1、甘肃省1200m海拔10MWP太阳能光伏发电工程项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月甘肃省1200m海拔10MWP太阳能光伏发电工程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58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 录一、概述6二、建设的必要性（一）开发利用太阳能资源，符合能源产业发展方向8（二）甘肃省2、建设大型并网光伏发电系统的条件9（三）开发太阳能资源，实现地区电力可持续发展11（四）加快能源电力结构调整的需要12（五）改善生态、保护环境的需要13（六）开发太阳能，促进旅游业的发展13（七）发挥减排效益，申请CDM14三、基本情况（一）甘肃省电力现状及发展规划1、电力系统现状152、甘肃电力系统规划17（二）敦煌市电力建设基本情况及发展规划1、敦煌市电力建设情况182、敦煌市电网供应情况193、敦煌市电网需求状况194、电网存在的主要问题205、敦煌市电力发展规划 21四、敦煌市建设条件（一）光照资源条件1、我国太阳辐射年总量的地理分布232、甘肃省太阳能资源分布特点243、敦煌市太阳能资3、源254、敦煌地区平均10年气象资料供给表 275、其他气象数据28（二）场址条件1、场址地理位置292、场址建设条件293、地理地貌294、地址状况305、冻土深度306、场地结论30五、太阳能光伏电站预选方案设计（一）太阳能电池阵列设计1、太阳能光伏组件选型312、并网光伏系统效率计算323、倾斜面光伏阵列表面的太阳能辐射量计算344、太阳能光伏组件串并联方案355、太阳能光伏阵列的布置356、土建设计36（二）太阳能光伏方阵直流防雷汇流箱设计 38（三）直流配电柜设计 39（四）太阳能光伏并网逆变器的选择 40（五）交流防雷配电柜设计 43（六）交流升压变压器 44（七）系统组成方案原理4、框图45（八）系统接入电网设计 45（九）方案改进措施53（十）施工组织设计 1、施工条件 542、施工交通运输 543、工程永久占地 564、主体工程施工 565、太阳能光伏阵列安装 566、施工总布置 57六、环境影响评价1、环境现状 572、建设施工期环境影响评价及减排措施 58七、预测发电量的计算61八、投资估算 63九、财务分析 65十、附件 104一、概述 敦煌市位于甘肃省河西走廊最西端，地处甘、青、新三省交界处，总面积3.12万平方公里，现有荒漠面积1.8万平方公里；总人口18万人。平均海拔1138m。境内有回、藏、蒙古等10个少数民族。现存各类文物点241处，其中国家级文物保护5、单位3处，特别是被誉为“文化瑰宝”的莫高窟，已于1991年列入世界文化遗产名单，使敦煌成为了“丝绸之路”旅游线上的黄金旅游点。随着敦煌机场的扩建、玉敦铁路、313高等级公路和广播电视网络中心的建设， “航线出国、铁路入市、油路进村、信息上网”的目标的实现，敦煌市将成为甘肃省发展特色和开放个性鲜明，经济环境、社会化服务一流，物质文明和精神文明协调发展的区域中心城市和国际化旅游名城。敦煌市高举旅游龙头，按照“三优一特两突破四围绕”的思路，发展敦煌经济。2005年全市完成国内生产总值20900万元。旅游接待人数100万人次，旅游社会总收入完成39100万元，财政总收入完成11800万元。敦煌市地处内6、陆，四季分明，昼夜温差大，日照时间长，属典型的暖温带干旱性气候。全年日照小时数3246.7h，日照辐射量为163.87千卡/c。总辐射量最大值出现在5、6、7三月，从随季节的变化量看，以夏季最大，冬季最小。日照时数的年际变化是夏秋季最大，冬季最小。一年中日照时数从2月份开始逐月增多，6月份达到最高值，伏期和秋季维持次高状况，直到冬季的12月至2月降到最低值。党河是境内唯一的河流，发源于祁连山脉，全长390公里，年平均径流量为2.9亿立方米。预选的xx镇场址位于敦煌市xx镇西南，距市区13km。东经9431，北纬4004。海拔1200m，距国道215线1 km。距110KV、容量为51500KV7、A的杨家桥变电站11km。日照辐射量为6882.1MJ/，日照小时数3362h，最大阵风风速14m/s，沙尘天数7d/y。平均气温9.3，场地开阔、平坦，扩容空间大。土质为砂砾戈壁滩，地下水水位35m。站点距世界著名的莫高窟38 km，月牙泉19 km，玉门关82 km，雅丹地貌152 km。地处敦煌古城党河玉门关雅丹地貌旅游线必经之路上。本期工程计划总装机容量10MWP，采用 35KV电压等级接入甘肃电网，整体工程占地约43.55万平方米，总投资约48042.4万元，项目建设工期1年。XX公司经甘肃省发改委同意，依据开展敦煌10MWP太阳能光伏发电项目前期工作的要求，承担敦煌10MWP太阳能8、光伏发电工程预可行性研究报告编制工作。内容包括项目建设的必要性和建设规模、太阳能光伏发电场址选择、太阳能资源、工程地质、设备选型、发电量测算、电气、土建工程、施工组织设计、环境影响评价、投资估算、财务效益初步分析等工作。10MWP太阳能光伏电站概况特性表序号项目名称规格型号数量1总装机容量10.1244MWP25年年均发电量1637万KWh2太阳能光伏组件多晶165WP61360块3太阳能光伏组件支架镀锌角钢2475吨4单元直流接线箱喷塑密封400台5直流配电柜250KW40台6并网逆变器250KW40 台7交流配电柜2MW5台8升压变压器2500KVA 5台 9电流互感器600/55套10断9、路器5套11隔离开关5套12计量装置5台13防雷及接地装置40套14控制检测传输系统1套二、建设的必要性（一）开发利用太阳能资源，符合能源产业发展方向我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，能源将近76%由煤炭供给，这种过度依赖化石燃料的能源结构已经造成了很大的环境、经济和社会负面影响。大量的煤炭开采、运输和燃烧，对我国的环境已经造成了极大的破坏。大力开发太阳能、风能、生物质能等可再生能源利用技术是保证我国能源供应安全和可持续发展的必然选择。“十一五”期间我国在能源领域将实行的工作重点和主要任务是首先加快能源结构调整步伐，努力提高清洁能源开发生产能力。以太阳能发电、风力发电、太阳能热水器、大型沼气10、工程为重点，以“设备国产化、产品标准化、产业规模化、市场规范化”为目标，加快可再生能源的开发。甘肃省十分重视可再生能源的开发和利用，根据甘肃省“十一五”能源工业发展规划，到2010年全省可再生能源开发利用量达到138万吨标煤，其中电力装机容量200万千瓦（含小水电、风电），发电量60亿千瓦时；新增节约和开发农村能源150万吨标煤，人均年生活用能达到435公斤标煤，综合热效率达到20%以上。为实现“十一五”能源工业发展规划目标，促进甘肃可再生能源资源优势转化为经济优势，提高可再生能源开发利用水平，加快能源结构调整，减少煤炭等化石能源消耗对环境产生的污染，甘肃省将利用各种途径来发展可再生能源。其中11、，选择在敦煌市建设太阳能发电项目，就是一种有益的尝试。目前的太阳能发电技术主要有太阳能光伏发电和太阳能热发电技术，其中太阳能热发电技术尚处于试验开发阶段，而太阳能光伏发电技术已经成熟、可靠、实用，其使用寿命已经达到2530年。要使光伏发电成为战略替代能源电力技术，必须搞大型并网光伏发电系统，而这个技术已经实践证明是切实可行的。（二）甘肃省建设大型并网光伏发电系统的条件我国太阳能理论总储量为147 108 GWh / 年。从理论上讲除去农田、草原、森林、河流、湖泊、道路等，在任何荒地和建筑上都可以安装光伏组件。甘肃省具有丰富的太阳能资源，年太阳能总辐射量在48006400MJ/m2，年资源理论储12、量67万 亿KWh，每年地表吸收的太阳能相当于大约824亿吨标准煤的能量，开发利用前景广阔。河西走廊、甘南高原为甘肃省太阳辐射丰富区，年太阳总辐射量分别为每平方米5800MJ和6400MJ；陇南地区相对较低，年太阳总辐射量仅48005200MJ；其余地区为5200-5800MJ。除陇南地区外，甘肃省年太阳总辐射量比同纬度的华北、东北地区都大。甘肃省以夏季太阳总辐射最多，冬季最少，春季大于秋季。7月各地太阳总辐射量为每平方米560740MJ；1月为260380MJ；4月为480630MJ；10月为300480MJ。太阳总辐射冬季南北差异小，春季南北差异大。甘肃省各地年日照时数在1700-332013、小时之间，自西北向东南逐渐减少。河西走廊西部年日照时数，在3200小时以上；陇南南部，在1800小时以下；其余地区在20003000小时之间。甘肃省是全国降水量稀少的地区之一，年降水量在300毫米以下的地区占总面积的58，年降水量最多的地区是陇南东南部，为700-800毫米；年降水量最少的地区是河西走廊，为40-200毫米。由于受地理环境和大气环流的影响，降水量不但空间分布不均，而且年际变化也很大，因而干旱出现频率高。甘肃省年平均降水日数日降水量0.1mm的天数在17150天之间，由东南向西北递减。河西走廊年平均降水日数为1720天，是降水日数最少地区；祁连山区为40120天，中部为6012014、天；陇东为80l10天；陇南和甘南高原为100150天，是降水日数最多的地区。甘肃省年蒸发量在 11003000毫米之间，分布趋势由东南向西北增大。河西走廊一般为20003000毫米，是甘肃省蒸发量最大的地区；祁连山区为16001800毫米；中部为13002000毫米；陇南和甘南高原一般为11001300毫米，是甘肃省蒸发量最小的地区。资源分布，一是自东南向西北逐渐递增的规律，二是不同地区太阳能季节差异特征明显。太阳能资源丰富地区多数为沙漠、戈壁及未利用荒地，地势平坦开阔，可作为“大漠光电工程”实施的重点和理想地区。搞光伏发电，利用我国的荒漠资源，是变废为宝，保障我国能源供应战略安全、大幅减小15、排放、和可持续发展的重大战略举措。（三）合理开发太阳能资源，实现地区电力可持续发展根据西北电网“十一五”电力行业规划及2020年远景目标研究中的电力需求预测，甘肃电网2010年需电量646亿KWh, 最高负荷为10960MW。要满足负荷要求，需增加装机容量约4700MW左右。即使考虑在建电站的投产，仍不能满足甘肃省电力的发展需求。敦煌市2006年全社会用电量12576万千瓦时,其中：党河发电公司水电发电量3025万千瓦时，拉排发电公司水电发电量1890万千瓦时，购酒玉电网电量7634万千瓦时。根据敦煌市社会和经济发展情况预测2007年后全社会用电量增长率为 15，用电负荷增加很快，特别是在旅游16、旺季和农灌高峰时，电力供应十分紧张，供需矛盾突出，煤炭、石油、水力资源等能源相对匮乏，但是敦煌市的太阳能资源是甘肃省最丰富的地区之一，通过对现场的太阳能资料分析，该项目具有很高的开发价值。敦煌市全年日照小时数3246.7h，日照辐射量为163.87千卡/c，该太阳能光伏电站建成后，与当地电网联网运行，可有效缓解地方电网的供需矛盾，促进地区经济可持续发展。(四)加快能源电力结构调整的需要2005年，甘肃电网中水电装机3850.595兆瓦，占总装机容量的39.6%；火电装机5728.5兆瓦, 占总装机容量的58.9%；风电及燃机138.7兆瓦, 占总装机容量的1.42%，电网以火电为主。甘肃省一次17、能源相当匮乏，火电装机比重过大，每年耗用大量的燃煤，CO2、SO2等排放量造成生态环境的 破坏和严重污染，且火电燃料运输势必增加发电成本。根据我国可再生能源中长期发展规划，提出了未来15年可再生能源发展的目标：到2020年可再生能源在能源结构中的比例争取达到16，太阳能发电装机180万千瓦。甘肃省的可在生能源中，水能资源的开发已达35左右。除水电外，相对于其他能源，太阳能发电技术已日趋成熟，从资源量以及太阳能产品的发展趋势来看，在甘肃省开发太阳能兆瓦级发电项目，将改变能源结构，有利于增加可再生能源的比例，同时太阳能发电不受地域限制，所发电力稳定，可与水电互补，优化系统电源结构，没有任何污染减轻18、环保压力。（五）改善生态、保护环境的需要在全球能源形势紧张、全球气候变暖严重威胁经济发展和人们生活健康的今天，世界各国都在寻求新的能源替代战略，以求得可持续发展和在日后的发展中获取优势地位。环境状况已经警示我国所能拥有的排放空间已经十分有限了，再不加大清洁能源和可再生能源的份额，我国的经济和社会发展就将被迫减速。提高可再生能源利用率，尤其发展太阳能发电是改善生态、保护环境的有效途径。太阳能光伏发电以其清洁、源源不断、安全等显著优势，成为关注重点，在太阳能产业的发展中占有重要地位。 （六）建设太阳能光伏发电项目，促进当地旅游业的发展 敦煌太阳能光伏发电站距国道215线0.4km,太阳能光伏电站占19、地40万平方米,距世界著名的莫高窟38 km，月牙泉19 km，玉门关82 km，雅丹地貌152 km。地处敦煌古城党河玉门关雅丹地貌旅游线必经之路上。不但可以给当地电网提供电力，而且宏伟太阳能光伏阵列本身可以成为一道风景，敦煌市是一个旅游城市,每年接待约100万人次的中外游客, 具有良好的示范条件，和一定的国际影响力,让公众认识和接受光伏发电技术。(七)发挥减排效率,申请CDM（清洁能源机制）我国是联合国气候变化框架公约（1992）和京都议定书（1997）的签字国，为努力减缓温室气体排放的增长率，承担“共同但有区别的责任”。在2002年约翰内斯堡全球可持续发展峰会上，中国政府已核准京都议定书20、，中国将坚定不移地走可持续发展的道路。 CDM作为国际社会对全球气候变化的一项重要措施，一方面可以帮助发达国家以较低成本实现减排目标，另一方面也可以促进资金和技术向发展中国家进行实质性转让。敦煌10MWP 项目不但属于清洁能源，也属于议定书中规定的清洁机制的范围，能够获得减排义务的资助，随着项目建设和电力的发展，太阳能光伏发电装机容量可以不断扩大，如果有先进的技术或额外资金的支持，将大大降低太阳能光伏发电的投资压力，不但可以扩大甘肃环境保护的宣传影响，促进项目的实施和建设，从而促进太阳能光伏产业的发展。本项目的实施，探讨目前实用的技术方案和可供考虑的投融资方案；测算该项目发电成本；提出实施该项21、目所需要的政策支持；为下一步的可行性研究奠定坚实的基础。本项目的研究成果将为我国的大规模太阳能光电开发利用提供基础数据，为国家出台相关政策提供参考数据，因此本项目的建设是非常有必要的。三、基本情况（一） 甘肃省电力现状及发展规划1、电力系统现状 甘肃电网处于西北的中心位置，是西北电网的主要组成部分，东与陕西电网通过330KV西桃、天雍、秦雍、嵋雍线联网，西与青海电网通过330KV华海一回、海阿三回、官兰西线双回联网，北与宁夏电网以330LV靖青双回、靖固一回及石中线联网。甘肃电网主网电压等级为330KV。甘肃省电网分为中部电网、东部电网和河西电网，其中中部电网包括兰州、白银、定西、临夏等地区，22、河西电网包括金昌、张掖、嘉酒等地区。甘肃中部电网不但是甘肃省电网的核心，也是西北电网的核心，担负着东西部水火电交换的重要任务；河西电网通过海石湾永登凉州330KV三角环和凉州金昌张掖嘉峪关330KV双回线与甘肃主网相连。2005年底，甘肃电网统调装机容量9717.795 MW（五级调度调管范围），其中水电3850.595MW，占总装机的39.6；火电5728.5MW，占总装机的58.9；风电及燃机138.7MW，占总装机的1.42。截至2005年底，甘肃电网已建成750KV线路1条、长度127.71Km（省内长度）, 变电所1座、总容量1500MVA；330KV线路58条、长度5104.45K23、m（省内长度），变电所19座、总容量8090MVA；220KV线路42条、长度1415.32Km（含跨省联络线），变电所11座（不包括铝厂专用变）、总容量3180MVA；110KV线路334条、总长度约10299Km，变电所178座、总容量9663MVA。全省在实现乡乡通电的基础上，配电网络的供电能力、供电质量、调度自动化水平以及安全可靠性均有大幅提高。2005年全省统调最大发电负荷444.03亿KWh，增长8.14，全社会用电量424.76亿KWh,增长4.99 。甘肃电网全网用电量及用电负荷总体保持2002年年底以来出现的增长势头。2005年甘肃电网发、用电形势为总体平衡，个别时段有缺口。24、甘肃全省近年来的电力平衡状况如下表所示： 表1甘肃全省近年电力平衡表 (单位：亿千瓦小时)项目2002200320042005可供量342.33398.33452.00489.48生产量340.33404.02457.26506.17水电106.07108.07122.39166.47火电234.26295.95334.87399.70进口量2.0044.0655.8251.14出口量(-)-49.7461.0867.83消费量342.33398.33452.00489.48在消费量中:农林牧渔、水利45.4741.6641.3351.70工业242.47266.30343.28364.46建25、筑业2.914.035.084.08交通电讯业11.8212.6114.4715.34商业5.355.726.416.72其他11.1118.1814.0214.72生活消费23.2023.7327.4132.46在消费量中:终端消费321.07372.22433.01467.96工业221.21266.29324.29342.94输配电损失量21.2626.1118.9921.522、甘肃电力系统规划西北电力设计院、西北电网有限公司2004年编制的 西北电网“十一五”电力行业规划及2020年电网规划设计中的电力需求预测，甘肃电网2010年需电量646亿KWh，最高负荷为10960MW；20126、5年需电量906亿KWh，最高负荷为15500MW；2020年需电量1277亿KWh，最高负荷为21900MW。“十一五”增长率分别为7.5和8.59；“十二五”增长率分别为7.00和7.19；“十三五”增长率分别为7.11和7.16。甘肃省电力公司2004年5月编制的甘肃省电网“十一五”电力发展规划及2020年远景目标研究中的电力需求预测见下表：表2 甘肃地区电网电力需求预测表 单位：MW项目低负荷水平中负荷水平高负荷水平2005年电量（亿KWh）450450450负荷（MW）7256725672562010年电量（亿KWh）646655667负荷（MW）10955111641131920127、5年电量（亿KWh）906940971负荷（MW）1550016028166312020年电量（亿KWh）127713181375负荷（MW）219002269023876（二）敦煌市电力建设基本情况及发展规划1、敦煌市电力建设情况敦煌市电力建设自一九六三年开始起步，从无到有，从小到大得到了长足的发展，全市电网发展经历了小水电独立网为主、嘉酒电网为补充，到目前，已形成了一个以嘉酒电网为主，小水电自发为补充，联系肃北、阿克塞三县市的地方电力网，肃北、阿克塞经敦煌35KV输电网购取嘉酒网电力。实施农村电网建设改造工程后，已从根本上解决了长期以来存在的电网发展缓慢、网架结构薄弱、供电可靠性低、电能质28、量差、线路损耗大、用电不安全的问题，基本形成了“网架结构合理、供电安全可靠、运行经济灵活、电能质量合格、降损节能增效、技术可靠先进”的坚强电网。并不断加大投入，电力自动化步伐不断加快,实现了县级电网调度自动化和县城配网自动化。2005年全社会用电量突破1亿千瓦时，发电总装机容量达59100千瓦，年发电量23400万千瓦。其中天然气燃机电厂装机容量50000千瓦，年发电量20000万千瓦时；党河水库坝后渠系4个小水电站装机容量9100千瓦，年发电量3400千瓦时。辖区内建成110千伏线路2条217.8公里，110千伏变电站一座，容量51500千伏安；建成35千伏线路18条283.38公里，35千29、伏变电所9座，总容量47890千伏安；建成10千伏线路41条768公里，安装配电台区1528台，总容量95810千伏安；建成0.4千伏低压线路882公里。2、敦煌市电网供应情况截止2006年底，敦煌市全社会发电总装机容量5.91万千瓦，共建成了35千伏变电站9座，变电容量4.789万千伏安；35千伏线路283.38公里。敦煌电网主网110千伏线路与嘉酒电网相连接。3、敦煌市电网需求状况敦煌地处河西走廊西端，干旱是制约农业生产发展的主要因素，因此大力发展水利灌溉，电力提灌成为敦煌农业发展的基础。电灌用电设备装见容量达到43000千瓦，占全市农村用电设备装见容量的80%，用电量4287千瓦时，占全30、市农村电网总用电量的65%。随着近年来农村城市化步伐的加快，小城镇的建设，乡镇工业有了较快的发展，乡镇工业用电量402万千瓦时。县办工业用电量装见达到17000千瓦，用电量达到1693万千瓦时。农副加工用电设备装见达到7000千瓦，用电量达到662万千瓦时。城镇居民生活消费水平的提高和城乡用电同价后农村电价电费的规范，居民生活用电量出现了较快的增长，城乡居民生活用电量达到1974万千瓦时。敦煌市的电网电力电量平衡表如下表：表3敦煌市党河电网电力电量平衡表年份全社会用电量（万KWH）党河电网发电量（万KWH）购电网电量（万KWH）全社会用电负荷备注党河发电公司拉排发电公司用电量增长率装机容量发电31、量增长率装机容量发电量增长率购电量增长率最大负荷最小负荷增长率2003964616%875027133%6550158223%535122%292067301平均1020041090013%875028505%6550177012%628017%3010975272005117007%875029072%655018203%697311%3104077602006125767%875030525%655018904%76349%32000800020071385510%87502832-7%65501669-12%935423%32960824007年后预测1520081593315%875032、28320%655016690%1143222%33949848720091832315%875028320%655016690%1382221%34967874220102107215%875028320%655016690%1657120%3601690044、电网存在的主要问题（1）电网结构不尽合理。农村电网呈辐射网状态，部分变电站存在远离负荷中心、单回路、单电源、超半径供电等问题，由于地理位置有限，改造资金有限，仍然存在供电可靠性低，供电能力差、电能损耗高的现象。（2）农网装备存在问题。目前敦煌电网35千伏变电站有载调压不到30%，调压能力不足；35千伏开关多为油断路器，无油化程度低，33、变电站仍然靠市话、农话调度，真正实现无人值班的变电站还没有。（3）并联电容器组无功补偿容量不足，投运率低，自动控制能力考核成绩差。网改前主要以110千伏、35千伏变电站集中补偿为主，高、低压分散补偿容量较低；虽在网改中统一规划进行了多种方式的补偿，但由于历史欠帐严重，农村电网无功补偿容量仍然不足，特别是高、低压分散补偿容量不足；由于过去农网无功补偿均使用老设备，无功补偿均使用老设备，无功补偿自动投切能力很差；农村电网无功电力的调节手段和无功负荷的平衡手段匮乏，尤其是季节性负荷变化及高峰负荷时，补偿容量不足，造成农村电网电压质量偏低。（4）农电可持续发展的常态机制未能建立。农电的社会公益性强，自34、身可持续发展的能力差。5、敦煌市电力发展规划（1）电力负荷预测：2005年电力提灌用电量达到4287千瓦时，“十一五”期间，将严格控制开荒，限制发展井灌，随着农村科学种田的普及，农作物种植季节性减弱，电力提灌灌溉期逐年拉长，电力提灌用电年均增长率为6%，2010年电力提灌用电量达到5737千瓦时，2020年年均递增率仍为5%，电量将达到9334千瓦时。在“十五”期间“两改一同价”工程实施以后，尤其是城乡居民生活用电同价以后,农村家用电器迅速普及,用电量上涨较快,按照全市奔小康的规划,预测2010年用电量为12260万千瓦时,2020年为19970万千瓦时。（2）电力供应预测：根据甘肃省农村电网35、“十一五”发展规划及2020年远景展望，结合敦煌市农村电网最大负荷需求，电力供应进行预测见下表：表4 敦煌市电力供应预测年度装机容量（千瓦）110KV变可供负荷(千瓦)最大用电负荷（千瓦）占可供比例（）2005年59100400003200032.32010年118255400004700027160002020年1682551000008750026.3160003200016000（3）电网建设规划：2007年到2010年间,建成安西瓜州330千伏变至敦煌110千伏盐茶输变电工程,进一步加强敦煌110千伏主网架,扩大110千伏电网的覆盖面。2005年至2010年期间新增110千伏变电容量236、0000千伏安，新增35千伏变电容量5150千伏安。2010至2020年期间新增110千伏变电容量60000千伏安，新增35千伏变电容量36000千伏安。配合主网架的建设，农村电网将坚持从农村经济发展和提高农村居民生活用电的实际出发，坚持统一规划、统一标准、统一建设、统一管理的原则，协调发展各级电网，做到送、变、配电网的配套发展，在规划期内达到农村电网35千伏、110千伏变电站布点合理，每个乡有一个35千伏变电站，10千伏供电半径不超过15公里，0.4千伏供电半径不超过0.5公里。通过以上电网结构的完善，建设和改造，提高电网的供电能力，供电质量，以此满足和平衡敦煌农村社会经济发展和人民群众生活37、用电负荷的增长需求。四、敦煌市建设条件（一）光照资源条件1、我国太阳辐射年总量的地理分布我国属世界上太阳能资源丰富的国家之一，全年辐射总量在91.72,333 kWh /m 2.年之间。全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2,000小时。我国西藏、青海、新疆、甘肃、宁夏、内蒙古高原的总辐射量和日照时数均为全国最高，属世界太阳能资源丰富地区之一。图 1 我国太阳辐射年总量分布我国太阳能理论总储量为147108 GWh /年。我国有荒漠面积108万平方公里，主要分布在光照资源丰富的西北地区。如果利用十分之一的荒漠安装并网光伏发电系统，装机容量就达大约1.081010 kWp。折算装机功率为1,938、28 GW,相当于128座三峡电站。可以提供我国2002年16,540亿kWh的耗电量的3.26倍。2、甘肃省太阳能资源分布特点甘肃省具有丰富的太阳能资源，年太阳能总辐射量在48006400MJ/m2，年资源理论储量67万 亿KWh，每年地表吸收的太阳能相当于大约824亿吨标准煤的能量，开发利用前景广阔。河西走廊、甘南高原为甘肃省太阳辐射丰富区，年太阳总辐射量分别为每平方米5800MJ和6400MJ；陇南地区相对较低，年太阳总辐射量仅48005200MJ；其余地区为5200-5800MJ。除陇南地区外，甘肃省年太阳总辐射量比同纬度的华北、东北地区都大。甘肃省以夏季太阳总辐射最多，冬季最少，春季39、大于秋季。7月各地太阳总辐射量为每平方米560740MJ；1月为260380MJ；4月为480630MJ；10月为300480MJ。太阳总辐射冬季南北差异小，春季南北差异大。甘肃省各地年日照时数在1700-3320小时之间，自西北向东南逐渐减少。河西走廊西部年日照时数，在3200小时以上；陇南南部，在1800小时以下；其余地区在20003000小时之间。3、敦煌市太阳能资源由敦煌气象局(国家基准气候站)提供的敦煌地区各月气象资料见下表:表6敦煌地区气象资料信息表月份月辐射量MJ/M2月均日照时间日出时(北京时)日落时(北京时)夜间最低温度（）昼最高温度（）平均降雨量（MM）1344.0824140、.39.0318.35-18.05.50.72390.51215.18.3819.12-16.014.10.33582.79289.87.5819.44-11.824.83.54595.01246.47.0720.16-5.827.51.85857.34360.86.2820.465.635.51.56856.88360.96.1321.099.936.54.97805.45321.46.2421.0913.639.716.18744.45314.96.5220.4110.337.95.69587.63280.57.2119.523.231.61.710481.11275.07.5119.0341、-1.425.11.511341.20240.18.2618.25-8.314.30.812295.60215.88.5718.15-26.4171.1合计6882.053362表7 敦煌地区太阳辐射数据表月份月辐射总量(MJ/)(MJ/ )月辐射总量(KWH/)日平均辐射量(KWH/)白天最高温度()夜间最低温度()1344.0895.654243.095.5-18.02390.51108.56183.8814.1-16.03582.79162.01565.2324.8-11.84595.01165.41285.5127.5-5.85857.34238.34057.6935.55.6685642、.88238.21267.9436.59.97805.45223.91517.2239.713.68744.45206.95716.6837.910.39587.63163.36115.4531.63.210481.11133.74864.3125.1-1.411341.2094.85363.1614.3-8.312295.6082.17682.6510-26.4合计6882.051913.215.24图2敦煌市日均辐射量和最高、最低温度4、敦煌地区平均10年气象资料供给表（19902000年）表8敦煌地区平均10年气象资料供给表月份项目123456789101112全年太阳总辐射（MJ/m243、）344.08390.51582.79595.01857.34856.88805.45744.45587.63481.11341.20295.606882.05日照时数（H）241.3215.1289.8246.4360.8360.9321.4314.9280.5275.0240.1215.83362晴天日数(天)10.89.36.45.66.95.87.211.412.014.412.510.7113阴天日数（天）2.12.75.44.54.95.364.52.81.91.12.643.8平均最高气温（）-0.95.913.021.724.731.433.131.827.218.68.71.44、0216.2平均最低气温（）-14.2-9.4-2.34.69.914.517.214.88.70.7-5.5-1029平均降雨量（mm）0.70.33.51.81.54.916.12.61.71.50.81.136.53、其他气象数据表9敦煌地区其他气象数据表平均风速1.9 m/s最大风速14.0 m/s连续大风天数最长连续无日照天数发生月份恶劣天气一年中发生的次数及月份雷6次/年发生月份5、6强风4次/年发生月份3、6、7沙尘7次/年发生月份2、3、4、6暴风雨发生月份暴雪发生月份（二）场址条件1、场址地理位置：场址位于敦煌市xx镇西南，距市区13km。东经9230，北纬4004。平均海拔45、1200m，距国道215线1 km。距110KV、容量为51500KVA的杨家桥变电站11 km。日照辐射量为6882.1MJ/，日照小时数3362h，最大阵风风速14m/s，沙尘天数7d/y。平均气温9.3，场地开阔、平坦，周围无高大建筑和遮挡物，土质为砂砾戈壁滩，地下水水位35m。站点处于敦煌党河玉门关雅丹地貌旅游线路必经之地。见附件。2、场址建设条件：（1）富集的太阳光照资源，保证很高的发电量；（2）靠近主干电网，以减少新增输电线路的投资；（3）主干电网的线径具有足够的承载能力，在基本不改造的情况下有能力输送光伏电站的电力；（4）离用电负荷中心市区13km，以减少输电损失；（5）便利的交46、通、运输条件和生活条件；（6）场地开阔、平坦，扩容空间大；（7）能产生附加的经济、生态效益，有助于抵消部分电价成本；（8）良好的示范条件，让公众认识和接受光伏发电技术，具有一定的国际影响力。3、地理地貌：敦煌以党河水库下游位冲积扇平原。沙枣墩以东原为党河原左河道，原党河经过多年冲刷改道，形成现在的永久性固定渠道。在河道以北形成了广阔的砂砾石戈壁和沙址地带。4、地质状况：该地段属冲积扇平原顶部，海拔在10501400米之间，属永久固定性砂砾石戈壁，无洪水侵扰，地域开阔，经水文地址部门钻探砂砾层厚度为1012米，1225米为沙质土层，2540米为细砂砾土层。5、冻土深度：冻土与地温度的变化有密切的47、关系。当地温降到0以下时，土壤开始冻结。一般10月就出现夜冻日消现象，11月下旬进入稳定冻结期。随着气温的降低，冻土厚度逐渐加深。最大冻土深度发生在2月下旬或3月上旬。从3月上旬冻土的上下限开始解冻，直到4月冻土化通，大约有一个月的冻土化期。最大冻土深度1.11m。6、场地结论：场地地形平坦，地表水排泄通畅，地下水位埋藏很深，岩土体含水量很小，盐渍土主要分布于鼻标的含碎石粉砂层，场址区未发生大面积的盐渍化，地基土仍保持原状土层较高的物理力学性质，不会对建筑物基础构成较大影响，建议在下一步的工作中进一步查明盐渍土在场地区内平面上和垂直方向上的分布规律。为了防止生产、生活用水可能对建筑物周围的岩土48、产生次生盐渍化和对混凝土及钢结构的腐蚀性，对土壤特性进行化验分析，必要时在土建设计施工时，采用抗酸水泥，并切实做好生产生活用水管理和废水的有序排放，防止对建筑物地基产生不良影响。光电场集控中心及升压变电所和光伏阵列、箱变位置应尽量避开冲沟，并考虑采取相应的防洪工程措施。五、太阳能光伏电站预选方案设计敦煌市10MWp的太阳能光伏并网发电系统，推荐采用分块发电、集中并网方案，将系统分成10个1MWp的光伏并网发电单元，分别经过0.4KV/35KV变压配电装置并入电网，最终实现将整个光伏并网系统接入35KV中压交流电网进行并网发电的方案。本系统按照10个1MWp的光伏并网发电单元进行设计，并且每个149、MW发电单元采用4台250KW并网逆变器的方案。每个光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列，太阳能电池阵列输入光伏方阵防雷汇流箱后接入直流配电柜，然后经光伏并网逆变器和交流防雷配电柜并入0.4KV/35KV变压配电装置。（一）太阳能电池阵列设计1、太阳能光伏组件选型（1）单晶硅光伏组件与多晶硅光伏组件的比较单晶硅太阳能光伏组件具有电池转换效率高，商业化电池的转换效率在15%左右，其稳定性好，同等容量太阳能电池组件所占面积小，但是成本较高，每瓦售价约36-40元。多晶硅太阳能光伏组件生产效率高，转换效率略低于单晶硅，商业化电池的转换效率在13%-15%，在寿命期内有一定50、的效率衰减，但成本较低，每瓦售价约34-36元。两种组件使用寿命均能达到25年，其功率衰减均小于15。（2）根据性价比本方案推荐采用165WP太阳能光伏组件，全部为国内封装组件，其主要技术参数见下表：表12太阳能电池组件性能参数表峰值功率 （Wp）165短路电流 （Isc）7.820.2开路电压 （Voc）290.5峰值电压 (Vmp)23.50.5峰值电流 (Imp)7.020.2额定工作温度 ()432抗风力或表面压力2400Pa,130km/h绝缘强度DC3500V,1min, 漏电电流50冲击强度227g钢球1m自由落体,表面无损外形尺寸 (mm)131699246重量 (kg)15.51、002、并网光伏系统效率计算并网光伏发电系统的总效率由光伏阵列的效率、逆变器效率、交流并网等三部分组成。（1）光伏阵列效率1：光伏阵列在1000W/m2太阳辐射强度下,实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换过程中的损失包括：组件的匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度影响、最大功率点跟踪精度、及直流线路损失等，取效率85%计算。(2)逆变器转换效率2：逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比，取逆变器效率95%计算。（3）交流并网效率3：从逆变器输出至高压电网的传输效率，其中主要是升压变压器的效率，取变压器效率95%计算。（4）系统总效率为：总12385%95%52、95%=77%3、倾斜面光伏阵列表面的太阳能辐射量计算从气象站得到的资料，均为水平面上的太阳能辐射量，需要换算成光伏阵列倾斜面的辐射量才能进行发电量的计算。对于某一倾角固定安装的光伏阵列，所接受的太阳辐射能与倾角有关，较简便的辐射量计算经验公式为：RSsin(+)/sin+D式中：R倾斜光伏阵列面上的太阳能总辐射量S 水平面上太阳直接辐射量D 散射辐射量中午时分的太阳高度角光伏阵列倾角 根据当地气象局提供的太阳能辐射数据，按上述公式计算敦煌市不同倾斜面的太阳辐射量，具体数据见下表：表10敦煌市不同倾斜面各月的太阳辐射量（KWH/m2）倾角3034363840424446501月136.514053、.5142.3144145.6147148.3149.4151.42月146.7149.8151.1152.3153.4154.3155.1155.7156.53月193.1194.7195.3195.8196.1196.2196.1196195.14月180.4180.2179.9179.4178.9178.9178.2177.4176.45月247.8245.6244.3242.7240.9239236.9234.5229.36月241.6238.5236.7234.7232.5230.1227.5224.8218.77月230.7228.1226.5224.7222.7220.5218.54、1215.5209.88月226.2225.2224.5223.5222.3220.9219.3217.5213.39月196.3197.6198198.2198.2198.1197.7197.2195.510月181.9185.5187.1188.4189.6190.6191.4192192.611月142.3146.6148.5150.3151.9153.4154.7155.9157.812月127.4131.7133.7135.5137.2138.8140.3141.6143.8全年2251.32264.72268.4227022702268226322572239从上表的计算可以看出，55、敦煌纬度40.6,倾角等于40时全年接受到的太阳能辐射能量最大,比水平面的数值高约18.9%。确定太阳能光伏阵列安装倾角为40。4、太阳能光伏组件串并联方案250KW并网逆变器的直流工作电压范围为：450Vdc880Vdc，最佳直流电压工作点为：560Vdc。太阳能光伏组件串联的组件数量Ns=560/23.50.5=24（块），这里考虑温度变化系数,取太阳能电池组件18块串联,单列串联功率P= 18165Wp=2970Wp；单台250KW逆变器需要配置太阳能电池组件串联的数量Np=250000297085列， 1MWP太阳能光伏电伏阵列单元设计为340列支路并联，共计6120块太阳能电池组件，56、实际功率达到1009.8KWp。整个10MWp系统所需165Wp电池组件的数量M1=106120=61200（块），实际功率达到10.098MWp。该工程光伏并网发电系统需要165Wp的多晶硅太阳能电池组件61200块,18块串联,3400列支路并联的阵列。5、太阳能光伏阵列的布置（1）光伏电池组件阵列间距设计为了避免阵列之间遮阴,光伏电池组件阵列间距应不小于D:D=0.707H/tanarcsin(0.648cos-0.399sin)式中为当地地理纬度(在北半球为正，南半球为负)，H为阵列前排最高点与后排组件最低位置的高度差）。根据上式计算，求得：D=5025。取光伏电池组件前后排阵列间距557、.5米。 （2）太阳能光伏组件阵列单列排列面布置见下图：（3）10MWP太阳能光伏组件阵列布置见下图： 4）总占地面积计算：10MWp太阳能光发电场由1700个单列太阳能光伏阵列构成，前后排阵列间距5.5米。占地面积=935472 =44.14万平方米。6、土建设计 （1）10MWp光电场总占地面积 =935米472米= 441400平方米 （2）光伏阵列占地约316000，电站房屋建筑面积约3600平方米。其中：办公室、展厅、食宿楼：40m20m2=1600；机房、控制室：80m20m10=1600；工作间、库房及其它： 20m20m=400；（3）光电场周围需安装高度2.5米防护围栏，围栏58、总长度：(935+472)2=2814m；（4）方阵支架基础用钢筋混凝土现浇，预埋安装地脚螺栓。总计5100个基础，单体基础 0.256m3。10004002000（二）太阳能光伏方阵直流防雷汇流箱设计 如上图所示，光伏阵列防雷汇流箱具有以下特点：（1） 满足室外安装的使用要求；（2） 同时可接入6路太阳电池串列，每路电流最大可达10A；（3） 接入最大光伏串列的开路电压值可达DC900V；（4） 熔断器的耐压值不小于DC1000V；（5） 每路光伏串列具有二极管防反保护功能；（6） 配有光伏专用高压防雷器，正极负极都具备防雷功能；（7） 采用正负极分别串联的四极断路器提高直流耐压值，可承受的59、直流电压值不小于DC1000V。按照每6个太阳电池串列单元需要配置1台光伏方阵防雷汇流箱，250KW并网逆变器需配置10个汇流箱，本工程10MWp光伏并网发电系统共需配置400台光伏方阵防雷汇流箱。（三）直流配电柜设计12345611234562123456101234569器1单元每台直流配电柜按照250KWp的直流配电单元进行设计，1MWp光伏并网单元需要4台直流配电柜。每个直流配电单元可接入10路光伏方阵防雷汇流箱，10MWp光伏并网系统共需配置40台直流配电柜。每台直流配电柜分别接入1台250KW逆变器，如下图所示：直流配电柜每个1MW并网单元可另配备一套群控器（选配件），其功能如下：60、（1） 群控功能的解释：这种网络拓朴结构和控制方式适合大功率光伏阵列在多台逆变器公用可分断直流母线时使用，可以有效增加系统的总发电效率。（2） 当太阳升起时，群控器控制所有的群控用直流接触器KM1KM3闭合，并指定一台逆变器INV1首先工作，而其他逆变器处于待机状态。随着光伏阵列输出能量的不断增大，当INV1的功率达到80%以上时，控制直流接触器KM2断开，同时控制INV3进行工作。随着日照继续增大，将按上述顺序依次投入逆变器运行；太阳落山时，则按相反顺序依次断开逆变器。从而最大限度地减少每台逆变器在低负载、低效率状态下的运行时间，提高系统的整体发电效率。（3） 群控器可以通过RS485总线获61、取各个逆变器的运行参数、故障状态和发电参数，以作出运行方式判断。（4） 群控器同时提供友好的人机界面。用户可以直接通过LCD和按键实现运行参数察看、运行模式设定等功能。（5） 用户可以通过手动方式解除群控运行模式。（6）群控器支持至少20台逆变器按照群控模式并联运行。（四）太阳能光伏并网逆变器的选择此太阳能光伏并网发电系统设计为10个1MWp的光伏并网发电单元，每个并网发电单元需要4台功率为250KW的逆变器，整个系统配置40台此种型号的光伏并网逆变器，组成10MWp并网发电系统。选用性能可靠、效率高、可进行多机并联的逆变设备，本方案选用额定容量为250KW的逆变器，主要技术参数列于下表：表162、3 250KW并网逆变器性能参数表容 量250KW隔离方式工频变压器最大太阳电池阵列功率275KWp最大阵列开路电压900Vdc太阳电池最大功率点跟踪（MPPT）范围450Vdc880Vdc最大阵列输入电流560AMPPT精度99额定交流输出功率250KW总电流波形畸变率0.99效率94%允许电网电压范围（三相）320V440AC允许电网频率范围4751.5Hz夜间自耗电50W保护功能极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护、欠压及过压保护等通讯接口（选配）RS485或以太网使用环境温度2040使用环境湿度095%尺寸（深宽高）mm80012002260噪音50dB防63、护等级IP20（室内）电网监控按照 UL1741标准电磁兼容性EN50081,part1；EN50082,part1电网干扰EN61000-3-41、性能特点选用光伏并网逆变器采用美国TI公司32位专用DSP(LF2407A)控制芯片，主电路采用日本最先进的智能功率IPM模块组装，运用电流控制型PWM有源逆变技术和优质进口高效隔离变压器，可靠性高，保护功能齐全，且具有电网侧高功率因数正弦波电流、无谐波污染供电等特点。该并网逆变器的主要技术性能特点如下：（1）采用美国TI公司32位DSP芯片进行控制；（2）采用日本三菱公司第五代智能功率模块（IPM）；（3）太阳电池组件最大功率跟踪技术(MPPT64、)；（4）50Hz工频隔离变压器，实现光伏阵列和电网之间的相互隔离；（5）具有直流输入手动分断开关，交流电网手动分断开关，紧急停机操作开关。（6） 有先进的孤岛效应检测方案；（7） 有过载、短路、电网异常等故障保护及告警功能；（8） 直流输入电压范围(450V880V)，整机效率高达94%；（9）人性化的LCD液晶界面，通过按键操作，液晶显示屏(LCD)可清晰显示实时各项运行数据，实时故障数据，历史故障数据（大于50条），总发电量数据，历史发电量（按月、按年查询）数据。（10）逆变器支持按照群控模式运行，并具有完善的监控功能；（11）可提供包括RS485或Ethernet（以太网）远程通讯接口65、。其中RS485遵循Modbus通讯协议；Ethernet（以太网）接口支持TCP/IP协议 ，支持动态(DHCP)或静态获取IP 地址；（12）逆变器具有CE认证资质部门出具的CE安全证书。2、电路结构250KW并网逆变器主电路的拓扑结构如上图所示，并网逆变电源通过三相半桥变换器，将光伏阵列的直流电压变换为高频的三相斩波电压，并通过滤波器滤波变成正弦波电压接着通过三相变压器隔离升压后并入电网发电。为了使光伏阵列以最大功率发电，在直流侧加入了先进的MPPT算法。（五）交流防雷配电柜设计按照2个250KWp的并网单元配置1台交流防雷配电柜进行设计，即每台交流配电柜可接入2台250KW逆变器的交流66、防雷配电及计量装置，系统共需配置20台交流防雷配电柜。每台逆变器的交流输出接入交流配电柜，经交流断路器接入升压变压器的0.4KV侧，并配有逆变器的发电计量表。每台交流配电柜装有交流电网电压表和输出电流表，可以直观地显示电网侧电压及发电电流。接至升压变压器三相空开低压侧交流配电单元Wh（六）交流升压变压器并网逆变器输出为三相0.4KV电压，考虑到当地电网情况，需要采用35KV电压并网。由于低压侧电流大，考虑线路的综合排部，选用5台S9系列（0.4）KV/（35-38.5）KV,额定容量2500KVA升压变压器分支路升压，变压器技术参数如下：表14 变压器技术参数表项目单位参数额定容量KVA20067、0额定电压高压KV355%低压KV0.4损耗空载KW3.2负载KW20.7空载电流%0.8短路阻抗%6.5重量油T1.81变压器身T4.1总重T7.95外形尺寸长宽高（mm）285018203100轨距mm1070（七）系统组成方案原理框图（八）系统接入电网设计本系统由10个1MWP的光伏单元组成，总装机10MWp，太阳能光伏并网发电系统接入35KV/50Hz的中压交流电网，按照2MWp并网单元配置1套35KV/0.4KV的变压及配电系统进行设计，即系统需要配置5套35KV/0.4KV的变压及配电系统。每套35KV中压交流电网接入方案描述如下：1、系统概述35KV中压交流电网接入方案图如下：368、5KV中压交流电网接入方案图2、重要单元的选择（1）35KV/0.4KV配电变压器的保护35KV/0.4KV配电变压器的保护配置采用负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器组合的保护配置，既可提供额定负荷电流，又可断开短路电流，并具备开合空载变压器的性能，能有效保护配电变压器。系统中采用的负荷开关, 通常为具有接通、隔断和接地功能的三工位负荷开关。变压器馈线间隔还增加高遮断容量后备式限流熔断器来提供保护。这是一种简单、可靠而又经济的配电方式。（2）高遮断容量后备式限流熔断器的选择由于光伏并网发电系统的造价昂贵，在发生线路故障时，要求线路切断时间短，以保护设备。熔断器的特性要求具有精确的时间-电流特69、性（可提供精确的始熔曲线和熔断曲线）；有良好的抗老化能力；达到熔断值时能够快速熔断；要有良好的切断故障电流能力，可有效切断故障电流。根据以上特性，可以把该熔断器作为线路保护，和并网逆变器以及整个光伏并网系统的保护使用，并通过选择合适的熔丝曲线和配合，实现上级熔断器与下级熔断器及熔断器与变电站保护之间的配合。对于35kV线路保护，3-110kV电网继电保护装置运行整定规程要求：除极少数有稳定问题的线路外，线路保护动作时间以保护电力设备的安全和满足规程要求的选择性为主要依据，不必要求速动保护快速切除故障。通过选用性能优良的熔断器，能够大大提高线路在故障时的反应速度，降低事故跳闸率，更好地保护整个光70、伏并网发电系统。（3）中压防雷保护单元该中压防雷保护单元选用复合式过电压保护器，可有效限制大气过电压及各种真空断路器引起的操作过电压，对相间和相对地的过电压均能起到可靠的限制作用。 该复合式过电压保护器不但能保护截流过电压、多次重燃过电压及三相同时开断过电压，而且能保护雷电过电压。过电压保护器采用硅橡胶复合外套整体模压一次成形，外形美观，引出线采用硅橡胶高压电缆，除四个线鼻子为裸导体外，其他部分被绝缘体封闭，故用户在安装时，无需考虑它的相间距离和对地距离。该产品可直接安装在高压开关柜的底盘或互感器室内。安装时，只需将标有接地符号单元的电缆接地外，其余分别接A、B、C三相即可。设置自控接入装置对71、消除谐振过电压也具有一定作用。当谐振过电压幅值高至危害电气设备时，该防雷模块接入电网，电容器增大主回路电容，有利于破坏谐振条件，电阻阻尼震荡，有利于降低谐振过电压幅值。所以可以在高次谐波含量较高的电网中工作，适应的电网运行环境更广。另外，该防雷单元可增设自动控制设备，如放电记录器，清晰掌控工作动作状况。可以配置自动脱离装置，当设备过压或处于故障时，脱离开电网，确保正常运行。（4）中压电能计量表中压电能计量表是真正反应整个光伏并网发电系统发电量的计量装置，其准确度和稳定性十分重要。采用性能优良的高精度电能计量表至关重要。为保证发电数据的安全，建议在高压计量回路同时装一块机械式计量表，作为IC式电72、能表的备用或参考。该电表不仅要有优越的测量技术，还要有非常高的抗干扰能力和可靠性。同时，该电表还可以提供灵活的功能：显示电表数据、显示费率、显示损耗（ZV）、状态信息、警报、参数等。 此外，显示的内容、功能和参数可通过光电通讯口用维护软件来修改。通过光电通讯口，还可以处理报警信号，读取电表数据和参数。3、监控装置系统采用高性能工业控制PC机作为系统的监控主机，可以每天24小时不间断对所有的并网逆变器进行运行数据的监测。监控主机的照片和系统特点如下： 3.5”嵌入式低功耗Intel ULV 赛扬400MHz CPU卡， 带LCD/CRT VGA， 双网络， USB2.0， 数字输入/输出和音频 73、256M 内存 （可升级） 40G 笔记本硬盘 （可升级） 工控机和所有光伏并网逆变器之间的通讯可采用RS485总线或Ethernet（以太网）。光伏并网系统的监测软件使用本公司开发的大型光伏并网系统专用网络版监测软件SPS-PVNET（Ver2.0）。该软件可连续记录运行数据和故障数据：（1） 要求提供多机通讯软件，采用RS485或Ethernet（以太网）远程通讯方式，实时采集电站设备运行状态及工作参数并上传到监控主机。（2） 要求监控主机至少可以显示下列信息： 可实时显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计CO2总减排量以及每天发电功率曲线图。 可查看每台逆变器的运行参数74、，主要包括：A、直流电压 B、直流电流 C、直流功率 D、交流电压 E、交流电流 F、逆变器机内温度 G、时钟 H、频率 I、功率因数 J、当前发电功率 K、日发电量 L、累计发电量 M、累计CO2减排量 N、每天发电功率曲线图 监控所有逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，可查看故障原因及故障时间，监控的故障信息至少因包括以下内容：A、电网电压过高；B、电网电压过低；C、电网频率过高；D、电网频率过低；E、直流电压过高；F、直流电压过低；G、逆变器过载；H、逆变器过热；I、逆变器短路；J、散热器过热；K、逆变器孤岛；L、DSP故障；M、通讯失败；（3） 要求监控软件集成环境监测75、功能，主要包括日照强度、风速、风向、室外温度、室内温度和电池板温度等参量。（4） 要求最短每隔5分钟存储一次电站所有运行数据，包括环境数据。故障数据需要实时存储。（5） 要求至少可以连续存储20年以上的电站所有的运行数据和所有的故障纪录。（6） 要求至少提供中文和英文两种语言版本。（7） 要求可以长期24小时不间断运行在中文WINDOWS 2000，XP 操作系统（8） 要求使用高可靠性工业PC作为监控主机（9） 要求提供多种远端故障报警方式，至少包括： SMS（短信）方式，E_MAIL方式，FAX方式。（10）监控器在电网需要停电的时候应能接收电网的调度指令。4、环境监测装置在太阳能光伏发电76、场内配置1套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数。 该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架组成。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量，其通讯接口可接入并网监控装置的监测系统，实时记录环境数据。5、系统防雷接地装置为了保证本工程光伏并网发电系统安全可靠，防止因雷击、浪涌等外在因素导致系统器件的损坏等情况发生，系统的防雷接地装置必不可少。（1）地线是避雷、防雷的关键，在进行配电室基础建设和太阳电池方阵基础建设的同时，选择电厂附近土层较厚、潮湿的地点，挖12米深地线坑，采用40扁钢，添加降阻剂并引出地线，引出线采用35mm2铜芯电缆，接地电阻应小于477、欧姆。（2）直流侧防雷措施：电池支架应保证良好的接地，太阳能电池阵列连接电缆接入光伏阵列防雷汇流箱，汇流箱内含高压防雷器保护装置，电池阵列汇流后再接入直流防雷配电柜，经过多级防雷装置可有效地避免雷击导致设备的损坏。（3）交流侧防雷措施：每台逆变器的交流输出经交流防雷柜（内含防雷保护装置）接入电网，可有效地避免雷击和电网浪涌导致设备的损坏，所有的机柜要有良好的接地。（九）方案改进措施1、提高逆变器交流出口电压目前，国内生产的逆变器容量整体偏小,交流出口电压低,这样造成低压侧电流很大,达到400-600A,给传输及电缆布置造成困难,同时增加了线路损耗,在实际设计中研究利用逆变器隔离变压器直接升压的78、方案,将交流输出电压提高至1000-2000V,降低电流。2、利用大容量的逆变器 由于逆变器容量较小，通常使用的是100KW200KW的逆遍器，在大规模的太阳能光伏电站中，增加了系统损耗和线路投资，研究利用大容量的逆变器使用，改善系统出力。（十）施工组织设计1、施工条件拟建的敦煌太阳能光伏电站场址位于敦煌xx镇西南戈壁滩中，距市区13km。东经92139530，北纬39404140。地表为砂砾覆盖层，由于地势开阔平坦，施工时只需部分挖填平整，即可形成良好的施工场地。 太阳能光伏电场场址属大陆性中温带干旱性气候，工程所在地多年平均日照辐射量为6882.1MJ/，日照小时数3362h，最大阵风风速79、14m/s，沙尘天数7d/y。平均气温9.3，总辐射量最大值出现在5、6、7三月，从随季节的变化量看，以夏季最大，冬季最小。日照时数的年际变化是夏秋季最大，冬季最小。一年中日照时数从2月份开始逐月增多，6月份达到最高值，伏期和秋季维持次高状况，直到冬季的12月至2月降到最低值。本工程推荐方案计划安装太阳能光伏组件61360块，总装机容量10MWP。基本布置为10个光伏阵列，南北方向排列，新建35KV升压站1座。施工特点为单体光伏阵列分散进行。主要建筑物材料来源充足，水泥可从酒泉和嘉峪关水泥厂购进，通过213线运至施工现场。沙石料可从党河河滩获取。建设电源由xx镇接至。施工用水可从党河河道取水，80、施工条件较好。2、施工交通运输太阳能光伏电场场址距敦煌市区13km。距国道215线1 km。交通十分便利，电站所用设备及建筑材料可通过汽车直接运抵施工现场。根据场地总体布局，场内交通运输线路按方案布置，建设场内交通道路。3、工程永久占地本期工程占地为国有未利用的荒漠戈壁，工程占地原则上以永久设施的基础边界划分，经计算，本期工程推荐方案永久占地43.55万平方米。4、主体工程施工主体工程为光伏阵列基础施工，地基开挖深度为70cm。开挖出地基底面后先洒少量水、夯实、找平，垫3：7灰土20cm夯实。在其上进行混凝土施工，施工需架设模板、绑扎钢筋并浇筑混凝土，混凝土在施工中经常测量，以保证整体阵列的水81、平、间距精度。施工结束后混凝土表面必须立即遮盖并洒水养护，防止表面出现开裂。回填土要求压实，填至与地面水平。一般情况尽量避免冬季施工。确需冬季施工时，一定要采取严格保温措。施工过程中，待混凝土强度达到28天龄期以上方可进行安装。5、太阳能光伏阵列安装（1）施工准备：进场道路通畅，安装支架运至相应的阵列基础位置，太阳能光伏组件运至相应的基础位置。（2）阵列支架安装：支架分为基础底梁、立柱、加强支撑、斜立柱。支架按照安装图纸要求，采用镀锌螺栓连接。安装完成整体调整支架水平后紧固螺栓。（3）太阳能电池组件安装：细心打开组件包装，禁止单片组件叠摞，轻拿轻放防止表面划伤，用螺栓紧固至支架上后调整水平，拧82、紧螺栓。6、施工总布置依据太阳能光伏电站建设、施工要求、当地实际情况及施工环保要求，本阶段初步编制一个基本的施工组织方案。（1）先进行临时生活设施建设，后进行生产设施建设首先解决施工人员的办公、吃、住问题，先建设办公、生活设施，以满足管理需要，提高工作效率。（2）35KV升压站和电缆敷设工程先期开工建设根据光伏场地的布置先进行道路及隐蔽工程的施工，合理的顺序可以避免在施工中的反复，提高工程效率。（3）其他工程项目的施工在保证上述两项的施工组织原则下，其他工程如仓库、临时设施、光伏阵列基础处理、混凝土基础等项目可以同步进行，平行建设，其分部分项可以流水作业，以加快施工进度，保证工期。7、施工总体83、进度（1）根据敦煌市气候条件，土建施工每年从3月至10月底可以施工。准备工程从当年1月1日安排开始，主要完成水、电、场地平整、临时设施等准备工程。（2）设计土建开工从3月1日开始施工，于当年8月底完成混凝土浇筑工程、电缆沟、厂办公室、及场内道路工程。（3）安装工程从8月1日开始进行，分专业进行平行施工，完成太阳能光伏组件、升压变压器、逆变器的安装，计划完成时间当年10月1日。（4）并网前安装检查，对所有安装项目内容进行全面检查测试，计划时间当年10月2日至11月15日完成。（5）并网试运行，计划当年11月28日全部机组并网发电，投入试运行。六、环境影响评价通过对敦煌太阳能光伏电场工程环境影响分84、析，该工程建设对生态环境的影响施工期主要来自扬尘和施工噪音，运行期无任何污染。生活污水和垃圾由于产生数量少，对环境影响甚微。1、环境现状（1）自然环境敦煌市xx镇位于甘肃省河西走廊西部，为沙漠戈壁，在广阔的荒漠戈壁滩上，覆盖巨厚的晚第三纪至第四纪沉积物。距国道215线1 km。场址周围没有居民和工矿，距市区13km。场址周围无地表水、河流湖泊，地下水埋藏较深。场址区域内未发现受保护的国家一、二级野生动物。（2）社会经济环境敦煌市是一个农业和旅游为主的城市，地处甘、青、新三省交界处，总面积3.12万平方公里，现有荒漠面积1.8万平方公里；总人口18万人。平均海拔1138m。境内有回、藏、蒙古等185、0个少数民族。现存各类文物点241处，其中国家级文物保护单位3处，特别是被誉为“文化瑰宝”的莫高窟，已于1991年列入世界文化遗产名单，使敦煌成为了“丝绸之路”旅游线上的黄金旅游点。随着敦煌机场的扩建、玉敦铁路、313高等级公路和广播电视网络中心的建设， “航线出国、铁路入市、油路进村、信息上网”的目标的实现，敦煌市将成为甘肃省发展特色和开放个性鲜明，经济环境、社会化服务一流，物质文明和精神文明协调发展的区域中心城市和国际化旅游名城。2、建设施工期环境影响评价及减排措施（1）噪声施工期噪声主要为施工机械设备所产生的施工噪声及物料运输产生的交通噪声，如混凝土搅拌车等。根据水电系统对作业场所噪声源86、强的监测资料，小型混凝土搅拌车为91-102 dB 。根据几何发散衰减的基本公式计算出施工噪声为距声源250m处噪声即降到55分贝以下，满足城市区域环境噪声标准中I级标准。本工程施工大部分安排在白天，且场址周围为戈壁荒滩，没有居民和工矿 ，故施工噪声对周围环境没有影响。（2）施工粉尘工程在施工中由于土方的开挖和施工车辆的行驶，可能在作业面及其附近区域产生粉尘和二次扬尘，造成局部区域的空气污染，其产生量小影响范围不大，施工结束影响即消失。因此，在施工过程中将采取洒水等措施，尽量降低空气中颗粒物的浓度。（3）污染物排放污染物排放包括废水排放和固体废物排放。施工期内废水主要是施工污水和施工人员产生的87、生活污水。施工污水要按有关设计有序排放；生活污水量极少，且生活污水经化粪池排向沉淀池后，即可自动挥发，对环境影响极小。施工期固体废物主要为建筑垃圾及生活垃圾，要求随产生随清运并处置，避免刮风使固体废弃物飞扬，污染附近环境。（4）对生态环境及水土流失的影响太阳能光伏场址位于沙漠戈壁之中，地表植被很少，但地表土较松软，经长期大风吹刮，表层细小颗粒随风带走，留下颗粒较大，通常不会被风刮起。经施工机械扰动，细小颗粒重现表面，极易形成扬尘，影响环境。因此，施工道路应洒水碾压，基坑开挖后，尽快浇筑混凝土，并及时回填，其表层进行碾压，缩短裸露时间，减少扬尘发生。基坑开挖严禁大爆破，以减少粉尘及震动对周围环境88、的影响。（5）运行期环境影响评价及减排措施太阳能光伏发电不产生废水、废气等污物。本型工程冬季采用电热设施取暖，不新增大气污染源，从而减少工程建设投运后，对区域大气、生态环境的影响及破坏。职工的生活燃料是用电或液化气，没有拉煤运输、堆放，以及燃烧排放大气污染对区域环境空气质量的影响。（6）污染物排放污染物排放包括废水排放和固体废物排放由于太阳能光伏发电具有较高的自动化运行水平，一般为无人值守，仅需少量人员值班，生活污水量极少，据生活污水经化粪池排向沉淀池后，即可自动发挥，对环境影响就较小。在风电厂建成投运后，主要固体废弃物为生活及检修垃圾，该部分废弃物要倒往指定地点，并定期集中处理，避免刮风时固89、体物飞扬，污染附近环境。（7）生态环境太阳能光伏发电厂永久占地较小，不会改变当地的动植被分布，不会对当地的生态环境产生明显的影响。该项目的建设，不仅可为世界闻名的敦煌石窟旅游区提供充足的电力，而且给古丝绸之路增添了新的旅游景点。（8）节能及减排效益分析太阳能光伏发电是一种清洁能源，与火电相比，可节约大量的煤炭或油气资源，有利于环境保护。同时，太阳能是取之不竭用之不尽的可在生能源，早开发早受益。本工程推荐方案拟装机10MWP，年均上网电量1637万KWh。按照火电煤耗平均350g标煤/KWh，每年可节约标准煤5820吨,减少烟尘排放量约77.51吨,减少一氧化碳约1.504吨、二氧化碳约1.7290、9万吨、二氧化硫约64.17吨。(9)综合评价综上所述太阳能光伏发电本身没有废气排放、光伏发电本身不需要消耗水资源，也没有污水排放、没有噪声产生，电场位于沙漠戈壁之中，周边5km范围内几乎没有大型单位和通信设施，场地上空无微波类信号传输通道。因此，电场设备运行对通信和电视信号不会电磁影响。光伏电场的建设既不会对周围环境产生负面影响，又能增添新的旅游景点，该光伏发电场的建设可减少大气污染，改善当地的生态环境，有利于环境和资源保护。七、预测发电量的计算根据太阳辐射能量、系统组件总功率、系统总效率等数据,可预测10MWp并网光伏发电系统的年总发电量和各月的发电量.计算时设定：光伏阵列为固定式安装,倾91、角等于40,系统总效率77%，系统25年输出衰减15%。预测发电量系统容量40。斜面辐射量系统总效率，见下表表11敦煌10MW并网光伏发电系统发电量测算表月份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月全年水平辐射(kwh/m2)961091621652382382242071631349582191340。斜面辐射(kwh/m2)1461531961792412332232221981901521372270预测发电量(万千瓦时)1141191531401881821741731541481181071770注：本表未计算衰减时全年的发电量。考虑系统25年输出衰减15%，可计算出292、5年总发电量，平均年发电量1637万千瓦时。 图3敦煌市40太阳辐射及发电量八、投资估算本项目的投资估算涉及如下各方面的成本及费用；1、发电设施成本；2、输变电设施成本；3、配套设施土建工程成本；4、工程安装及运杂费；5、其他费用。表15 光伏发电系统设备及安装投资估算分类明细表光伏阵列序号项目明细单位数量单价(元)总价（万元）1光伏组件Wp101244003434422.962支架T24751000024753单元接线箱个40 20000 804支架接线箱个4002000 805基础固定金具件1440015 21.66支架固定金具套499200149.927组件固定金具件3681600.3193、1.048电缆电线米22000020 440小 计37580.52逆变设施1并网逆变器台40 750000 30002交流配电柜台20 60000 1203接线电缆米4000 40 16小计3136升压输变12500KVA变压器台5 3000001502电流互感器套5120000603断路器套5160000804隔离开关套520000105计量装置台5150000756高压输电线路KM5 150000 75小计450控制检测与数据传输系统260场地基础及 土建工程1防雷及接地装置套40 10000 402光伏阵列基础立方米2265.61000 226.563场地平整m2414960141.5494、线缆地沟米12000 200 2405设备电气基础m21200300366房屋建设m2360012004327道路及场地m2500001005008防护围栏m283006049.89清洁、水路管线设施200小计1765.86安装劳务、调试、运输1安装调试劳务100人1.8万元/人.年1802安装调试设备使用费903运输杂费用390小计660其他费用1建设项目法人管理费(建筑工程费+安装工程费)费率1.61%40.672前期工程费勘测设计费费率18%86.43设备成套服务费设备购置费费率0.5%206.634备品备件购置费设备购置费费率0.8%330.615勘察设计费480001%4806竣工图95、文件编制费勘测设计费费率6%28.87工程监理费10124.4KW30元/KW30.378生产办公用具购置费(建筑工程费+安装工程费)费率0.59%14.909交通工具购置费设备购置费费率1%413.2610其他(建筑工程费+安装工程费)费率0.14%3.54小计1635.18总计45487.56投资估算方案一： 全部投资资金由企业自筹20的资本金，其余资金银行贷款。投资回报率8%，上网电价3.822元/KWh。光伏发电系统投资总估算表 单位:万元 序号工程费用名称建筑工程费安装工程费设备费其他费用合计一建筑工程17661766二机电设备及安装660 4097641636三输变设备及安装10096、350450四其他费用16351635五基本预备费(建筑工程费+安装工程费+设备购置费+其他费用)3%1365静态费用46852六建设期贷款利息1110.4七流动资金80八动态投资48042.4投资估算方案二： 由国家投入30的资金，其余由企业自筹20的资本金和银行贷款解决。投资回报率8%，上网电价2.735元/KWh。光伏发电系统投资总估算表 单位:万元 序号工程费用名称建筑工程费安装工程费设备费其他费用合计一建筑工程17661766二机电设备及安装660 4097641636三输变设备及安装100350450四其他费用16351635五基本预备费(建筑工程费+安装工程费+设备购置费+其他费97、用)3%1365静态费用46852六建设期贷款利息动资金740.3七流动资金80八动态投资47672.3九、财务分析（一）概述敦煌太阳能光伏发电总装机容量10MW，多年年均上网电量 1637万千瓦时。参照建设项目经济评价方法与参数（第三版）、投资项目可行性研究指南及现行的有关财税政策，对光伏发电场工程进行财务评价。财务评价计算期采用25年，其中建设期1年，生产期25年。财务投资和费用计算方案一：1、固定资产投资根据工程投资概算，工程固定资产静态投资为46852万元，建设期利息为1110.4万元。单位千瓦静态投资为4.63万元，单位千瓦动态投资为4.745万元，固定资产投资见概算部分。2、建设资98、金来源总投资的20%使用资本金，其余由国内银行贷款，贷款年利率按现行的7.11%计；资本金不还本付息，发电后平均每年按8%的回报率分配利润。3、流动资金生产流动资金按80万元估算，流动资金总额的30%使用资本金，70%从银行贷款，其年利率按6.58%计。流动资金随投产使用，利息计入发电成本，本金在计算期末一次回收。投资计划与资金筹措见附表1-1。4、发电成本发电成本包括折旧费、修理费、职工工资及福利费用、劳保统筹费、住房公积金、材料费、保险费、利息支出及其他费用。发电经营成本为不包括折旧费的全部费用。项目的固定资产形成率按100%计；综合折旧率按5%计；修理费率前两年按1.0%，之后三年按1.99、5%计，以后年份按2.0%计；职工人均年工资按36000元计；职工工资及福利费按工资的14%计；劳保统筹费按工资的17%计；住房公积金按工资总额的10%计；保险费按固定资产价值的0.25%计；材料费定额每千瓦15元；其他费用定额每千瓦25元；电厂定员20人。总成本费用估算见附表2-15、税金本项目应缴纳的税金包括销售税金附加和所得税，电价测算中未计入增值税，增值税仅作为计算销售税金附加的基数。（1）增值税本项目增值税实行按增值税应纳税额征收，即增值税税率按17%计。（2）销售税金附加销售税金附加包括城市维护建设税和教育附加税，以增值税税额为计算基数。项目城市维护建设税率取5%，教育附加税率取3100、%。（3）所得税按应纳税所得额计算，本项目的应纳税所得额为发电收入扣除成本和销售税金附加后余额。根据国发2002第33号文关于实施西部大开发若干政策措施的通知及新颁布的中华人民共和国企业所得税税法，所得税实行两年免征，之后三年所得税按12.5%征收，以后按照25%征收，由于免二减三政策。6、财务效益计算（1）发电收入本工程作为电网内实行独立核算的发电项目，其发电收入按经营期平均上网和上网电量计算。上网电价按资本金财务内部收益率8%测算。在计算期内，发电收入总额为 156415.5万元。（2）利润本工程发电收入扣除总成本费用和销售税金后即为发电利润，在扣除应缴纳所得税后即为税后利润。税后利润提取101、10%的法定盈余公积金和5%的公益金后，剩余部分为可分配利润；再扣除分配给投资者的应付利润，即为未分配利润。计算期内发电利润总额为150158.74 万元，未分配利润总额为281147.1万元。损益表见附表3-17、清偿能力分析（1）贷款偿还期及上网电价按资本金财务内部收益率8%测算，上网电价为 3.822元/千瓦时。经计算，贷款偿还期为12年。（2）还贷资金电场还贷资金主要包括发电未分配利润和折旧费。还贷期内未分配利润和折旧费全部用于还贷。（3）贷款还本付息计算按经营期上网电价进行贷款还本付息计算。计算结果表明，工程在开工后12年内可还清固定资产本息。还本付息计算见附表4-1（4）资金来源及102、运用计算结果表明，项目从开工起第二年开始出现资金盈余，计算期内累计盈余资金为 3309.3万元。资金来源及运用见附表7-1（5）资产负债分析计算表明，本项目仅在建设期负债率较高，随着投产发电，资产负债率逐渐下降；还清固定资产本息后，资产负债率很低，资产负债率0.3%。说明该项目偿还债务的能力较强。资产负债见附表8-18、盈余能力分析按资本金财务内部收益率8%测算，经营期上网电价为3.822元/千瓦时，贷款偿还期为12年，投资回收期为10.9年，平均投资利润为9.7%，平均投资利税率为9.7%，资本金利润率为12.84%，全部投资财务内部收益率(所得税前)13.9%；全部投资现金流量见附表5-1103、资本金现金流量见附表6-1财务评价指标汇总表序号项目单位指标备注1装机容量万kw1.0122年发电量万kwh16373总投资万元48042.44建设期利息万元1110.45流动资金万元806发电销售收入总额万元150158.747总成本费用万元54533.98销售税金及附加总额万元2126.19发电利润总额万元99755.510经营期平均电价元/千瓦时3.82211盈利能力指标11.1平均投资利润率%9.711.2平均投资利税率%9.711.3资本金利润率%25.411.4全部投资财务内部收益率%13.9所得税前11.5全部投资财务内部收益率%10.9所得税后11.6资本金财务内部收益率%12104、.8411.7静态投资回收期年10.912清偿能指标12.1借款偿还期年1212.2资产负债率%77.79、敏感性分析项目财务评价敏感性分析，主要考虑固定资产投资、发电量等不确定因素变化时，按资本金财务内部收益率8%测算的上网电价、借款偿还期、全部投资财务内部收益等财务指标变化。在上网电量计算中，对各种影响因素考虑比较充分，上网电量减少幅度按5%考虑，同时也补充了上网电量减少5%的不利因素对财务指标的影响。财务敏感性分析结果见表。敏 感 性 分 析 表 因 素 财务内部收益率全部投资财务净现值全部投资投资回收期(含建设期)贷款偿还期财务内部收益率自有资金 财务净现值 变 化 (FIRR) % 105、(FNPV)万元(Pt) 年 (Pd) 年 (FIRR) % (FNPV)万元基本方案 12.11157348.7311.918.738398投 资 5%11.41135699.1212.712.768475%11.41135699.1212.712.76847收 入 5%12.88188428.3511.1914.17105005%12.88188428.3511.1914.1710500成 本 5%12.07155828.7512.0113.0482905%12.07155828.7512.0113.048290投资成本收入5%12.11165248.7311.9113.188125%5%106、投资成本收入5%12.1165248.7311.9113.188125%5%从表中可以看出，投资增加，发电量减少均对上网电价影响较大，电量减少影响更加明显。下阶段进一步落实资金筹措计划，在建设期加强管理，控制投资的增加，确保工程如期发电。财务评价结论财务评价结果表明本工程具有：1.清偿能力：借款偿还期为12年，满足贷款偿还要求，具有较强的清偿能力。2.盈利能力：按资本金财务内部收益率8%测算，经营期上网电价为3.822 元/千瓦时,投资回收期为10.9年，平均投资利润率为69.7%，平均投资利税率为9.7%，资本金利润率为12.84%，全部投资财务内部收益率（所得税前）13.9%，项目具有一定107、的盈利能力。综上所述，本项目具有还贷和盈利能力，财务评价可行。附表1-1 投 资 计 划 与 资 金 筹 措 计 算 表 单位:万元序号项目合计建设期生 产 期第 1年第 2年第 25年1总投资48042.448042.4. . .001.1建设投资4685246852. . .001.2建设期利息1110.41110.4. . .001.3流动资金8080. . .002资金筹措48042.448042.4. . .002.1项目资本金10504.810504.8. . .00用于建设投资9370.49370.4. . .00优先股0. . .00联合企业9370.49370.4. . .0108、0用于流动资金2424. . .00联合企业2424. . .00用于建设期利息1110.41110.4. . .00联合企业1110.41110.4. . .002.2债务资金37537.637537.6. . .00用于建设投资37481.637481.6. . .00银行贷款37481.637481.6. . .00用于建设期利息0. . .00银行贷款0. . .00用于流动资金5656. . .002.3其他0. . .0 076 附表2-1 总 成 本 估 算 表 单位:万元序号项 目合计生 产 期23456789101112第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第109、10年第11年第12年第13年1. 1外购原材料费00000000000002. 1外购燃料及动力费1024.14.14.14.14.14.14.14.14.14.14.14.14.13工资及福利费2050828282828282828282828282824修理费51502062062062062062062062062062062062062065. 1其他制造费用625252525252525252525252525256经营成本7927317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.17折旧费47026.3110、1881.11881.11881.11881.11881.11881.11881.11881.11881.11881.11881.11881.11881.18摊销费00000000000009利息支出22963.5225.72668.52668.52668.52446.42224.42002.31780.21558.113361114891.9669.810总成本费用77916.82423.84866.74866.74866.74644.64422.54200.43978.33756.33534.23312.130902867.9其中:1. 可变成本1024.14.14.14.14.14.14111、.14.14.14.14.14.14.12. 固定成本77814.82419.74862.64862.64862.64640.54418.44196.33974.33752.23530.133083085.92863.9附表2-1 总 成 本 估 算 表 单位:万元序号项 目生 产 期23456789101112第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年第13年1. 1外购原材料费0000000000002. 1外购燃料及动力费4.14.14.14.14.14.14.14.14.14.14.14.13工资及福利费82828282828282112、82828282824修理费2062062062062062062062062062062062065. 1其他制造费用2525252525252525252525256经营成本317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.17折旧费1881.11881.11881.11881.11881.11881.11881.11881.11881.11881.11881.11881.18摊销费0000000000009利息支出447.7225.73.63.63.63.63.63.63.63.63.63.610总成本费用2645.92113、423.82201.72201.72201.72201.72201.72201.72201.72201.72201.72201.7其中:1. 可变成本4.14.14.14.14.14.14.14.14.14.14.14.12. 固定成本2641.82419.72197.62197.62197.62197.62197.62197.62197.62197.62197.62197.6附表3-1 损 益 和利润分配 表 单位:万元序号项 目合计生 产 期234567891011第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年1收入1156415.56256.66256.6114、6256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.62各种税金及附加合计2126.18585858585858585858585853总成本费用54533.91724.24167.13924.83703.93499.23285.63062.92830.72588.72336.32073.11798.84利润总额(3-4-5)99755.54447.32004.52246.72467.72672.428863108.73340.83582.93835.34098.44372.85弥补以前各期亏损0000000000006应纳税所115、得额99755.54447.32004.52246.72467.72672.428863108.73340.83582.93835.34098.44372.87所得税32919.31467.6661.5741.4814.3881.9952.41025.91102.51182.41265.61352.514438净利润(6-9)66836.22979.713431505.31653.41790.51933.62082.82238.42400.52569.627462929.89期初未分配利润281147001208.72563.54051.556637403.29277.811292.31345116、2.815765.518236.810可供分配的利润(10+11)341536.32979.7134327144216.858427596.6948611516.113692.816022.418511.421166.611提取法定盈余公积金4806.5298134.3150.5165.3179.1193.4208.3223.8240.1257274.629312提取其他法定盈余公积金00000000000013可供投资者分配的利润336729.82681.71208.72563.54051.556637403.29277.811292.313452.815765.518236.820873.117、614应付优先股股利00000000000015提取任意盈余公积金00000000000016应付普通股股利336729.82681.71208.72563.54051.556637403.29277.811292.313452.815765.518236.820873.617本期普通股实际分配的利润55582.82681.70000000000018实际用于分配的本期净利润41156.12681.70000000000018.1用结余资金归还未分配利润14426.800000000000018.2本期未分配利润01208.72563.54051.556637403.29277.811292.118、313452.815765.518236.820873.619息税前利润116824.946734673467346734673467346734673467346734673467320息税折旧摊销前利润146362.45854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.521各普通股股东实分利润55582.82681.700000000000总投资收益率=9.7%(多期平均) 总投资收益率=9.7%(达产期)项目资本金净利润率=25.4%(多期平均) 项目资本金净利润率=28.4%(达产期)附表3-1119、 损 益 和利润分配表 单位:万元 序号项 目生 产 期23456789101112第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第13年第25年1收入16256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.62各种税金及附加合计858585858585858585858585853总成本费用1512.71502.21502.21502.21502.21502.21502.21502.21502.21502.21502.21502.21502.2120、4利润总额(3-4-5)4658.94669.44669.44669.44669.44669.44669.44669.44669.44669.44669.44669.44669.45弥补以前各期亏损00000000000006应纳税所得额4658.94669.44669.44669.44669.44669.44669.44669.44669.44669.44669.44669.44669.47所得税1537.41540.91540.91540.91540.91540.91540.91540.91540.91540.91540.91540.91540.98净利润(6-9)3121.53128.5121、3128.53128.53128.53128.53128.53128.53128.53128.53128.53128.53128.59期初未分配利润20873.61991618793.517671.116548.715426.314303.813181.41205910936.69814.18691.77569.310可供分配的利润(10+11)23995.123044.52192220799.619677.218554.817432.316309.915187.514065.112942.611820.210697.811提取法定盈余公积金312.1312.9312.9312.9312.93122、12.9312.900000012提取其他法定盈余公积金000000000000013可供投资者分配的利润23682.922731.621609.220486.819364.318241.917119.516309.915187.514065.112942.611820.210697.814应付优先股股利000000000000015提取任意盈余公积金000000000000016应付普通股股利23682.922731.621609.220486.819364.318241.917119.516309.915187.514065.112942.611820.210697.817本期普通股实际分123、配的利润37673938.13938.13938.13938.13938.13938.14250.94250.94250.94250.94250.94250.918实际用于分配的本期净利润2809.32815.72815.72815.72815.72815.72815.73128.53128.53128.53128.53128.53128.518.1用结余资金归还未分配利润957.71122.41122.41122.41122.41122.41122.41122.41122.41122.41122.41122.41122.418.2本期未分配利润1991618793.517671.116548124、.715426.314303.813181.41205910936.69814.18691.77569.36446.919息税前利润467346734673467346734673467346734673467346734673467320息税折旧摊销前利润5854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.521各普通股股东实分利润37673938.13938.13938.13938.13938.13938.14250.94250.94250.94250.94250.94250.9附表4-1125、 借 款 还 本 付 息 表 单位:万元序号项 目建设期生 产 期第 1年第 2年第 3年第 4年第 5年第 6年第 7年第 8年第 9年第10年第11年第12年第13年1银行贷款1.1期初借款或债务余额37481.634074.230666.827259.323851.920444.517037.113629.710222.36814.83407.401.2当期借款或债务金额37481.61.3当期应计利息1332.52664.92422.72180.41938.11695.91453.61211.3969.1726.8484.5242.301.4当期还本付息1332.56072.45830126、.15587.85345.65103.348614618.84376.54134.238923649.7其中：还本3407.43407.43407.43407.43407.43407.43407.43407.43407.43407.43407.4付息1332.52664.92422.72180.41938.11695.91453.61211.3969.1726.8484.5242.31.5期末借款或债务余额37481.634074.230666.827259.323851.920444.517037.113629.710222.36814.83407.402资金来源3804.23407.434127、07.43741.14328.44777.65084.25242.25245.35086.94760.14257.73931.72.1当期可用于还本的利润2681.71208.71354.814881611.51740.31874.52014.52160.52312.72471.42636.82809.32.2当期可用于还本的折旧及摊销1122.41122.41122.41122.41122.41122.41122.41122.41122.41122.41122.41122.41122.42.3以前各期结余可用于还本资金1076.3596.6209.6224.4238.1252.4267.42128、82.9299.1316333.72.4用于还本的短期借款333.79211370.11676.71834.81837.91679.51352.7850.3164.82.5可用于还本的其他资金3资金运用3407.43407.43741.14328.44777.65084.25242.25245.35086.94760.14257.7164.83.1用于维持运营的投资3.2用于还贷3407.43407.43741.14328.44777.65084.25242.25245.35086.94760.14257.7164.8其中: 短期借款本金偿还333.79211370.11676.71834.8129、1837.91679.51352.7850.3164.84本期可用于还本的资金结余3804.23767利息备付率(%)2070.8175.1192.6211.9233.6261.5298.7350.8428.7557.8813.31556.733125.5偿债备付率(%)85.587.684.878.674.772.672.373.777.584.496.82413.5银行贷款的偿还期为 12 年附表5-1 项 目 财 务 现 金 流 量 表 单位:万元序号项 目合 计生 产 期234567891011第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年1现金流入17130、4864.96256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.61.1营业及补贴收入0000000000001.2非效益补贴额0000000000001.3回收固定资产余值0000000000001.4回收流动资金0000000000002现金流出56985.147334.1402.1402.1402.1402.1402.1402.1402.1402.1402.1402.1402.12.1建设投资4685246852000000000002.2流动资金0000000000002.3经营成本0000000131、000002.4税金及附加0000000000002.5维持运营投资0000000000003所得税前净现金流量117879.7-41077.55854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.54累计所得税前净现金流量-41077.5-35223-29368.5-23514-17659.5-11805-5950.5-965758.51161317467.423321.95调整所得税38552.21542.11542.11542.11542.11542.11542.11542.11542.11542.11542.1132、1542.11542.16所得税后净现金流量79327.5-42619.64312.44312.44312.44312.44312.44312.44312.44312.44312.44312.44312.47累计所得税后净现金流量-42619.6-38307.2-33994.8-29682.4-25370-21057.6-16745.2-12432.7-8120.3-3807.9504.54816.9附表5-1 项 目 财 务 现 金 流 量 表 单位:万元序号项目生 产 期第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年1现金流入625133、6.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.6247061.1营业及补贴收入00000000000001.2非效益补贴额00000000000001.3回收固定资产余值00000000000001.4回收流动资金00000000000002现金流出402.1402.1402.1402.1402.1402.1402.1402.1402.1402.1402.1402.1402.12.1建设投资00000000000002.2流动资金00000000000002.3经营成本00000000000002.4税金134、及附加00000000000002.5维持运营投资00000000000003所得税前净现金流量5854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.55854.524303.94累计所得税前净现金流量29176.435030.940885.446739.952594.458448.964303.470157.976012.481866.987721.493575.9117879.75调整所得税1542.11542.11542.11542.11542.11542.11542.11542.11542.11542.1154135、2.11542.11542.16所得税后净现金流量4312.44312.44312.44312.44312.44312.44312.44312.44312.44312.44312.44312.422761.87累计所得税后净现金流量9129.313441.717754.122066.526378.930691.335003.739316.143628.547940.952253.456565.879327.5所得税后 所得税前项目投资财务内部收益率(%)=9.42 项目投资财务内部收益率(%)=13.90项目投资财务净现值= 5272.36 万元(基准收益率取 8 %) 项目投资财务净现值= 136、21733.81 万元(基准收益率取 8 %)项目投资静态回收期=10.9年 项目投资静态回收期=8.0年附表6-1 资本金财 务 现 金 流 量 表 单位:万元序号项目合计建设期生 产 期第 1年第 2年第 3年第 4年第 5年第 6年第 7年第 8年第 9年第10年第11年第12年1现金流入174920.46256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.61.1营业及补贴收入0000000000001.2非效益补贴额0000000000001.3回收固定资产余值18424.900000000000137、01.4回收流动资金0000000000002现金流出0000000000002.1项目资本金10504.810504.8000000000002.2借款本金偿还560000000000002.3借款利息支付0000000000002.4经营成本0000000000002.5税金及附加0000000000002.6所得税32919.31467.6661.5741.4814.3881.9952.41025.91102.51182.41265.61352.514432.7维持运营投资0000000000003净现金流量(1-2)000000000000附表6-1 资本金财 务 现 金 流 量 表 138、单位:万元序号项目生 产 期第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年1现金流入6256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.624761.51.1营业及补贴收入00000000000001.2非效益补贴额00000000000001.3回收固定资产余值00000000000018424.91.4回收流动资金00000000000002现金流出00000000000002.1项目资本金00000000000002.2借款本金偿还00000139、0000000562.3借款利息支付00000000000002.4经营成本00000000000002.5税金及附加00000000000002.6所得税1537.41540.91540.91540.91540.91540.91540.91540.91540.91540.91540.91540.91540.92.7维持运营投资00000000000003净现金流量(1-2)0000000000000计算指标资本金财务内部收益率(%)=12.84 资本金财务净现值= 8787.38 万元(基准收益率取 8 %)附表7-1 资 金 来 源 与 运 用 表 单位:万元序号项目合计建设期生 产 期第140、 1年第 2年第 3年第 4年第 5年第 6年第 7年第 8年第 9年第10年第11年第12年第 13年1经营活动净现金流量113443.14386.951935113.15040.24972.64902.14828.647524672.14588.845024411.54317.11.1现金流入183006.17320.27320.27320.27320.27320.27320.27320.27320.27320.27320.27320.27320.27320.2营业及补贴收入156415.56256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.662141、56.66256.66256.66256.66256.6增值税销项税额26590.61063.61063.61063.61063.61063.61063.61063.61063.61063.61063.61063.61063.61063.61.2现金流出69563.12933.42127.22207.22280.12347.72418.12491.62568.22648.12731.42818.22908.83003.2经营成本7927317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1增值税进项税额14.10.60142、.60.60.60.60.60.60.60.60.60.60.60.6税金及附加2126.185858585858585858585858585增值税26576.61063.11063.11063.11063.11063.11063.11063.11063.11063.11063.11063.11063.11063.1所得税32919.31467.6661.5741.4814.3881.9952.41025.91102.51182.41265.61352.514431537.42投资活动净现金流量2.1现金流入-46932-469320000000000002.2现金流出00000000000143、00建设投资4693246932000000000000流动资金80800000000000003筹资活动净现金流量-63201.844024.6-6075.9-5500-5025.4-4958.9-4887.8-4813.7-4736.5-4655.9-4571.9-4484.4-4393.1-3945.83.1现金流入60063.848042.40333.79211370.11676.71834.81837.91679.51352.7850.3164.80项目资本金投入10504.810504.8000000000000建设投资借款及债券37481.637481.6000000000000144、流动资金借款5656000000000000短期借款12021.400333.79211370.11676.71834.81837.91679.51352.7850.3164.80其他流入00000000000003.2现金流出123265.64017.86075.95833.75946.463296564.66648.56574.46335.45924.65334.64557.83945.8各种利息支出18179.713362668.52426.32205.32000.617871564.31332.21090.1837.7574.5300.214.1偿还债务本金4950303407.434145、07.43741.14328.44777.65084.25242.25245.35086.94760.14257.7164.8应付利润（股利分配）55582.82681.70000000000037674净现金流量3309.31479.5-882.9-386.914.813.714.314.915.616.216.917.618.4371.25累计盈余资金3309.31479.5596.6209.6224.4238.1252.4267.4282.9299.1316333.7352.1723.3附表7-1 资 金 来 源 与 运 用 表 单位:万元序号项目生 产 期第14年第15年第16年第17146、年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年1经营活动净现金流量4313.64313.64313.64313.64313.64313.64313.64313.64313.64313.64313.64313.61.1现金流入7320.27320.27320.27320.27320.27320.27320.27320.27320.27320.27320.27320.2营业及补贴收入6256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.66256.6增值税销项税额1063.61063.61063.610147、63.61063.61063.61063.61063.61063.61063.61063.61063.61.2现金流出3006.73006.73006.73006.73006.73006.73006.73006.73006.73006.73006.73006.7经营成本317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1增值税进项税额0.60.60.60.60.60.60.60.60.60.60.60.6税金及附加858585858585858585858585增值税1063.11063.11063.11063.11063.1148、1063.11063.11063.11063.11063.11063.11063.1所得税1540.91540.91540.91540.91540.91540.91540.91540.91540.91540.91540.91540.92投资活动净现金流量2.1现金流入0000000000002.2现金流出000000000000建设投资000000000000流动资金0000000000003筹资活动净现金流量-3941.7-3941.7-3941.7-3941.7-3941.7-3941.7-4254.5-4254.5-4254.5-4254.5-4254.5-4254.53.1现金流入00149、0000000000项目资本金投入000000000000建设投资借款及债券000000000000流动资金借款000000000000短期借款000000000000其他流入0000000000003.2现金流出3941.73941.73941.73941.73941.73941.74254.54254.54254.54254.54254.54254.5各种利息支出3.63.63.63.63.63.63.63.63.63.63.63.6偿还债务本金000000000000应付利润（股利分配）3938.13938.13938.13938.13938.13938.14250.94250.9425150、0.94250.94250.94250.94净现金流量371.9371.9371.9371.9371.9371.959.159.159.159.159.159.15累计盈余资金1095.21467.11839.122112582.92954.83013.930733132.13191.13250.23309.3附表8-1 资 产 负 债 表 单位:万元序号项 目建设期生 产 期第 1年第 2年第 3年第 4年第 5年第 6年第 7年第 8年第 9年第10年第11年第12年1资产48340.446275.944707.543540.84237341205.840039.238873.337708151、36543.435379.634216.41.1流动资产总额1559.5676.6289.6304.4318.1332.4347.4362.9379.1396413.7432.1流动资金808080808080808080808080货币资金1479.5596.6209.6224.4238.1252.4267.4282.9299.1316333.7352.1其他0000000000001.2在建工程39968.7000000000001.3固定资产净值6812.245599.444417.943236.442054.940873.439691.938510.437328.936147.4349152、65.933784.41.4无形及递延资产净值0000000000002负债及所有者权益48340.446275.944707.543540.84237341205.840039.238873.33770836543.435379.634216.42.1流动负债总额00333.79211370.11676.71834.81837.91679.51352.7850.3164.8短期借款00333.79211370.11676.71834.81837.91679.51352.7850.3164.8其他0000000000002.2建设投资借款37481.634074.230666.827259.3153、23851.920444.517037.113629.710222.36814.83407.402.3流动资金借款5656565656565656565656562.4负债小计(2.1+2.2+2.3)37537.634130.231056.428236.425278.122177.318927.915523.611957.78223.54313.7220.82.5所有者权益10802.812145.813651.115304.41709519028.621111.423349.725750.328319.931065.933995.7权益资本10504.810504.810504.81050154、4.810504.810504.810504.810504.810504.810504.810504.810504.8资本公积金000000000000累计盈余公积金和公益金298432.3582.8748.1927.21120.61328.81552.71792.72049.72324.32617.3累计未分配利润01208.72563.54051.556637403.29277.811292.313452.815765.518236.820873.6计算指标：资产负债率(%)77.773.869.564.959.753.847.339.931.722.512.20.6附表8-1 资 产 负155、 债 表 单位:万元 序号项 目生 产 期第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年1资产33406.232596.63178730977.430167.929358.328548.727426.326303.925181.42405922936.621814.21.1流动资产总额803.31175.21547.11919.122912662.93034.83093.931533212.13271.13330.23389.3流动资金80808080808080808080808080货币资金723.31095.21467.11839156、.122112582.92954.83013.930733132.13191.13250.23309.3其他00000000000001.2在建工程00000000000001.3固定资产净值32602.931421.430239.929058.427876.926695.425513.924332.423150.921969.420787.919606.418424.91.4无形及递延资产净值00000000000002负债及所有者权益33406.232596.63178730977.430167.929358.328548.727426.326303.925181.42405922936.157、621814.22.1流动负债总额0000000000000短期借款0000000000000其他00000000000002.2建设投资借款00000000000002.3流动资金借款565656565656565656565656562.4负债小计(2.1+2.2+2.3)565656565656565656565656562.5所有者权益33350.232540.63173130921.430111.929302.328492.727370.326247.925125.42400322880.621758.2权益资本10504.810504.810504.810504.810504.81158、0504.810504.810504.810504.810504.810504.810504.810504.8资本公积金0000000000000累计盈余公积金和公益金2929.43242.33555.138684180.84493.74806.54806.54806.54806.54806.54806.54806.5累计未分配利润1991618793.517671.116548.715426.314303.813181.41205910936.69814.18691.77569.36446.9计算指标：资产负债率(%)0.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20159、.390 方案二：1、固定资产投资根据工程投资概算，工程固定资产静态投资为46852万元，建设期利息为740.3万元。单位千瓦静态投资为4.63万元，单位千瓦动态投资为4.709万元，固定资产投资见概算部分。2、建设资金来源 总投资的20%使用资本金，其余由国内银行贷款，贷款年利率按现行的7.11%计；资本金不还本付息，发电后平均每年按8%的回报率分配利润。3、流动资金生产流动资金按80万元估算，流动资金总额的30%使用资本金，70%从银行贷款，其年利率按6.58%计。流动资金随投产使用，利息计入发电成本，本金在计算期末一次回收。投资计划与资金筹措见附表1-2。4、发电成本发电成本主要包括折旧160、费、修理费、职工工资及福利费用、劳保统筹费、住房公积金、材料费、保险费、利息支出及其他费用。发电经营成本为不包括折旧费和利息支出的全部费用。项目的固定资产形成率按100%计；综合折旧率按6%计；修理费率前两年按1.0%，之后三年按1.5%计，以后年份按2.0%计；职工人均年工资按36000元计；职工工资及福利费按工资的14%计；劳保统筹费按工资的17%计；住房公积金按工资总额的10%计；保险费按固定资产价值的0.25%计；材料费定额每千瓦15元；其他费用定额每千瓦25元；电厂定员20人。总成本费用估算见附表2-25、税金本项目应缴纳的税金包括销售税金附加和所得税，电价测算中未计入增值税，增值税161、仅作为计算销售税金附加的基数。（1）增值税本项目增值税实行按增值税应纳税额征收，即增值税税率按17%计（2）销售税金附加销售税金附加包括城市维护建设税和教育附加税，以增值税税额为计算基数。项目城市维护建设税率取5%，教育附加税率取3%。（3）所得税按应纳税所得额计算，本项目的应纳税所得额为发电收入扣除成本和销售税金附加后余额。根据国发2002第33号文关于实施西部大开发若干政策措施的通知及新颁布的中华人民共和国企业所得税税法，所得税实行两年免征，之后三年所得税按12.5%征收，以后按照25%征收，由于免二减三政策。6、财务效益计算（1）发电收入本工程作为电网内实行独立核算的发电项目，其发电收入162、按经营期平均上网和上网电量计算。上网电价按资本金财务内部收益率8%测算。在计算期内，发电收入总额为 107452.68万元。（2）利润本工程发电收入扣除总成本费用和销售税金后即为发电利润，在扣除应缴纳所得税后即为税后利润。税后利润提取10%的法定盈余公积金和5%的公益金后，剩余部分为可分配利润；再扣除分配给投资者的应付利润，即为未分配利润。计算期内发电利润总额为62036.7 万元，未分配利润总额为121488万元。损益表见附表3-27、清偿能力分析（1）贷款偿还期及上网电价按资本金财务内部收益率8%测算，上网电价为 2.735元/千瓦时。经计算，贷款偿还期为12年。（2）还贷资金电场还贷资金163、主要包括发电未分配利润和折旧费。还贷期内未分配利润和折旧费全部用于还贷。（3）贷款还本付息计算按经营期上网电价进行贷款还本付息计算。计算结果表明，工程在开工后12年内可还清固定资产本息。还本付息计算见附表4-2（4）资金来源及运用计算结果表明，项目从开工起第二年开始出现资金盈余，计算期内累计盈余资金为 18669.2万元。资金来源及运用见附表7-2（5）资产负债分析计算表明，本项目仅在建设期负债率较高，随着投产发电，自产负债率逐渐下降；还清固定资产本息后，资产负债率很低，资产负债率0.1%。说明该项目偿还债务的能力较强。资产负债见附表8-28、盈余能力分析按资本金财务内部收益率8%测算，经营期164、上网电价为2.735元/千瓦时，贷款偿还期为12年，投资回收期为10年，平均投资利润为6.1%，平均投资利税率为6.1%，资本金利润率为8.2%，全部投资财务内部收益率(所得税前)14.88%；全部投资现金流量见附表5-2资本金财务现金流量表见附表6-2财务评价指标汇总表序号项目单位指标备注1装机容量万kw1.0122年发电量万kwh16373总投资万元47672.34建设期利息万元740.35流动资金万元806发电销售收入总额万元107452.67总成本费用万元48371.98销售税金及附加总额万元1521.19发电利润总额万元62036.710经营期平均电价元/千瓦时2.73511盈利能力165、指标11.1平均投资利润率%6.111.2平均投资利税率%6.111.3资本金利润率%8.211.4全部投资财务内部收益率%14.88所得税前11.5全部投资财务内部收益率%10.77所得税后11.6资本金财务内部收益率%16.711.7静态投资回收期年1012清偿能指标12.1借款偿还期年1212.2资产负债率%39.59、敏感性分析项目财务评价敏感性分析，主要考虑固定资产投资、发电量等不去顶因素变化时，按资本金财务内部收益率8%测算的上网电价、借款偿还期、全部投资财务内部收益等财务指标变化。在上网电量计算中，对各种影响因素考虑比较充分，上网电量减少幅度按5%考虑，同时也补充了上网电量减少5166、%的不利因素对财务指标的影响。财务敏感性分析结果见表。敏 感 性 分 析 表 因 素 财务内部收益率全部投资财务净现值全部投资投资回收期(含建设期)贷款偿还期财务内部收益率自有资金 财务净现值 变 化 (FIRR) % (FNPV)万元(Pt) 年 (Pd) 年 (FIRR) % (FNPV)万元基本方案 5.64-820714.0211.3410.743714投 资 5%5.14-1037314.6712.089.9627105%5.14-1037314.6712.089.962710收 入 5%6.21-629713.3410.6111.5950115%6.21-629713.3410.6167、111.595011成 本 5%5.6-836014.0711.3910.6736145%5.6-836014.0711.3910.673614投资成本收入5%5.64-861514.0211.3410.7438995%5%投资成本收入5%5.64-861514.0211.3410.7438995%5%从表中可以看出，投资增加，发电量减少均对上网电价影响较大，电量减少影响更加明显。下阶段经一步落实资金筹措计划，在建设期加强管理，控制投资的增加，确保工程如期发电。财务评价结论财务评价结果表明本工程具有：1.清偿能力：借款偿还期为12年，满足贷款偿还要求，具有较强的清偿能力。2.盈利能力：按资本金168、财务内部收益率8%测算，经营期上网电价为2.735 元/千瓦时,静态投资回收期为10年，平均投资利润率为6.1%，平均投资利税率为6.1%，资本金利润率为8.2%，全部投资财务内部收益率（所得税前）14.88%，项目具有一定的盈利能力。综上所述，本项目具有还贷和盈利能力，财务评价可行。附表1-2 投 资 计 划 与 资 金 筹 措 计 算 表 单位:万元序号项目合计建设期生 产 期第 1年第 2年第 25年1总投资47672.347672.3. . .001.1建设投资4685246852. . .001.2建设期利息740.3740.3. . .001.3流动资金8080. . .002资金169、筹措47672.347672.3. . .002.1项目资本金22628.522628.5. . .00用于建设投资21864.221864.2. . .00优先股0. . .00联合企业21864.221864.2. . .00用于流动资金2424. . .00联合企业2424. . .00用于建设期利息740.3740.3. . .00联合企业740.3740.3. . .002.2债务资金25043.825043.8. . .00用于建设投资24987.824987.8. . .00银行贷款24987.824987.8. . .00用于建设期利息0. . .00银行贷款0. . .00用170、于流动资金5656. . .002.3其他0. . .00114 附表2-2 总 成 本 估 算 表 单位:万元序号项 目合计生 产 期23456789101112第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年1. 1外购原材料费00000000000002. 1外购燃料及动力费1024.14.14.14.14.14.14.14.14.14.14.14.14.13工资及福利费2050828282828282828282828282824修理费51502062062062062062062062062062062062062065. 1其他制造费用6252171、52525252525252525252525256经营成本7927317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.17折旧费29537.51181.51181.51181.51181.51181.51181.51181.51181.51181.51181.51181.51181.51181.58摊销费00000000000009利息支出10907.41521780.61619.11457.61296.11134.6973.1811.5650488.5327165.5410总成本费用48371.91650.6327172、9.23117.72956.22794.72633.12471.62310.12148.61987.11825.61664.11502.6其中:1. 可变成本1024.14.14.14.14.14.14.14.14.14.14.14.14.12. 固定成本48269.91646.53275.13113.62952.12790.62629.12467.623062144.519831821.516601498.5附表2-2 总 成 本 估 算 表 单位:万元序号项 目生 产 期23456789101112第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第2173、5年第13年1. 1外购原材料费0000000000002. 1外购燃料及动力费4.14.14.14.14.14.14.14.14.14.14.14.13工资及福利费8282828282828282828282824修理费2062062062062062062062062062062062065. 1其他制造费用2525252525252525252525256经营成本317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.17折旧费1181.51181.51181.51181.51181.51181.51181.51181.511174、81.51181.51181.51181.58摊销费0000000000009利息支出44444444444410总成本费用1502.61502.61502.61502.61502.61502.61502.61502.61502.61502.61502.61502.6其中:1. 可变成本4.14.14.14.14.14.14.14.14.14.14.14.12. 固定成本1498.51498.51498.51498.51498.51498.51498.51498.51498.51498.51498.51498.5附表3-2 损 益 和利润分配 表 单位:万元序号项 目合计生 产 期234567175、891011第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年1收入1111929.84477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.22各种税金及附加合计1521.160.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.83总成本费用48371.91650.63279.23117.72956.22794.72633.12471.62310.12148.61987.11825.61664.14利润总额(3-4-5)62036.7276176、5.71137.21298.71460.21621.71783.21944.72106.22267.72429.22590.82752.35弥补以前各期亏损0000000000006应纳税所得额62036.72765.71137.21298.71460.21621.71783.21944.72106.22267.72429.22590.82752.37所得税20472.1912.7375.3428.6481.9535.2588.5641.8695.1748.4801.7855908.28净利润(6-9)41564.61853761.9870.1978.31086.51194.713031411177、.21519.41627.61735.818449期初未分配利润12148800685.71468.82349.33327.24402.45575.16783.47991.69199.910408.210可供分配的利润(10+11)163052.61853761.91555.82447.13435.84521.95705.46986.38302.79619.210935.712252.211提取法定盈余公积金2985.1185.376.28797.8108.7119.5130.3141.1151.9162.8173.6184.412提取其他法定盈余公积金00000000000013可供投资者分178、配的利润160067.51667.7685.71468.82349.33327.24402.45575.16845.18150.89456.510762.112067.814应付优先股股利00000000000015提取任意盈余公积金00000000000016应付普通股股利160067.51667.7685.71468.82349.33327.24402.45575.16845.18150.89456.510762.112067.817本期普通股实际分配的利润38579.51667.700000061.8159.2256.6354451.418实际用于分配的本期净利润26963.11667.179、700000061.8159.2256.6354451.418.1用结余资金归还未分配利润11616.400000000000018.2本期未分配利润0685.71468.82349.33327.24402.45575.16783.47991.69199.910408.211616.419息税前利润72944.12917.82917.82917.82917.82917.82917.82917.82917.82917.82917.82917.82917.820息税折旧摊销前利润102481.64099.34099.34099.34099.34099.34099.34099.34099.34099180、.34099.34099.34099.321各普通股股东实分利润38579.51667.700000061.8159.2256.6354451.4总投资收益率= 6.1% (多期平均) 总投资收益率= 6.1% (达产期)项目资本金净利润率= 7.3% (多期平均) 项目资本金净利润率= 8.2% (达产期)附表3-2 损 益 和利润分配表 单位:万元 序号项 目生 产 期23456789101112第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第13年第25年1收入14477.24477.24477.24477.24477.24477.244181、77.24477.24477.24477.24477.24477.24477.22各种税金及附加合计60.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.83总成本费用1502.61502.61502.61502.61502.61502.61502.61502.61502.61502.61502.61502.61502.64利润总额(3-4-5)2913.82913.82913.82913.82913.82913.82913.82913.82913.82913.82913.82913.82913.85弥补以前各期亏损00000000000006应182、纳税所得额2913.82913.82913.82913.82913.82913.82913.82913.82913.82913.82913.82913.82913.87所得税961.5961.5961.5961.5961.5961.5961.5961.5961.5961.5961.5961.5961.58净利润(6-9)1952.21952.21952.21952.21952.21952.21952.21952.21952.21952.21952.21952.21952.29期初未分配利润11616.410553.19489.78426.473636299.75236.341733109.62183、046.3982.90010可供分配的利润(10+11)13568.712505.31144210378.69315.38251.97188.66125.25061.93998.52935.21952.21952.211提取法定盈余公积金195.2195.2195.2195.2195.2195.2195.200000012提取其他法定盈余公积金000000000000013可供投资者分配的利润13373.412310.111246.710183.491208056.76993.36125.25061.93998.52935.21952.21952.214应付优先股股利0000000000000184、15提取任意盈余公积金000000000000016应付普通股股利13373.412310.111246.710183.491208056.76993.36125.25061.93998.52935.21952.21952.217本期普通股实际分配的利润2820.42820.42820.42820.42820.42820.42820.43015.63015.63015.62935.21952.21952.218实际用于分配的本期净利润17571757175717571757175717571952.21952.21952.21952.21952.21952.218.1用结余资金归还未分配利润1185、063.41063.41063.41063.41063.41063.41063.41063.41063.41063.4982.90018.2本期未分配利润10553.19489.78426.473636299.75236.341733109.62046.3982.900019息税前利润2917.82917.82917.82917.82917.82917.82917.82917.82917.82917.82917.82917.82917.820息税折旧摊销前利润4099.34099.34099.34099.34099.34099.34099.34099.34099.34099.34099.340186、99.34099.321各普通股股东实分利润2820.42820.42820.42820.42820.42820.42820.43015.63015.63015.62935.21952.21952.2附表4-2 借 款 还 本 付 息 表 单位:万元序号项 目建设期生 产 期第 1年第 2年第 3年第 4年第 5年第 6年第 7年第 8年第 9年第10年第11年第12年第13年1银行贷款1.1期初借款或债务余额24987.822716.220444.618172.915901.313629.711358.19086.56814.94543.22271.601.2当期借款或债务金额24987.8187、1.3当期应计利息888.31776.61615.11453.61292.11130.6969.1807.6646484.5323161.501.4当期还本付息888.34048.33886.73725.23563.73402.23240.73079.22917.72756.22594.62433.1其中：还本2271.62271.62271.62271.62271.62271.62271.62271.62271.62271.62271.6付息888.31776.61615.11453.61292.11130.6969.1807.6646484.5323161.51.5期末借款或债务余额249188、87.822716.220444.618172.915901.313629.711358.19086.56814.94543.22271.602资金来源18348.42271.62271.62271.62271.62271.62271.62333.42430.82528.22625.627232820.42.1当期可用于还本的利润1667.7685.7783.1880.5977.91075.31172.71270.11367.41464.81562.21659.617572.2当期可用于还本的折旧及摊销1063.41063.41063.41063.41063.41063.41063.41063189、.41063.41063.41063.41063.41063.42.3以前各期结余可用于还本资金522.6425.2327.8230.413335.62.4用于还本的短期借款2.5可用于还本的其他资金15617.33资金运用2271.62271.62271.62271.62271.62271.62271.62271.62271.62271.62271.63.1用于维持运营的投资3.2用于还贷2271.62271.62271.62271.62271.62271.62271.62271.62271.62271.62271.6其中: 短期借款本金偿还4本期可用于还本的资金结余18348.461.81190、59.2256.6354451.42820.4利息备付率(%)1919.1163.9180.2200.2225.1257.2299.9359.5448.9597.3892.31763.173281.2偿债备付率(%)91.994.39799.9103.1106.6110.4114.7119.5124.8130.9银行贷款的偿还期为 12 年附表5-2 项 目 财 务 现 金 流 量 表 单位:万元序号项 目合 计生 产 期234567891011第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年1现金流入145644.820094.54477.24477.24477191、.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.21.1营业及补贴收入0000000000001.2非效益补贴额15617.315617.3000000000001.3回收固定资产余值0000000000001.4回收流动资金0000000000002现金流出56380.147309.9377.9377.9377.9377.9377.9377.9377.9377.9377.9377.9377.92.1建设投资4685246852000000000002.2流动资金0000000000002.3经营成本0000000000002.4税金及附加00192、00000000002.5维持运营投资0000000000003所得税前净现金流量89264.7-27215.44099.34099.34099.34099.34099.34099.34099.34099.34099.34099.34099.34累计所得税前净现金流量-27215.4-23116.2-19016.9-14917.6-10818.4-6719.1-2619.81479.45578.7967813777.217876.55调整所得税24071.6962.9962.9962.9962.9962.9962.9962.9962.9962.9962.9962.9962.96所得税后净现金流193、量65193.1-28178.33136.43136.43136.43136.43136.43136.43136.43136.43136.43136.43136.47累计所得税后净现金流量-28178.3-25041.9-21905.5-18769.1-15632.7-12496.3-9359.9-6223.5-3087.149.33185.76322.1附表5-2 项 目 财 务 现 金 流 量 表 单位:万元序号项目生 产 期4477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.222574.91现金流194、入00000000000001.1营业及补贴收入00000000000001.2非效益补贴额00000000000001.3回收固定资产余值00000000000001.4回收流动资金377.9377.9377.9377.9377.9377.9377.9377.9377.9377.9377.9377.9377.92现金流出00000000000002.1建设投资00000000000002.2流动资金00000000000002.3经营成本00000000000002.4税金及附加00000000000002.5维持运营投资4099.34099.34099.34099.34099.34099.195、34099.34099.34099.34099.34099.34099.3221973所得税前净现金流量21975.72607530174.334273.538372.842472.146571.350670.654769.958869.162968.467067.789264.74累计所得税前净现金流量962.9962.9962.9962.9962.9962.9962.9962.9962.9962.9962.9962.9962.95调整所得税3136.43136.43136.43136.43136.43136.43136.43136.43136.43136.43136.43136.42123196、4.26所得税后净现金流量9458.512594.915731.318867.722004.125140.52827731413.434549.837686.240822.64395965193.17累计所得税后净现金流量4477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.222574.9所得税后 所得税前项目投资财务内部收益率(%)=10.77 项目投资财务内部收益率(%)=14.88项目投资财务净现值= 7127.9 万元(基准收益率取 8 %) 项目投资财务净现值= 17406.24 万元(基准收益197、率取 8 %)项目投资静态回收期=10.0年 项目投资静态回收期=7.6年附表6-2 资本金财 务 现 金 流 量 表 单位:万元序号项目合计建设期生 产 期第 1年第 2年第 3年第 4年第 5年第 6年第 7年第 8年第 9年第10年第11年第12年1现金流入145681.820094.54477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.21.1营业及补贴收入0000000000001.2非效益补贴额15617.315617.3000000000001.3回收固定资产余值18054.80000000000001198、.4回收流动资金0000000000002现金流出0000000000002.1项目资本金22628.522628.5000000000002.2借款本金偿还560000000000002.3借款利息支付0000000000002.4经营成本0000000000002.5税金及附加0000000000002.6所得税20472.1912.7375.3428.6481.9535.2588.5641.8695.1748.4801.7855908.22.7维持运营投资0000000000003净现金流量(1-2)000000000000附表6-2 资本金财 务 现 金 流 量 表 单位:万元序号项目199、生 产 期第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年1现金流入4477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.2226121.1营业及补贴收入00000000000001.2非效益补贴额00000000000001.3回收固定资产余值00000000000018054.81.4回收流动资金00000000000002现金流出00000000000002.1项目资本金00000000000002.2借款本金偿还000000000000562.200、3借款利息支付00000000000002.4经营成本00000000000002.5税金及附加00000000000002.6所得税961.5961.5961.5961.5961.5961.5961.5961.5961.5961.5961.5961.5961.52.7维持运营投资00000000000003净现金流量(1-2)0000000000000计算指标资本金财务内部收益率(%)=16.17 资本金财务净现值= 9656.52 万元(基准收益率取 8 %)附表7-2 资 金 来 源 与 运 用 表 单位:万元序号项目合计建设期生 产 期第 1年第 2年第 3年第 4年第 5年第 6年第201、 7年第 8年第 9年第10年第11年第12年第 13年1经营活动净现金流量97626.818803.937243670.73617.43564.13510.83457.53404.23350.93297.63244.331913137.71.1现金流入146575.120855.65238.35238.35238.35238.35238.35238.35238.35238.35238.35238.35238.35238.3营业及补贴收入111929.84477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.202、24477.2增值税销项税额19028.1761.1761.1761.1761.1761.1761.1761.1761.1761.1761.1761.1761.1761.11.2现金流出15617.315617.3000000000000经营成本48948.32051.71514.31567.61620.91674.21727.51780.81834.11887.41940.719942047.32100.6增值税进项税额7927317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1税金及附加14.10.60.60.6203、0.60.60.60.60.60.60.60.60.60.6增值税1521.160.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.8所得税19014760.6760.6760.6760.6760.6760.6760.6760.6760.6760.6760.6760.6760.62投资活动净现金流量2.1现金流入-46932-469320000000000002.2现金流出0000000000000建设投资4693246932000000000000流动资金80800000000000003筹资活动净现金流量-27542.745112.2-405204、2.2-3890.7-3729.2-3567.7-3406.2-3244.7-3144.9-3080.8-3016.7-2952.6-2888.5-2824.33.1现金流入47672.347672.3000000000000项目资本金投入22628.522628.5000000000000建设投资借款及债券24987.824987.8000000000000流动资金借款5656000000000000短期借款12021.400333.79211370.11676.71834.81837.91679.51352.7850.3164.80其他流入00000000000003.2现金流出75214205、.925604052.23890.73729.23567.73406.23244.73144.93080.83016.72952.62888.52824.3各种利息支出11647.7892.31780.61619.11457.61296.11134.6973.1811.5650488.5327165.54偿还债务本金24987.802271.62271.62271.62271.62271.62271.62271.62271.62271.62271.62271.60应付利润（股利分配）38579.51667.700000061.8159.2256.6354451.42820.44净现金流量231206、52.116984.1-328.2-220-111.8-3.6104.6212.8259.3270.1280.9291.7302.6313.45累计盈余资金23152.116984.116655.916435.916324.116320.516425.116637.916897.217167.317448.217739.918042.518355.9附表7-2 资 金 来 源 与 运 用 表 单位:万元序号项目生 产 期第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年1经营活动净现金流量3137.73137.73137.73137.73137.7207、3137.73137.73137.73137.73137.73137.73137.71.1现金流入5238.35238.35238.35238.35238.35238.35238.35238.35238.35238.35238.35238.3营业及补贴收入4477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.24477.2增值税销项税额761.1761.1761.1761.1761.1761.1761.1761.1761.1761.1761.1761.11.2现金流出2100.62100.62100.62100.621208、00.62100.62100.62100.62100.62100.62100.62100.6经营成本317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1317.1增值税进项税额0.60.60.60.60.60.60.60.60.60.60.60.6税金及附加60.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.860.8增值税760.6760.6760.6760.6760.6760.6760.6760.6760.6760.6760.6760.6所得税961.5961.5961.5961.5961.5961209、.5961.5961.5961.5961.5961.5961.52投资活动净现金流量2.1现金流入0000000000002.2现金流出000000000000建设投资000000000000流动资金0000000000003筹资活动净现金流量-2824.3-2824.3-2824.3-2824.3-2824.3-2824.3-3019.6-3019.6-3019.6-2939.1-1956.2-1956.23.1现金流入000000000000项目资本金投入000000000000建设投资借款及债券000000000000流动资金借款000000000000短期借款000000000000其210、他流入0000000000003.2现金流出2824.32824.32824.32824.32824.32824.33019.63019.63019.62939.11956.21956.2各种利息支出444444444444偿还债务本金000000000000应付利润（股利分配）2820.42820.42820.42820.42820.42820.43015.63015.63015.62935.21952.21952.24净现金流量313.4313.4313.4313.4313.4313.4118.2118.2118.2198.61181.51181.55累计盈余资金18669.218982.211、61929619609.419922.720236.120354.320472.420590.620789.121970.623152.1附表8-2 资 产 负 债 表 单位:万元序号项 目建设期生 产 期第 1年第 2年第 3年第 4年第 5年第 6年第 7年第 8年第 9年第10年第11年第12年1资产63474.961965.160563.659270.358085.257008.456039.755117.554206.153305.552415.751536.71.1流动资产总额17064.116735.916515.916404.116400.516505.116717.91697212、7.217247.317528.217819.918122.5流动资金808080808080808080808080货币资金16984.116655.916435.916324.116320.516425.116637.916897.217167.317448.217739.918042.5其他0000000000001.2在建工程39660.2000000000001.3固定资产净值6750.545229.344047.842866.341684.840503.339321.838140.336958.835777.334595.833414.31.4无形及递延资产净值0000000000213、002负债及所有者权益63474.961965.160563.659270.358085.257008.456039.755117.554206.153305.552415.751536.72.1流动负债总额15617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.3短期借款000000000000其他15617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.32.2建设投资借款2214、4987.822716.220444.618172.915901.313629.711358.19086.56814.94543.22271.602.3流动资金借款5656565656565656565656562.4负债小计(2.1+2.2+2.3)40661.138389.536117.933846.231574.62930327031.424759.822488.220216.517944.915673.32.5所有者权益22813.823575.724445.825424.126510.627705.429008.330357.731717.933088.934470.835863.4215、权益资本22628.522628.522628.522628.522628.522628.522628.522628.522628.522628.522628.522628.5资本公积金000000000000累计盈余公积金和公益金185.3261.5348.5446.3555674.5804.8945.91097.81260.61434.21618.6累计未分配利润0685.71468.82349.33327.24402.45575.16783.47991.69199.910408.211616.4计算指标：资产负债率(%)39.536.733.830.827.52420.416.612.7216、8.64.40.1附表8-2 资 产 负 债 表 单位:万元 序号项目生 产 期第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年第20年第21年第22年第23年第24年第25年1资产50668.649800.548932.448064.247196.14632845459.944396.543333.242269.841286.941286.941286.91.1流动资产总额18435.918749.219062.61937619689.420002.720316.120434.320552.420670.620869.122050.623232.1流动资金80808080808080217、808080808080货币资金18355.918669.218982.61929619609.419922.720236.120354.320472.420590.620789.121970.623152.1其他00000000000001.2在建工程00000000000001.3固定资产净值32232.831051.329869.828688.327506.826325.325143.823962.322780.821599.320417.819236.318054.81.4无形及递延资产净值00000000000002负债及所有者权益50668.649800.548932.448064218、.247196.14632845459.944396.543333.242269.841286.941286.941286.92.1流动负债总额15617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.3短期借款0000000000000其他15617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.315617.32.2建设投资借款00000000000002.3流动219、资金借款565656565656565656565656562.4负债小计(2.1+2.2+2.3)15673.315673.315673.315673.315673.315673.315673.315673.315673.315673.315673.315673.315673.32.5所有者权益34995.334127.233259.132390.931522.830654.729786.628723.227659.926596.525613.625613.625613.6权益资本22628.522628.522628.522628.522628.522628.522628.522628.522628.522628.522628.522628.522628.5资本公积金0000000000000累计盈余公积金和公益金1813.820092204.22399.52594.72789.92985.12985.12985.12985.12985.12985.12985.1累计未分配利润10553.19489.78426.473636299.75236.341733109.62046.3982.9000计算指标：资产负债率(%)0.10.10.10.10.10.10.10.10.10.10.10.10.1结论:经对两种投资方案进行比较推荐采用方案二的投资方案。