工的水电工程——林芝地区巴河老虎嘴水电站建设资金国家拨款比例已降至50％。

藏木水电站可行性研究报告阶段财务分析结果显示：从支持西藏地区电力建设的角度，按低于内地同类型水电站收益水平、即按企业自筹资本金的财务内部收益率8％进行财务计算，当国家拨款比例占电站总投资的60％时，电站各项财务评价指标虽均略低于内地同类型水电站，但具有借款偿还能力；当国家拨款比例降至电站全部投资的40％时，电站的上网电价已远高于西藏中部电网上网电价水平、超出了系统的承受能力，各项财务指标更低，借款偿还期也增加至30年以上。因此，可将资金筹措方案中国家拨款比例上限确定为60％，下限确定为40％。

为分析藏木水电站适合的资金筹措方式，拟定了五个方案进行研究。各方案项目建设总投资均由国家拨款、企业自筹资本金及国内银行贷款三部分组成，国家拨款占工程总投资的比例分别为40％、45％、50％、55％、60％，相应企业自筹资本金按剩余投资的20％计。

2.10.2　西藏中部电网电价承受能力

按照藏木水电站前期设计阶段西藏中部电网上网电价现状及对电网发展的预测，分析藏木水电站建成后西藏中部电网电价承受能力。

西藏中部电网2006年平均销售电价（含税）为0.512元/（kW·h）、2007年为0.516元/（kW·h）、2008年为0.517元/（kW·h）。2009年，西藏自治区人民政府以藏政发〔2009〕41号文《西藏自治区人民政府关于理顺和调整我区中部电网销售电价的通知》将2009年7月1日以后中部电网的平均售电价（含税）调整为0.57元/（kW·h）。

分析2006—2009年电网平均销售电价的变化情况，2006—2008年销售电价每年均有增长，但增加幅度很小，2009年7月1日后有较大幅度的增长。扣除增值税后，2006—2008年平均销售电价约为0.44元/（kW·h），2009年7月1日后平均销售电价约为0.49元/（kW·h）。

若按照当时中部电网发电、供电环节成本分析，销售电价中发电、供电成本比例略低于5∶5。因此2006—2008年西藏中部电网平均上网电价（含税）约为0.25元/（kW·h），2009年7月调整后平均上网电价（含税）为0.28元/（kW·h）。

随着中部电网改造、无电区通电工程中农网改造的实施，电网供电成本将有所减少，若平均销售电价中发电、供电环节所占比例按照5.5∶4.5考虑，2006—2008年西藏中部电网发电工程平均上网电价（含税）约为0.28元/（kW·h），2009年平均上网电价约为0.32元/（kW·h）。

综合以上分析，西藏中部电网的上网电价水平在0.28～0.32元/（kW·h）（含税）。

2.10.3　财务分析

藏木水电站财务评价依据国家发展和改革委员会和建设部2006年7月3日以发改投资〔2006〕1325号文颁布的《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》、水利水电规划设计总院1994年6月14日以水规规〔1994〕0026号文颁布的《水电建设项目财务评价暂行规定》（试行）、《投资项目可行性研究指南》及现行有关财税规定进行。

2.10.3.1　测算方式

藏木水电站按电网内实行独立核算的发电项目进行财务评价。考虑到西藏地区的特殊情况，从支持西藏电力建设的角度，电站的收益水平不宜过高，但也应当在保证电站简单再生产的前提下使电力建设企业具有偿还贷款的能力。经研究，各资金筹措方案均分别按以下方式进行财务分析计算：

内地水电站均按照资本金财务内部收益率8％进行财务计算。由于西藏地区经济发展水平较低，为支持西藏的基础设施建设和经济发展，降低企业自筹资本金收益率至长期贷款利率水平，即按照企业自筹资本金财务内部收益率6％进行财务计算，是在兼顾了企业自筹资金机会成本的基础上，最大限度地降低了其收益水平。

2.10.3.2　计算成果分析

1.按企业自筹资本金财务内部收益率6％进行计算

各方案综合折旧率按照工程总投资的2.5％计。在电站投产前几年，由于销售收入较低造成亏损，则减少折旧费，使电站亏损为零。

电站还款资金由企业全部未分配利润和折旧费的80％组成。

各方案计算成果见表2.10-1。

各方案的借款偿还期虽均在30年以上，但都在计算期内偿还了借款。从电网的电价承受能力分析：方案一、方案二的上网电价太高；方案三（国家拨款50％方案）、方案四（国家拨款55％方案）、方案五（国家拨款60％方案）上网电价可为系统所承受。因此，按企业自筹资本金财务内部收益率6％进行财务计算的计算结果表明，方案三、方案四、方案五是较为合适的。

2.按定电价0.28元/（kW·h）、0.32元/（kW·h）进行计算

按照定电价0.28元/（kW·h）进行财务计算，测算的合适的国家拨款比例为57％，企业自筹资本金比例为8.6％，银行贷款比例为34.4％。按照定电价0.32元/（kW·h）进行财务计算，测算的合适的国家拨款比例为48％，企业自筹资本金比例为10.4％，银行贷款比例为41.6％。

各方案综合折旧率按照工程总投资的2.5％计。在电站投产前几年，由于销售收入较低造成亏损，则减少折旧费，使电站亏损为零。

电站还款资金由企业全部未分配利润和折旧费的80％组成。两个方案的计算结果见表2.10-2。

3.敏感性分析

（1）银行贷款利率提高1个百分点。考虑银行贷款利率提高1个百分点，即长期贷款利率为4.96％时，国家拨款40％、45％、50％、55％、60％五个方案上网电价变化范围为0.280～0.381元/（kW·h），其中方案四、方案五上网电价可为系统所承受。

各方案的财务指标见表2.10-3。

（2）电站投资增加10％。若藏木水电站投资增加10％，五个方案上网电价变化范围为0.287～0.386元/（kW·h），其中方案四、方案五上网电价可为系统所承受。

各方案的财务指标见表2.10-4。

（3）有效电量减少10％。若有效上网电量减少10％，导致发电收入减少，五个方案上网电价变化范围为0.293～0.395元/（kW·h），其中方案四、方案五上网电价可为系统所承受。

各方案的财务指标见表2.10-5。

（4）按企业自筹资本金财务内部收益率8％计算。若企业自筹资本金财务内部收益率按8％测算，若国家拨款比例为50％～60％，上网电价变化范围为0.291～0.343元/（kW·h），国家拨款55％、国家拨款60％方案上网电价可为系统所承受。

国家拨款为50％、55％、60％方案的财务指标见表2.10-6。

2.10.4　推荐方案

根据上节各资金筹措方案的财务计算成果分析如下：

按照企业自筹资本金财务内部收益率6％进行财务计算时，各方案的企业自筹资本金收益水平均为仅可弥补机会成本，借款偿还期虽均超过30年但都在计算期内，但仅方案三、方案四和方案五的上网电价低于系统可接受的最高电价，方案一、方案二的上网电价均超出西藏中部电网的电价承受能力。

若按照西藏中部电网的上网电价来测算藏木水电站投资中合适的国家拨款比例，与上网电价低水平0.28元/（kW·h）相适应的国家拨款比例为57％，与上网电价高水平0.32元/（kW·h）相适应的国家拨款比例为48％，两个方案的企业自筹资本金财务内部收益率分别为6.11％、6.02％，相应的借款偿还期分别为29.9年、31.3年。

敏感性分析表明：当贷款利率增加1个百分点、电站投资增加10％及有效电量减少10％时，仅方案四、方案五的上网电价低于系统最高电价；若按照企业自筹资本金财务内部收益率8％进行财务计算，国家拨款比例也需在55％以上，上网电价才能够为系统所承受。由此可知，方案四、方案五具有一定的财务抗风险能力。

各计算方案上网电价（含税）汇总见表2.10-7及图2.10-1。表2.10-7中斜体标注的电价均小于西藏中部电网目前电价的高水平0.32元/（kW·h）。图2.10-1中也可清晰看出方案四及方案五在各种测算条件下上网电价均低于0.32元/（kW·h），方案一、方案二在各种测算条件下上网电价均高于0.32元/（kW·h），方案三仅在基本测算条件下电价可为系统所接受。

综合以上分析，方案四、方案五是较为合适的资金筹措方式，方案三虽然财务抗风险能力较差，但从支持西藏电力建设的角度出发，也勉强可接受。因此，推荐藏木水电站的资金筹措方式为方案三（国家拨款50％）、方案四（国家拨款55％）、方案五（国家拨款60％）。

2.10.5　进一步降低国家拨款比例的可行性及政策措施建议

在藏木水电站投资、效益、贷款利率、企业盈利要求一定的条件下，为进一步减少国家拨款比例，比较可行的措施主要有提高上网电价、延长贷款偿还期、提高折旧还贷比例、新购设备增值税抵扣等措施。

1.提高藏木水电站的上网电价

西藏自治区电源、电网建设投资指标高，电网输配、供电损失大，藏木前期设计阶段西藏中部电网发、供电成本高于销售电价水平，西藏电力公司连年经营亏损。2009年7月1日起，西藏中部电网平均销售电价由0.51元/（kW·h）提高到0.57元/（kW·h），西藏电力公司经营状况将有所改善。按照当时的实际情况，预计“十二五”期间随着西藏经济社会的发展，第二产业比重的不断上升，人民生活水平的提高，电网销售电价还有一定的上升空间。当时发电、供电环节成本所占比例接近5∶5，之后随着电网的扩大和更新改造，供电环节成本进一步下降，销售电价中发电环节所占比例将逐步提高。若发、供电环节电价比例按6∶4考虑，藏木水电站的上网电价采用0.342元/（kW·h）（含税），国家拨款比例可降低至43％。

2.适当延长贷款期

将贷款偿还期延长可降低国家拨款比例，由于各资金筹措方案本电站的贷款偿还期均超过了30年，此措施意义不大。

3.提高折旧还贷比例

为了不造成财务上的亏损状况，经测算，藏木电站的综合折旧率采用2.5％，低于内地水电站的4％。电站提取折旧费主要用于偿还借款及设备更新改造，由于综合折旧率较低，因此在财务计算时将折旧费中用于设备更新改造的比例提高至20％，即折旧还款比例采用80％。

经计算，若将折旧还贷比例由80％提高到90％，电站的借款偿还期仅缩短2～3年，电站的全部投资财务内部收益率增加约0.1％，上网电价增高约0.003～0.005元/（kW·h）。即将电站的折旧还款比例从80％增加至90％，对电站的财务指标影响很小，国家拨款比例略有降低，但降低幅度很小，而且所剩的10％的折旧额远远不够用于设备的更新改造。

4.新购设备增值税抵扣

按照国家实施增值税转型有关政策，在电站投入运行后，设备采购环节增值税可逐年进行抵扣，以提高还贷能力，降低国家拨款比例。藏木水电站机电设备及金属结构设备投资约91726.61万元，其中设备采购环节增值税约15593.52万元。经测算，考虑藏木电站增值税设备部分进行抵扣后，国家拨款比例可降低约1个百分点。

西藏水能资源丰富，技术可开发量达1.1亿kW，占我国水能资源技术可开发量的20％，在我国能源开发中具有重要的战略地位，待开发资源占我国水能资源剩余技术可开发量的30％，西藏水电开发任重而道远。鉴于西藏经济社会发展水平较低、投资成本高、电价承受能力低等实际情况，西藏电力建设在今后相当长的时期内都需要国家进行投资补贴。由于多种原因，西藏电力建设严重滞后，电网缺电严重，制约了地区经济社会发展和人民生活水平的提高。为促进西藏经济社会持续发展，改善少数民族生活条件，构建和谐社会，保持西藏繁荣稳定，解决西藏长期缺电问题，并缓解我国长远能源供需矛盾，建议研究建立开发西藏水电资源的长效机制，鼓励国有发电企业积极参与西藏水电开发，形成企业自筹资本金、银行贷款、国家适当拨款的资金筹措模式；可参照三峡基金模式，研究建立西藏电力发展基金，促进西藏电力可持续发展，在满足西藏用电需求的同时，稳步推进“藏电外送”。

2.10.6　藏木水电站批复资金筹措方案

2010年，国家发展和改革委员会以发改能源〔2010〕1442号下发了《国家发展改革委关于西藏藏木水电站可行性研究报告的批复》。批复意见按照2009年第三季度价格水平测算，工程静态总投资78.97亿元，动态总投资84.43亿元。该项目由国家定额投资30亿元，中国华能集团公司按项目总投资的20％以自有资金出资16.89亿元，剩余的37.54亿元向中国工商银行、中国建设银行和中国农业银行申请贷款解决。

依照批复的资金筹措方式，按照企业自有资金财务内部收益率8％进行测算，藏木水电站的出厂电价为0.337～0.371元/（kW·h），高于当时西藏中部电网的上网电价水平。若降低企业自有资金收益至长期贷款利率水平，藏木水电站的出厂电价可降低至0.313元/（kW·h），这个电价水平在西藏中部电网电价承受能力范围内。