某某某电厂投资方案财务评价.docx
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某某某电厂投资方案财务评价
Y电厂投资方案财务评价
第一章引言4
1.1工程概况4
1.2项目建设的必要性分析4
1.3项目建设规模的确定5
第二章技术方案11
2.1确定技术方案的总体原则11
2.2基本技术方案一11
2.3技术方案一总投资估算11
2.4基本技术方案二11
2.5基本技术方案二总投资估算12
第三章技术方案一的财务分析及风险分析13
3.1基础数据假设13
3.2税率13
3.3财务分析13
3.3.1煤炭价格的市场走势分析14
3.3.2电价走势15
3.3.2.1电力基础价格15
3.4财务敏感性分析17
3.5财务分析结论20
2.3风险分析21
2.4情境分析21
2.4.1单因素影响21
2.4.2双因素组合影响22
2.4.3三因素组合影响22
2.4.4情境分析23
2.4.5情境分析结论25
第四章技术方案二的财务分析及风险分析27
4.1基本技术方案二概述27
4.2两种基本技术方案比较27
4.3主要原材料成本价格27
4.4税率28
4.5财务分析28
4.6敏感性分析28
第五章结论和建议32
34
1.1投资背景
1.1.1投资背景及分析内容
2004年7月，国家出台了新的投融资制度，对于原来完全由政府和国有企业垄断的行业，如交通、能源、电力等行业，在新的投融资体制下，可以实现投资主体的多元化，采用审批制和核准制并行运行，谁投资、谁收益、谁承担风险。
Y资源综合利用电厂是一个新的建设项目，是对当地的煤矸石进行综合燃烧处理，实现煤矸石的综合利用。
项目规划总容量为250MW，一期拟建设2×260t/hCFB燃煤矸石锅炉+2×50MW一级调整抽汽凝汽式汽轮发电机组，锅炉出来的高温高压蒸汽在汽轮发电机组发电后的余热，经供热蒸汽管道与纺织化纤集团有限公司动力车间现有供热蒸汽系统连接，一起向化纤生产供汽。
正值国家宏观经济政策面临重大调整，Y电厂项目面临比较大的不确定。
项目是否建设？
选择哪种方案？
如何降低投资风险？
投资方需要进行决策。
本文基于不确定的商业环境，从风险控制角度，提出了两种技术方案，分别对两种技术方案进行财务评估和风险分析。
通过分析比较两种技术方案的风险，认为技术方案二比技术方案一具备更大的灵活性，是在目前剧烈变化的市场情况下相对可行的方案。
最后，提出了具体的实施建议。
1.1.2项目建设的必要性分析
1.1.2.1缓解本地区电力供需矛盾
用电负荷的大幅增长，是当前Y市面临的重大问题之一。
但在当前全国性电力紧张的情况下，高额的电力缺口近期内不大可能通过大电网调度解决。
因此，Y市有必要在国家政策指导下，通过资源综合利用和热电联产的途径，在大电网发展的同时，适当发展地区电网，以期缓解电力紧张局面，减少由此造成的不利因素。
1.1.2.2热负荷和环保的要求
根据Y尼葛开发区、纺织化纤集团有限公司用热负荷的分布情况以及发展需求，Y资源综合利用发电厂正处于各用户4.5km范围内的中心位置，具备理想的集中供热条件。
采用热电联产实现集中供热是国家历来鼓励发展的综合能源项目，在《大气污染防治法》、《节能技术政策大纲》、《节能法》等文件中都明确提出要鼓励发展热电联产。
且热电联产要比热电分产提高能源利用率。
据统计，大型火力发电厂理论热效率是41%，实际运行时只有36～39%，而热电联产项目的热效率要求大于45%，实际运行时在60%左右，可见热电联产较热电分产的热效率可提高30%以上。
针对本项目而言，近期工业热负荷约145t/h，规划热负荷还将增加100t/h以上，若采用独立供热锅炉房来解决生产用汽，该区域内将增加多台供热锅炉。
如此一来，虽然分散的供热锅炉能够解决企业的供汽问题，但是由此而带来的诸如能源浪费、环境污染、占用土地、管理水平低等一系列问题，将制约该地区的经济发展。
据统计，目前国内小型供热锅炉产生1吨供热蒸汽的平均耗标煤为134kg，而集中供热产生1吨供热蒸汽的平均耗标煤为106kg，可见集中供热比分散供热每吨蒸汽可节约标煤28kg。
小型供热锅炉控制及运行水平相对较低，烟尘处理设施相对较差，又由于其分散布置，点多面广，总排放量将大幅增加，将直接加重对环境的污染，经计算，采用集中供热每年将减少烟尘排放量28.5吨，二氧化硫排放量205吨。
同时各热用户还需占用一定的土地建设供热锅炉，不仅浪费有限的土地资源，还会造成热用户基建投资和管理费用的增加。
因此，本工程的建设不仅解决了热负荷的需求，而且具有良好的综合效益。
1.1.3项目建设规模
根据Y资源综合利用电厂5公里范围内的热负荷、电负荷、燃料供应、资金平衡、企业发展来考虑本项目建设的规模。
1.1.3.1热负荷
Y资源电厂的主要用汽大户是纺织化纤集团。
纺织化纤集团有限公司是国家大一型企业，全国520家重点国有企业之一，始建于1971年。
建厂时配套建设热电设备有无锡锅炉厂生产的3×35t/h无烟煤中温中压链条锅炉+3×B1.5中温中压汽轮发电机组。
后在1999年进行扩建改造新增东方锅炉厂生产的1×35t/h无烟煤中温中压循环流化床锅炉+1×C3中温中压汽轮发电机组。
现正在扩建1×35t/h东方锅炉厂生产的无烟煤中温中压循环流化床锅炉。
该热电厂现有额定发电能力7.5MW，额定供热能力80t/h。
纺织化纤集团有限公司现有的中温中压热电厂已经不能满足工厂发展的供热要求，去年已经申报规划新建一座供汽能力达200t/h的热力发电厂。
纺织化纤集团有限公司现需供热负荷为：
0.49MPa、260oC、110～145t/h；公司现有热电厂供应能力已经不能满足工艺生产的用汽要求，只能直接用锅炉出口中温中压蒸汽经减温减压器后供热，造成能源的不合理利用，浪费能源，使供热成本增加，热电厂经济效益低下。
纺织化纤集团有限公司热电厂是1971年建厂时配套建设的，环境保护是按当时的环保要求进行设计的，已经不能满足现在越来越高的环境保护要求，如果要对其按照现有国家标准进行改造，投入资金大，而且热电厂现有设备已到服役年限，投入资金改造是不合理的。
故根据Y市规划要求，Y资源综合利用发电项目向纺织化纤集团有限公司集中供热，是符合国家能源、环保政策，有利于社会发展的一个循环经济项目。
1.1.3.2电负荷
2001年11月与华东联网工程的投运，结束了独立省网的历史。
2001年底，全省装机容量为12617MW，其中：
水电6180MW，占全省电源总装机的49.0%；火电装机6424MW，占全省电源总装机的50.9%，风电13MW，占0.1%。
近年来，一批大型电厂和输变电工程、与华东联网工程的投运，电网供电能力和供电可靠性有较大提高，但受电源布局和负荷分布限制，现有电网存在以下问题。
（1）500KV网架处于形成阶段，网络结构薄弱，北部网络只有单回路，3座500KV变电所均为单台（组）主变，还无法承担主网架作用，220KV环形网络无法
实现分区运行，网络结构不清晰。
（2）约占全省装机一半的水电电源相对集中的闽西北、且丰、平、枯水年出力变化较大，火电电源大部分集中在闽东南，电网运行潮流变化大。
（3）因“九五”末期和“十五”前期电源投产相对集中。
（4）Y市供电区内，水电装机比重大，除池潭电站具有不完全年调节性能外，其余水电部分调节性能差，水电出力受天制约。
“十五”期间省电源投产项目已确定，根据2000年省计委等编制的“十五”及2015年电力发展视划纲要，结合风电发展规划，“十一五”期间还规划投产电源装机7314MW，其中水电1914MW（含抽水蓄能电站600MW），核电1000MW，火电3600MW，风电800MW。
Y资源综合利用工程电厂可以作为燃气电厂推迟投产的备选电源之一，填补电网因燃气电厂推迟投产导致的电源不足。
电厂投产后，将成为省网的中型电源之一，在满足全省和地区电力需求上起重要作用。
建设Y资源综合利用电厂工程可以充分利用煤矸石和劣质煤作燃料，综合利用煤矸石，变废为宝，既减轻煤炭运输的压力，且燃料成本较低，提高了电力一
次能源供应的安全性、可靠性。
Y资源综合利用电厂工程位于Y市沙溪河畔，根据三明供电区目前负荷及电源装机情况，考虑将来电力负荷发展及水电资源开发，结合燃料运输、水源等条件，电厂改建总规模按（2×50+1×150）MW规划。
1.1.3.3主要燃料供应
Y地区的煤炭，低位发热量（Qent.ar）低于16800kJ/kg的低劣质煤无销售市场，各煤矿都将这部分无法销售的劣质煤弃在井下，造成资源浪费和煤矿开采成本的增加。
还有各煤矿在历年开采过程中和洗选过程中产生的煤矸石，堆集如山，即占用土地、浪费资源，又污染环境。
经调查Y煤业有限责任公司矿区现存煤矸石总量不少于1000×104吨，而该公司每年开采的煤炭产生的矸石总量不少于50×104t，加上地属煤矿存量约400×104t及每年产生约60×104t的矸石，未来30年可用矸石总量约4000×104t。
表4-1列出了Y煤业公司的两个主要矿区的煤产量、矸石产量及煤矿的尚余服务年限、尚余矸石估计量等，可以看出仅此两个矿区的矸石年产量达42×104t，
证明煤炭供应有保障。
表4-1Y煤业公司煤矸石生产量及各煤矿矸石堆场贮量表
矿区
矿点名称
煤产量
（万吨/年）
矸石量
（万吨/年）
尚余服务年限（年）
尚余矸石总量
（万吨）
永
安
矿
区
丰海煤矿
40
16
25
400
加福煤矿
8
3
5
15
东坑仔矿
15
6
20
120
半罗山矿
13
5
25
125
小计
76
30
—
660
上
京
矿
区
仙亭煤矿
25
7
30
210
柯坑矿
8
2
10
20
小华矿
8
2
15
30
京东矿
3
1
10
10
小计
44
12
—
270
合计
120
42
—
930
第二章基本技术方案
2.1确定技术方案的总体原则
以供热为主要目的的热电联产项目，必须按以热定电原则选型汽轮机组，可获得更高的热经济性。
特别是负荷非常稳定时，选择相匹配的背压机组，其热经济性最高；在供热负荷有一定峰谷错落时，采用背压机组与抽凝机组配合也可取得较高的热经济性。
但对于不以供热为唯一目的，需要兼顾解决Y市各煤矿煤矸石及低热值劣值煤的无害化利用问题。
因此本工程项目，方案的选型必然更要遵循在解决供热负荷要求的同时，兼顾解决煤矸石及低热值劣值煤的无害化处理利用问题。
2.2基本技术方案一
综上所述，基本技术方案一设计为：
一期建设2×50MW高压抽汽凝汽式机组＋2×260t/hCFB燃煤矸石高压锅炉，配1×35t/h中压供热锅炉。
二期再建1×125MW超高压再热抽汽凝汽式机组＋1×480t/hCFB燃煤矸石超高压再热锅炉，配1×35t/h中压供热锅炉。
规划总容量为250MW。
2.3技术方案一总投资估算
技术方案一总投资估算表
项目名称
金额（万元）
基本预备费用
5600.00
静态投资
75260.00
建设期利息
3007.93
动态投资
78267.93
铺底生产流动资金
263.00
项目建设总投资
78530.93
2.4基本技术方案二
考虑到基本技术方案一投资规模偏大，工艺复杂，而供热的对象只有一家化纤厂，一旦化纤厂的经济效益下滑，将对电厂的整体效益产生大的影响，即未来的供热存在高度的不确定性，因此，基于这样的考虑，在技术方案一的基础上，我们又设计了技术方案二。
和基本技术方案一相比，技术方案二对工艺进行了调整，去掉了1×35t/h中压供热锅炉，项目的投资概算也随之降低。
基本技术方案二设计为：
一期建设2×50MW高压抽汽凝汽式机组＋2×260t/hCFB燃煤矸石高压锅炉。
二期再建1×150MW超高压再热抽汽凝汽式机组＋1×480t/hCFB燃煤矸石超高压再热锅炉。
规划总容量为250MW。
2.5基本技术方案二总投资估算
基本技术方案二总投资估算表
项目名称
金额（万元）
基本预备费用
3129.00
静态投资
58238.00
建设期利息
2348.00
动态投资
60586.00
铺底生产流动资金
1572.00
项目建设总投资
62158.00
第三章基本技术方案一财务分析及风险分析
3.1基础数据假设
财务的基础数据依据以下基本原材料的价格为基础。
主要原材料价格表
序号
材料名称
单价
1
煤（拆合为标煤）
280元/t
2
发电厂用水费
3.00元/MW.h
3
除盐水
1.8元/t
4
材料
10.5元/MW.h
5
石灰石粉
100元/t
其它成本费用表
序号
费用名称
费用及费率
1
人均年工资收入
46000元/人.a
2
福利基金及各项保险费率
52%
3
基本折旧率
6.67%
4
修理费率
1.9%
5
其他费用（含财务费用）
10万元/MW
6
贷款利息
6.12%
3.2税率
蒸汽增值税按13%计取；发电增值税按8.5%计取；城市维护建设税和教育费按照增值税的8%计取；所得税率按16.5%计取。
3.3财务分析
一般发电行业的基准收益率为8%～12%，Y电厂作为一个资源综合利用电厂，其基准收益率确定为9%。
影响收益率的因素包括：
上网电价、总投资、煤炭价格、上网电量、供热价格和供热量，其中以前面四个因素对电厂的收益影响最大。
根据现行的国家政策体制，上网电价和上网电量还是由国家控制，因此，这两个因素的大幅度上网是不可能的，供热和供热量由于占电厂的收益部分很小的比例，所以，我们把收益率的分析主要基于前面的四个主要因素。
3.3.1煤炭价格的市场走势分析
对于煤炭价格的研究，一定要放到整个国家的大的宏观条件下来分析，因为Y资源综合利用电厂从本质上来说就是一个坑口电厂，由于本项目的主要燃料就是Y当地的煤炭和煤矸石，因此，本节主要分析研究Y当地的燃料的市场价格走势，如此可以准确反映价格的走势对整个项目的影响程度。
。
2004年10月，以Y地区的煤炭价格如下表：
主要燃料－煤价格表（以2004年10月为基准）
序号
材料名称
单价
1
煤（拆合为标煤）
280元/t
事实上，2003年11月，Y当地的电煤出厂价格为190元/吨，而截至到2005年3月，当地煤矿的标准电煤的出厂价格已经达到360元/吨
主要燃料－煤价格表（以2005年3月为基准）
序号
材料名称
单价
1
煤（拆合为标煤）
360元/t
近年来的Y当地的煤炭价格预测走势如下图3：
煤炭价格一般占这类电厂总体成本70%左右，煤炭价格决定了电厂将来的经济效益。
由于国家已完全放开了煤炭价格管制，煤炭上涨30%（从280元/吨上涨至360元/吨）以上完全可能，图3反映快速发展的煤炭市场价格变化。
3.3.2电价走势
3.3.2.1电力基础价格
省电网目前大工业110千伏购电综合电价约为0.358元/千瓦时（不含税，截止到2004年8月）。
根据省电力公司的统计，2004年，全省完成售电量512.98亿千瓦时，比2003年增长16.3%；同时根据电力部门的预测，省电力需求发展速度为：
“十五”期间电量年均增长8.1%，最大负荷年均增长率9.1%，“十一五”期间电量、负荷年均增长分别这7.6%、7.8%，“十二五”期间电量、负荷年均增长分别为6.7%、6.8%。
而Y资源综合利用电厂所在的三明供电区电力需求发展速度为：
“十五”期间电量年均增长4.8%，最大负荷年均增长率5.2%，“十一五”期间电量、负荷年均增长分别为4.8%、5.2%，“十二五”期间电量、负荷年均增长分别为3.8%、4.1%。
区内的电源格局是：
火电和水电约各占一半的发电总量，其中约占全省装机一半的水电电源相对集中的闽西北、且丰、平、枯水年出力变化较大，火电电源大部分集中在闽东南，电网运行潮流变化大；另一个方面，“九五”末期和“十五”前期电源投产相对集中；第三，三明供电区内，水电装机比重大，除池潭电站具有不完全年调节性能外，其余水电部分调节性能差，水电出力受天制约。
因此，在未来的几年中，随着经济的持续稳步发展，火电量呈逐年上升趋势，这样的格局导致省电力成本不会下降，而且，随着环保设施增加（如电厂脱硫设施的强制改装等）等增支因素，再加上国内现在关于煤炭的生产价格和运输成本的大幅度上升等，已经远远超出当初政府和专家的预测，即使最近国家加强了宏观调控，仍然无法给经济降温，最终的结果是，煤炭的到厂价在短短的一年多时间内，价格已经翻了一番。
综上所述，电价的下降在相对短的时间内是不可能的。
因此，本人认为可研报告中售电基础价格按0.41元/千瓦时考虑是合理的。
3.3.2.2电价波动范围
国家有关部门预测未来电价变化趋势见图2-1。
图2-1我国未来电价走势预测
由此可见，煤炭的价格变化幅度大，电价的价格变化幅度小。
因此，煤炭的价格波动幅度确定为60%的变化范围，而电价的波动幅度确定为10%的变化范围。
3.4财务敏感性分析
假设9%作为基准收益率，单一因素的敏感性分析表如下：
项目
变化范围
值
全部投资
内部收益率（%）
热价
电价
电价
-10%
324元/MW.h
9.71
21.8元/GJ
-5%
342元/MW.h
11.09
21.8元/GJ
0
360元/MW.h
12.24
21.8元/GJ
5%
378元/MW.h
13.72
21.8元/GJ
10%
396元/MW.h
14.98
21.8元/GJ
总投资
-10%
70441.14万
13.99
360.00元/MW.h
-5%
74355.03万元
13.17
360.00元/MW.h
0
78267.93万元
12.42
360.00元/MW.h
5%
82181.33万元
11.73
360.00元/MW.h
10%
86094.72万元
11.08
360.00元/MW.h
标煤价
-60%
112元/吨
18.46
360.00元/MW.h
-50%
140元/吨
17.4
360.00元/MW.h
-40%
184.8元/吨
16.37
360.00元/MW.h
-30%
215.6元/吨
15.35
360.00元/MW.h
-20%
246.4元/吨
14.35
360.00元/MW.h
-10%
277.2元/吨
13.35
360.00元/MW.h
-5%
292.6元/吨
12.89
360.00元/MW.h
0
280元/吨
12.42
360.00元/MW.h
5%
294元/吨
11.95
360.00元/MW.h
10%
308元/吨
11.36
360.00元/MW.h
20%
336元/吨
10.28
360.00元/MW.h
30%
364元/吨
9.19
360.00元/MW.h
40%
392元/吨
8.11
360.00元/MW.h
50%
420元/吨
7.09
360.00元/MW.h
60%
448元/吨
6.09
360.00元/MW.h
发电量
-10%
648GW.h/a
10.67
360.00元/MW.h
-5%
684GW.h/a
11.56
360.00元/MW.h
0
600GW.h/a
12.42
360.00元/MW.h
5%
630GW.h/a
13.27
360.00元/MW.h
10%
660GW.h/a
14.10
360.00元/MW.h
热价
-10%
19.62元/GJ
11.87
360.00元/MW.h
-5%
20.71元/GJ
12.15
360.00元/MW.h
0
21.80元/GJ
12.42
360.00元/MW.h
5%
22.89元/GJ
12.70
360.00元/MW.h
10%
23.98元/GJ
12.97
360.00元/MW.h
供热量
-10%
207.9万GJ/a
9.00
360.00元/MW.h
-5%
219.45万GJ/a
9.00
360.00元/MW.h
0
231万GJ/a
10.10
360.00元/MW.h
5%
242.55万GJ/a
9.72
360.00元/MW.h
10%
254.1万GJ/a
9.33
360.00元/MW.h
图一是电价、总投资、发电量的变化对应的收益率的变化图。
图1Y资源电厂敏感性分析图IRR
基于图一，可以看出，单一因素的变化除煤炭价格以外，其余的单一因素变化，都可得出电厂的收益率高于行业基准收益率的下限，同时也高于设定的9%的基准收益率。
图2Y资源电厂煤炭价格敏感性分析图IRR
从图2可以看出，煤炭的基本价格假定为280元/吨，煤炭价格上涨30%的时候，即煤炭价格达到360元/吨的时候，达到电厂设定的平衡点，也就是说，基本技术方案一的总体投资规模不变的情况下，煤炭价格上涨30%，可以判断Y电厂项目不可行。
如果设定的基准收益率设定为8%，煤炭价格的变化范围可以扩大到40%的涨幅。
而如果设定的基准收益率设定为12%，煤炭的价格的变化范围缩小到5%。
图3和图4反映了这两种情况的收益率平衡点。
图3Y资源电厂煤炭价格敏感性分析图IRR
图4Y资源电厂煤炭价格敏感性分析图IRR
3.5财务分析结论
由于煤炭的价格对电厂的收益率的影响最大，因此只考虑煤炭价格的变化对收益率的影响。
根据敏感性分析表和上图1~图4，得出的结论如表5-1：
表5-1风险分析结论
序号
组合
设定基准收益率8%
设定基准收益率9%
设定基准收益率12%
1
煤炭价格涨5%
可行
可行
不可行
2
煤炭价格涨20%
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