【正文】 獲利能力分析的指標：l 投資利潤率 投資利稅率 資本金利潤率① 投資利潤率由附表3－3—2損益表及附表6投資總額和資金籌措表可知：項目總投資＝平均發(fā)電利潤＝1244670%＝(第五年)投資利潤率＝ /＝%② 投資利稅率 由附表3－。從財務評價看，該項目是可以接受的。 財務評價從總體上看，本項目的動靜態(tài)財務指標均不錯， 年。 由附表1－1及1—2全部投資現(xiàn)金流量表第4欄（累計凈現(xiàn)金流量），可以算出本相目的靜態(tài)投資回收周期： Tp＝7＋／＝由附表1－1及1—2全部投資現(xiàn)金流量表第6欄（累計凈現(xiàn)金流量現(xiàn)值），算出動態(tài)回收周期為：T*p＝11+／＝下面我們用凈現(xiàn)值 （NPV）和內(nèi)部收益率IRR分析檢驗判別準則：若NPV≥0則項目應予以接受 若NPV≤0則項目應予以拒絕內(nèi)部收益率IRR：是指凈現(xiàn)值為零時的折現(xiàn)率判別準則：設基準折現(xiàn)率為i0 若IRR≥i0 則項目在經(jīng)濟上可以接受 若IRR≤i0 則項目在經(jīng)濟上不可以接受由附表11及12全投資現(xiàn)金流量表可知：NPV＝＞0IRR=%＞i0 =12%由附表2—1及2－2自有資金現(xiàn)金流量表可知：NPV＝0IRR＝%分析： ％，但由于本項目的資金籌措渠道比較好，特別是日本海外經(jīng)濟協(xié)辦基金貸款， %， %，小于全投資內(nèi)部收益率（%），本項目資本結(jié)構(gòu)合理。平均資本成本為：WACC＝∑WiKi式中：Wi－第I種資本在投資中所占比例 Ki－第I種資本的稅后資本成本平均資本成本為：（38250%+%+%）（133%）+（+）20% = % 87966 本項目的資本結(jié)構(gòu)由國內(nèi)融資和日本海外經(jīng)濟協(xié)力貸款組成，%，%，且數(shù)現(xiàn)額超過50%，%，小于電力行業(yè)12%的行業(yè)基準折率。 加權(quán)平均資本成本各種資本的資本成本如下：％ 國內(nèi)中方融資貸款：％ 流動資金借貸：％投資者權(quán)益要求的權(quán)益收益率，目前我國還沒有具體、實用的理論能解決這個問題，對于非公眾企業(yè)解決這個問題難度更大，一般只能通過同行業(yè)企業(yè)或全社會企業(yè)的自有資金利潤率，平均水平加以適當修正。流動資金：，、自有資金。⑵ 負債：，折合人民幣38250萬元 。充分考慮資金的時間價值。（3) 正確識別項目的財務效益和費用，計算上口徑一致。l 財務評價的作用（1) 考察項目的財務盈利能力（2) 用于制定適宜的資金規(guī)劃（3) 為協(xié)調(diào)企業(yè)利益和國家利益提供依據(jù)（4) 為中外合資項目提供雙方合作的基礎l 財務評價的基本內(nèi)容（1) 財務效益和費用的識別（2) 財務效益和費用的計算（3) 財務報告編制（4) 財務評價指標的計算與評價l 財務評價的原則（1) 必須符合國家的國民經(jīng)濟發(fā)展規(guī)劃及產(chǎn)業(yè)政策，符合經(jīng)濟建設 的方針、政策及有關(guān)法規(guī)。⑺ 其他費用按網(wǎng)局上年度統(tǒng)計數(shù)據(jù)20元／兆瓦時燃料運費：／噸公用人員：34供電其它費用： ／吉焦供電材料費：／吉焦工資：7000元／年每人 固定資產(chǎn)折舊項目于第3年投產(chǎn)，折舊期為15年，期末殘值率為5%，采用工作量（年利用小時數(shù)）法計算。⑸ 職工福利費用按全廠職工工資的 5 ％計取。⑵ 購水費：／兆瓦時⑶ 工資：全廠定員525人，平均工資按網(wǎng)局上年平均工資7000元／人年，工資總額為3675000元／年。在其它費用里包括制造費用、管理費用、保險費用、攤銷費用、運營管理費用。 熱價：／吉焦（不含稅） 銷售利潤與收入 表7－1 銷售收入、利潤序號項目投產(chǎn)期達產(chǎn)期 合計345~30生產(chǎn)負荷%%100%1產(chǎn)品銷售收入26（按邊際電價計算）2銷售利潤997．426產(chǎn)品成本系指售電總成本，包括發(fā)電、供熱成本和供電成本兩部份。（2) 銷售收入推算的邊際電價：根據(jù)水電部（86）水電計字第73號文及國務院國發(fā)1985第72號文件《關(guān)于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規(guī)定》的指示精神，還本付息的集資電廠可以10%的利潤率為原則核定銷售電價。 需要說明的內(nèi)容（1) 壽命期：根據(jù)水電電規(guī)設計要求，10萬千瓦以下的熱電廠設計壽命為25－30年，本項目取30年。l 借款的還本付息：通過附表71，71借款還款付息表反映。l 產(chǎn)品銷售：營業(yè)收入、銷售稅金及附加。 財務預測財務預測是在建設項目方案構(gòu)造基礎上，對項目建設及生產(chǎn)中的各項投入與產(chǎn)出數(shù)據(jù)進行估計和測算，編制成表，供項目經(jīng)濟分析和評價之用。⒀ 廠用電率：5萬千瓦火電機組設計規(guī)程綜合廠用電率取16 .99％。⑿開始發(fā)電投產(chǎn)后，各年發(fā)電、供熱量：第三年 年發(fā)電量： 供熱量： 年利用小時數(shù)2399 小時 第四年 年發(fā)電量： 供熱量：515 萬吉焦 年利用小時數(shù)：5278小時。所以，三爐兩機的年利用小數(shù)取(228＋230)/2＝229天，約為5500小時。⑽ 年利用小時數(shù)按電力系統(tǒng)的檢修及設備維護規(guī)定：每臺爐每兩年應有一次大修，時間為55－60天，因為是新建鍋爐，運行與檢修經(jīng)驗少，故大修周期取60天；而在非大修年每臺爐應有兩個小修期，共14天，同時每臺爐每年停爐平均臨檢按3次計算，每次2－3天，3=。電力企業(yè)的行業(yè)自有資金收益率一般取20%。⑺ 發(fā)、供電利潤分配根據(jù)（85）水電電規(guī)設字第154號文件規(guī)定：發(fā)電利潤70％，供電利潤30%。⑸ 中方注冊資本金不回收、中方融資、日本貸款回收。⑶ 以1998年匯率1：（美元：人民幣）；美元：日元 (１：)。⑴折舊年限：投產(chǎn)后15年，即項目的第17年末。[4] 流動資金貸款假定連續(xù)借用，項目壽命期末還本，每年付息。2000年注入7％，折合人民幣2500萬元，2001年注入39%，折合人民幣15000萬元在項目第一、第二年（一階段建設期）內(nèi)不償還，本利和于第三年（一階段投產(chǎn)期）至第12年末只償還利息，不償還本金，從項目期第13年起至第30年開始還本，償還方式為等額攤還法，每年等額償還利息加本金，償還年限共計28年。[2] 中方發(fā)電融資于二階段達產(chǎn)期（第五年）開始還本付息，償還方式為等額攤還法，每年等額償還利息加本金，償還期限8年。⑶ ，熱網(wǎng)融資于2001年注入521萬元，2002年注入521萬元，2003年注入1310萬元。⑴ 注冊資本金分三次注入，%共計7355萬元，2001年注入40%，共8859萬元，%，共5935萬元。K省省電力有限責任公司與A市市建設投資公司融資貸款，%復利計算，貸款償還期限為10年 ，無寬限期。⑶ ，年利率 %，流動資金使用見附表4－1及4—2資金來源與運用表及附表6投資總額和資金籌措表，流動資金估算見附表73。其出資比例為：K省省電力有限公司55%，A市市投資公司45%，見附表6投資總額和資金籌措表。詳見附表6投資總額和資金籌措表和附表73流動資金估算表?；鹆Πl(fā)電廠流動資產(chǎn)采用固定資產(chǎn)價值估算法，~2％，%。基本預備費按預算及其它費用合10%計算，差價預備費按每年漲價6%計算。投資估算表見附表9，投資總額和資金籌措見附表6。 技術(shù)條件 從環(huán)保、供熱負荷需求及廠地、投資等多方面、多角度考慮確定從哈爾濱鍋爐廠購進3臺220 噸/時高溫高壓循環(huán)流化床鍋爐，匹配兩臺CC－，額定發(fā)電量100兆瓦。估計建設總工期為34個月，其中主廠房土建至第一階段兩爐一機投產(chǎn)為24個月，至第二階段一爐一機投產(chǎn)為36個月。一階段施工將安裝兩爐一機50兆瓦發(fā)電機組，二階段再一爐一機。供熱區(qū)域被替代小鍋爐每年排放二氧化硫1．621萬噸，電廠三期工程供熱年排放二氧化硫0．421萬噸，每年可以減少向市區(qū)排放二氧化硫1．209萬噸，二氧化硫削減率達74．6％。從表6－6三期項目工程與供熱范圍內(nèi)小鍋爐大氣污染物排放量的對比數(shù)據(jù)可以看出，三期工程供熱區(qū)域的小鍋爐，每年排放煙塵量達2．344萬噸，而電廠三期工程3臺220噸/時鍋爐供熱，每年排放煙塵量僅為0．096萬噸。A市熱電廠擔負市區(qū)集中供熱任務，熱負荷在滿足原有8家老用戶外，本期擬新增加2家用戶，電廠三期項目工程完成后取消市區(qū)小鍋爐29臺，變分散供熱為集中供熱。 煙氣影響分析根據(jù)火電廠大氣污染物排放標準，按城市地區(qū)，大氣穩(wěn)定度采用帕斯奎爾分類法，按B級、D級進行污染物排放計算，結(jié)果見表6—表6—表6—5。對煙塵的治理采用高效靜電除塵器捕集，除塵效率達99％以上。三期工程一、二階段設計綜合采取了這兩種措施，即在燃料中加入10％左右的石灰石，以減少SOX物的生成。作為地處城市區(qū)的A市熱電廠三期項目工程，其煙氣治理效果好壞更顯得尤為重要，治理不好，不僅將嚴重影響中關(guān)工業(yè)區(qū)大氣環(huán)境的質(zhì)量，同時也直接影響著A市市大氣環(huán)境質(zhì)量的總體提高。配備有環(huán)境監(jiān)測車一輛及監(jiān)測儀器，具備日常環(huán)境監(jiān)測和管理工作能力。無灰場，全部綜合利用。廢水全年總排放量為2765千噸，各項指標均未超標。其煙氣排放狀況見表6表62。 電廠現(xiàn)有定員及組織機構(gòu)目前電廠共設7個生產(chǎn)分廠，14個行政管理科室，6個黨群職能科室并有6個獨立核算自負盈虧的公司，擁有職工總數(shù)2132人，其中集體521人，全民1610人。⑷ 本工程機、爐、電不是單元制系統(tǒng)，故按小分場配備有關(guān)人員。⑵ 本期工程完成后總裝機容量為425兆瓦＋250兆瓦，鍋爐蒸發(fā)量為2120噸/時＋5220噸/時符合三類電廠編制定員標準。設計進度是按能源部電力規(guī)劃管理局頒發(fā)的《發(fā)電工程設計工日定額》編制的，施工進度是按電力工業(yè)部電力建設總局頒發(fā)的《火力發(fā)電工程施工組織設計導則》編制的。第四章 建廠條件與廠址選擇 建廠條件 資源與原材料⑴ 交通運輸2 水源表4—1 方案一、二比較結(jié)果評價指標方案一方案二投資（萬元）54752000水費 元／噸0．880．16國家主管部門意見同意原則上同意 從表中可以看出，方案二優(yōu)于方案一，應抓緊落實征地工作，盡快打井取水。⑹ 電除塵：%。⑸ 熱工控制系統(tǒng)：根據(jù)本期工程的機組容量、熱力系統(tǒng)特點，主廠房布置情況，本期工程機組的控制方式，采取就地控制方式。⑶ 排水系統(tǒng)：電廠原有生產(chǎn)、生活、和雨水系統(tǒng)采用合流系統(tǒng)分區(qū)域排到廠儲水溝，三期可以利用，化學水中和池的排水標后單獨鋪設一條DN400的帶釉缸瓦管排放。附：擬選汽輪機參數(shù)型號：CC50－額定功率：50兆瓦進汽壓力：進汽溫度：535 ℃額定進汽量：307噸/時最大進汽量：400噸/時第一級調(diào)整抽汽壓力：第一級調(diào)整抽汽溫度：268 ℃第一級額定調(diào)整抽汽量：130噸/時第一級最大調(diào)整抽汽量：240噸/時第二級調(diào)整帛汽壓力：第二級調(diào)整抽汽溫度：104 ℃第二級額定調(diào)整抽汽量：70噸/時第二級最大調(diào)整抽汽量：106噸/時擬選鍋爐參數(shù)額定蒸汽量：220噸/時過熱蒸汽出口壓力：過熱蒸汽出口溫度：540 ℃給水溫度：215 ℃空氣予熱器進口風溫：33 ℃鍋爐效率：%鍋爐排煙溫度：149 ℃鍋爐機械未燃燼熱損失：％ 煤料運輸系統(tǒng) 輸煤系統(tǒng)概況（略） 除灰系統(tǒng)（略）⑴ 水處理系統(tǒng)：鍋爐補給水為兩除鹽系統(tǒng)，汽機凝結(jié)水5％精處理，并考慮了循環(huán)水穩(wěn)定處理和氯。%，%；二階段三爐兩機采暖期最大運行負荷為額定負荷的100%，%，所以一階段運行投產(chǎn)后，應抓緊二階段實施，使機組處于最佳經(jīng)濟狀態(tài)下運行。⑵ 采用方案一的熱負荷工況汽平衡見表3－3－3－9表3—7 采暖期最大、平均熱負荷工況汽平衡項目參數(shù)汽源用戶9．81兆帕540 ℃鍋爐出力：660噸/時兩機進汽：汽水損失：合計；660噸/時 兆帕268 ℃兩機抽汽：二期向外供汽:35噸/時合計：向外供汽：341噸/時汽水損失：合計： 兆帕104 ℃兩機抽汽：生加耗汽：30噸/時二期廠用汽：43噸/時汽水損失：主廠房采暖：5噸/時合計：表3－8 非采暖期平均熱負荷工況汽平衡表 項目參數(shù)汽源用戶9．81兆帕540 ℃鍋爐出力：603噸/時兩機汽量：600噸/時汽水損失：3噸/時合計：603噸/時 兆帕 268 ℃兩機抽汽：278噸/時二期向外供汽：35噸/時合計：313噸/時向外供汽：汽水損失：合計：313噸/時 兆帕104 ℃兩機抽汽：生加耗汽：20噸/時二期廠用汽：43噸/時汽水損失：合計： 表3—9 非采暖期最小熱負荷工況平衡表 (2機3爐)項目參數(shù)汽源用戶540℃鍋爐出力：兩機抽汽：584噸/時汽水損失：： 兆帕268℃兩機抽汽：二期向外供汽：35噸/時合計：向外供汽：汽水損失：合計： 兆帕104℃ 兩機抽汽：生加耗汽：二期廠用汽：43噸/時汽水損失：合計：⑶ 供熱系統(tǒng)情況分析 從表3－7到表3－10我們可以看出：電廠原有的二期兩臺背壓供熱機組，由于冬、夏