1、城市热电厂三期工程项目可行性研究报告含财务表XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月118可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目 录第一章 引言11.1 电厂项目的建设特点及技术经济评价发展趋势11.2 A市热电厂三期工程项目背景3第二章 投资机会分析与研究62.1 项目的外部环境62、2.2 内部资源因素分析11第三章 市场分析与拟建规模研究143.1 市场调查与分析143.2 系统方案选择与拟建规模21第四章 建厂条件与厂址选择294.1 建厂条件294.2 厂址选择304.3 项目的轮廓进度30第五章 电厂定员315.1编制依据和原则315.2 电厂现有定员及组织机构315.3 项目人员的编制31第六章 环境保护336.1概述336.2 三期工程的污染防治措施33第七章 A市热电厂三期程的经济效益分析387.1电厂效益分析的基本假设和基本数据387.2 财务预测427.3 财务评价44第八章 项目的风险分析与控制518.1 盈亏平衡分析518.2 敏感性分析528.3 3、风险控制55第九章 问题探讨629.1 美元对人民币汇率预测问题629.2 汇率风险与控制639.3 一阶段、二阶段效益比较65第十章 结论6710.1 结论6710.2 遗留问题68附表75第一章 引言 1.1 电厂项目的建设特点及技术经济评价发展趋势能源项目的建设是我国的基础产业建设，它直接影响国民经济健康发展及平衡，而电力工业的建设又是能源项目的建设重中之重，其项目投资具有如下如特点：l 投资额巨大。做为国家的基础产业，电力项目的建设需要大量可观的资金投入，常常需要几亿甚至上百亿元人民币的资金投入，这就需要在项目投产前进行合理的规划，采用适当的经济分析手段，安排好资金的使用，以保证电力建4、设项目能按期施工，按期投产，按期还贷。l 资源需用量大火力发电厂在其建设投产过程中，需要耗费大量的资源，这就使电厂的规模及设备方案选择受到很多的限制，归纳起来主要有以下五个方面的限制：市场需求、资金限制、资源限制，场地限制、环保限制，因此在运行设备方案选择时，应采用多方案技术经济评价比较的论证方法，并将环保性能评价及设备安全性能评价放在首位，而不能只能经济效益，这也是电力项目与其它行业建设的主要区别，防止出现以前电网同类项目评价时，面片追求机但出力的做法。l 资风险逐渐增大由于近几年我国的电力工业的快速发展，使电力供需趋于缓和，供需形势发生了重大变化，有的方甚至出现了电力供大于求的情况，因此如5、何加强对新机组的投资管理和约束，防止工程造价膨胀，偿贷期电价偏高是摆在我们的面前急待解决的问题，同时也是适应竞价上网，同质同价的电力市竞争趋势要求。 l 投资回收期长电力建设的投资回收期较长，通常为10-15年，有的甚至超过20年，所以怎样解决好机组投产后的正常还贷问题，保障投资者的利益，是电力工业可持续性建设和发展的基础问题，需要进地细致的综合经济评价，在兼故国家利益的同时，保障投资方的合法收益,促进电力工业的持续发展。 电力工程的技术经济分析设计评价，是整个电力工程设计的重要组成部分。它不仅要反映整个工程的投资情况，而且还要反映整个工程设计的经济价值情况。在初步可行性研究与可行性研究阶段，6、要做投资估算和经济评价所以，在工程项目的各个设计阶段均应有相应的技术经济设计，并编制相应的设计文件，指导工程建设。 电力行业是一个技术密集、资金密集的国民经济基础产业。它的工程建设是一个周期较长的过程，投资情况始终影响着整个过程的进行。为了提高投资效益，就必须加强工程管理，切实地控制工程造价。控制工程造价是复杂的系统工程，而在这个系统工程中，电力工程设计就是工程造价的“龙头”，设计成果的好坏对造价影响很大，其中的技术经济设计更是“龙头”中的“龙头”。这个“龙头”始终影响着工程投资量及其效益。 可是，长期以来由于受到计划经济的影响，在我国工程建设领域中，却存在着技术与经济相分离的现象。工程技术人7、员大多缺乏经济观念，不太注意工程经济效益，而概预算人员往往不熟悉工程技术。随着改革、开放的不断深化，尤其是在党的十四届五中全会以后，我国国民经济正在实现两个具有全局意义的根本性转变：一是经济体制从传统计划经济体制向社会主义市场经济体制的转变；二是经济增长方式从粗放型向集约型转变。主要目标就是强调以经济效益为中心。因此，作为工程造价的“龙头”的技术经济设计，对加强内部管理和行业管理，不断提高电力建设的管理水平，控制工程造价，提高投资效益，就有着举足轻重的影响。所以，在整个电力工程设计中，必须把技术和经济有机地结合起来，把投资效益及观念渗透到各项设计和施工技术措施中去。通过技术比选，经济分析和效果8、评价，力求整个工程项目做到“安全、可靠、经济、适用、符合国情”的原则。发电建设项目财务评价是从项目本身的角度对其进行财务分析与评价，衡量项目的内部效果，是微观经济效果评价，即只计算项目本身的直接效益和直接费用。一般来说，财务评价就是考虑建设经济项目财务上的收入和支出，孤立地计算出这个项目投畋的资金所能带来利润，从该项目的自身收入来衡量其上否可取，并为项目的投资规划和项目的经济评价提供依据。火力发电建设项目财务评价的主要内容：投资估算、资金筹措、资金使用计划、成本和税利、资产与负债计算、贷偿还、外汇平衡现金流量及经济评价指标计算等。其任务是进行财务盈利能力分析和清偿能力分析。财务盈利能力 分析是9、分析和测算建设项目在其计算其的财务盈利能力和盈利水平，以衡量项目的综合效益，清偿能力分析是测算项目偿还贷款的能力。然而随着电力项目投资风险的逐步增大，电厂原有的技术经济可行性评价手段已无法工程建设管理的需要，特别是在进行机组设备选取时，仍然采用将机组出力水平做为设备选择技术经济评价优先考虑的因素，这种做法已不适应当前国家经济发展政策和产业调整政策的需要，而且在项目的建设前期不进行投资机会分析，常导致投资者因对项目的发展前景不明朗而影响资金的按期注入，不仅影响工程的建设进度，同时可能导致工程不能按期投产使整个工程的投资风险加大。另外电厂项目的技术经济评价同项目的风险分析与控制常常脱节，缺乏对项目10、建设中、投产后可能存在的各种风险认识，缺乏行之有效的管理控制手段，从而导致工程建设拖期、停工或投产后无法正常还贷现象的发生，而影响到电力建设项目可持续性发展的要求，是我们面前急须研究和解决的问题。本文以A市等电厂三期建设项目为例，系统地阐述了电力建设项目的技术、经济评价的方法和步骤，从投资机会分析入手，以市场调查为基础，以经济评价为核心，以项目风险控制为手段，提出对电力建设项目采用多角度、多层次进行技术经济评价研的究方法，对拟建项目进行多角度投资机会分析，从外部环境因素与内部环境因素分析入手，分析了以供应为主的热电联户电厂的投资方向和特点，即项目本身是否符合国家、行业政策要求，是否符合国家、地11、区经济发展的需要，以激发投资者的投资热情。本文还就如何规划机组的拟建划类型和规模，提出以城市电厂主要解决日益突出的峰谷电量需求，大力发展的集中供热，减少污染，提高环境质量为起点，采用多方案技术经济分析论证的方法，系统的阐述了电厂项目技术经济评价的特点，并对发现的问题提出了相应的政策和建议，同时本文在对项目本身进行经济、技术分析的同时，将风险控制引入电力项目可行性研究中来，将不确定性分析与风险控制相结合，形成了符合电力行业特点的电力投资项目技术经济评价模式，使电厂项目的投资更加科学、准确，为投资决策服务。1.2 A市热电厂三期工程项目背景 随着电力行业改革的不断深入，电力工业正由原来的计划经济体12、制向市场经济体制转变，电力企业独家垄断的经营模式将逐渐被行业内部日趋激烈的竞争所打破，国家根据电力企业要面向市场经营的实际情况，撤消了原电力工业部，组建了国家电力公司，而我们华北电网也由原华北电业管理局过渡为国家电力公司华北分公司，下辖*三省电力有限责任公司，A市热电厂便是K省省电力有限责任公司下属的一家以供热为主的热电联产城市电厂。 A市热电厂位于A市中关区西北部，始建于1958年，当时装有额定负荷160吨/时、中温、中压立式旋风炉2台，单机容量25兆瓦；汽轮机组采用N31-25型25兆瓦凝汽式汽轮机2台，后来满足机组对外供热的要求，经上级批准将其中1台N31-25型25兆瓦凝汽式汽轮机组改13、造为抽汽式机组，对外提供工业生产及取暖用汽，另一台凝汽式汽轮机在冬季采用低真空运行方式，用循环水对外网居民住宅集中供热。七十年代末，随着A市经济的飞速发展，特别是汇集了A市50%以上重工企业的中关区发展更为迅速，该区域内厂矿林立，热、电负荷需求增长讯猛，电厂原有的机组已无法满足外网负荷的需要。1978年，经上级批准在原有生产规模的基础上进行了二期扩建，扩建规模为50兆瓦，装备武汉锅炉厂220 吨/时高温、高压立式旋风炉2台，B259013背压抽汽式汽轮机2台，单台机组容量25兆瓦，至此全厂总装机容量达到了100兆瓦，全厂现有职工2132人。 现在，A市热电厂担负着向A市市提供部分电负荷，并向中14、关区8家大中型企业提供部分生产生活用汽及冬季250万平方米的居民住宅采暧供热任务。全厂目前年发电量平均为55000万千瓦时，年供热量843万吉焦，其中生产用汽537 万吉焦占63.7%，工业与民用采暧用汽306万吉焦，占36.7。该厂由于实现了热电联产、集中供热，使该地区部分工厂取消了污染严重、热效率低下的自备锅炉，并替代了大部分居民区的采暧锅炉，为该地区提供了大量高品质的生产生活用汽，在一定程度上缓解了该地区热负荷需求增长过快的矛盾，同时他们在灰渣综合利用方面闯出了自已的新路，灰渣综合利用率达到100%，取得了较好的社会效益和经济效益。A市中关区区内集机械、化工、造纸、冶炼、制药、味精等大中15、型企业70多家，热、电负荷集中，耗用量大。进入九十年代以来，随着我国经济建设步伐的不断加快，国家和A市市先后投入大量资金对其中的国有大、中型企业进行技术改造，使部分企业的生产规模、生产能力迅速扩大，对电、热负荷的需求增长迅猛，而A市热电厂由于自身规模的限制，现有机组容量和供热能力已远无法满足外网日益增长的负荷需求，成为制约当地经济发展的“瓶颈”，部分大中型企业为保证生产、生活用汽，被迫建起自备小锅炉以解决电厂供热、供汽不足的矛盾。据对“化工厂、冶炼厂、制药厂、味精厂”等八家热负荷大用户的初步统计：这八家企业现共有自备小锅炉29台，额定总蒸汽量698吨/时，且数量仍有增加趋势。由于缺乏统一规划和16、管理，加之这些自备小锅炉热效率低，除尘效果差或根本不除尘，锅炉排出的烟尘及二氧化硫等有害物质对周围环境污染非常严重，这不仅造成国家能源的极大浪费，同时也导致了中关区乃至A市市出现了工业污染日益严重的局面，地区环境质量日趋恶化！鉴于上述情况，原华北电力集团公司和A市市人民政府决定合作在A市热电厂实施三期项目工程，一方面通过提高电厂的电、热生产能力，缓解该区热、电负荷的供求矛盾（主要是热负荷），另一方面实现热电联产，集中供热，以改善中关区的环境污染状况，提高区域生活环境质量。本项目正是在这种前提和背景下拟订投资兴建的。第二章 投资机会分析与研究 投资机会研究，又称投资机会确定，其任务是提出投资方向17、的建议，即在一个确定的地区和部门内，根据自然资源、市场需求、国家产业政策和国际贸易情况，通过调查、预测和分析研究，对所选定的项目寻找投资的有利机会，以引起投资者的兴趣和愿望。本文拟采用多角度、多层次的分析方法，分析本项目的投资机会。2.1 项目的外部环境项目的外部环境通常包括：l 国家宏观经济环境l 地区、行业中观经济环境l 国家的产业政策及政府支持程度l 社会、文化、地理环境l 竞争者 通过对外部环境的分析，研究本项目的投资机会，指出威胁，为企业制定发展战略服务。2.1.1 国家宏观经济环境近年来，我国的国民经济发展呈现持续稳定的发展态势。据国家统计局的统计资料显示：1998年国民经济平均增18、率为7.8，1999年国民经济平均增率为7.1，预计2000年上半年将达到7%，下半年将达到7.5%。从统计数字我们可以看出，今后我国国民经济将继续保持持续平稳的发展态势。随着国家对产业结构调整力度的不断加大，企业的运行质量正发生明显改善，经济效益趋向稳步好转，固定资产投资有所回升，技术改造投资增长继续加快，消费品市场稳中趋活，出口增势强劲，进口继续快速增长。虽然1998年亚太地区金融危机及国内洪水等自然灾害对我国的经济特别是外贷出口影响较大，但是国家适时采取了积极的财政政策，鼓励增加国内投资，加大基础设施建设投资规模，扩大内需，拉动了经济的平稳增长，提高了政策效益。到99年下半年，外贸出口出19、现回升势头，特别是化工、药品原料市场销势旺盛，出口明显好转；预计2000年，国家将继续加大基础设施的建设和投资规模，进一步拉动内需，促进国民经济增长。目前正在启动实施的“西部大开发战略”正是这方面的具体体现，国家将为企业的发展提供更广阔的空间；同时随着加入“”进程的加快，国内企业将会面临着更多的机会和更大的挑战。2.1.2 A市地区的经济发展情况从我们A市地区的经济发展情况来看，围绕国企三年改革脱困目标，通过强化企业集团建设，推进“三改一加强”，调整产业结构，深化产权制度改革，建立现代化企业制度，实施名牌产品战略等措施，加快了国企改革脱困的步伐，促进了工业经济的稳步发展，99年全市实现了工业总20、产值*亿元，增长*%;工业增加值*亿元，增长*%。工业经济效益综合指数6.9个百分点，达到78%。18户企业集团实现工业产值*亿元，增长30%；利税*亿元，增长25%;其20种主导产品已分别与20家位居世界500强的企业实现了对接。国有大中型企业实现工业总产值*亿元，增长14%；利税总额*亿元，增长4%；亏损面下降到30%以内，60%以上的市属国有大中型企业初步建立了现代企业制度。目前虽然国有大中型企业仍面临着许多困难，但在国家和政策的扶持下，它们正经过自身努力走出困境，总体经济环境是有利于发展的，发展是主流。2.1.3 我国电力行业的投资机会分析“八五”以来，电力工业持续快速发展，发电量每年21、平均以6.2%的速度增长，每年新增装机容量1500 万千瓦以上。1996年全国发电机装机总容量和发电量均已跃居世界第二位，至1997年底，全国发电装机容量达2.5亿千瓦，年发电量达到11350亿千瓦时。几年的快速发展，使得电力供需矛盾趋于缓和，供需形势发生了变化，大部分地区严重缺电的局面逐步得到缓解，有的地方甚至还出现了电力供大于求的情况。那么，电是不是多了呢？其实，目前出现的电力供求缓和，只是一种低用电水平下的缓和。1997年全国人均装机容量只有0.21千瓦，在世界主要国家排名是第85位；人均用电量900千瓦时，仅相当于世界平均水平的13，电力供需矛盾并没有根本解决。首先，电力供需平衡十分脆22、弱，虽然近几年来，电力市场的供求关系趋向缓和，但这是只是一种暂时的相对的缓和。一是工业用电量增长缓慢，只是一种近期产生的现象。二是现有的陈旧输电线路、设施限制了部分需求的真正实现。由于电力部门“重发，轻供，不管用”的历史管理观念和方法，使得电网建设，尤其是低压电网的建设一直滞后于电源建设，原有的送配电设备容量被快速增长的用电需求用满用足，难以承受更多的用电需求，使电网成为继电源之后制约用电需求实现的新瓶颈。三是高电价、不合理电价抑制了部分需求。近几年新投产机组由于投资管理的约束性差，工程造价膨胀，致使电价很高，超出部分用户的承受能力，迫使用户主动放弃用电要求。同时，某些地方对电价实行价外加价等23、不合理措施，也使电价超出用户承受范围。其次，电源和机组结构不合理。一方面，现有的电源装机容量不十分合理。在有的电源中，20万千瓦以上机组多是近十年来陆续建成投产的，而60万千瓦的机组在1996年全国也只有8台。老机组、小型容量机所占比重仍很大。1996年，全国10万千瓦以下的机组装机容量以下机组装机容量8400万千瓦，占全国总装机量的40%.这些机组多数已运行多年，技术安全可靠性差，经济性差，煤耗高，环境污染严重，应有下划地退役淘汰，由大容量机组替代。另一方面，现有的电源结构尚不能很好地满足负荷用户的特殊要求，如日益突出的峰谷和急需发展的集中供热工程，都需电源投资建设者能因地制宜地研究投资地区24、的电力市场供需现状，规划建设适当类型、适当规模的机组，使电源结构更趋向合理化、经济化。再者，电力建设区域发展很不平衡。目前*。综上所述，目前我国大部分电网出现的电力供求平衡既是一种暂时的低用电水平下的平衡，又是一种很脆弱的平衡，经不起市场需求的波动，还不能适应国民经济发展和人民生活水平提高对电力的需求。因此，从长远看，电力行业还是存在着很多的投资机会。2.1.4 国家的产业政策国务院、水电部（86）水电计字第73号贯彻“关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定为电厂的收益保证提供了政策上的支持。另据中国的能源政策所述，在“九五”期间和下世纪头十年，电力工业仍应保持一定的增长速度，电力弹性系数预25、计将保持在0.8左右，即电力工业必须保持5%6%的增长速度，按此推算，在充分考虑了节能和产业结构调整因素的前提下，“九五”期间仍需新增装机容量8000万千瓦，每年600万千瓦左右，到2000年仅在电力部门的投资将达到8001000亿美元。这样庞大的资金需求，预计中央只能解决40%左右，地方可以解决40%左右，剩下的20%只能从国外引进。当然这里也不完全只是资金问题，还有先进设备与先进管理经验的引进等诸多因素也会涉及到外资的利用。毫无疑问，电力工业作为我国国民经济发展的“先行军”，在本世纪至下一世纪中期仍将保持持续、稳定、快速发展。电力工业“九五”计划和2010年远景规划纲要已为中国电力工业描绘26、了宏伟蓝图，本世纪末，我国电力总装机容量要达到3亿千瓦时；2010年计划达到5-6亿千瓦，2020年计划达到810亿千瓦。如此艺巨大原资金投入，当然其中也包括引入数量相当可观的外资。因此，对于各种电力投资公司哑说，中国电力市场的开发并不是已经结束了，而是刚刚开始，原有的竞争和管理仅处于初级阶段，电力市场刚刚建立,处于不成熟的阶段，仍有巨大的发展潜力和空间。从2000年开始，国家还将全面进行产业结构调整，使产业结构更加趋于合理，求质不求量。根据国家环保局颁发的国环字98号文件指示精神：今后将对那些以牺牲环境、浪费能源为代价的污染、耗能大户加大清理整顿力度，在这方面国家的态度非常坚决：那就是“关、27、停、并、转。”对A市电厂三期工程，A市市政府也表现了积极热情的合作态度，并将其列为中关老工业区整体改造计划的重要部分，在资金紧张的情况下，委托A市市建设投资公司给予一定的贷款支持。所有这些，都为A市热电厂三期项目工程提供了必要的政策上支持和保障。2.1.5 社会地理环境A市热电厂位于A市市中关区西北部，地理条件十分优越。它南邻*马路，北邻*马路，公路交通非常便利；同时有*火车站为依托，铁路运输通畅。另外A市热电厂西靠*街，周围附近有*家国有大中型企业，热负荷集中且需求量大，非常适于集中供热。厂区内还有近70000平方米预留空地可以满足电厂三期项目的需要，不必再另行征地。2.1.6 竞争力A市热28、电厂三期工程建成后的主要竞争对手将来至于热力供应市场。据对“*”等八家现有大用户的调查统计：这些企业现共有大、小锅炉29台，额定名牌总出力698吨/时。在这些锅炉中绝大多数效率较低、除尘效果差或根本不除尘，锅炉排出的烟尘及二氧化碳等有害物质对周围环境污染非常严重，而且供热质量较差，起伏大、不稳定。小锅炉与电厂电站锅炉技术经济类比分析见表2。表2 小锅炉与电厂电站锅炉技术经济类比分析表项目小锅炉电站锅炉技术水平低高人员配置非专业化专业化生产质量差较好安全性能差高能源利用率差高环保质量差较好机动与灵活性高较差 通过对比分析我们可以看出：同这些小锅炉相比，新项目（电厂三期项目）热负荷具有较强竞争能力29、，完全可以采用领导者竞争战略占领供热市场。 三期项目投产后，可为A市地区提供828万吉焦热负荷，如果电厂在加强现有供热网络运行可靠性管理的同时，能利用电厂三期建设的机会，不断完善区域化管网建设，拓宽供热渠道，为用户提供出高质量的热蒸汽，树立良好企业形象，完全可以凭借自身优势占领并扩大现有供热市场。其次，三期项目投产后，还可为A市地区提供100兆瓦的电负荷供给，这对改善局部地区电网能源结构布局，增强A市地区电网稳定性，提高局部系统的稳定性、可靠性及系统的调峰能力，都具有重要意义。综上所述我们可以看出：国家、地区经济的持续稳定发展及行业内部的发展前景，为A市热电厂三期项目提供了良好的外部建设和发展30、环境，该项目符合地区经济发展的需要；而国家各项产业政策及越来越严格的环保要求，也为A市热电厂三期项目提供了强有力的政策上的支持和保障，同时该项目还得到A市市政府的大力支持。所有这些都为投资者提供了一个广阔的发展空间和良好地投资环境，A市热电厂三期项目本身具有较强的吸引力！2.2 内部资源因素分析企业内部资源因素包括：l 建设后原设施的利用程度l 人员素质l 资金l 技术条件l 企业经验、信誉2.21 三期项目原有设施的利用程度A市热电厂三期项目是在原有电厂4台机组的基础上，新增加装机容量100兆瓦。由于当时电厂二期工程扩建时已经部分的考虑了三期项目工程的可能需要，在部分设施的设计施工中有些已达31、到或接近三期工程项目后的要求，可以做为二、三期工程的公用设施，而有些设施也只需部分改造或增容，既可满足三期上马投产的要求。这部分公用设施主要包括：烟囱、贮煤场、给排水管线、点火燃油系统管线、油罐及专用铁路线、卸煤装备等，其固定资产总值为2366万元左右，这些设施对节约工程建设投资、加快工程建设速度是非常有益的。2.2.2 人员素质A市热电厂三期工程是以老厂（主办厂）为依托，在原电厂基础上兴建的项目，具有得天独厚的人才优势。电厂目前拥有职工2132人，其中集体所有制职工522人，全民职工1610人，全厂具有高级工程师及以上职称的科技人员86人，中级专业技术职称（工程师）231人，初级技术职称3032、2人以及从事电厂运行、检修有丰富经验的有各类专业工作人员534人。他们经验丰富，专业性强，对三期工程的扩施工、投产发电将是一笔不可多得的人才资源。电厂现有的专业运行、检修队伍由于技术过硬，素质较高，曾多次走出本厂为其它兄弟电厂解决诸如机组调试、设备大修等实际问题，受到用户的一臻好评。近年来，电厂还从自身发展的从远目标出发，加强了对各类复合型人才的培养和教育，先后选派责任心强，有实践工作能力和管理经验的优秀大学毕业生到“北京大学”“清华大学”等高校进修工商专业，培养企业急需的MBA高级专业管理人才，为企业能有持续的发展后劲提供人才储备。2.2.3 资金筹措本项目由于具有其特殊的地位和作用，受到了33、来自各方面的大力支持。首先该项目通过了日本海外经济基金的审查，可获得37.65亿日元的低息优惠贷款，年息为3.5%，限期三十年。另外，K省省电力责任有限公司和A市市建设投资公司在A市热电厂三期项目上达成共识，将分别按项目不足款的55和45提供资金和信贷，从而使建设项目所需的总投资金额（估计87965.3万元）得到全面落实和保证，也使困绕项目建设的最关键焦点问题得以圆满解决，为项目正常启动和顺利投产打下了坚实的物质基础。2.2.4 企业经验和信誉A市热电厂是K省省电力有限公司下属以供热为主的城市电厂。该厂始建于1958年，1983年完成二期扩建工程，现总装机容量100兆瓦，年发电量5.5亿度，供34、热843万吉焦。从58年投产至今，该厂已有四十余年的从事热、电生产和热力供给的经验。全厂目前采用的是直线职能制管理组织结构，共有锅炉、汽机、电气、化学、热工、燃料、修善等七个专业分场，六大专业指导、监督处室，形成了以厂经营者集团为核心的较为完善的管理体制和经营模式。在电力企业逐步走向市场的今天，电厂在强化安全的同时，把提高经济效益放在了企业经营发展的首要位置，大力开展争创一流火电厂的活动，99年各项经济指标均居同类电厂的前列，发供电煤耗为223克度，接近20万千瓦机组的达标水平，连续三年被A市市政府命名为“精神文明标兵”单位，99年被省电力公司命名为“无漏泄电厂”和“双文明电厂”，企业也因此树35、立起了良好的社会形象。在供热的经营管理上，电厂始终坚持信誉第一，用户至上的经营指导方针，急用户之所及，想用户之所想，收到了良好的效果。由于供热稳定，品质优良，价格合理，汽产品出供不应求，在中关区供热市场上占具重要地位，并同八家大型国有厂矿建立了良好的供热合作伙伴关系，用户具有较好的忠诚度，需求市场稳定；同时较为完善的供热管网也为企业用汽提供了极为便利的条件，为电厂三期工程建成投产后，热汽产品能顺利进入供热市场，满足用户需求，打下了良好基础。通过上述分析我们可以看出：无论是本项目的外界环境还是项目的内部因素两者都为投资双方提供了良好的合作机会和广阔的发展空间，希望投资双方K省电力有限责任公司和A36、市市建设投资公司能尽快注入工程建设资金, 启动本项目。第三章 市场分析与拟建规模研究 任何一个项目，其生产规模的确定、技术的选择、投资估算甚至厂址的选择，都必须在对市场需求情况有充分的了解以后才能确定。项目的产品市场直接关系到项目的成败与否。3.1 市场调查与分析l 市场调查 市场调查就是运用适当的方法，有目的、有系统地收集整理市场信息资料，分析市场的客观实际情况，是市场预测的基础，是建设项目可行性研究的起点。 市场调查的目的是为了了解和认识市场的过去和现在情况，以便对市场的未来发展作出预测。l 市场调查的原则：（1） 真实性和正确性原则（2） 全面性和系统性原则（3） 经济性原则（4） 时效37、性原则结合本项目的产品且供给范围只限于中关区等特点，拟采用市场普查法，并结合以往的原始资料对电、热市场需求进行分析。l 内容要求：确定调查对象，拟建项目产品、用途、现有生产能力调查及销量调查、产品的调查。l 确定调查内容对象：由于拟建的是热电联产电厂，市场调查主要从电负荷、热负荷两方面着手进行。A市热电厂位于A市市中关区，发出的电量直接进入A市地区电网，担负中关地区的部分工业用电供给任务，故在电负荷市场需求调查时，只选择了中关区做为A市电厂的主要供电区域，调查时走访了该地区十家66千伏变电所，了解其近五年电力负荷的年总需求变化情况。A市热电厂的工业热用户全部在A市市中关区，在热负荷市场调查时，38、只对现有八家热用户的用汽情况进行了全面调查，而居民供暧情况，则按原始资料做适当修正后，做为热负荷调查的参考资料。3.1.1 电厂电负荷供给现状调查及需求分析3.1.1.1 现状调查及需求分析A市热电厂现在共有4台发电机，单机容量2.5万千瓦时，总装机容量10万千瓦时，年发电量5.5亿千瓦时。中关区是A市的重工业区，不仅国有大中型企业较多，而且又多以重工业为主，耗电量大，是A市市工业用电负荷及用电高峰时间相对较为集中的地区，而A市热电厂所处的供电区域又恰恰是中关区工业用电负荷最为密集的区域。通过对A市热电厂供电区域内十家66千伏变电所近五年电力负荷的年总需求变化情况的调查统计，我们得出了该地区近39、五年电负荷需求发展变化情况表31，并根据该表绘制了该地区近五年电负荷需求发展图3-1。由表31及中关地区电负荷需求发展图3-1中我们可以看出：由于A市地区经济的快速发展，带动了用电负荷需求的不断增长，负荷需求量逐年呈上升趋势，从96年至99年这五年，用电总负荷由390兆瓦上升至511兆瓦，负荷年平均增长率为9.4%，超过了地区经济发展速度，充分体现了经济发展电力先行的作用。到2000年，随着国家经济状况的逐步好转，国企三年脱困目标的进一步完成，电力负荷的需求将会进一步增长，如果按年平均增长9%计算，预计该地区电力负荷的年需求量将达到560兆瓦左右。3.1.1.2 地区电力平衡情况从中关地区电负40、荷需求发展统计图3-1中可以看出：1999年电厂供电区域内最大负荷为511兆瓦，而电厂三期项目总装机组容量为100兆瓦，加上原有的100兆瓦机组，电厂最终发电能力将达到200兆瓦，扣除厂用电18%，全厂最大上网电量为184兆瓦，只能满足中关地区部分用电负荷的需求，其缺口电量仍须从系统受电。 表31 电负荷需求发展变化情况表 单位：兆瓦年份名称19951996199719981999大成170180190196200劝工125130135140150冶炼2020252530历工3032323335重型1012121414电缆5881010机床810101215变压器7781010高压开关766641、7兴顺1015253040合计3904104414655113.1.2 热力负荷的供热现状调查与市场需求分析3.1.2.1 电厂目前供热现状A市热电厂现有热网总供汽汽源为二期两台B259013型背压抽汽发电供热机组和一期一台改装的N3125抽汽发电机组，供汽参数指标为0.81.3兆帕，温度268。到1995年底，该厂热网管线已基本覆盖了中关区热负荷比较集中的西北部地区，在原有3家大用户供汽的基础上，又实现了对另外5家工业厂矿的生产、生活、厂矿办公楼、厂房取暖等用汽供给。居民采暖汽源为一期1台N3125型凝汽式发电机组，供水温度65，回水温度45，冬季采用低真空运行方式，用循环水向市区居民提供采42、暖用热，供热面积250万平方米，循环水流量为6400吨/时。电厂年供热量（包括工业生产、生活用汽和居民取暖用热）共计843万吉焦。一、二期现有机组供热、供汽情况见表32。3.1.2.2 外网热负荷需求现状随着我国经济建设步伐的不断加快，A市热电厂现有机组容量和供热能力已远远满足不了该地区外网热负荷持续增长的需要，热负荷供给不足已成为制约当地经济发展的“瓶颈”。A市市是我国著名的老工业区，而中关区又是重中之重，区内集机械、化工、造纸、冶炼、制药、味精等大中型企业70多家，热、电负荷集中，耗用量大，特别是进入九十年代以来，随着国家对老工业基地改造力度的不断加大，国家和A市市先后投入大量资金对其中的43、国有大、中型企业进行技术改造，使部分企业的生产规模、生产能力迅速扩大，对电、热负荷的需求增长尤为迅猛，可A市热电厂由于自身规模的限制，所能提供的供热负荷已经远远满足不了这些用户的负荷要求，部分企业为保证生产用汽需要，被迫建起自备小锅炉以解决供汽不足的矛盾，据对“化工厂、冶炼厂、制药厂、味精厂”等八家大用户的调查统计，现共有自备小锅炉29台，额定总蒸汽量698吨/时，这些锅炉绝大多数热效率较低、耗煤量大，除尘效果差或根本不除尘，锅炉排出的烟尘及二氧化碳等有害物质对周围环境污染非常严重，供热质量起伏大、不稳定。99年10月至2000年1月，A市热电厂基建办会同北电设计院对中关区的热负荷进行多次调查44、，在了解生产用汽，锅炉运行时间、蒸汽参数、锅炉效率、回水量、耗煤量等实际情况后，依据用户的蒸汽计量装置，进行了生产用户负荷测定，结果见表32生产用汽热负荷供需表表32 生产用汽热负荷供需表（0.81.3兆帕）序号用户名称热负荷 （吨/时）备注采暖期非采暖期最大平均平均最小1化工厂216.6177.4168120.62味精厂86.365.463.1453一粮库10.48.95.24.54变压器厂232118125高压开关厂4629.61086油脂化学厂52.84430207油漆厂3.8331.58制药厂274.3222.8212.1150.59合计713.5572.1509.4362.110外网45、需求负荷624.8556.6495.6352.3折算系数0.973同时率 0.911电厂一、二期已供（3台机组）264208.8188.1120.612外网需求负荷缺口360.8347.8307.5231.7 根据8家现有生产热用户现有厂房、办公楼建筑面积、供热指标等所确定的采暖用蒸汽需求热负荷, 见表33表33 采暖用热负荷厂房办公楼备注56.1919.21万平方米75.4062采暖面积合计106.923.8折合蒸汽吨数 (吨/时)130.7蒸汽合计（吨/时）附注：电厂三期项目工程完成后，热网因三期项目工程取代原有各厂矿自备锅炉所增加的生产用汽热负荷（表32）全部由三期机组供给，不再由原有各46、厂矿自备锅炉提供；采暖用热负荷供暧汽源仍为一期1台N3125型凝汽式发电机组。 3.1.2.3 热网用户全年需求蒸汽负荷变化情况见表33表33 热网用户全年热负荷分布表月份采暖期天数天/小时室外平均温度 采暖热负荷生产热负荷总热负荷吨/时吨吨/时吨吨/时吨123456789一5/120-19130.715684341.3409564725664026/624-11.9105.665895341.3212971446.927866二28/672-8.593.662899334.5238224448.130123三31/7440.163.947542334.5248868398.4296410四547、/1205.0445.85496320.938508366.74400425/600320.9192540320.9192540五31/744312.6232579312.6232574六30/720311232920311232920七31/744296.7220744296.7220744八31/744280.9208989280.9208989九30/720299.5215640299.5215640十31/744330.7246040330.7246040十二31/744-8.4793.569546357.1265682450.633524625/600-1.9370.4422403548、1.7211020422.1253260图3-2 热网用户全年热负荷需求情况分布图3.1.2.4 热负荷供给及需求情况 由生产用汽热负荷供需表32可知：在采暖期生产用蒸汽最大热负荷需求缺口：624.8-264=360.8吨/时 在采暖期生产用蒸汽平均热负荷需求缺口：356.6-208.8=347.8吨/时在非采暖期生产用蒸汽最小热负荷需求缺口为：352.3-120.6=231.7吨/时在非采暖期生产用蒸汽平均热负荷需求缺口为：495.6-188.1=307.5吨/时所以，电厂三期项目需要解决的供热负荷采暖期：平均347.8吨/时 非采暖期：平均307.5吨/时 由表33 热网用户全年热负荷分布49、表可知： 全年用户蒸汽需用总量：3157200吨。 三期工程投产后可供蒸汽：2815908 吨。 全年供汽缺口：341292吨。缺口蒸汽只能暂时仍由用户自行解决。3.1.2.5 三期工程设计热负荷见表34，设计选择见本章第二节本期电厂三期建设主要以解决供热负荷需求缺口为主，电负荷年因从电网受电非常方便，故不作为影响电厂三期扩建的主要问题。A市地区采暖期每年为122天， 非采暖期每年为243天；另外考虑到供热系统（主要是汽轮机）的工作出力，三期工程设计热负荷表34表3-4 电厂三期工程设计热负荷表采暖季（吨/时）非采暖期（吨/时）最大平均平均最小341341307.5231.7由表中可以看出：采50、暖期平均设计热负荷为341吨/时，小于需要解决的供热负荷平均347.8吨/时，缺口蒸汽6.8吨/时只能暂时仍由用户自行解决。3.1.2.6 需要说明的几点问题 电厂一期循环水热网居民供热面积仍为250万平方米。 生产用采暖热负荷（表33）包含在生产用汽热负荷（表32）内。 电、热价格。电热价格不能随意涨浮，必须严格执行按国家及有 关政策性法规制定的价格。目前电厂执行两个电价：一期2台退 役机组，上网电价为0.2443 元/度；二期2台在役机组，上网电价：0.3773元/度；供热价格为：17.85元/吉焦（上为不含税价）3.2 系统方案选择与拟建规模由于电厂三期扩建工程只能建在电厂二期扩建时已经51、预留的70000平方米空地上，受厂地条件限制并考虑到热网用户负荷需求情况（非采暖期平均热负荷307.5吨/时、采暖期平均热负荷347.8吨/时）以及城市电厂对环保方面的特殊要求和规定，通过进行多角度技术经济比较，确定如下各系统的选择方案。3.2.1 热力系统选择方案选择A市电厂现有2台160 吨/时和2台220吨/时立式旋风炉，受厂地限制，考虑到外网热负荷需求、电厂安全稳定运行技术的条件（两台或以上同类机组运行）及城市电厂对环保方面的特殊要求等多方面、多角度因素，电厂三期建设工程热力系统拟订选择的方案有两种：方案一安装3台220吨/时立式旋风炉，方案二安装3台220吨/时循环流化床锅炉。方案一52、二的技术经济指标比较见下表35。表35 方案一、二技术经济指标比较表评价项目方案一：3台立式旋风炉方案二：3台流化床锅炉二氧化硫排放量（吨/时）192751068烟尘排放量(吨/时)02370248标准发电煤耗(g/千瓦时)254231标准供热煤耗( 克吉焦)453401锅炉效率（）8999067占地场地（平方米）5798060000生产经验成熟新炉型 从表中的数据我们可以看出，方案一的烟尘排放量低于方案二0.11吨/时，少占用场地880平方米。但其它各项指标均高于方案二。方案二虽然烟尘排放量大一点，但环保要求的最重要指标二氧化硫的排放量却低于方案一0.8595吨/时，同时发、供热煤耗分别降53、低9.1%和12%，虽然多占用场地2020平方米，但电厂预留厂70000平方米可以满足方案二。从生产经验角度讲，方案二虽属于新上炉型，但国内应用技术还是比较成熟的，从电厂目前的技术力量上来看，完全有能力保证其正常运行投产。结论：从经济效益方面考虑：方案二的发、供热煤耗均低于方案一，方案二的经济效益将大于方案一；从环保方面考虑：方案二的二氧化硫排放量低于方案一，故方案二的环保指标优于方案一；综合考虑拟选择方案二，即电厂三期扩建热力系统安装3台220 吨/时循环流化床锅炉。锅炉拟定选用由哈尔滨锅炉厂采用德国技术生产的220吨/时高温高压循环流化床锅炉。与其它炉型相比，循环流化床锅炉燃烧技术属于清洁54、煤燃烧技术，掺烧石灰石后，可以有效地减少二氧化硫的排放量，同时由于低温燃烧，能很好地控制NOX生成，可大大减少有害物质的排放量，缓解大气污染，提高市区环境质量，这些对于地处市区的城市电厂来说尤为重要，社会效益十分显著。另外该炉稳燃范围广，最低稳燃负荷可为额定负荷的30，具有很强的调峰能力，适于城市电源峰谷相对变化较大的要求。3.2.3 供热系统方案（装机方案）选择 通过本章第二节热负荷需求分析可以看出：如果本期工程拟安装两台汽轮机组，单台汽轮机供汽量就应达到160吨/时180吨/时，总供汽量应满足307.5360吨/时热网负荷需要的要求。通过对国内的汽轮机市场的调查能满足这个条件的汽轮机机型只55、有ECC508.83/0.981/0.118型双抽50兆瓦和B258.83/10 型25兆瓦背压汽轮机组，具体方案组合有两个：方案一 采用两台CC508.83/0.981/0.118双抽汽轮机，方案二采用1台CC508.83/0.981/0.118 加上1台B258.83/10 背压机。两种方案比较见表36 装机方案比较表。表36 装机方案比较表配置机型0.98兆帕最大供汽量0.118兆帕最大供汽量2CC508.83 110/0.118（方案一）两机供汽：295吨/时原两机供汽：35 吨/时合计：330 吨/时向二期厂用汽供汽：43 吨/时厂房采暖：5 吨/时生加用汽：26 吨/时合计：74 56、吨/时1CC508.83 110/0.118B258.83/10（方案二）CC50机供汽：150 吨/时B25机供汽：180 吨/时原一期供汽：35 吨/时合计：365 吨/时向二期厂用汽供汽：43 吨/时生加用汽：28 吨/时低压除氧器用汽：20 吨/时厂房取暖：5 吨/时合计：96 吨/时从表中可以看出，方案二供汽量大于方案一供汽量，对供热有利，但若从电厂整体安全经济性能的角度进行评价，若采用方案二，全厂背压机组将达到三台（原二期有两台），而背压机热、电负荷比例无法相互调整（以热定电），如果外界热负荷小于额定供热负荷的80%则机组就必须停止运行，因此三台机组能否全部投运受外界热负荷的需求方57、面的因素制约较大。方案二的另一个缺点是：届时全厂厂用汽只有1台抽汽式汽轮机提供，一旦发生故障，势必造成厂用汽全停，严重危胁安全生产。若采用方案一，虽然供汽少些，但从整体安全性能上看，方案一较方案二电热负荷调整弹性大（热、电负荷比例可相互调整），供热稳定性强，因此方案一优于方案二，选择方案二。 采用方案一的热负荷工况汽平衡见表37、38、39表37 采暖期最大、平均热负荷工况汽平衡项目参数汽源用户981兆帕540 锅炉出力：660吨/时两机进汽：656.8吨/时汽水损失：3.2吨/时合计；660吨/时0.981 兆帕268 两机抽汽：312.12吨/时二期向外供汽:35吨/时合计：347.12吨58、/时向外供汽：341吨/时汽水损失：6.12吨/时合计：347.12吨/时0.118 兆帕104 两机抽汽：79.6吨/时生加耗汽：30吨/时二期厂用汽：43吨/时汽水损失：1.6吨/时主厂房采暖：5吨/时合计：79.6吨/时表38 非采暖期平均热负荷工况汽平衡表 项目参数汽源用户981兆帕540 锅炉出力：603吨/时两机汽量：600吨/时汽水损失：3吨/时合计：603吨/时0.981 兆帕 268 两机抽汽：278吨/时二期向外供汽：35吨/时合计：313吨/时向外供汽：307.5吨/时汽水损失：5.5吨/时合计：313吨/时0.118 兆帕104 两机抽汽：64.3吨/时生加耗汽：20吨59、/时二期厂用汽：43吨/时汽水损失：1.3吨/时合计：64.3/吨/时 表39 非采暖期最小热负荷工况平衡表 (2机3炉)项目参数汽源用户9.81兆帕540锅炉出力：586.92吨/时两机抽汽：584吨/时汽水损失：2.92吨/时合计：586.92吨/时0.981 兆帕268两机抽汽：201.3吨/时二期向外供汽：35吨/时合计：236.6吨/时向外供汽：231.7吨/时汽水损失：4.6吨/时合计：236.3吨/时0.118 兆帕104 两机抽汽：59.5吨/时生加耗汽：15.3吨/时二期厂用汽：43吨/时汽水损失：1.2吨/时合计：59.5吨/时 供热系统情况分析 从表37到表310我们可以60、看出：电厂原有的二期两台背压供热机组，由于冬、夏热负荷差别较大，加上各用户原有的29台小锅炉运行，迫使其在夏季将有一台背压机在一定时间内停运。电厂三期投产后，原则上将取代29台小锅炉的热负荷供给，而由此净增的外网热负荷应全部由三期投产机组提供，保证三期负荷三期供、三期投资三期受益的原则。此外工程一阶段投产的两炉一机在采暖期最大运行负荷为额定负荷的72.2%，非采暖期最小负荷为额定负荷的68.5%；二阶段三炉两机采暖期最大运行负荷为额定负荷的100%，非采暖期最小负荷为额定负荷的91.4%，所以一阶段运行投产后，应抓紧二阶段实施，使机组处于最佳经济状态下运行。从将来的运行方式上建议采取以下更加灵61、活的调配方式：夏季将二期停运的一台背压机组运行起来，承担一台双抽机的全部供汽从而使三期一台双抽机纯凝发电，这样将提高全厂的运行经济性。附：拟选汽轮机参数型号：CC508.83/0.981/0.118型额定功率：50兆瓦进汽压力：8.83兆帕进汽温度：535 额定进汽量：307吨/时最大进汽量：400吨/时第一级调整抽汽压力：0.981兆帕第一级调整抽汽温度：268 第一级额定调整抽汽量：130吨/时第一级最大调整抽汽量：240吨/时第二级调整帛汽压力：0.118兆帕第二级调整抽汽温度：104 第二级额定调整抽汽量：70吨/时第二级最大调整抽汽量：106吨/时拟选锅炉参数额定蒸汽量：220吨/时62、过热蒸汽出口压力：9.81兆帕过热蒸汽出口温度：540 给水温度：215 空气予热器进口风温：33 锅炉效率：90.67%锅炉排烟温度：149 锅炉机械未燃烬热损失：2.483.2.2 煤料运输系统 输煤系统概况（略）3.2.3 除灰系统（略）3.2.4其它系统简介 水处理系统：锅炉补给水为两除盐系统，汽机凝结水5精处理，并考虑了循环水稳定处理和氯。 供水系统：电厂供水系统为二次循环系统，原有循环冷却塔为2000平方米的双曲线自然通风冷却塔，三期拟再建一座1500平方米的双曲线自然通风冷却塔，并加装补充水预处理装置。 排水系统：电厂原有生产、生活、和雨水系统采用合流系统分区域排到厂储水沟，三期63、可以利用，化学水中和池的排水标后单独铺设一条DN400的带釉缸瓦管排放。 电气系统：新增加四回66千伏出线，即新建电厂关顺变电所双加在线，其中架空线段23公里，电缆线路22.5公里，新建电厂大成变电所联络线4公里，其中架空线2公里，电缆线路2公里。 热工控制系统：根据本期工程的机组容量、热力系统特点，主厂房布置情况，本期工程机组的控制方式，采取就地控制方式。机米电为集中控制，并采用微机主体布置。 电除尘：收尘效率为99.1%。通过对上述系统的分析评价，使我们人总体上对本期项目有了较为深入的了解，在方案的选择分析时，既考虑了原有设备状况，又考虑了本期项目本身物需要，从技术、经济、安全稳定运行等多64、角度出发，对各系统进行合理评价，在最大可能利用现有设备的前提下，选择最佳施工方案，因此上述十一个系统在选择上符合电厂三期项目经济技术要求的，是可行的。第四章 建厂条件与厂址选择4.1 建厂条件4.1.1 资源与原材料 交通运输 水源表41 方案一、二比较结果评价指标方案一方案二投资（万元）54752000水费 元吨088016国家主管部门意见同意原则上同意 从表中可以看出，方案二优于方案一，应抓紧落实征地工作，尽快打井取水。 燃料供应注： 标准煤低位发热量 出矿标准煤价格 设计煤出矿价 设计煤种低位发热量 23.461设计煤种价格 155 =124.24元吨 29.274.2 厂址选择4.3 65、项目的轮廓进度轮廓进度包括设计进度，施工进度。设计进度是按能源部电力规划管理局颁发的发电工程设计工日定额编制的，施工进度是按电力工业部电力建设总局颁发的火力发电工程施工组织设计导则编制的。具体轮廓进一步安排如下：99年10月2000年2月 可行性研究与施工准备2000年3月2000年4月 土建施工安装材料进入2000年4月2002年4月 一阶段工程两炉一机投产2002年4月2003年4月 二阶段一机一炉投产完成三期工程项目第五章 电厂定员5.1编制依据和原则 本章编制依据水利电力部1983年6月颁发的火力发电厂机构定员标准。 本期工程完成后总装机容量为425兆瓦250兆瓦，锅炉蒸发量为212066、吨/时5220吨/时符合三类电厂编制定员标准。 电厂管理关行厂、分场（科室）及班组三级管理，运行人员按四班编制。 本工程机、炉、电不是单元制系统，故按小分场配备有关人员。本期电厂定员的计算方法：生产人员按新增机炉容量来配置生产定员，管理人员按三类电厂和四类电厂的差额计算。5.2 电厂现有定员及组织机构目前电厂共设7个生产分厂，14个行政管理科室，6个党群职能科室并有6个独立核算自负盈亏的公司，拥有职工总数2132人，其中集体521人，全民1610人。5.3 项目人员的编制 生产人员 287人汽机运行 135人 锅炉运行 144人电所运行 86人 维护运行 8人燃料运行 10人 燃料检修 10人67、除灰运行 16人 除灰检修 6人化学运行 44人 化验人员 10人化学检修 16人 热工人员 16人 值长及其它生产人员 22人运输人员 24人管理人员 10人 服务人员 18人党群工作人员 6人电厂工程总定员 525人第六章 环境保护6.1概述电厂一、二期工程现有锅炉4台，烟气分别经除尘效率96（一期）和除尘效率98（二期）的电除尘器处理后，由一座高210米，上口内径65米钢筋混凝土烟囱排放。其烟气排放状况见表6-1、表6-2。表6-1 建设前大气污染物排放量与省标对比表 污染物种类实际排放量（千克/小时）省标允许排放量（千克/小时）实际排放量占允许排放量的百分比（） 二氧化硫2154 4468、80481 烟尘372 5520674表6-2扩建前烟尘排放浓度与国际标准对比表 锅炉容量除尘器出口实际排放浓度（毫克/标准立米）允许排放浓度（毫克/标准立米）实际占允许百分比（）120吨/时（一期）5922（c96）37191592220吨/时（二期）2963（c98）3719797从表中结果可以看出：A市热电厂现状大气污染物排放除一期锅炉的烟尘排放浓度超过国家排放标准外，其余都能达标排放。废水全年总排放量为2765千吨，各项指标均未超标。灰渣年排放量为132万吨。无灰场，全部综合利用。电厂现有环境监测站，有专职环境保护管理员1人，监测人员4人。配备有环境监测车一辆及监测仪器，具备日常环境监69、测和管理工作能力。6.2 三期工程的污染防治措施6.2.1 烟气治理6.2.1.1 烟气污染治理措施 燃煤电站锅炉的烟气污染物主要为烟尘和二氧化硫。作为地处城市区的A市热电厂三期项目工程，其烟气治理效果好坏更显得尤为重要，治理不好，不仅将严重影响中关工业区大气环境的质量，同时也直接影响着A市市大气环境质量的总体提高。从目前的技术水平上看，对二氧化硫及烟尘的治理一般采取两方面措施：一方面是治理发生源，另一方面是治理烟气（污染源）。三期工程一、二阶段设计综合采取了这两种措施，即在燃料中加入10左右的石灰石，以减少SOX物的生成。同时在锅炉选型上拟用高效脱硫锅炉循环流化床锅炉，该炉最大特点就是脱硫效70、率高，在掺入石灰石条件下，锅炉燃烧温度控制在850左右时脱硫效率可达90以上。对烟尘的治理采用高效静电除尘器捕集，除尘效率达99以上。本期工程不新建烟囱，与一期、二期共用一座210米高烟囱。6.2.1.2 烟气影响分析根据火电厂大气污染物排放标准，按城市地区，大气稳定度采用帕斯奎尔分类法，按B级、D级进行污染物排放计算，结果见表63、表64、表65。表63循环硫化床锅炉基础数据表序号项 目符 号单 位数据1小时燃煤量Bg吨/时26.642应用基硫分Sy%1.253应用基灰分Ay%24.854机械未完全燃烧热损失Q4%2.485应用基低位发热量Qydw千焦/千克234616除尘器形式静电7除尘器71、脱硫效率%08除尘器除尘效率C%999除尘器出口烟气温度T14410烟囱几何高度Hs米21011烟囱出口直径D米6.512烟囱有效高度He米57513地面年平均风速Uv米/秒3.214年平均气温ta8.3表64 建成后大气污染物排放表工程项目单位一期 二期 三期锅炉容量吨/时120222022203小时燃煤量吨/时3957.779.9烟囱高度米全厂一座210米静电除尘器效率%969899.4烟尘排放量吨/时0.2140.1580.248烟尘排放总量吨/时0.620K省省标准允许排放烟尘吨/时3.280除尘器出口干烟气浓度毫克/标准立米3592.2296.3305.2国家标准允许干烟气浓度毫克/72、标准立米3371.9371.9367.6二氧化硫排放量吨/时0.8691.2851.068二氧化硫排放总量吨/时3.222K省省标准允许排放二氧化硫 吨/时3.680国家标准允许排放二氧化硫 吨/时6.373表65 建设后大气污染物地面浓度大气稳定度B级D级污染物种类二氧化硫烟尘二氧化硫烟尘一次最大浓度（毫克/立米）011130017100200013国际（毫克/立米）05050505日平均浓度（毫克/立米）00253000390004500003国际（毫克/立米）0150150150015一次最大浓度点距烟囱下风向距离（米）3388 476725表66 A市电厂三期工程与被替代的小锅炉大气污73、染物排放量对比 工程项目单位电厂三期工程被替代的小锅炉年供热煤耗104吨33.846.9年烟尘排放总量104吨0.0962.344年烟尘削减率%95.9年二氧化流排放总量104吨0.4121.621年二氧化流削减率%74.6从表中数据可以看出，本期项目工程所排烟气的各项指标均能符合国家和地方有关标准的要求。A市热电厂担负市区集中供热任务，热负荷在满足原有8家老用户外，本期拟新增加2家用户，电厂三期项目工程完成后取消市区小锅炉29台，变分散供热为集中供热。电厂锅炉燃烧效率高，除尘效果好，脱硫率高，再加上利用高架点源排放，这样既可节省燃料，又可减少污染，降低该地区的污染负荷，对周围环境质量起到明显74、改善作用。从表66三期项目工程与供热范围内小锅炉大气污染物排放量的对比数据可以看出，三期工程供热区域的小锅炉，每年排放烟尘量达2344万吨，而电厂三期工程3台220吨/时锅炉供热，每年排放烟尘量仅为0096万吨。每年可以减少向A市市大气中排放烟尘2248万吨，供热区域尘削减率可达到959。供热区域被替代小锅炉每年排放二氧化硫1621万吨，电厂三期工程供热年排放二氧化硫0421万吨，每年可以减少向市区排放二氧化硫1209万吨，二氧化硫削减率达746。第七章 A市热电厂三期程的经济效益分析7.1电厂效益分析的基本假设和基本数据7.1.1 项目进度和按排A市热电厂三期工程预计2000年4月份开始动工75、，整个工程准备分两个阶段进行：一阶段由2000年4月至2002年4月，历时24个月，二阶段至2003年4月，共计36个月。一阶段施工将安装两炉一机50兆瓦发电机组，二阶段再一炉一机。两个阶段完工投产后，共安装三炉两机，总装机容量为100兆瓦。估计建设总工期为34个月，其中主厂房土建至第一阶段两炉一机投产为24个月，至第二阶段一炉一机投产为36个月。项目建设期一阶段两年，二阶段两年。7.1.2 技术条件 从环保、供热负荷需求及厂地、投资等多方面、多角度考虑确定从哈尔滨锅炉厂购进3台220 吨/时高温高压循环流化床锅炉，匹配两台CC8.83/0.981/0.118双抽汽轮发电机组，额定发电量10076、兆瓦。7.1.3 固定资产构成及年度使用计划A市热电厂三期总投资额估算为87965.3万元，其中固定资产建设投资83852.0万元（RMB汇率1：8.3），建设期利息共计2552.6万元，并计入固定资产原值，固定资产合计86404.6万元。投资估算表见附表9，投资总额和资金筹措见附表6。电厂投资分年使用计划见附表41及42。基本预备费按预算及其它费用合10%计算，差价预备费按每年涨价6%计算。7.1.4 流动资产来源构成及分年使用计划流动资金是指购买原材料、燃料、动力支会职工工资，购买低值易耗品和其它生产费用的资金，是企业在储备、生产和流通领域中所占用的生产资金。火力发电厂流动资产采用固定资产77、价值估算法，并规定为固定资产的1.52，本文在进行评价时取1.8%，为1560.7万元。另按工商银行要求，新建企业在建成投产时，应有30的铺底流动资金才予以借款，故在全部流动资金中自有资金为468.2万元，流动资金借款1029.5万元。详见附表6投资总额和资金筹措表和附表7-3流动资金估算表。7.1.5资金筹措及贷款条件 本工程投资注册资金由K省省电力有限公与A市市建设投资公司共同注入，共计22149.0万元。其出资比例为：K省省电力有限公司55%，A市市投资公司45%，见附表6投资总额和资金筹措表。 本工程总投资额中利用日本海外协力基金贷款37.65亿日元，折合人民币（汇率：8.3）382578、0万元；中方融资23453.0 万元，见附表6投资总额和资金筹措表。 本项目的流动资金为1560.7万元，其中自有流动资金468.2万元，由工商银行贷款1092.5万元，年利率 12.24%，流动资金使用见附表41及42资金来源与运用表及附表6投资总额和资金筹措表，流动资金估算见附表7-3。4 融资利息及贷款偿还年限日本海外经济协力基金贷款年息3.5%，复利计算，偿还期限30年，宽限期10年。K省省电力有限责任公司与A市市建设投资公司融资贷款，按年息15.3%复利计算，贷款偿还期限为10年 ，无宽限期。5 建设期利息于项目投产后本金加利息开始偿还，建设期中利息计入固定资产原值，详见附表6投资总79、额和资金筹措表。7.1.6资金分配 注册资本金分三次注入，2000年注入33.2%共计7355万元，2001年注入40%，共8859万元，2002年注入26.8%，共5935万元。 日本海外协力基金贷款分三次注入：2000年注入7，折合人民币2500万元，2001年注入39%，折合人民币15000万元，2002年注入54%,折合人民币20750.0万元，共计38250万元。 国内融资于2003年一次注入21101.0万元，热网融资于2001年注入521万元，2002年注入521万元，2003年注入1310万元，总计23453.0万元。7.1.7借贷款的还款方式1 中方热网融资于一阶段投产期（第80、三年）开始还本付息，偿还方式为等额摊还法，每年等额偿还利息加本金，偿还期限10年。2 中方发电融资于二阶段达产期（第五年）开始还本付息，偿还方式为等额摊还法，每年等额偿还利息加本金，偿还期限8年。3 日元贷款：考虑到偿还能力及按借款利率高低次序进行偿还。2000年注入7，折合人民币2500万元，2001年注入39%，折合人民币15000万元在项目第一、第二年（一阶段建设期）内不偿还，本利和于第三年（一阶段投产期）至第12年末只偿还利息，不偿还本金，从项目期第13年起至第30年开始还本，偿还方式为等额摊还法，每年等额偿还利息加本金，偿还年限共计28年。2002年注入54%,折合人民币20750.81、0万元，做为建设投资，当年只计建设期利息，本利和于第4年（二阶段投产期）至第12年末只偿还利息，不偿还本金，从项目期第13年起至第30年开始还本，偿还方式为等额摊还法，每年等额偿还利息加本金，偿还年限共计26年。4 流动资金贷款假定连续借用，项目寿命期末还本，每年付息。上述计算结果列于附表71及72借款还本付息表。7.1.8其它参数假设折旧年限：投产后15年，即项目的第17年末。 以1998年为基年，价格水平为99年水平。 以1998年汇率1：8.3（美元：人民币）；美元：日元 (：116.4)。 进口设备汇率按：8.5（美元：人民币）关税为3%。 中方注册资本金不回收、中方融资、日本贷款回收82、。 销售税金及付加：包括电产品缴纳增值税，税率17%，热产品缴纳13%的增值税，城市维护建设税及教育费附加分别按产品缴纳增值税额的7%和3%计算。 发、供电利润分配根据（85）水电电规设字第154号文件规定：发电利润70，供电利润30%。 自有资金收益率目前我国还没有具体实用的理论能解决这个问题，对于非公众型企业解决这个问题难度更大，一般只能通过同行业企业或是全社会企业的自有资金利润平均水平加以适当修正。电力企业的行业自有资金收益率一般取20%。 所得税为33%。 年利用小时数按电力系统的检修及设备维护规定：每台炉每两年应有一次大修，时间为5560天，因为是新建锅炉，运行与检修经验少，故大修周83、期取60天；而在非大修年每台炉应有两个小修期，共14天，同时每台炉每年停炉平均临检按3次计算，每次23天，则三台炉年停运天数为8.53=25.5天。三炉二机的年利用小时数为：365（60602）142393天 365（60602）83天，即228230天。所以，三炉两机的年利用小数取(228230)/2229天，约为5500小时。 基准折现率：根据电力行业参考社会折现率这一前提条件，i0=12%。开始发电投产后，各年发电、供热量：第三年 年发电量： 6.9亿千瓦时 供热量：103.00万吉焦 年利用小时数2399 小时 第四年 年发电量：34.4亿千瓦时 供热量：515 万吉焦 年利用小时数：84、5278小时。第五年至第30年 年发电量：55.0 亿千瓦时 供热量：828万吉焦 年利用小时数：5500小时。 厂用电率：5万千瓦火电机组设计规程综合厂用电率取16 .99。 法定公积金：10 公益金取：5 项目寿命期为30年 净残值率取5 福利费率14% 修理费率2.5%，发电销项税17%，供热销项税13%，燃料进项税13%，材料进项税17%。7.2 财务预测财务预测是在建设项目方案构造基础上，对项目建设及生产中的各项投入与产出数据进行估计和测算，编制成表，供项目经济分析和评价之用。主要包括：l 项目建设期各年投资支出额，项目总投资及资金来源并通过下列三个报表反映：1）附表6投资总额与资金85、筹措表 2）附表7-3流动资金估算表 3）附表4资金来源与运用表l 项目计算期、固定资产折旧、无形资产及递延资产推销。l 产品销售：营业收入、销售税金及附加。l 产品成本费用：通过附表8-1，8-2，8-3总成本估算表反映。l 借款的还本付息：通过附表7-1，7-1借款还款付息表反映。 l 利润及利润分配 ：通过附表3-1，3-2损益表映。7.2.1 需要说明的内容（1) 寿命期：根据水电电规设计要求，10万千瓦以下的热电厂设计寿命为2530年，本项目取30年。其它各项指标见各报表。（2) 销售收入推算的边际电价：根据水电部（86）水电计字第73号文及国务院国发1985第72号文件关于鼓励集资86、办电和实行多种电价的暂行规定的指示精神，还本付息的集资电厂可以10%的利润率为原则核定销售电价。 本项目的边际（临界）售电电价的推算是按：满足生产成本、信贷内资贷款即中方融资10年内还本付息，日本贷款30年内还本付息及还本付息的集资电厂可以10%的利 润率为 原 则 核定 销 售 电价，因此，整个计算期（还贷期）内边际电价：363.2元千度（不含税），附表3-1，3-2损益表中计算销售收入电价按各年实际情况考虑。 热价：22.19元吉焦（不含税）7.2.3 销售利润与收入 表71 销售收入、利润序号项目投产期达产期 合计34530生产负荷7.97%61.8%100%1产品销售收入7532.9287、4892.334172.7826（按边际电价计算）920917.482销售利润99746223.012446.026330816.407.2.4产品成本产品成本系指售电总成本，包括发电、供热成本和供电成本两部份。发电成本：包括燃料费用、水费、材料费、工资、职工工资及福利折旧费、修理费和其它费用。在其它费用里包括制造费用、管理费用、保险费用、摊销费用、运营管理费用。7.2.4.1电成本 燃料费用按发电标准煤耗乘以发电标准煤价计算本项目标准煤耗231克千瓦时，省内外综合标准煤价251元吨。 购水费：1.58元兆瓦时 工资：全厂定员525人，平均工资按网局上年平均工资7000元人年，工资总额为36788、5000元年。 发电材料费按网局上一年统计数据6.0元兆瓦时。 职工福利费用按全厂职工工资的 5 计取。 大修修理费按固定资产价值的1.8计取。 其他费用按网局上年度统计数据20元兆瓦时7.2.4.2供热成本燃料运费：93.75元吨公用人员：34供电其它费用： 0.73元吉焦供电材料费：0.45元吉焦工资：7000元年每人7.2.5 固定资产折旧项目于第3年投产，固定资产原值为86404.6万元，折旧期为15年，期末残值率为5%，采用工作量（年利用小时数）法计算。单位工作量折旧额 ： 86404.6（1-0.05） = 1.0368万元/小时 2399+5278+550013第3年投产期折旧额89、为：1.03682399=2487.5万元第4年投产期折旧额为：1.03685278=5472.3万元第5年至第17达产期年折旧额为：1.03685500=5709.1万元7.3 财务评价l 财务评价的概念 财务评价就是根据国家现行财税制度和价格体系、分析、计算项目直接发生的财务效益和费用，编制财务报表，计算评价指标，考虑项目的盈利能力、偿还能力及外汇平衡等财状况。l 财务评价的作用（1) 考察项目的财务盈利能力（2) 用于制定适宜的资金规划（3) 为协调企业利益和国家利益提供依据（4) 为中外合资项目提供双方合作的基础l 财务评价的基本内容（1) 财务效益和费用的识别（2) 财务效益和费用的90、计算（3) 财务报告编制（4) 财务评价指标的计算与评价l 财务评价的原则（1) 必须符合国家的国民经济发展规划及产业政策，符合经济建设 的方针、政策及有关法规。（2) 财务评价必须建立在项目技术可靠可行的基础上。（3) 正确识别项目的财务效益和费用，计算上口径一致。（4) 财务评价动态分析为主，以表态分析为辅。充分考虑资金的时间价值。l 本项目的基本财务报表序号名 称作用静态动态1全投资现金流量表全部投资回收期财务内部收益率、财务净现值2自有资金现金流量表资本金利润率财务内部收益率、财务净现值3损益表投资利润率、投资利税率4资金来源与运用表借贷偿还期5资产负债表资产负债率速度比率6借款还款表91、7成本费用表8总资金和资金筹措表7.3.1资本成本分析及效果评估7.3.1.1资本结构 总资本：由投资总估算表可知，本项目计划投资总额87965.3万元，流动资金：1560.7万元，其中流动资金借款1092.5万元、自有资金468.2万元。 负债：日元贷款共37.65亿日元，折合人民币38250万元 。 国内投资贷款本利和为26005万元。流动资金：1560.7万元，其中流动资金借款1092.5万元、自有资金468.2万元。投资者权益：注册资本金自有资金 22149.0+468.2=22617.2万元。7.3.1.2 加权平均资本成本各种资本的资本成本如下：日本海外协力资金贷款年利率3.5 国92、内中方融资贷款：15.3 流动资金借贷：12.24投资者权益要求的权益收益率，目前我国还没有具体、实用的理论能解决这个问题，对于非公众企业解决这个问题难度更大，一般只能通过同行业企业或全社会企业的自有资金利润率，平均水平加以适当修正。我国电力行业在研究中取20，所得税率取33，建设投资贷款利率为12.24%。平均资本成本为：WACCWiKi式中：Wi第I种资本在投资中所占比例 Ki第I种资本的税后资本成本平均资本成本为：（382503.5%+26005.015.3%+1092.512.24%）（1-33%）+（22149.0+468.2）20% = 9.35% 87966 7.3.1.3资本成93、本分析本项目的资本结构由国内融资和日本海外经济协力贷款组成，虽然中方融资贷款利率为15.3%，但由于日本海外经济协力贷款利率只有3.5%，且数现额超过50%，加权后全投资资本成本为9.35%，小于电力行业12%的行业基准折率。7.3.2 财务分析与评价投资回收周期指从项目投建之日起，用项目各年的净收入将全部投资收回所需年限。 由附表11及12全部投资现金流量表第4栏（累计净现金流量），可以算出本相目的静态投资回收周期： Tp7639.34074.57.8年由附表11及12全部投资现金流量表第6栏（累计净现金流量现值），算出动态回收周期为：T*p11+639.34074.511.16年下面我们用94、净现值 （NPV）和内部收益率IRR分析检验判别准则：若NPV0则项目应予以接受 若NPV0则项目应予以拒绝内部收益率IRR：是指净现值为零时的折现率判别准则：设基准折现率为i0 若IRRi0 则项目在经济上可以接受 若IRRi0 则项目在经济上不可以接受由附表1-1及1-2全投资现金流量表可知：NPV25753.9万元0IRR=18.09%i0 =12%由附表21及22自有资金现金流量表可知：NPV37817.6万元0IRR35.15%分析：虽然中方融资贷款利率较高为15.3 ，但由于本项目的资金筹措渠道比较好，特别是日本海外经济协办基金贷款，其年利率仅为3.5 %，全部投资的加权平均资本成95、本为9.35 %，小于全投资内部收益率（18.09%），本项目资本结构合理。另外按原理，全投资净现值和内部收益率均应小于自有资金净现值和内部收益率，上述计算结果符合这一结论。7.3.3 财务评价从总体上看，本项目的动静态财务指标均不错，项目的全投资累计净现值为25753.9万元，自有资金累计净现值37817.6万元均大于零，动态回收期为分别为11.16年和5.73 年。另外该项目全投资内部收益率为18.09%，自有资金内部收益率为35.15%，均高于电力行业12%的基准折现率，说明该项目总体经济效果较好,企业自身获利能力较强。从财务评价看，该项目是可以接受的。7.3.4 财务比率分析获利能力分96、析企业的经营目标是获取利益，盈利是企业最重要的目标。获利能力分析的指标：l 投资利润率 投资利税率 资本金利润率 投资利润率由附表31、32损益表及附表6投资总额和资金筹措表可知：项目总投资87965.3万元平均发电利润1244670%8712.2万元(第五年)投资利润率8712.2 /87965.39.9% 投资利税率 由附表31、32损益表及附表6投资总额和资金筹措表可知：项目投资总额87965.3万元 年利税总额年利润总额年销售税金及附加8712.2+417.59129.7万元(第五年) 投资利税率年利税总额项目投资总额9127.787965.310.3%电力行业平均值为7.78%。由此97、可见，电厂以热电联产方式生产，获利较大。 资本金利润率 由附表6投资总额和资金筹措表可知：资本金22149.0万元 由附表31及32损益表可知：平均发电利润1244670%8712.2万元资本金利润率年平均利润总额资本金8712.222149.039.33 %。电力行业资本金利润率平均值为19.64 % (97国家经济年鉴)，表明三期工程回报能力较强。综合上述各财务比率分析我们可以看出，该项目具有较强的获力能力。7.3.4.2 资金平衡及偿债能力分析项目清偿能力分析主要是考察项目计算期内各年的财务状况及偿债能力。评价指标有：l 资产负债率l 借款偿还期l 流速比l 速动比（1）资产负债率 是反98、映项目各年所面临的财务风险及偿债能力的指标由附表51及52资产负债表可以得出：本项目平均为资产负债率负债合计资产合计100%46.3%全国电力行业平均61.21%K省电力行业平均56.18% （ 99年国家经济年鉴）分析：由于资产负债率较行业平均值小，负债率不高，企业财务风险小。（2） 流动比率平均流动比率流动资产流动负债1506% 分析：本项目短期偿债能力很强。（3） 速动比率平均速动比率流动资产库存流动负债1521%。7.4 综合评价7.4.1 对地区经济发展的贡献A市热电厂三期符合国家经济产业结构战略调整转移的需要。从供热市场的前期调查结果看，随着国家对耗能污染大户的清理整顿力度的不断加99、大，各企业拥所有的小锅炉因其耗能大效率降低，污染严重，将逐步被淘汰出供热市场，这必然会使该地区的经济发展受到影响，而A市热电厂三期工程的投入恰好弥补了该地区的厂矿企业对供热市场的需求缺口，对该地区经济的发展必将起到积极地推动作用。另外本项目一阶段完成后将使电厂对外供热增加175吨小时，一、二阶段完成后增加对外提供341吨小时高品质蒸汽，基本上满足外网负荷的需求，使该地区的能源结构与质量得到质的改善。7.4.2 使电网结构更趋于合理A市热电厂三期扩建后，将使原来的发电能力由100兆瓦增加到200兆瓦，这对电负荷相对较多集中的A市市中关地区的电网负荷不平衡结构将起到一定的补充调整作用，同时对增强电100、网局部用电峰谷的调峰能力，改善电网平衡也将起到一定的作用。7.4.3 改善地区环境质量A市热电厂三期项目在技术上选择了循环流化床锅炉，由于该炉在燃烧方式上采用低温燃烧技术，并掺烧10% 石灰石，这样可减少90%左右的SO2等有害气体的生成。据第五章表66统计，三期工程供热区域的小锅炉，每年排放烟尘量达2344万吨，而如果采用电厂三期工程3台220吨/时锅炉供热，每年排放烟尘量仅为0096万吨，即每年可以少向A市市大气中排放烟尘2248万吨，使供热区域内烟尘排放量削减率可达到959。另外我们还可以看出：供热区域内29台小锅炉每年排放二氧化硫1621万吨，而电厂三期工程投产供热后年排放二氧化硫04101、21万吨，每年可以减少向市区排放二氧化硫1209万吨，这对改善A市市生态环境，提高城市居民生活质量，防治大气污染，减少“三废”排放，将起到积极的促进作用。7.4.4 项目本身经济效益可观由第七章第三节本项目的财务评价中可以看出：本项目的动、静态财务指标均不错，项目全投资内部收益率为18.09%，自有资金内部收益率为35.15%，均高于电力行业12%的基准折现率，项目期末全投资净现值累计净现值为25753.9万元，自有资金累计净现值378176.6万元，经济效益相当可观。而从投资利税率上看，本项目的投资利税率为10.3%，高于电力行业7.78%的平均值，说明电厂以热电联产方式生产较单存发电具有更102、高的经济效果和获利能力。7.4.5 良好的国民经济效果A市热电厂三期工程，符合国民经济发展战略转移调整的需要。该项目除本身可获得较好经济效益外，还可使本地区生活环境质量得到明显改善，由此带来的综合社会效果十分显著。另外由于实现热电联产，集中供热，仅取消能耗较高的29台小锅炉这一项，估计每年就可节约标准煤20.4万吨，按每吨200元计算，每年可为国家节约能源资金4000余万元；而因蒸汽品质好，供热稳定，使各企业用户因产品质量提高所带来的经济效益，则难以估计。7.4.6 结论通过上述分析评价我们可以得出以下结论：该项目在经济上是合理的，在技术上是可行的，而且符合地区经济发展和环境保护的需要，具有巨103、大的投资价值。第八章 项目的风险分析与控制 根据电力建设项目的建设特点和生产特点及本项目的融资结构情况，拟采用下列风险分析方法对本项目实施过程中可能存在的各类风险进行识别和衡量，并针对不同风险的敏感程度制定相应的风险管理对策，将风险进行合理分担，控制各类风险因素对项目不利的影响，以保证本项目的顺利实施。l 盈亏平衡分析l 敏感性分析l 风险控制8.1 盈亏平衡分析 8.1.1 盈亏平衡分析概念我们知道：销售收入（总可变成本总固定成本来面目）税前利润（fvQ）EBITP销售产品价格产品销售量f固定成本单位产品变动成本当EBIT=0时PQ=Cf+CvQ盈亏平衡产量：Qf （v）以第五年为基准计算项104、目发电成本 变动成本： 0.1495元/千瓦时 其中： 煤 0.0582 元/千瓦时 水 0.001元/千瓦时 厂用电线损： 0.072元/千瓦时 材 料 费： 0.006元/千瓦时 不变成本： 5784.6万元其 中：工资及福利 401.9万元 大修费： 691.9万元其它管理费： 1100万元折旧摊销： 1826.5 万元财务费用： 1764.8万元由附表81成本费用表可知：第五年售电电价为0.3917元千瓦时。 电负荷盈损平衡计算 以生产能力利用率为项目的盈损平衡分析变量则有： BFP=Cf（v）Qc5.784610/(0.3917-0.1495)5510843.42% 因此该项目的发电105、生产能力只要超过43.42%,项目既可超过盈亏平衡点，说明项目的抗风险能力强。8.2 敏感性分析根据电力行业建设、生产特点，拟将项目投资、运行煤价及设备年利用小时数做为可能对电厂效益的影响因素，进行敏感性分析，而因日元对人民币的汇率变动可能对本项目产生的影响，将在以后第七章中说明，这里不再多说。下面在投资、煤价、设备利用小时数分别降低5、10和分别提高5、 10的情况下，研究上述各单因素变化对全投资内部收益率、投资回收期、财务净现值的敏感性影响程度。敏感性分析见表81（经营成本中的变动成本燃料对经营成本影响最大） 表81 敏感性分析表 变化率 项目-10%-5%预测值5%10%投资额变化1.财106、务内部收益率（）19.4518.6818.0917.4916.712.财务净现值（万元）（i012%）319382884525733.92266319571投资回收期（年）9.8610.4811.1611.612.79煤价变化1.财务内部收益率（）20.2919.3218.0917.2516.342.财务净现值（万元）（万元）（i012%）326852977825753.932287188213.动态投资回收期（年）9.0110.7611.1611.412.1设备年可用小时数1.财务内部收益率（）16.8817.1218.0919.3320.522.财务净现值（万元）（i0=12%）-2634107、2-14193.625753.93731248871.63、投资回收期（年）12.311.8911.1610.8210.13 IRR（） 煤价 年利用小时数 投资 基本方案的内部收益率 基准收益率 不确定因素变化率 图81 IRR敏感行分析图 从上表中我们可以看出：投资额、年利用小时数、煤价等因素的变化对项目的内部收益率（IRR）、净现值和投资回收周期都有不同程度的影响；从图81IRR敏感行分析图可以看出：投资额、年利用小时数、煤价等因素的变化而引起的全投资内部收益率（IRR）变化曲线与行业基准收益率曲线的交点为项目的内部收益率（IRR）变化临界点，在临界点上方表明项目的内部收益率大于行业基准108、收益率，项目可行；在临界点下方表明项目的内部收益率小于行业基准收益率，项目不可行。换句话说，如果项目的年利用小时数低于原定值（5500小时）的22%，或煤价高于预测价格的30%，或投资额超过预算的25%时，意味着项目的内部收益率小于行业基准收益率，项目有风险。 另外从上图及表中还可以发现项目的年利用小时数变化较其它两个因素敏感，即对项目的内部收益率影响最大8.3 风险控制 所谓风险控制就是通过对各种不同风险因素进行管理和控制，从而避免项目受到风险因素的影响或利用项目文件、担保协议等手段将项目风险分散给项目各参与者，实现风险的合理转化。风险控制分类：l 市场风险控制l 经营风险控制l 汇率风险控109、制l 完工风险控制l 收入风险控制8.3.1 市场风险控制市场管风险主要由价格风险，竞争风险和需求风险构成，这三种风险很难截然分口，它们之间相互作用相互影响。市场风险不仅存在于产品的销售过程中还存在于项目原材料及燃料的供应中，如果项目投产后原及燃料价格的涨幅，超过了项目产品价格的增大，那么项目的收益率必然下降。市场风险管理的关键在于风险预防，并坚持风险由产、供、销三方共同承担，将风险分散至三方的原则。l 政策和建议8.3.1.1 制定合理的电价、热价由于电价、热价的制定有其特殊性：即几乎不随市场供求的变化而波动，具有相对稳定特点，这就要求在制定其价格时要综合考虑国家、企业、用户三方面的利益，有110、长远打算，要符合国家有关政策、法规的要求。根据第七章财务预测研究中考虑到成本收益还贷要求制定的电热价格分别是： 0.425元千瓦时 、25元吉焦，此价格应取得当地物价部门的批准认可，并以此约束各方面参照执行，避免价格风险。8.3.1.2竞争风险控制 发电竞争风险控制 本项目的发电风险来源于电网内各发电企业之间允许上网电量之争，而机组的允许上网电量直接决定机组的年利用小时数，从本章第二节敏感性分析中可以看出：如果机组的年利用小时数低于原定值（5500小时）的22%，则项目的内部收益率将小于行业基准收益率，因此为保证三期机组的年利用小时数，新组建的北电A市热电有限责任公司应与其上级主管部门K省省电111、力有限责任公司签订机组上网发电购电协议：给予新建机组有足够的上网电量指标，以保证机组还贷期间的年上网发电时间。具体要求是：机组年上网发电时间不低于假定小时数（5500小时）的78%，即不低于4290小时，而在偿还中方融资贷款（利率15.3%，10年还本付息）期间，机组的上网发电小时数应保证在5500小时以上，以保证高利息的中方融资贷款能按期偿还。而K省省电力有限责任公司有足够的财力按合同购电及支付电费，实现风险的转化。 提前做好培训工作，选派各类优秀专业技术人员和管理人员到其它具有循环硫化床锅炉的同类电厂学习培训，吸取兄弟电厂的各种经验教训，尽快了解掌握有关循环硫化床锅炉机组的检修工艺、运行方112、式和经验及他们先进的管理模式，培养一批熟悉设备、懂操作、懂管理的生产骨干，提倡以人为本，为提高电厂新机组的稳定运行能力和综合经济效益服务；为保证机组具有较高的等效可用系数和上网发电时间而服务。 对新设备在投产期应加强管理，特别是设备运行、维修过程中的生产管理，尽快摸索出一条符合新设备生产特点的运行、维修之路，为保证机组的上网时间打下坚实的物质基础。做为一个新建电厂，应提早完善各种针对性强、重点突出的规章制度预先编制工作，特别是生产急需的检修工艺规程、设备运行规程、安全操作规程等在保证安全生产的前提条件下，多发电多供热。 供热风险控制 利用国家政策,发挥企业自身优势，占领中关区供热市场。 本项目113、的供热风险主要来源于各家企业的29台自备小锅炉，但根据目前国家的环保政策和产业结构调整政策 ，对那些以牺牲环境、浪费能源为代价的污染、耗能大户加大清理整顿力度，这方面国家的态度非常坚决：那就是“关、停、并、转。”而这些企业的自备锅炉因其耗能高、污染大及蒸汽品质不稳定，必将被集中供热方式所取代。同时为进一步加强竞争优势，增强企业服务意识，电厂本期工程还将投入2545万元，用于对原有热网管线的改造和完善，使各热负荷用户更加方便的使用电厂蒸汽作为生产、生活用汽，占领中关区供热市场。 A市热电厂原有一、二期老机组供热热价为17.8元吉焦，而三期工程热价为22.19元吉焦（不含税），加上13%的供热销项114、税到用户的含税价为25元吉焦，增加6.3元吉焦，用户的用汽成本将上升30左右，用户能否接受这个价格还需要做大量的工作，不仅需要用户承诺用汽、保证用量，还应从法律上与其签订供热、用汽协议合同，对买卖双方进行约束，进而保证机组正常运行的热、电负荷要求，保证机组上网发电时间。 采取适当的促销手段。对于一些用汽大户例如：化工厂、味精厂、东药厂等，可以采用折扣销售方法：当用汽量超过一定数值（例如原来用汽量）时，超出使用的这部分汽量供热价格可按2124元吉焦收取（供热成本为18.88元吉焦），虽然企业收益率略有下降，但由于企业原有内部收益率较高，企业仍可获得较高收益。8.3.1.3 燃料价格控制从第二节敏115、感性分析中我们可以看出，燃料成本在电厂成本中占很大比例，约为60%左右，燃料煤的价格对企业的经济效益影响很大。本期工程采用山西西山贫煤，低位发热量W23461千焦/千克,，挥发份为16.25%，年需要量57万吨，原煤坑口影子价格为155元吨，运至电厂运费95元吨（现在电厂燃用煤为山西西山贫煤，故此数据可以采信）所以煤运至电厂后为250元吨。电厂现有运行的两台220 吨/时，两台160 吨/时的立式旋风炉，设计煤种也是山西西山贫煤，低位发热量W23461千焦/千克与本期工程用煤相同，但由于到厂价格较高（含运输费用等），曾被迫寻找其它替代煤种。经对内蒙玉门沟煤矿出产的原煤进行研究，其低位发热量为W116、23584千焦/千克，挥发份为25%(山西西山为16.25%)，由于其挥发份较高，不适宜直接做为燃用煤使用，但经试验发现如果在山西西山煤掺烧30%的玉门沟煤（即在燃料中山西西山煤占70%, 玉门沟煤占30%）则燃烧效果良好，锅炉燃烧正常，出力达到要求。而玉门沟煤的到厂价为223元吨（主要是运价低）。因此在本期项目投产后，建议也采用此种燃煤配比方式掺烧，因为从技术角度看，循环流化床的着火燃烧条件要优于旋风炉的着火燃烧条件，方案应该可行。这样加权平均计算至电厂煤价为： （ 2505770%+2235730% ）/ 57 =241.9元吨。电厂因此每年可节约8.157=461.7万元购煤款。所以为分117、担因市场燃料涨价对项目收入产生的不利影响，煤燃料价格控制可采取下面措施：与山西西山煤矿签订占总生产用煤量70且煤价稳定的长期煤炭供销合同，同时与内蒙玉门沟煤矿签订占总生产用煤量30且煤价稳定的长期煤炭供销合同。8.3.2 经营风险控制经营风险是指项目在经营过程中无法达到规定的运营标准或项目支出超过预算的风险。l 政策与建议8.3.2.1投资预算管理 与实力雄厚的工程项目承建商签订“一揽子承包”（交钥匙工程）合同来分担项目投资预算超支风险。 通过招投标方式,在设备采购环节上控制项目成本。 有时承建商不愿意以预定的固定价格“一揽子承包”合同承接项目，以免使自已背上沉重的压力包袱。从本章第二节敏感性118、分析中可以看出：投资额变化对电厂的收益有一定的影响，这时作为项目发起方的K省省电力责任有限公司和A市市建设投资公司就应该更多地介入到项目的建设管理过程中去，加强对工程成本的监督和控制，具体建议如下：1） 成立专门的施工资金控制部门，专门负责资金的使用情况检查和审计工作，确保三期工程资金三期专用的目标能够实现。同时加大资金监管力度，一方面促使三期建设资金及时足额到位，另一方面防止挤占、挪用三期生产建设资金，并定期向董事会汇报资金使用情况，便于合理安排和调度资金使用。2） 严格控制预算费用指标，力争使项目的建设费用控制在预算资金的范围之内。对于某项环节施工需要追加预算外资金费用时，必须采用说清楚的119、原则，并严格控制追加资金数量，根据本章第二节敏感性分析中投资额对项目的影响程度，追加的资金应控制在预算资金的25%以内。3） 在项目投产初期，设计能力不能充分发挥的条件下，项目财务评价中可能会发生亏损现象。那么是否意味着必须借短期贷款呢？发生亏损，就意味着流动资金减少，资金周转困难势必影响政党生产。企业可以利用提取的折旧、摊销来补充或暂垫流动资金，也可用提取的公积金来弥补亏损，只有当这些内部资金不足以补偿亏损时，才需要借短期贷款。我们可以通过资金来源及运用表判断，只有当累计盈余资金出现负值时，说明资金不足，要借短期贷款。4） 加强成本控制成本控制的目的：实现施工组织制定的降低成本措施，控制各分120、项成本，在目标管理的基础上，完成整体项目的成本预算指标。成本控制的方法：采取组织控制项目成本、技术控制项目成本和经济手段控制相结合的方法，控制工程费用。u 控制项目成本法：A. 明确工程项目成本控制者，项目到人，责任到人。B. 明确工程项目的各级管理组织对项目成本控制的职能分工，以保证对项目成本控制进行有效控制。u 技术控制项目成本法A. 在施工的准备阶段，对整体项目的各施工环节包括设备选型制定出多种可供选择的方案，并进行技术经济比较，然后选定那些有利于缩短工期、提高工程质量、降低成本的最佳方案，组织实施。B. 在施工过程中，不断总结经验，吸取教训，研究、确定、贯彻、执行各种降低工程消耗，提高121、工效的新技术、新工艺措施，并应用到工程建设中去。C. 在项目竣工验收阶段，要加大人员投入力度，及时发现问题并使之得到有效处理，以缩短工程验收时间，尽快投入运行。u 经济手段控制法各种经济措施中重要的是抓住以施工预算基础的计划成本，使之贯彻执行，不断地将项目预算成本与实际成本进行比较分析，并控制在预算成本之内,大控制项目成本上，一是编制费用计划，建设单位应编制投资分配计划，施工单位应编制施工成本计划；二是要严格审核费用支出；三是要经常对费用计划与实际支出做比较分析；四是经常研究减少费用支出的途径。 成本管理控制 成本管理控制制度 成本会 计控制 成本预 算控制 成本计 划控制 图82 成本管理控122、制图8.3.2.2 运营风险管理A市热电有限责任公司可通过与K省电力责任有限公司签定运营合同来分担此项风险。8.3.3 外汇风险控制外汇风险包括外汇兑换风险和汇率变动风险两个方面。A市热电厂三期工程利用日本海外经济协力基金贷款3765亿日元。外汇风险主要发生在偿贷期（限期30年）。由于项目本身不创汇，按目前国家政策，只能由项目公司自行去中国银行购买外汇，偿还外债，而且由于偿贷期限特别长，汇率的变动无法预测精确，虽然目前看日元贷款利率较低，年利率只有35，但如果汇率发生变动，由第六章第一节经计算如果人民币汇率贬值14.09%，日元贷款的资本成本将 上升为(1+3.5%)(1+8.1%)118.0123、9%，加权资本成本将超过全投资内部收益率，详见第九章第一节外汇风险分析与控制详见。8.3.4 完工风险管理完工风险实质就是项目无法按预期计划完工或者完工后无法达到预期标准所带来的收入风险。A市热电厂三期项目可采取下面措施，支持工程按期完工。1） 与一家实力雄厚的承建商签订固定价格上的“一揽子承包”合同，并要求该合同有信誉担保。2） K省电力有限责任公司和A市建设投资公司（两股东）与承建商共同签订完工支持协议，以便能为超过预算的费用作附属债务融资。3） K省电力有限责任公司和A市建设投资公司还应加大工程施工监控力度，对工程进度进行全程、全方位跟踪并要求承建商编制项目计划进度表，并及时检查工期计划124、进度与实际进度的偏差，分析原因、总结经验，使项目的各个环节有序衔接，保证工程按期完工。8.3.5 收入风险管理A市热电厂三期项目后的收入风险主要来自于供热收入方面。虽然与各热网用户签订了供热用汽协议，但热费收缴工作仍困难重重。因为从以往的情况看，企业拖欠供热费的现象比较普遍，A市电厂历史上拖欠供热费最多的一年为96年达4127万元，使企业生产陷于十分被动的局面，最终导致电厂因无力支付煤款使两台供热机组被迫停运，当时正值冬季供暖期，此事在当地引起了很大的社会反响，同时也影响了企业形象。因此，如何保证供热费结零收缴，除了用各方面行政干预手段督促用汽单位按时缴费外，电厂也可采取适当的促销手段：例如当125、月内热款能及时缴纳的，热费可享受折扣；二个月内热费能返还的，热费可享受2折扣等，充分发挥行政手段和经济手段的作用，稳定电厂生产，保证热费按时结零，防止因资金周转不灵，使企业生产陷入困境的现象发生。第九章 问题探讨9.1 美元对人民币汇率预测问题我国的汇率长期实行单一计划牌价制，外汇由国家控制。直到1988年才设外汇调剂市场，并开始实行汇率双到1:11甚至1轨制。1993年由于心里预测和外汇投机因素增强，第二季度美元调剂价一度达:12，后来大致维持1:8.3左右，这基本上反映了目前外汇市场的均衡价格，从94年1月1日起，我国实行汇率并轨，实行单一浮动汇率。实行单一浮动汇率，并不意味着人民币自由兑126、换，而只是在贸易等领域基本自由兑换，对个人用汇仍有严格的限制。98年亚洲金融危机至最近一段时期，国际金融市场动荡不安，继亚洲邻国贷币大幅贬值，日元汇率大幅波动之后，俄罗斯、拉美等一些国家的贷币金融市场也查继出现动荡，这些对我国外部经济带来了很大压力，但我国采取的一系列扩大出口，鼓励利用外资的政策取得了积极成效。98年1-8月份，我国实现贸易顺差313.8亿美元，1-7月实际吸收投资239亿美元，外债规模适度，结构合理，国际收支状况仍然保持了良好状态，保持人民币汇率稳定有着坚定的内在经济基础。我国仍有1400多亿美元的外汇储备，这还不包括国内金融机构、企业及个人持有的外汇，国家调节外汇供求的作地127、很大。最近，我国政府实行了更加积极的财政政策，通过增发1000亿元国债来增加基础设施投资，从而扩大内需，拉动经济增长，弥补外贸出口增幅回落造成的缺口，为实现经济增长8%的宏观拥控目标和人民币汇率稳定奠定了良好的经济基础。近日，外部经济环境也出现了一定的稳定势头，全球金融界从整体上采取应对措施，稳定贷币市场是各国的共同利益。中国政府在极为复杂的国际金融环境中，采取稳定人民币汇率的政策，对防止亚洲经济形式进一步恶化发挥了重要作用，许多国家认为这是对世界金融稳定的贡献，人民币将继续保持稳定汇率。国务院总理朱容基多次在公开场合强调：“我国政治稳定出口产品拥有独特的优势和竞争力，投资环境将不断改善，中国128、将成为外国投资在亚洲的一块绿洲，人民币将保持稳定，不会贬值。”表91 人民币与美元、日元汇率的近期统计表90939495969798992000.12000.22000.35.228.518.728.328.308.298.288.308.298.308.30134.4102.83116.00129.95116.4114.3105.6109.7106.1 因此本项目在财务预测、分析、估算中，并没有考虑外汇的可能波动对资本预算带来风险的影响，认为人民币汇率会保持稳定，这一点从上述分析看是合理的。但是由于本项目外资外资（日本贷款）应用时间特别长（30年），随着我国实行单一浮动汇率逐步向外汇自由兑换129、制的过渡，并且伴随着加入：“”的脚步的临近，关税的进一步扩调进口需求将会增加，美元汇率上升的压力将会越来越大，经计算如果人民币汇率贬值14.09%，日元贷款的资本成本将上升为(1+3.5%)(1+8.1%)118.09%，加权资本成本将超过本项目全投资内部收益率，所以当人民币的汇率贬值超过14.09%时，应引起投资者予以足够重视，鉴于本项目偿贷时间为30年40年（又可宽限10年），我们应充分利用金融手段（例如：外汇、期贷等），防止或降低汇兑损失。9.2 汇率风险与控制9.2.1 汇率风险分析是从事国际金融与国际贸易专业的人们所非常关心的一个问题，也是一个非常复杂的问题。笔者没有在这方面做过深入130、的研究。只从项目引进设备的角度谈一些粗浅的看法。随着我国对外开放的经济政策的实施，我国的建设项目中利用引进设备的项目越来越多。而引进设备就要牵涉到外汇结算，这就产生了汇率风险。所谓汇率风险，就是在外汇结算的过程中由于汇率的变动造成的外汇支出的超支。在笔者进行课题的研究中，发现有不少有关项目都存在着这些问题，汇率风险对项目预期效益的实现有着非常重大的影响，主要体现在三个方面：1） 由于汇率风险，造成外汇投资增大,而总投资增加又直接影响项目的预期效益。2） 由于汇率风险造成的外汇投资增加，会打乱项目的资金筹措计划，直接影响项目的建设。现阶段我国的外汇使用控制很严，一个项目如能争取到一笔外汇贷款是非131、常不容易的。如果汇率风险正好降落到该项目头上，则项目单位必须向银行申请追加贷款，这些工作都需要时间，这就会影响项目建设的如期进行，使建设期延长，对项目造成不利影响。3） 由于汇率风险造成的投资增加，会加重企业的还贷负担，使项目的生存和今后的发展变得更加困难。一个项目若使用外汇贷款，则还贷的任务在项目投产后的一段时间之内都是一项十分繁重的任务，再加上汇率风险给企业带来的额外负担，更会使企业难以承受。不仅国家的税收受影响，企业的折旧基金都用来还贷，也使企业无力进行设备更新改造。以上只是汇率风险对有引进设备的项目造成的一些重要影响，足以引起项目决策和管理者的重视。9.2.2 汇率风险控制如何避免汇率132、风险，减少引进设备中的外汇损失，应成为在项目前期工作中认真研究并严加注意的一个问题。根据国内外的经验，避免和减轻汇率风险的方法重要有：1） 慎重的选择交易的货币。在外汇交易和外贸收付汇业务中，为避免汇率风险，在选择货币时，应注意作好汇率变动趋势预测，付汇争取使用软货币。例如：如果我们预测到美元与日元之间的汇率变动趋势，美元要下跌，则在引。2） 合理选择外汇交易方式。即在引进设备中，利用期汇、掉期、期权等交易方式，转嫁汇率风险。我们A市热电厂为例：双方商定以日元计价（37. 65亿日元）用美元付款。则项目单位可以委托银行在国际市场上用签约时的汇率购买37.65亿日元的期贷（以付款期为准），则付款133、时无论汇率如何变动，项目也可以取得37.65亿日元，再按照付款时的汇率购买价值37.65亿日元的现价美元付款。这样也可保证项目的外汇贷款不超。9.3 一阶段、二阶段效益比较9.3.1 项目进度和安排简介A市热电厂三期项目工程自2000年月动工，分两个阶段进行。一阶段由2000年4月至2002年4月，共24个月，安装2台220吨/时、一台50兆瓦发电机组，并投产发电供热，总投资56018.1万元。二阶段由2002年4月至2003年4月, 加上前期施工共36个月。再安装一炉一机。锅炉为220吨/时高压高温循环流化床炉，汽轮机为50兆瓦汽轮发电机组。一、二阶段总投资87965.3万元。9.3.2 一134、二阶段经济性比较我们利用电力部电力规划设计总院1995年推荐发行的热电工程经济评价软件（第二版）计算：假定一阶段二炉一机单独投产而其它原来假设及条件不变时我们发现：全投资内部收益率为： 14.66%,静态回收期：8.16年；自有资金内部收益率为： 29.09%,静态回收期4.89年。表92 一、二阶段工程投产后的发电供热的经济指标比较表序号项目名称一阶段（两炉一机）二阶段（三炉两机）全投资内部收益率14.66%18.09%静态投资回收周期（年）8.167.8NPV(万元)7625.925759.9自有资金内部收益率29.09%35.15%NPV(万元)16094.537817.63投资利润率135、8.759.9%4投资利税率9.4910.3%5资本金净利润率19.4339.33%从表中我们可以看出：二阶段全部投产后的经济效果指标明显优于一阶段的经济效果指标，全部投资内部收益率和自有资金内部收益率分别较一阶段高出3.43%和6.93%说明二阶段投产以后的资金回收能力将大大增强，资金回收期也明显缩短。另外，一阶段的全部投资累计净现值为7025.9万元，二阶段的全投资累计净现值为25753.9万元；也就是说在项目寿命期结束后将多获得收益18728万元，效果相当可观。9.3.3 建议和政策 加紧落实计划资金。从目前的施工情况看，工程进展不很顺利，主要原因是筹措的建设资金到位率较低，到目前为止（136、2000年3月10日），按计划应注入资金9855万元，除日本贷款2500万元到位外，K省电力有限公司和A市市投资公司只注入5155万元，缺口2200万元，致使工程刚刚开始，施工进展就受到了影响，这不仅关系到一阶段二炉一机能否如期投产问题，照此下去可能会直接影响到二阶段再安装的一炉一机能否如期投产发电，因此协调各方面工作，加强各方面联系，加紧落实计划资金的注入是摆在电厂面前的当务之急。 项目建设专款专用。由于三期项目是在原老电厂的厂区内施工，因此如何解决好三期项目资金只能用到三期的建设中去能否有效发挥资金作用的关键。因为在目前的经济条件下，挪用公款为它用的现象较为普遍和盛行。三期项目筹建人员由原137、A市热电厂安排成立，原则上接受主厂领导，这样就为三期工程款的流失提供了方便条件。因此应建立一支专门的三期项目工程监督、审计队伍，加大对工程款项、工程进度的审查、考核力度，由出资双方（K省电力有限公司、A市市投资公司）共同组建，独立于原电厂之外，直接向出资方汇报、考核监查结果，以便及时发现问题并使问题能够得到及时解决，而且还可以使投资双方加强沟通和相互信任感，加快计划资金的注入步伐。从另外一个角度来看，由资金来源与运用表附表41及42可知，在二阶段施工期内（也就是项目开始第3到第4年），三期工程开始受益，第三年累计盈余2527.0万元，必要时经双方同意可将这部分累计盈余资金做为建设资金投入三期建138、设（当然如果需要的话）。 要坚持三期资金三期用，三期效益归三期的经营原则。加强项目工程一阶段二炉一机与二阶段再上一炉一机的衔接接工作，尽量缩短工期，以便如期履行各项还款计划。第十章 结论10.1 结论1） 目前我们华北电网电力建设项目的可行性技术经济评价尚停留在市场调查、设备选取、财务分析三个方面，这样的可行性技术经济评价有很强的局限性，而本文以A市热电厂三期项目为背景，系统地阐述了电力工业建设项目技术经济评价方法和步骤，即：从投资机会分析入手，以市场调查为基础，以经济评价为核心，以项目风险控制为手段，提出对电力建设项目采用多角度、多层次进行可行性研究的方法，为投资决策提供可靠的科学依据，增强139、投资的科学性，避免和减少因决策失误可能导致的重大损失。这里的多角度是指项目的外部环境因素与内部环境因素，多层次是指外部环境因素中的国家、行业政策要求及国家、地区经济发展的需要；而内部环境因素则指建设后原设施的利用程度人员素质、资金技术条件、企业经验与信誉等。另外本文在对项目本身进行经济、技术分析的同时，将风险控制引入电力项目可行性技术经济评价中来，将不确定性分析与风险控制相结合，形成了符合电力行业特点的电力投资项目的可行性技术经济评价模式，这在我们华北电网电力建设项目的可行性研究中还尚属首次。2） 在我们华北电网电力建设项目的可行性研究中，常因忽视对投资机会的分析与研究，导致投资者因对项目的发140、展前景不明朗而影响资金的按期注入，今后应对拟建项目进行多角度投资机会分析，从外部环境因素与内部环境因素分析入手，确认项目本身是否符合国家、行业政策要求，是否符合国家、地区经济发展的需要，以激发投资者的投资热情。3） 通过本文的研究我们发现：对于建项目应特别注意拟建项目与原企业之间的利益关系，在最大限度地利用原有企业资源的同时，要加大对建设资金的使用监察力度，因为在目前的经济条件下，挪用公款为它用的现象较为普遍和盛行，必要时可建立一支专门的项目工程投资监督、审计队伍，加大对工程款项、工程进度的审查、考核力度，由出资双方共同组建，独立于原企业之外，直接向出资方汇报考核监查结果，便于及时发现问题、及141、时解决问题，同时还可以使投资双方加强沟通和相互信任感，加快计划资金的注入步伐。4） 从第七章经济效益分析我们可以看出：热电厂的经济效益要高于其它单纯发电的同类电厂，所以在有供热市场需求的城市，应大力发展以热电联产方式生产的热电厂。5） 本文在进行市场调查时采用了市场普查与原始资料相结合的方法，虽然对市场需求预测较准，但前后共花费了近3个月的时间走访用户，耗费了大量人力、物力，希望在以后的可行性研究中，应多采用抽样调查的方法，提高调查时效性、经济性。6） 城市电厂的规模及设备方案选择受到很多条件的限制，归纳起来主要有以下五个方面：市场需求限制、资金限制、资源限制、场地限制、环保限制。因此在设备方142、案选择时，应采用多方案技术经济比较的论证方法，并把环保性能评价及设备安全性评价放在首位，而不能只讲经济效益，这是电力行业与其它行业的区别，另外对资源限制也应引起足够重视，特别是以前不被注意的水资源限制，这对地下水日益匮乏的城市来说由为重要。7）在以往的电力项目可行性研究中，通常只进行财务预测和财务评价，而不进行资本成本的分析，通过本文的研究发现：对资本结构中有外资参与的建设项目，必须进行资本成本分析，并由此得出汇率变动对资本成本所带来的影响，为汇率风险控制提供依据。8）本文还将不确定性分析与风险控制引入到电力项目的可行性研究中来，将本项目在施工中、投产后可能存在的如完工风险、市场风险、经营风险143、收入风险、汇率风险等进行了预测分析，提出了相应的政策和建议，采取了将风险适当进行分配的原则，使参与者在得到利益的同时也同时承担项目风险，避免或减小这些风险可能对项目本身造成的不利影响，防止因工程拖期或因资金赤字使工程下马、停工或投产后无法正常还贷现象的发生。 10.2 遗留问题A市热电厂三期投产后，经过一定的生产经营，应对项目进行实际总结评估，以确定本项目是否达到了前期可行性研究中设计和期望的目标，以便从中吸取经验和教训，并根据项目实际投资费用与生产成本及收益资料，重新计算本项目的实际经济收益，进行后评估，并将结果保存存档，作为今后规划设计和可行性投资管理的参考，使同类项目的前期可行性研究工144、作更加准确、合理。附表附表1-1 全投资现金流量表 单位：万元序号项目1234567891011121314151现金流入7523.924892.340590.740309.439985.139611.239180.038682.938109.737448.836686.836630.336571.81.1销售收入7523.924892.340590.740309.439985.139611.239180.038682.938109.737448.836686.836630.336571.81.2回收流动资金1.3回收固定资产余额1.4其他2现金流出985524471.130968.33701145、7.122240.321615.121610.621605.321599.221592.328514.121574.821564.021563.221562.42.1建设投资985524380.027206.022411.02.2流动资金91.1151.9760.3557.42.3经营成本323411340.316677.616677.616677.616677.616677.616677.616677.616677.616677.616677.616677.62.4销售税金及附加77.6243.3417.4413.5408.9403.6397.5390.5382.4373.1362.3361146、.5360.72.5所得税329.12053.64107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.22.6公益金33.4208.5416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.92.7其他3净现金流量（税后）-9855-24471.1-23444.4-12124.818350.418694.318374.518005.917580.817090.716525.615874.015122.815067.115009.44累计净现金流量（税后）-9855-3147、4326.1-5570.5-69895.3-51544.9-32850.7-14476.13529.721110.538201.254726.870600.985723.7100790.7115800.15净现金流量现值（税后）-8799.1-19508.2-16687.2-7705.510412.59471.18311.77272.36339.85502.74750.74074.53465.83083.02742.26累计净现金流量现值（税后）-8799.1-28307.3-44994.6-52700.1-42287.6-32816.5-24504.8-17232.5-10892.7-539148、0.0-639.33435.26900.99984.012726.1附表 1-2 全投资现金流量表 单位：万元序号项目1617181920212223242526272829301现金流入36511.236448.530600.430533.230463.730391.830317.430240.430160.630078.129992.729904.329812.829718.135501.01.1销售收入36511.236448.530600.430533.230463.730391.830317.430240.430160.630078.129992.729904.329812.8297149、18.129620.11.2回收流动资金1560.71.3回收固定资产余额4320.21.4其他2现金流出21561.521560.621478.121477.321476.421475.321474.321473.221472.121470.921469.721468.521467.221465.821464.52.1建设投资2.2流动资金2.3经营成本16677.616677.616677.616677.616677.616677.616677.616677.616677.616677.616677.616677.616677.616677.616677.62.4销售税金及附加359.83150、59.0276.6275.7274.7273.7272.6271.5270.4269.2268.0266.8265.5264.2262.82.5所得税4107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.226公益金416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.92.7其他3净现金流量（税后）14949.714887.99122.19055.98987.48916.588151、43.18767.18688.58607.28523.08435.88345.68252.214036.64累计净现金流量（税后）130749.8145637.7154759.9163815.7172803181719.5190562.6199329.7208018.3216625.5225148.4233584.3241929.8250182.1264218.75净现金流量现值（税后）2438.62168.31186.21051.4931.7825.3730.8646.9572.4506.3447.6395.6349.4308.5468.56累计净现金流量现值（税后）15164.717333152、.118519.319570.820502.521327.822058.622705.523227.923784.224231.824627.424976.925285.425753.9附表 2-1 自有资金现金流量表 单位：万元序号项目1234567891011121314151现金流入7523.924892.340590.740309.439985.139611.239180.038682.938109.737448.836686.836630.336571.81.1销售收入7523.924892.340590.740309.439985.139611.239180.038682.9381153、09.737448.836686.836630.336571.81.2回收流动资金1.3回收固定资产余额2现金流出7355.08950.110807.316168.529382.829192.429187.829182.629176.529169.529161.429152.025072.225071.425070.52.1建设投资中自 有资金7355.08859.05935.02.2流动资金中自 有资金91126.4228.1122.62.3经营成本3234.011340.416677.616677.616677.616677.616677.616677.616677.616677.6166154、77.616677.616677.62.4建设投资借款 本金偿还27.264.61812.52089.82409.62778.33203.33693.44258.54910.11592.21647.91705.62.5流动资金借款 本金偿还本及付息15480.5133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.72.6偿还其它短期借款2.7建设投资借款利息偿还727.51613.25347.85070.54750.84382.13957.03466.92901.82250.31499.21443.31385.62.8销售税金及 附加77155、.6243.3417.4413.5408.9403.6397.5390.5382.4373.1362.3361.5360.72.9所得税329.12053.64107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.2210公益金33.4208.5416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.93净现金流量（税后）-7355.0-8950.1-3283.48723.811207.911117.010797.310428.610003.59513.48948.38156、296.811614.611558.911501.24累计净现金流量（税后）-7355.0-16305.1-19524.7-10800.9407.111524.122321.332749.942753.452266.661215.369511.981126.592685.4104186.75净现金流量现值（税后）-6567.0-7134.8-2337.05544.16359.75632.24884.14211.93607.43063.12572.42129.62661.82365.22101.36累计净现金流量现值（税后）-6567.0-13711.8-16048.8-10504.7-4150157、.01482.26366.310578.214185.617248.719821.121950.724612.526977.729079.0附表 2-2 自有资金现金流量表 单位：万元序号项目1617181920212223242526272829301现金流入36511.236448.530600.430533.230463.730391.830317.430240.430160.630078.129992.729904.329812.829718.135501.01.1销售收入36511.236448.530600.430533.230463.730391.830317.430240.43158、0160.630078.129992.729904.329812.829718.129620.11.2回收流动资金1560.71.3回收固定资产余额4320.22现金流出25069.725068.824986.524985.524984.524983.524982.524981.524980.224979.124977.924976.624558.424557.125648.22.1建设投资中自 有资金2.2流动资金中自 有资金2.3经营成本16677.616677.616677.616677.616677.616677.616677.616677.616677.616677.616677.6159、16677.616677.616677.616677.62.4建设投资借款本金偿还1765.31827.11891.01957.22025.72096.62170.02246.02324.62405.92490.12577.32667.52760.92858.02.5流动资金借款偿还 本金及付息133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.71226.22.6偿还其它短期借款2.7建设投资借款利息偿还1325.91264.11200.21134.01065.5994.6921.2845.3766.768160、5.3601.1513.9423.7330.4233.72.8销售税金及附加359.8359.0276.6275.7274.7273.7272.6271.5270.4269.2268.0266.8265.5264.2262.82.9所得税4107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.2210公益金416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.93净现金流量(税后)161、11441.511379.85613.95547.75479.25408.35334.65259.05180.45099.05014.84927.75254.45161.09852.84累计净现金流量(税后)115628.2127008.0132621.9138169.6143648.8149057.1154392.0159651.0164831.4169930.4174945.2179872.3185127.3190288.6200141.25净现金流量现值(税后)1866.41657.4730.0644.1568.0500.6440.9388.0341.3299.9263.4231.122162、0.0192.3328.96累计净现金流量现值税后31011.032668.433398.434042.534610.535111.135940.135940.136281.436581.336844.737075.837295.837488.737817.6附表 3 1 损益表 单位：万元序号项目345678910111213141516171销售收入7523.924892.340590.740309.439985.339611.239180.038682.938109.837448.836686.836630.336571.836511.236448.52销售税金及 附加77.6243.3163、417.4413.5408.9403.6397.5390.5382.4373.1362.3361.5360.7359.8359.03总成本费用6448.91842627727.32745027130.226761.526336.525846.425281.324629.723878.523822.723765.123705.423643.64销售利润997.46223.012446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.05所得税329.12053.64107.24164、107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.26税后利润668.34169.28338.88338.88338.88338.88338.88338.88338.88338.88338.88338.88338.88338.88338.87盈余公积金100.2625.21250.81250.81250.81250.81250.81250.81250.81250.81250.81250.81250.81250.81250.87.1法定公积金66.8416.9833.9833.9833.9833.9833.165、9833.9833.9833.9833.9833.9833.9833.9833.97.2公益金33.4208.5416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.98应付利润5683544.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.09未分配利润10累计未分配利润附表 32 损益表 单位：万元序号项目181920212223242526272829301销售收入30600.430533.230463.73166、0391.830317.430240.430160.630078.129992.729904.329812.829718.129620.12销售税金及 附加276.6275.7274.7273.7272.6271.5270.4269.2268.0266.8265.5264.2262.83总成本费用17877.717811.617743.117672.217598.817522.817444.217362.817278.617191.517101.317007.916911.34销售利润12446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.167、012446.012446.012446.012446.012446.05所得税4107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.26税后利润8338.88338.88338.88338.88338.88338.88338.88338.88338.88338.88338.88338.88338.87盈余公积金1250.81250.81250.81250.81250.81250.81250.81250.81250.81250.81250.81250.81250.87.1法定公积金833.983168、3.9833.9833.9833.9833.9833.9833.9833.9833.9833.9833.9833.97.2公益金416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.98应付利润7088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.09未分配利润10累计未分配利润附表 41 资金来源与运用表 单位：万元序号项目1234567891011121314151资金来源9898.824862.531181.8365169、81.018147.918147.918147.918147.918147.918147.918147.918147.918147.918147.918147.91.1销售利润997.46223.012446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.01.2折旧与摊销费用2487.55472.35709.15709.15709.15709.15709.15709.15709.15709.15709.15709.15709.11.3建设投资借款2543.815912.421271.022411.0170、1.4流动资金借款125.5532.2434.81.5.其它短期借款1.6建设投资中的自有资金7355.08859.05935.01.7流动资金中的自有资金91.126.4228.1112.61.8回收固定及无形余值1.9回收流动资金2资金运用9898.824862.527714.230756.214045.613702.014021.714390.414815.415305.615870.716522.213204.313260.013317.72.1建设投资9855.824380.027206.022411.0建设期利息43.8391.42.2流动资金投资91.1151.9760.3547171、.42.3所得税329.12053.64107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.22.4建设投资借款还本27.264.41812.52089.82409.62778.33203.33693.44258.54910.11592.21647.91705.625流动资金借款还本2.6其它短期借款还本2.7应付利润568.03544.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.02.8公益金33.4208.5416.9416.9172、416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.93盈余资金2527.05824.94723.34445.94126.23757.53332.52842.32277.21625.74943.64887.94830.24累计盈余资金2527.08351.913075.117521.121647.225404.828737.231579.633856.835482.540426.145313.950144.1其中：余留折旧与摊销246027868111757.515369.518661.821585.524084.02609.227535.228327.53173、2473.436491.440478.6表中第1、2项资金来源与资金运用中计入了建设期利息附表 42 资金来源与运用表 单位：万元序号项目1617181920212223242526272829301资金来源18147.918147.912446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.018327.01.1销售利润12446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.012446.0174、12446.012446.012446.01.2折旧与摊销费用5709.15709.11.3建设投资借款1.4流动资金借款其它短期借款1.6建设投资中的自有资金1.7流动资金中的自有资金1.8回收固定及无形余值4320.31.9回收流动资金1560.72资金运用13377.413439.213503.213569.313637.813708.713782.113858.113936.714018.014102.314189.414279.614373.02035.62.1建设投资建设期利息2.2流动资金投资2.3所得税4107.24107.24107.24107.24107.24107.241175、07.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.24107.22.4建设投资借款还本1765.31827.11891.01957.22025.72096.62170.02246.02324.62405.92490.12577.32667.52760.92858.025流动资金借款还本1092.52.6其它短期借款还本2.7应付利润7088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.07088.02.8公益金416.9416.9416.941176、6.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.9416.93盈余资金4770.54708.7-1057.2-1123.3-1191.8-1262.7-1336.1-1412.1-1490.7-1572.0-1656.2-1743.4-1833.6-1927.0-2023.64累计盈余资金54914.659623.358566.157442.856251.054988.253652.152240.050749.349177.347521.045777.643944.042017.039993.5其中：余留折旧与摊销44424.248299177、.046408.044450.842425.140328.438158.435912.633587.931182.028691.926114.623447.120686.217828.8附表 51 资产负债表 单位：万元序号项目1234567891011121314151资产9898.834824.562627.588319.088416.987161.085585.383640.981271.578411.974987.370911.170152.869338.768467.01.1流动资产总额154.32835.79938.11567420119.924246.228003.631336.178、134178.436455.738081.443024.947912.852743.0应收帐款 86.7173.4866.01389.81380.81389.81389.81389.81389.81389.81389.81389.81389.81389.8存货64.4128.7643.01032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.1现金3.36.677.3176.9176.9176.9176.9176.9176.9176.9176.9176.9176.9176.9累计盈余资金2527.08351.913075179、.117521.121647.225404.828737.231579.633856.835482.540426.145313.950144.11.2在建工程9898.834670.519076.81.3固定资产净值40650.078380.972743.067041.161339.255637.349935.744233.538531.232829.727127.821425.915724.01.4无形和递延资产净值2负债2543.818519.340294.465404.764482.162392.359982.657204.754001.150307.646049.341139.0395180、46.837898.936193.32.1流动负债总额63.2191.21240.72130.62130.62130.62130.62130.62130.62130.62130.62130.62130.62130.6应付帐款63.265.7583.01038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.1流动资金借款125.5657.71092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.5其他短期借款2.2建设投资借款（累计）2543.818181、456.140102.964164.062351.460261.657852.055073.851780.248177.043918.539008.437416.235768.334062.73投资者权益7355.016305.122269.122914.323934.724768.825602.626436.527270.428104.328938.229772.030605.931439.832273.7资本金7355.016305.122202.322430.522617.222617.222617.222617.222617.222617.222617.222617.222617.22182、2617.222617.2资本公积3.4累计未分配利润3.5累计盈余公积金66.8483.81317.62151.52985.43819.34653.25487.16320.97154.87988.78822.69656.5资产负债率(%)25.7053.3664.4474.0772.9371.5870.0968.3966.4564.1661.4158.0156.3754.6652.86流动比率(%)121.521112.45761.90735.65944.321137.981314.331470.741064.151711.031787.332019.352248.762475.46速动比率183、(%)70.851061.96712.61687.21895.881089.541265.891422.301555.701662.591738.891970.912200.322427.02附表 52 资产负债表 单位：万元序号项目1617181920212223242526272829301资产67535.666542.465485.264361.963170.061907.260571.259159.157668.456096.454440.152696.750863.148936.146912.51.1流动资产总额57513.462222.161165.060041.758849.85184、7587.156250.954838.953348.251776.250119.948376.546542.944615.942592.3应收帐款 1389.81389.81389.81389.81389.81389.81389.81389.81389.81389.81389.81389.81389.81389.81389.8存货1032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.1现金176.9176.9176.9176.9176.9176.9176.9176.917185、6.9176.9176.9176.9176.9176.9176.9累计盈余资金54914.659623.358566.157442.856251.054988.253652.152240.350749.349177.347521.045777.643944.042017.039993.51.2在建工程1.3固定资产净值10022.14320.24320.24320.24320.24320.24320.24320.24320.24320.24320.24320.24320.24320.24320.21.4无形和递延资产净值2负债34428.032600.930709.928752.726726.186、924630.322460.320214.417889.815483.912993.710416.47749.04988.12130.62.1流动负债总额2130.62130.62130.62130.62130.62130.62130.62130.62130.62130.62130.62130.62130.62130. 62130.6应付帐款1038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.1流动资金借款1092.51092.51092.51092.51092.510187、92.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.5其他短期借款2.2建设投资借款（累计）32297.430470.328579.226622.324596.322499.320329.718083.715759.213353.210863.18285.85618.32858.00.03投资者权益33107.633941.534775.335609.236443.137277.238110.938944.839778.640612.541446.442280.343144.243948.144781.93.1资本金22617.22188、2617.222617.222617.222617.222617.222617.222617.222617.222617.222617.222617.222617.222617.222617.23.2资本公积3.4累计未分配利润3.5累计盈余公积金11490.411324.212158.112992.013825.914659.815493.716327.517161.417995.318829.219663.120496.921330.822164.7资产负债率(%)50.9848.9946.9044.6742.31 39.7937.0834.1731.0227.0623.8719.7715189、.2310.194.54流动比率(%)2699.362920.362870.752818.022762.082702.822640.112573.832503.872430.092352.352270.522184.472094.021999.05速动比率(%)2650.922871.922822.302769.582713.642654.382591.672525.392455.432381.642303.912222.082136.22045.581950.61附表 6 投资总额和资金筹措表 单位：万元序号项目12345合计1投资总额(含建设期利息，2.1+2.2+2.4)9898.824190、862.527760.924885.7557.487965.32资金运用（不含建设期利息，2.1+2.4）9855024471.127357.923171.3557.42.1建设投资9855.024380.027206.022411.083852.0发电投资9855.023859.026685.021101.081500.0热网建设投资0.0521.0521.01310.02352.02.2建设期利息(资本化部分)43.8391.4403.01714.42552.6建设期利息（发电化部分）43.8351.5363.11614.22372.6建设期利息（热网化部分）0.039.939.9100.191、2179.92.3固定资产原值小计(2.1+2.2)9898.824771.427609.024125.486404.62.4流动资金91.1151.97603557.41560.73资金筹措9855024471.127357.923171.3557.485412.73.1注册资本7355.08859.0593522149.03.2发电投资借款2500.01500020750.021101.059351.03.3热网投资借款521.0521.01310.02352.03.4流动资金筹措91.1151.97603557.41560.7自有流动资金91.12642281122.6468.2流动资金192、借款125.5532243481092.5本表说明:1.第一年建设投资9855.0万元（1.1）；资金筹措:日圆贷款2500万元，注册资本金7355.0万元,建设期利息43.8万元计入固定资产原值，本期借款本利于第三年开始偿还，详见43页。2.第二年建设投资24380.0万元；流动资金投入91.1万元，共计24471.1万元。资金筹措：日圆贷款15000万元，注册资本金8859万元，国内融资521万元，自有流动资金91.1万元，共计24471.1万元，建设期利息391.4万元计入固定资产原值，本期借款本利于第三年投产开始偿还，详见43页7.1.7节。3. 第三年建设投资27206.0万元；流动193、资金投入151.9万元，共计27357.9万元。资金筹措：日圆贷款20750万元，注册资本金5935万元，国内融资521万元，流动资金筹措151.9万元，共计27357.9万元，建设期利息403万元计入固定资产原值，本期借款本利于第四年投产开始偿还，详见43页7.1.7节。4.第四年建设投资22411.0万元；流动资金投入760.3万元，共计23171.3万元。资金筹措：国内融资22411(21101+1310)万元，流动资金筹措760.3万元，共计23171.1万元，建设期利息1714.4万元计入固定资产原值，本期借款本利于第五年投产开始偿还，详见43页7.1.7节。5.本项目建设期共计四年194、，其中一阶段建设期两年，二阶段建设期两年。6.建设期利息只计入投资总额，建设期内可不偿还利息，所以在筹措资金时未进行考虑。附表 71 借款还款付息表 单位：万元序号项目12345678910111213141516171借款还本金和利息754.61677.77160.37160.37160.37160.37160.37160.37160.37160.33091.23091.23091.23091.23091.21.1应还本金27.264.41812.52089.82409.62778.33203.33693.44258.54910.61592.21647.91705.61765.31827.1195、1.1.1建设投资借款还本27.264.41812.52089.82409.62778.33203.33693.44258.54910.61592.21647.91705.61765.31827.1发电投资还本1636.71887.12175.82508.72892.63335.13845.44433.81592.21647.91705.61765.31827.1热网投资还本27.264.4175.8202.7233.8269.5310.8358.3413.1476.31.2应付利息727.51613.25347.85070.54750.84382.13957.03466.92901.8225196、0.31499.21443.31385.6727.51613.2发电投资付息626.31365.34840.74590.34301.63968.73584.83142.32632.02043.71365.31309.61251.91192.21130.4热网投资利息85.8167.5373.4346.5315.5279.7238.4190.9136.1流动资金利息15.480.5133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.71.3长期本年借款流动250015521.021271.024125.4125.3532197、.2434.81.4长期年初累计欠款流动002543.818456.240103.064164.062351.560216.757852.155073.851870.548177.143918.639008.637416.435767.834062.932297.6125.3657.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.52.偿还贷款本金来源21利润22折旧与摊销754.61677.77160.37160.37160.37160.37160.37160.37160.37160.33091.198、23091.23091.23091.23091.223自有资金24资产回收25其他26合计附表 72 借款还款表 单位：万元序号项目181920212223242526272829301借款还本金和利息3091.23091.23091.23091.23091.23091.23091.23091.23091.23091.23091.23091.23091.21.1应还本金1891.01957.22025.72096.62170.02246.02324.62405.92490.12577.32667.52760.92858.0建设投资借款还本1891.01957.22025.72096.62170199、.02246.02324.62405.92490.12577.32667.52760.92858.0发电投资还本热网投资还本1.2应付利息1066.51000.3931.8860.9787.5711.5632.9551.6467.4380.2290.0196.6100.0发电投资付息热网投资利息流动资金利息133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.71.3长期年初欠款累计流动 30470.628579.626622.424596.722499.820330.518083.915759.813353.81086200、3.78286.45618.92858.01092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51.4长期本年借款流动2.偿还贷款本金来源21利润22折旧与摊销（余留）3091.23091.23091.23091.23091.23091.23091.23091.23091.23091.23091.23091.23091.223自有资金24资产回收25其他26合计附表 73 流动资金估算表序号项目1234567891011121314151.流动资产154.4308.71586.32598.82201、598.82598.82598.82598.82598.82598.82598.82598.82598.82598.81.1应收帐款 86.71734866.01389.81380.81389.81389.81389.81389.81389.81389.81389.81389.81389.81.2存货64.4128.7643.01032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11.3现金3.36.677.3176.9176.9176.9176.9176.9176.9176.9176.9176.9176.9176.202、92.流动负债63.3657583.01038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.12.1应付帐款63.3657583.01038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.13流动资金91.12430100331560.71560.71560.71560.71560.71560.71560.71560.71560.71560.71560.74自有流动资金911264228.1122.6468.2468.2468.2468.2468203、.2468.2468.2468.2468.2468.25流动资金本年增加额91.1151.9760.3557.46流动资金借款125.5657.71092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.57流动资金利息15.480.5133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7附表 73 流动资金估算表序号项目1617181920212223242526272829301.流动资产2598.82598.82598.82598.82598.82598.825204、98.82598.82598.82598.82598.82598.82598.82598.82598.81.1应收帐款 1389.81380.81389.81389.81389.81380.81389.81389.81389.81389.81389.81389.81389.81389.81389.81.2存货1032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11032.11.3现金176.9176.9176.9176.9176.9176.9176.9176.9176.9176.9205、176.9176.9176.9176.9176.92.流动负债1038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.12.1应付帐款1038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.11038.13流动资金1560.71560.71560.71560.71560.71560.71560.71560.71560.71560.71560.71560.71560.206、71560.71560.74自有流动资金468.2468.2468.2468.2468.2468.2468.2468.2468.2468.2468.2468.2468.2468.2468.25流动资金本年增加额6流动资金借款1092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.51092.57流动资金利息133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7133.7附表 81 成本费用计算表 单位207、：万元序号项目34567891011 电 热 电热电热电热电热电 热电热 电热 电热1发电量6.934.4055.055.055.055.055.055.055.01.1厂用电率(%)16.9916.9916.9916.9916.9916.9916.9916.9916.991.2实际供电、供热（万千度、万吉焦）5.73103.028.58515.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.01.3线损率、网损率0.00.00.00.00.00.00.00.00.01.4售电、售热量（万千度、万吉焦）208、5.73103.028.58515.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.02发电、供热生产成本2077.53571.05502.711149.67164.615047.87164.615047.87164.615047.87164.615047.87164.615047.87164.615047.87164.615047.82.1燃料费351.01105.61749.45528.12794.88887.92794.88887.92794.88887.92794.88887.92794.888209、87.92794.88887.92794.88887.92.2水费2.46.612.232.919.552.619.552.619.552.619.552.619.552.619.552.619.552.62.3材料费41.446.3206.4231.8330.0372.6330.0372.6330.0372.6330.0372.6330.0372.6330.0372.6330.0372.62.4折旧费1913.33559.01913.33559.01913.33559.01913.33559.01913.33559.01913.33559.01913.33559.01913.33559.01210、913.33559.02.5修理费346.0702.4691.91404.9691.91404.9691.91404.9691.91404.9691.91404.9691.91404.9691.91404.9691.91404.92.6工资及福利401.917.1401.917.1401.917.1401.917.1401.917.1401.917.1401.917.1401.917.1401.917.12.7其他费用（保险、摊销、运营费）138.075.2688.0376.01100.0604.41100.0604.41100.0604.41100.0604.41100.0604.41100211、.0604.41100.0604.43财务费用240.1487.4532.41080.91764.83583.01673.33397.21567.83183.01446.12936.01305.82651.21144.12322.8957.61944.23.1利息240.1487.4532.41080.91764.83583.01673.33397.21567.83183.01446.12936.01305.82651.21144.12322.8957.61944.23.2汇兑损失0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.04发电212、热单位成本（元千度、元吉焦）362.2834.67192.5521.65156.9418.17156.9418.17156.9418.17156.9418.17156.9418.17156.9418.17156.9418.175供热、电单位成本（元千度、元吉焦）0.00.710.00.310.00.200.00.200.00.200.00.200.00.200.00.200.00.206售热、电单位成本（元千度、元吉焦）362.2835.38192.5521.96156.9418.38156.9418.38156.9418.38156.9418.38156.9418.38156.9418.3213、8156.9418.387售热、电成总成本2317.64131.36035.112390.98929.318797.98837.818612.18732.318397.98610.718150.98470.417866.18308.617537.78122.217159.18经营总成本1280.71953.33749.87590.45338.111339.55338.111339.55338.111339.55338.111339.55338.111339.55338.111339.55338.111339.59销售电、热价（元千度、元吉焦）533.2643.36368.6627.88391.214、9727.41389.9327.18387.5826.92384.8726.62381.7426.27378.1425.87373.9925.4110销售电、热价（含税）623.9148.99 431.3331.50458.6030.97456.2230.72453.4730.42450.3030.08446.64 29.69 442.43 29.23 437.5728.71表中第9、10项只用来计算销售收入附表 82 成本费用计算表 单位：万元序号项目121314151617181920 电 热 电热电热电热电热电 热电热 电热 电热1发电量55.055.055.055.055.055.05215、5.055.055.01.1厂用电率(%)16.9916.9916.9916.9916.9916.9916.9916.9916.991.2实际供电、供热（万千度、万吉焦）4565828456582845.65828.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.01.3线损率、网损率0.00.00.00.00.00.00.00.00.01.4售电、售热量（万千度、万吉焦）45.65828.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.045.658216、28.045.65828.02发电、供热生产成本 7164.615047.8 7164.615047.8 7164.615047.8 7164.615047.8 7164.615047.8 7164.615047.8 7164.615047.8 7164.615047.8 7164.615047.82.1燃料费 2794.88887.9 2794.8 8887.9 2794.8 8887.9 2794.8 8887.9 2794.8 8887.9 2794.8 8887.9 2794.8 8887.9 2794.8 8887.9 2794.8 8887.92.2水费19.552.619.552217、.619.552.619.552.619.552.619.552.619.552.619.552.619.552.62.3材料费 330.0 372.6 330.0 372.6 330.0 372.6 330.0 372.6 330.0 372.6 330.0 372.6 330.0 372.6 330.0 372.6 330.0 372.62.4折旧费 1913.33559.0 1913.3 3559.0 1913.33559.0 1913.3 3559.0 1913.33559.0 1913.3 3559.02.5修理费691.91404.9691.91404.9691.91404.969218、1.91404.9691.91404.9691.91404.9691.91404.9691.91404.9691.91404.92.6工资及福利401.917.1401.917.1401.917.1401.917.1401.917.1401.917.1401.917.1401.917.1401.917.12.7其他费用（保险、摊销、运营费）1100.0604.41100.0604.41100.0604.41100.0604.41100.0604.41100.0604.41100.0604.41100.0604.41100.0604.43财务费用742.61507.7494.71004.3476219、.3967.0457.3928.4437.6888.4417.2847.0396.1804.1374.2759.8351.6713.93.1利息742.61507.7494.71004.3476.3967.0457.3928.4437.6888.4417.2847.0396.1804.1374.2759.8351.6713.93.2汇兑损失0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.04发电、热单位成本（元千度、元吉焦）156.9418.17156.9418.17156.9418.17156.9418.17156.9418.1715220、6.9418.17116.9313.70116.9313.70116.9313.705供热、电单位成本（元千度、元吉焦）0.0 0.20 0.0 0.200.0 0.20 0.0 0.200.0 0.20 0.0 0.200.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.06售热、电单位成本（元千度、元吉焦） 156.94 18.38 156.94 18.38 156.94 18.38 156.94 18.38 156.94 18.38 156.94 18.38116.9313.70116.9313.70116.9313.707售热、电成总成本7907.116722。67659.216219.676221、40.816181.97621.816143.27602.116103.37581.716061.95734.112143.65712.312099.35689.712053.48经营总成本 5338.1113395 5338.1 11339.5 5338.1 11339.5 5338.1 11339.5 5338.111339.5 5338.111339.5 5338.111339.5 5338.111339.5 5338.111339.59销售电、热价（元千度、元吉焦）369.2024.87363.6824.26363.2727.36362.8424.16362.4024.11361.95222、24.06320.7919.27320.3019.22319.8019.1610销售电、热价（含税）431.9328.11425.5027.41425.0227.36424.5227.30424.0127.25423.4827.19375.3221.77374.7521.71374.1721.65表中第9、10项只用来计算销售收入用附表 83 成本费用计算表 单位：万元序号项目212223242526272829 30 电 热 电热电热电热电热电 热电热 电热 电热 电热1发电量55.055.055.055.055.055.055.055.055.055.01.1厂用电率(%)16.9916.223、9916.9916.9916.9916.9916.9916.9916.9916.991.2实际供电、供热（万千度、万吉焦）45.65828.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.01.3线损率、网损率0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.01.4售电、售热量（万千度、万吉焦）45.65828.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.045.65828.04224、5.65828.045.65828.02发电、供热生产成本 7164.615047.8 7164.615047.8 7164.615047.8 7164.615047.8 7164.615047.8 7164.615047.8 7164.615047.8 7164.615047.8 7164.615047.8 7164.615047.82.1燃料费 2794.8 8887.9 2794.8 8887.9 2794.8 8887.9 2794.8 8887.9 2794.8 8887.9 2794.8 8887.9 2794.8 8887.9 2794.8 8887.9 2794.8 8887.225、9 2794.8 8887.92.2水费19.552.619.552.619.552.619.552.619.552.619.552.619.552.619.552.619.552.619.552.62.3材料费 330.0 372.6 330.0 372.6 330.0 372.6 330.0 372.6 330.0 372.6 330.0 372.6 330.0 372.6 330.0 372.6 330.0 372.6 330.0 372.62.4折旧费2.5修理费691.91404.9691.91404.9691.91404.9691.91404.9691.91404.9691.914226、04.9691.91404.9691.91404.9691.91404.9691.91404.92.6工资及福利401.917.1401.917.1401.917.1401.917.1401.917.1401.917.1401.917.1401.917.1401.917.1401.917.12.7其他费用（保险、摊销、运营费）1100.0604.41100.0604.41100.0604.41100.0604.41100.0604.41100.0604.41100.0604.41100.0604.41100.0604.41100.0604.43财务费用328.2666.4304.0617.22227、78.9566.3253.0513.7226.1459.6198.4402.7169.6344.3139.8283.9109.0221.377.1156.63.1利息328.2666.4304.0617.2278.9566.3253.0513.7226.1459.6198.4402.7169.6344.3139.8283.9109.0221.377.1156.63.2汇兑损失0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.04发电、热单位成本（元千度、元吉焦）116.9313.70116.9313.70116.9313.70116.93228、13.70116.9313.70116.9313.70116.9313.70116.9313.70116.9313.70116.9313.705供热、电单位成本（元千度、元吉焦）0.0 0.20 0.0 0.00.0 0.0 0.0 0.00.0 0.0 0.0 0.00.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.00.00.06售热、电单位成本（元千度、元吉焦）116.9313.70116.9313.70116.9313.70116.9313.70116.9313.70116.9313.70116.9313.70116.9313.70116.9313.70116.9313.707售热、电成总成229、本5666.312005.95642.111956.35617.011905.85591.111853.15564.211798.65536.411742.25507.711683.85477.911623.45447.111560.85415.211496.18经营总成本 5338.111339.5 5338.1 11339.5 5338.1 11339.5 5338.1 11339.5 5338.1 11339.5 5338.1 11339.5 5338.111339.5 5338.1 11339.5 5338.111339.5 5338.111339.59销售电、热价（元千度、元吉焦）3230、19.2819.10318.7419.04318.1818.98317.618.91317.018.85316.3918.78315.7518.71315.0918.36314.4018.56313.6918.4810销售电、热价（含税）373.5621.58372.9321.25372.2721.45371.621.37370.921.30370.1721.22369.4221.14368.6521.03367.8420.97367.0120.88 表中第9、10项只用来计算销售收入用 附表 9 投资估算表 单位：万元序号工程和费用名 称 估算价值各项占总计（%）单位投资（元/千瓦）建筑工程231、费用设备购置费用安装工程费用其他费用合计1热力系统48652214447133172243.931722燃料供应系统59800368951.3903除灰系统419350244043616.54364水处理系统30288259117752.71785供水系统167830819863.01996电气系统2402042105933415.03347热工控制系统2626180344296.64438附属生产工程6413758611021.61109生活福利工程109210921.61090其他费用615861589.2616小计829631371867061585449581.554501基本预备费5232、45054508.25452材料差价1200132425243.82523灰场1003204200.6424铁路193019302.91935水源200020003.02006市政排水费17172发电工程静态投资949631471999415875668361006684各项占总计14.247.115.023.7100各项单位投资（元/千瓦）9503147999158866847差价预备费122981229818建设期贷款利息23732373发电工程动态投资9496314719994305468150719配套热网投资2532253220铺底生产流动资金15611561工程项目计划总资金949233、63147199943463987965.38796.5附表10 主要技术经济指标序号名称单位数值1总投资万元87965.32单位千瓦投资元/千瓦87963年供热量吉焦/年8.281064年发电量千瓦时/年4.5651085年利用小时数小时55006厂区占地面积万平方米67灰厂占地面积万平方米608全厂热效率%75.49发电标准煤耗克/千瓦时23110供热标准煤耗千克/吉焦40.811厂用电率%16.9912平均发电成本元/千度156.9413平均工热成本元/吉焦18.3814国内贷款偿还年限年1015投资利润率%9.916投资利税率%1417全投资内部收益率%18.0918自有资金内部收益率%35.1519电价（含税）元/千瓦时0.42520热价（含税）元/千瓦时2521投资回收年限年7.8