光伏可研报告上网电价测算与财务评价模板资料Word格式.docx
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15.2.4费用计算
项目的费用主要包括发电总成本和各项应纳税金。
15.2.4.1发电总成本费用
发电总成本费用包括折旧费、经营成本、摊销费和利息支出，其中经营成本包括修理费、职工工资及福利费、劳保统筹、住房基金、材料费、保险费和其它费用。
（1）折旧费
折旧费按固定资产价值乘以综合折旧率计取。
固定资产折旧年限为16年，采用直线折旧法，残值率为4%，相应得综合折旧率为6%，折旧期限内年折旧费106.00万元。
（2）修理费
修理费率按固定资产原值的0.2%计算，保修期5年内减半，年修理费3.314万元。
（3）职工薪酬本工程项目定员4人，年平均职工薪酬为16.92万元。
（4）保险费
保险费是指固定资产保险和其它保险，保险费率按固定资产价值的2.3‰计算，年均4.06万元。
。
（5）材料费和其它费用材料费定额为15元/kw，其他费用定额为18元/kw。
（6）摊销费摊销费包括无形资产和长期待摊费用的摊销。
（7）利息支出
利息支出为固定资产和流动资金在生产期应从成本中支付的借款利息，固定资产投资借款利息依各年还贷情况而不同。
发电总成本费用扣除折旧费、摊销费及利息支出即为经营成本，经计算本项目正常。
工程的总成本费用见表15.3。
15.2.4.2发电场税金
本项目为自发自用类型，通过节约电费获得收益，无需缴纳增值税。
根据2008年1月1日起施行的《中华人民共和国企业所得税法实施条例》第八十七条规定，国家重点扶持的公共基础设施项目，是指《公共基础设施项目企业所得税优惠目录》规定的港口码头、机场、铁路、公路、城市公共交通、电力、水利等项目。
企业从事上述规定的国家重点扶持的公共基础设施项目的投资经营所得，自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。
本项目按此规则计算，企业所得税率25%。
税后利润提取10％的法定盈余公积金。
15.2.5上网电价测算及发电效益计算
15.2.5.1上网电价
本项目为自发自用类型，电价按照企业购电价计算，为0.705元/kWh。
15.2.5.2发电效益计算
发电收入=上网电量×
上网电价
发电利润=发电收入－发电总成本费用－发电税金
本项目按上网电价0.705元/kW·
h计算，25年发电收入总额为2949.95万元。
本项目各年收入、税金、利润见附表15.5。
15.2.6清偿能力分析
本项目可用于还贷的资金来源为发电利润及折旧费，按盈余资金优先还款计算，贷款偿还期1.85年。
（1）用于还贷的发电利润
本项目税后利润为利润总额扣除所得税并弥补以前年度亏损的余额。
法定盈余公积金可按税后利润的10％提取。
税后利润在扣除法定盈余公积金后，为可分配利润，可全部用于还贷。
在工程建设投资借款偿还过程中，首先利用还贷折旧偿还贷款，剩余部分利用未分配利润偿还。
（2）用于还贷的折旧费
本次折旧还贷比例取100％，基本方案下折旧足够用于还本。
项目的还本付息表见附表15.4。
投资计划及资金筹措见附表15.1，资金平衡不会出现问题。
项目各年末的资产负债情况见附表15.9。
资产负债表反映该项目在计算期内各年资产、负债和所有者权益情况。
15.2.7盈利能力分析
本项目计算期25年，其中第一年为建设期。
当电价为0.705元/kW·
h时，项目全部投资所得税后内部收益率为3.99%，自有资金内部收益率为19.42%，投资回收期为6.02年，资本金利润率9.31%。
项目投资现金流量表和项目资本金现金流量表分别见附表15.7和附表15.8。
15.2.8敏感性分析
根据本项目的特点，测算总投资、上网电量、电价等不确定因素单独变化时，对全部投资财务内部收益率、资本金内部收益率的影响。
通过以上分析，但各种情况下均可保证较高的资本金内部收益率，但全部投资回收期均较长，因时间越长，不确定性越大，故项目实施过程中应切实注意风险控制。
15.2.9建议
为规避政策、汇率、资源不确定性等风险，建议遵照《清洁发展机制项目运行管理暂行办法》，项目在建设过程中同步进行清洁发展机制（CDM）项目的开发工作，以吸引国外先进技术和资金，保障项目建设和运营，促进项目（企业）的可持续发展。
15.3财务评价结论
（1）经测算铜陵绿源农产品大市场光伏发电系统示范工程，当电价为0.705元/kW·
h，计算所有投资资金所得税后内部收益率为3.99%，自有资金所得税后内部收益率为19.42%，经济效益良好。
（2）偿还能力分析，贷款偿还期1.85年，投资回收期6.02年，偿还能力强。
（3）敏感性分析表明本项目具有一定的财务抗风险能力。
太阳能是清洁能源，是国家大力提倡和扶持的电力产业，具有广阔的发展前景。
综上所述，该项目的建设条件比较优越，财务指标良好，社会效益和经济效益显著。
建议尽快列入开工项目，推动该项目早日投产。
15.4社会效益评价
15.4.1节能减排效益
太阳能是清洁的可再生能源，我国有完整的产业链，也是世界上最多的太阳能组件生产国。
开发利用太阳能资源是调整能源结构，实施能源可持续发展的有效途径，同时也有利于生态与环境保护。
太阳能电场建成后，为电网提供电能，每年可为国家节约标煤。
相应每年可减少多种有害气体和废气排放：
如二氧化硫、二氧化碳排放量，减少烟尘排放量、一氧化碳和碳氢化合物等。
本太阳能电场建成后，经初步计算，与相同发电量的火电相比，相当于每年可节约标煤662.40t（以发电平均标煤煤耗为360g/kW·
h计），相应每年可减少多种大气污染物的排放，其中减少二氧化硫（SO2）排放量约11.96t/a，二氧化碳（CO2）约1764.79t/a，氮氧化物（NOX）5.89t/a，同时还可节约淡水资源约1840.53t，减少向空气中排放的固体颗粒。
同时，由于屋顶光伏电站的遮阳效果，可以隔离吸收部分热量，减少建筑的能量消耗。
因此，节约能源和环境保护角度来分析，太阳能电场工程的建设具有很好的社会效益及环境效益。
15.4.2清洁发展机制的意义
环境保护一直以来就是我国的基本国策。
借鉴国外的经验教训，引进和吸收国外先进的技术和资金，走新型工业化道路，实现经济、社会和环境的协调和可持续发展是我国政府长期坚持的战略目标。
近年来，由于二氧化碳等温室气体的大量排放，全球气候变暖，这一趋势威胁着人类的生存和发展。
清洁发展机制（CleanDevelopmentMechanism，CDM）是《京都议定书》中规定的三种灵活机制之一，它提出了一个在发达国家和发展中国家之间开展的温室气体减排合作机制，是国家在境外实现部分减排承诺的一种履约机制，在有减排义务国家和没有减排义务国家之间进行。
这是一个“三赢”的机制。
通过CDM项目，发达国家可以通过帮助发展中国家建设具有温室气体减排效应的项目，用比较低廉的成本抵消部分减排义务，另一方面，发展中国家可以获得有利于自身可持续发展的资金和先进技术。
同时，项目合作双方还为全球气候环境做出了各自的贡献。
国家发改委、科技部、外交部和财政部于2005年10月12日联合发布第37号令《清洁发展机制项目运行管理办法》并开始实施。
该办法对项目许可条件、管理和实施机构、实施程序等做出明确规定，是目前开展CDM项目的指导性文件。
15.4.3其他社会效益
太阳能电站的生产过程是将太阳能转化为电能，不产生任何污染物，因此太阳能电站的建设代替煤电场的建设，将大大减少对周围环境的污染，充分利用可再生的、清洁的太阳能资源，节约不可再生的化石能源，减少污染、保护人类赖以生存的生态环境，其社会效益是非常明显的。
太阳能工程突出的优点是环境效益好，不排放任何有害气体和废弃物，不需要移民，对人类生活居住干扰小。
该工程所在地区均为屋顶，整个范围不大，对土地产生的影响非常小。
总之，发展太阳能有利于提高中国能源供应的安全性，更是减排温室气体排放和解决中国能源供应不足的有效途径，我们应该积极推进太阳能光伏发电产业的发展。
15.5财务评价表
1）计划还款息计算表（附表15-1）；
2）财务指标汇总表（附表15-2）；
3）总成本费用表（附表15-3）；
5）利润与利润分配表（附表15-4）；
6）财务计划现金流量表（附表15-5）；
7）敏感性分析成果表（附表15-6）；
表15.1计划还款息计算表
（一）
项目
合计
第1年
第2年
第3年
第4年
第5年
第6年
第7年
第8年
一、借款及还本付息
1.年初借款本息累计
135.57
2.47
2.本年借款
127.9
3.本年应计利息
15.95
7.67
8.13
0.15
4.本年还本付息
143.85
141.23
2.62
5.年末借款本息累计
二、偿还借款资金来源
1.还贷利润
1917.76
90.43
96.14
91.96
90.56
89.16
85.06
83.72
2.还贷折旧
1066.75
42.67
3.还贷摊销
4.计入损益的利息支出
8.28
5.其它
偿还贷款资金小计
280.19
138.96
表15.1计划还款息计算表
（二）
第9年
第10年
第11年
第12年
第13年
第14年
第15年
第16年
第17年
82.4
81.09
79.79
78.49
77.21
75.94
74.68
73.43
72.19
表15.1计划还款息计算表（三）
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26年
70.97
69.74
68.53
67.33
66.14
64.95
63.78
62.61
61.46
表15.2财务指标评价汇总表
指标名称
计量单位
指标值
一、基本指标
1、光伏系统安装容量
MW
1.82
2、资本金
万元
484.75
3、贷款
4、资本金比例
％
30
5、建设期
年
1
6、运营期
25
7、总计算期
26
8、年均发电量
万KW*h
190.82
9、实际上网电量
98
10、上网电价（含税）
11、增值税税率
二、造价指标
1、项目总投资
630.32
固定资产投资
612.65
建设期利息
流动资金
10
价差预备费
2、单位投资
元／千瓦
3463.3
三、盈利能力指标
1、年平均税后利润
85.23
2、投资利润率（是指全部投资、税前利润）
14.24
3、投资利税率（是全部投资、利润、各种税）
4、全部投资财务内部收益率
23.45
5、全部投资财务净现值（按5%计算）
1300.21
6、投资回收期
4
7、税前资本金投资利润率（利润总额/资本金）
18.51
8、税后资本金投资利润率（净利润/资本金）
17.58
9、资本金财务内部收益率
24.4
10、资本金财务净现值（按5%计算）
1301.18
四、清偿能力指标
1、借款偿还期
表15.3总成本费用表
（一）
光伏系统安装容量（MW）
发电量（万千瓦时）
4760.01
209.31
207.64
205.98
204.33
202.7
201.08
199.47
上网电量（万千瓦时）
4664.75
205.12
203.48
201.85
200.24
198.64
197.05
195.47
一、电站运营成本：
2412.75
96.51
折旧费
1185.25
47.41
修理费
211.75
8.47
保险费
105.75
4.23
材料费
455
18.2
工资
工资附加
其他费用
总成本费用
其中：
经营成本
1227.5
49.1
单位成本（元/千瓦时）
0.52
0.47
0.48
0.49
单位经营成本（元/千瓦时）
0.26
0.24
0.25
表15.3总成本费用表
（二）
197.87
196.29
194.72
193.16
191.61
190.08
188.56
187.05
185.55
193.91
192.36
189.29
187.78
186.28
184.79
183.31
181.84
0.5
0.51
0.53
0.27
表15.3总成本费用表（三）
184.07
182.6
181.14
179.69
178.25
176.82
175.41
174.01
172.62
178.95
177.52
176.1
174.69
173.29
171.9
170.52
169.16
180.39
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