电力央企现在资本金收益率大多在6~7%,造价差异巨大,从3块到6块,对,没看错,风电低的造价有3块钱的,另外储能没这么贵,15%*2小时目前在4.5块钱左右,100万风电15%*2小时也就4.5亿左右,这个是储能EPC的价格。
内蒙的项目没那么差,按照2毛8的电价,7米左右的风,发电小时数2800,20%*3小时储能,风机+塔架2元,土建+电气+升压站2元,资源费0.3元,储能0.9元,也就是5.2元左右(目前实际造价很难超过这个水平),一年电费收入含税0.784元,可以说相当可以了,资本金收益率可以轻松过15%。
当前看最大的问题还是限电,目前了解内蒙限电比较厉害,平价项目目前市场化交易价格和规模还有待考察。
陆上风电设计寿命都是20年,海上风电25年,光伏电站目前大部分按照25年设计,这个设计决定了折旧,当前央企几乎所有项目公司的都是按照20%资本金+80%银行贷款进行融资的,目前陆上风电一般银行贷款是15年,融资租赁一般是10年。
我觉得有几个指标可以看一下。
除了财务指标之外,重点关注,1、绿电平均电价,2、平均利用小时数,3、平均融资成本,4、每万千瓦贡献利润、5、风电、光伏装机规模增长率。
另外目前收益率要求的底线都可以知道,虽然不披露,但是毕竟这个只是底线,不能观察所有项目的平均水平,各家的底线相差不大,目前央企里面所知的华润电力是要求最高的。
这一篇难度不算深,讨论较少,但估计看懂的人不多。下一篇计算单体项目ROE,难度将加大。所以,建议大家还是好好看看,不然下一篇看不懂。
荣子就是我:今天主要讨论的是是不是有这么多的项目的全投资irr能做到10%以上,贷款roe能做到30%以上。
我的结论是不能
首先,目前国有五大电的自有资本金收益率irr要求就是在9%以下。你可以去任何五大电的跑规划的朋友那里问一下,基本就在这个水平以下。
其次,在目前这么低的irr要求下(这个收益率要求在平价时代以前是12%),各个企业满足收益率要求的项目非常少。
再次,而无法达成收益要求的,就是两点,一收入,因为没有补贴,原1类,2类区域资源好,但是电价低,比如新疆0.25、内蒙0.2829、甘肃0.2978。同时有交易电价进一步降低电价。二成本,原3,4类区域电价高,消纳好。但是建设成本高于5000元/kw(即便是现在风机+ 塔筒不到1800).同时还有不断加大的储能成本,现在按15%2小时,一个100万的项目就要增加6亿元。
我的结论就是很多项目是无法达到那么乐观的收益水平的。虽然LZ用了全国平均利用小时数、平均电价来作为支撑数据,因为没有平均的造价,所以结论并不能得到平均收益
请教一下,上市公司通常说的irr到6、7%,是全投资金额的irr?
不懂就问,知道情形1最后的净利润要扣减掉财务费用,可是怎么都算不对最后的税后净利润?可以指点下怎么算的么?倒推利息费用140,怎么算出来的?