某水电站项目评估-课程设计-可行性研究-说明书.doc

中北大学经济与管理学院 School of Economics and Management 水电站可行性评估 中北大学课 程 设 计 说 明 书学生姓名： 于婷婷 学 号： 10090141·02学生姓名： 吴淑波 学 号： 10090141·07学生姓名： 陈 霞（副组长）学 号： 10090141·17 学生姓名： 林 岚 学 号： 10090141·22 学生姓名： 李 超（组 长） 学 号： 10090141·27 学生姓名： 翟世杰 学 号： 10090141·32 学生姓名： 钟长啸 学 号： 10090141·37 学生姓名： 叶明明 学 号： 10090141·42 学生姓名： 朱思成 学 号： 10090141·47 学生姓名： 陆立伦 学 号： 10090141·52 学生姓名： 卢安琦 学 号： 10090141·57 学 院: 经济与管理学院 专 业： 工商管理 题 目： 某水电站项目评估 指导教师： 杜苇 职称: 副教授33目录一.概述··························································5二.建设必要性评估················································52.1地理位置···················································52.2辐射作用···················································52.3项目本身发展条件···········································5三.建设条件评估···················································63.1资源条件和综合利用·········································63.2水文条件···················································63.3地质条件···················································63.4交通运输条件···············································6四.工程规模评估···················································64.1工程规模的确定考虑了以下因素·······························64.2正常蓄水位的确定···········································74.3装机容量的确定·············································7五.工程项目组成、总体布置与主要建筑物评审························75.1电站枢纽工程···············································75.2工程项目组成···············································75.3主要项目工程量·············································7六.项目技术方案与设备评估········································76.1项目技术方案···············································76.2设备方案···················································8七项目投资估算与资金筹措········································87.1固定资产投资···············································87.2建设期利息·················································97.3流动资金···················································97.4项目总投资·················································9八.财务基础数据测算··············································10 8.1基础数据···················································10 8.1.1上网电量···········································108.1.2固定资产、无形资产及递延资产·······················118.2总成本费用预测············································118.2.1电站发电成本·······································118.2.2专用配套输变电工程成本·····························118.2.3总成本费用·········································128.3发电效益测算··············································138.3.1发电收入···········································148.3.2税金·············································148.3.3利润·············································14九.企业经济效益评估··············································159.1借款还本付息测算········································159.2财务盈利能力分析·········································159.3清偿能力分析·············································159.3.1资金来源与运用·····································159.3.2资产负债分析·······································159.4敏感性分析···············································159.5结论·····················································17十.国民经济效益评估·············································1810.1主要参数和计算条件·······································1810.1.1社会折现率········································1810.1.2采用影子价格······································1810.1.3计算期和折现计算基准点····························18 102费用调整与计算··········································18 1021固定资产投资的调整·····························18 1022流动资金的调整 ······························18 1023经营成本的调整·································1910.3以替代方案的费用作为发电效益·····························2010.3.1主要参数确定·····································2010.3.2国民经济盈利能力分析·····························2010.3.3不确定性分析·····································2110.4以电量计算发电效益·······································2110.4.1影子电价测算·····································2110.4.2发电经济效益计算及发电效益流量···················2110.4.3国民经济盈利能力分析·····························2110.4.4敏感性分析·······································21十一. 社会效果和环境保护评估·····································2211.1社会效果评估··········································2211.1.1就业效果分析···································2211.1.2分配效果分析····································2211.1.2技术进步影响的分析······························2311.2环境保护评估··········································2311.2.1环境效益········································2311.2.2水库淹没移民····································2311.3施工迹地景观恢复措施··································23十二.评估结论····················································24任务分配·························································25附录：····························································26某水电站项目评估一.概述某水电站位于我国西南某省的一条国际河流上，是干流规划中的一个阶梯，开发条件较好，电站装机6台，容量135万千瓦，年发电量59.31亿千瓦时（上游龙头水库建成后，年发电量将达到70.21亿千瓦时）。电站对外交通便利，可利用现有公路，仅需新建17km公路与其连接，所需建筑材料大部分可就地解决，水库淹没较少：淹没人口总计6100人，淹没耕地一万余亩，地形地质较好，岩石坚硬完整，开发目标单一，工程相对简单;因此，开发本水电站既有十分重要的意义，又有十分有利的条件。项目总投资为939333万元，其中包括固定资产投资671988万元(含电站投资566048万元和专用配套输变电投资105940万元），建设期利息265995万元和流动资金1350万元。项目计算期为29年包括建设期9年（含运行初期3年），生产期20年。二.建设必要性评估2.1地理位置。项目所在省地处我国西南边疆，自然资源丰富，但交通能源等基础设施薄弱，从而制约了地区经济发展。该省工业结构是以原材料开发为主，耗电量大。随着磷化工、有色金属冶炼等工业的发展，电力供应日趋紧张。该水电站的建设，不仅将有力地推动该生经济结构调整和支柱产业建设，而且将为该省对外开放创造更加有力的条件，促进区域经济发展和人民生活水平的提高。2.2辐射作用。从能源开发周边条件分析，必须加快水电的开发。项目所在河流水量丰沛，径流量比较稳定，能量指标优越，水库淹没面积较少，开发目标单一，对外交通条件较好。重点开发该河流中下游的水能资源，可为该省工业发展提供廉价电力，除满足本省电力需求外，还可以向邻省送电，对解决相邻地区能源不足，促进经济发展将起重要作用。2.3项目本身具有良好的发展条件。地质地形较好，岩石坚硬完整，水库淹没面积少，移民搬迁安置工作量小；电站规模适当，工程相对简单，工期较短，建设资金便于筹集，又有上游接邻的梯电站的建设经验可借鉴。 总之，从该省水电资源优势，经济结构的调整，建设开发条件，电力发展要求及建设资金筹集等方面分析，继上游梯级电站建成后，选择建设该项目是十分必要和合理的。三.建设条件评估3.1资源条件和综合利用。该项目的库区两岸山高谷深，岸边农田及居民点稀少，无重大防洪目标及灌溉供水要求，因此，项目建设以发电为主，综合利用要求很低。3.2水文条件。该项目坝址控制流域面积12.1万平方公里，坝址处多年平均流量为1330秒立方米，多年平均年输沙量5439万吨，多年平均含沙量1.13公斤/立方米。坝址多年平均降水量为1110毫米，多集中在6到10月，约占全年的85%，最大年降水量为1618毫米，最小为787毫米。多年平均年无雨日208天。坝址处气候温和，年平均气温20.2摄氏度，最高气温为40.4摄氏度（5月份）最低气温为0.5摄氏度（1月份）。多年平均相对湿度为79%。多年平均风速为1.0米/秒，年最大风速为20米/秒。多年平均水温为17.4摄氏度。多年平均蒸发量为1231毫米。3.3地质条件。工程处于区域结构相对稳定的地段，断裂断层近期构造活动不强，工程区的地震基本烈度为VII度，枢纽工程区出路岩层以玄武岩为主，岩石坚硬，较完整，岩石中央有薄层凝灰岩，从总体看，岩体具有较高的抗压强度，工程地质条件较好。距坝址0.6公里有土料，质量储量可满足围堰防渗土料要求，当地缺天然砂料，混凝土用砂及骨料需要用玄武岩石料人工压制。3.4交通运输条件。坝址下游有某河流冲积扇，有利于施工布置，坝址距公路不远，距上游已成阶梯电站公路里程131公里。综上所述，本项目建设条件较好，是可行的。四.工程规模评估4.1工程规模的确定考虑了以下因素：尽可能满足电网用电要求；合理解决与上游水电站的水位线接，尽量减少水库淹没损失；以及与即将兴建的上游"龙头水库"电站的巨大调节补偿作用，从梯级电站联合运用出发，以获取梯级水电站最大发电效益。4.2正常蓄水位的确定：从拟定的897.0米和901.0米三个方案看，以899.0米方案的年费用最小，最终确定该项目的正常蓄水位为899.0米是正确的。4.3装机容量的确定：根据地形、枢纽布置、施工及运输条件等特点，为减少地下厂房的开挖工程量，厂房机组布置以不超过6台为宜，由于铁路运输限制，水轮机转轮直径要求不大于6.0米。通过三个不同方案的动能经济比较选出的135万千瓦方案是相对较优方案。总之，上述选定的工程规模是经济合理的。五.工程项目组成和工程总体布置与主要建筑物评审5.1电站枢纽工程为一等工程，主要水工建筑物为一级。5.2工程项目组成。该项目枢纽工程由拦河坝、泄洪建筑物、地下厂房和发电引水系统等建筑物组成。拦河坝为碾压混凝土实体重力坝。坝顶高程为906米，最大坝高118米。坝顶总长为480米。在河床布置5个溢流坝段，坝段宽为18米。溢流堰顶高程882米，空口尺寸为14米×17米，设弧形工作闸门和平板检修闸门。消能方式为宽尾墩与斗式消力池。电力泄洪由5个表孔，3个泄洪底孔、一个排沙洞组成。发电引水系统：河床右岸为进水口坝址，长153米，其后接6条内径8.5m压力引水隧洞。进口设平板快速工作闸门，用油压启闭机启闭。3台机组的尾水管共用一条尾水隧洞，2条内径15m的长尾水隧洞穿过某支流河底下游汇入主流。底下厂房系统包括主副厂房，安装场，主变开关站，尾水调压室，尾水管，母线洞，出线竖井，出线厂，交通运输洞等。5.3主要项目工程量。枢纽主体工程量：土石方开挖518万立方米，混凝土浇筑204万立方米（其中碾压混凝土81万立方米）金属结构9451吨。临建工程量：土石方开挖505万立方米，混凝土27万立方米，金属结构4619吨。综上所述，项目组成及工程总体布置亦是符合工程建设需要和经济合理的。六.项目技术方案与设备评估6.1项目技术方案。该电站距上游已建电站直线距离约70公里，距省会直线距离约270公里，向该省电网供电。电站主接线采用发电机与主变压器联合单元接线。出线电压为500千伏和220千伏两种，共3回出线，其中两回500千伏出线接至省会和上游已建电站500千伏开关站。6.2设备方案。水轮机选用HLD75-LJ-580型混流式（额定水头72.5米。额定流量347.5立方米/秒，额定出力22.96万千瓦，转轮直径D1=5.8米）。发电机选用SF225-52/12800半伞式（额定出力22.5万千瓦，额定电压15.75千伏，额定功率因数cosy=0.9)。电站金属结构分泄水系统、引水系统、尾水系统、施工导流系统四部分，各类闸门和拦污栅共计64扇，启闭机24台，自动挂钩梁6套。金属结构总重约7511吨。所选工艺艺术和设备符合先进性、可靠性、适应性和经济合理性等方面的要求。七项目投资估算与资金筹措7.1固定资产投资。根据审定概算，该项目1993年价格水平静态总投资为413901万元，计入价差预备费后，总投资为566048万元，电站专用配套输变电工程投资为105940万元。项目固定资产投资为671988万元，固定资产投资估算见符表1，投资流程及机组投产计划见表3-1.表3-1及机组投产计划表123456789合计水电站静态投资484643905350688570685976154928672382579410907413901电站固定资产投资5234145551626707282183019808831049564267819129566048专用配套输变电投资5297052970105940年末装机(万千瓦)4590135年发电量（亿千瓦时）12.8237.8953.54项目固定资产投资5234145551626707282183019808831409569564872099671988根据国家规定和贷款条件，业主在项目建设时必须注入一定量的资本金。本项目资本金按固定资产投资的百分之三十计约为202001万元，其余资金（737332万元）从银行借款，项目总投资为939333万元，资本金不还本付息，从第一台机组投产开始，每年按百分之十五的利润率计算利息，贷款年利率为11.16，借款期限为15年。7.2建设期利息。借款利息按复利计算，由于建设期内本项目已有部分机组投产发电，具有还款能力，因此，计入固定资产的建设期利息考虑了运行期还款的影响，经计算，建设期利息：电站为257488万元，专用配套输变电站工程为8507万元，整个项目为265995万元，详见附表5关于利息支出:发电总成本的利息支出，是指电站固定资产和流动资金在生产期（运行期）内应支付的借款利息。专用配套输变电站工程成本中的利息支出，应为专用配套输变电工程固定资产在生产期内应支付的借款利息。水电项目总成本费用，为上述两项总成本费用之和，因此，利息支出可按项目计算总量，然后再电站工程和专用配套输变电工程之间合理分配。考虑到本项目的具体情况，分配比例按电站占86.6，专用配套输变电工程占13.4测算，分配比例的改变并不影响总量，因此也不影响各项财务评价指标，是可行的。建设期利息计入固定资产价值。7.3流动资金。电站流动资金按每千瓦10元估算，共需1350万元，其中30使用资本金（约405万元），其余70从银行借款，流动资金借款额为945万元。银行一年期流动资金贷款年利率按10.98计。流动资金随机组投产投入使用，利息计入发电成本，本金在计算期末一次回收。7.4项目总投资。项目总投资为939333万元，其中包括固定资产投资671988万元，建设期利息265995万元，流动资金1350万元。项目资产折旧费见表3-2.项目投资计划与资金筹措情况见附表2 附表6表32 固定资产折旧费估算表综合折旧率（%）运行初期正常运行期789101112131415161718191.电站4.46原值818036折旧费784322306325263646836468364683646836468364683646836468364682.输变电工程4.00原值114447折旧费984279940814578457845784578457845784578457845783.合计原值93248折旧费88272510536607410624106241062410624106241062410624106241062余值注：常运行期折旧费=原值*折旧率运行初期折旧费=正常运行期折旧费*（运行初期年供电量/正常运行期年供电量）固定资产余值=原值折旧费之和=932483-8827-25105-36607-20*41062=40704八.财务基础数据测算 8.1基础数据 8.1.1上网电量。本电站上网电量为500千伏送电线路终端电量，再考虑电网兑水电站发电量的吸收情况后，按有效电量计算，多余电量不计入发电收入。 上网电量为厂供电量扣除专用配套变电损失电量；厂供电量为有效电量扣除厂用电量。 电厂用电率取0.2%，专用配套输变电损失率为2.0%。8.1.2固定资产、无形资产及递延资产。项目固定资产投资671988万元（其中电站566048万元，专用配套输电工程105940万元）；建设期利息265995万元（其中电站257488万元，专用配套输电工程8507万元。）机组全部投产后，形成固定资产价值932483万元，无形资产价值3000万元，递延资产价值2500万元。固定资产价值=固定资产投资无形资产递延资产+建设期利息=67198830002500+265995=932483万元8.2总成本费用预测8.2.1电站发电成本。主要包括折旧费、修理费、职工工资及福利费、材料费、库存维护费、摊销费、利息支出和其他费用等。从发电成本中扣除折旧费、摊销费和利息支出，即为电站发电经营成本。（1）折旧费、修理费。 折旧费=固定资产价值×综合折旧率 修理费=固定资产价值×修理费率式中 固定资产价值=固定资产投资+建设期利息无形资产递延资产电站综合折旧率为4.46%；修理费率取1%。（2）职工工资及福利费。 工资按职工人数乘以年人均工资计算。 修理费计算（电站工程）： 修理费=固定资产价值×修理费率固定资产价值=固定资产投资无形资产价值递延资产价值+建设期利息=566048+25748830002500=818036修理费用率=1%运行初期，生产规模尚未达到设计水平，修理费按当年厂供电量占正常运行期厂供电量的比例提取。电站定员按概算编制为780人，人均年工资按5000元计，职工福利费按规定为工资总额的14%。据此测算，每年需支付工资及福利费444.6万元，取整数445万元。（3）材料费。材料费定额取每千瓦时1.4元，共需189万元。（4）库区维护费。按厂供电量每千瓦时提取0.001元，共需524646万元。（5）其他费用。 包括办公费用，差旅费，科研教育经费等，按每千瓦时2.4万元计算，为324万元。（6）摊销费。 包括无形资产、递延资产按10年摊销，每年550万元。8.2.2专用配套输变电工程成本。包括折旧费、经营成本和利息支出三部分。输变电工程综合折旧率取4.0%，经营成本按其投资的3.0%测算（105940×0.03=3178万元。）还贷期上网电价测算：本项目固定资产投资的70%从银行借款，要求在借款期15年内还清本息，按此要求测算上网电价。还贷期上网电价由5部分组成：（1） 还本付息，包括长期借款本金偿还和建设期利息偿还：736387+265995=1002382万元（见附表5和附表6）（2） 经营成本，共99312万元（摘自总成本费用估算表，见附表三）;（3） 向投资者支付的股息及红利，按资本金利润率15%支付（资本金不还本付息，从第一台机组投产开始，每年按15%的利润率计），还贷期间共计261846万元(见附表4：损益表）；（4） 按税后还贷的要求，支付所得税和销售税金附加： 所得税=0.33×（发电收入总成本费用销售税金附加） 销售税金附加=0.17×（0.06+0.03）×发电收入 =0.0136发电收入式中 0.33为所得税税率；0.17为增值税税率；0.05为城市维护建设税；0.03为教育费附加费率。（5）法定盈余公积金和公益金，分别按税后利润的10%和5%提取：法定盈余公积金和公益金=（0.1+0.05）×税后利润 =0.15×（10.33）（发电收入总成本费用销售税金附加) =0.1005（发电收入总成本费用销售税金附加）将（4）和（5）两项相加，并经过整理后，可得税金+公积金和公益金=0.4382×发电收入0.4305×总成本费用还贷期间的总成本费用为650041万元（见附表3：总成本费用估算表。）最后，还贷期间上网电价P由下式决定： E×P=1002382+99312+261846+0.4382×E×P650041×0.4305式中 E还贷期间上网电量 P还贷期间上网电价 E×P发电收入。将上式移项整理后，得： E×P=(1363540279843)÷0.56175=1083697/0.56175E=403.24亿千瓦时（见附表4:损益表），为还贷期间内上网电量总和。还贷期间上网电价P=1083697/(0.56175×4032400)=0.478元/千瓦时还贷后上网电价测算：借款还清后，不再有还本付息问题。此时，可按12%的资金利润率测算电价。还贷后的上网电价由总成本费用，销售税金附加和利润三部分组成。现以还贷后正常运行的上网电价测算为例。已知：年上网电量636400万千瓦时；年总成本费用54687万元；总投资939333万元；资金利润率12%;销售税金附加=销售收入×增值税税率×（城市维护建设税率+教育费附加税率费）=上网电量×电价×0.17×（0.05+0.03）=0.0136S上网电量×电价。则上网电价=总成本费用/上网电量+总投资×0.12/上网电量+（0.0136上网电量×电价）/上网电量 =54678/636400+939333×0.12/636400+0.0136×上网电价 =0.0859+0.17712+0.0136×上网电价移项后，得：上网电价=（0.0859+0.17712）/（10.0136）=0.267元/千瓦时。8.2.3总成本费用。包括电站发电成本和专用配套输变电工程成本。生产期内固定资产投资借款和流动资金借款利息均进入总成本费用。运行初期各年的总成本费用按各年投产规模（以水电站装机容量为代表）分析确定。总成本费用测算见附表三。8.3发电效益测算8.3.1发电收入（详见附表4）。本电站作为电网内实行独立核算的水电项目进行发电效益预算。 发电收入=上网电量*上网电价本项目固定资产投资借款期限为15年。还贷期间，按还贷要求测算的上网电价为0.478元/千瓦时；还清贷款后，按投资利润率为12%测算上网电价为0.267元/千瓦时。上网电价中不含增值税（下同）。832税金。电力销售税金包括增值税和销售税金附加。（1）增值税。电力产品增值税税率为17%。 增值税应纳税额=销项税额-进项税额 销售税额=销售额*税率 由于水电站可以扣减的进项税额及其有限，本项目直接按销售收入的17%计算增值税。 增值税为价外税，此处仅作为测算销售税金附加的基础。（2）销售税金附加。包括城市维护建设税和教育费附加，以增值税税额为基础征收，按规定分别采用5%和3%的税率。833利润。 发电利润=发电收入-总成本费用-销售税金附加企业利润按国家规定作相应调整后，依法上缴所得税，所得税税率为33%。 税后利润=发电利润-应缴所得说从税后利润中提取10%的法定盈余公积金和5%的公益金后，剩余部分可供分配利润，从中扣除分配给投资者的应得利润后，即得未分配利润。 电站发电收入、税金、利润测算见附表4损益表。九.企业经济效益评估91借款还本付息测算本项目固定资产投资的70%从银行借款，要求在借款期限15年内还清本息，按此要求测算的上网电价为0.478元/千瓦时。电站用利润、折旧费和摊销费等还贷。企业未分配利润全部用于还贷，折旧费和摊销费的90%用于还贷。按还贷期上网电价进行借款还本付息测算。结果表明：项目在机组全部投产后的第六年（开工后的第十五年）底可还清固定资产借款本息，满足借款偿还要求。 借款还本付息计算见附表5.9.2财务盈利能力分析全部投资现金流量表见附表7.据此表计算财务盈利能力指标。本项目全部投资的税后财务内部收益率达到16.70%，大于财务基准收益率12%和长期借款利率11.16%：财务净现值153607万元，远大于0.投资回收期10.98年，在机组全部投产后的第二年即可收回全部投资。投资利润率为12.0%；投资利税率为15.28%，资本金利润率达55.68%。资本金现金流量表见附表8.据此表计算，本项目资本金财务内部收益率达21.90%，大于15%的要求。财务净现值为75476万元（Ic=15%）远大于0.9.3清偿能力分析9.3.1资金来源与运用。资金来源与运用情况见附表6.由表可知项目从第七年第一台机组投产开始即出现盈余，计算期内累计盈余资金为141亿元。9.3.2资产负债分析。资产负债情况见附表9.表列数据说明，项目仅在建设期的负债率较高（高峰在第六年，达75.89%），随着机组投产发电资产负债率快速下降（至第13年，即机组全部投产后的第四年即降至30%以下）；还清固定资产借款 本息后资产负债率很低，在0.1&左右。这说明项目的财务风险较低，偿还债务能力较强。9.4敏感性分析主要考虑固定资产投资、有效电量、借款期限和借款利率等不确定因素单独变化时对还贷电价和财务内部收益率等财务指标的影响程度。计算结果见表33。表33 敏感性分析表（财务评价）序号项目财务内部收益率（%）还贷电价（元/千瓦时）全部投资资本金122.12.22.32.433.13.23.33.444.14.24.355.15.2基本方案固定资产投资变化+20%+10%10%20%有效电量变化+20%+10%10%20%借款偿还期变化12年20年25年借款利率变化12.24%9.9%16.7016.7016.7016.7016.7016.7016.7016.7016.7018.8014.5011.5017.3015.9021.9021.9021.9021.9021.9021.9021.9021.9021.9025.1018.1010.9022.1021.500.480.570.530.430.380.400.430.530.600.670.340.240.500.45从还贷电价看，各不确定因素变化对其均产生较大影响。其中借款期限最为敏感，其次较为敏感的因素是有效电量。财务内部收益率的变化，对借款偿还期最为敏感。当借款期限延长至25年时，财务内部收益率已低于财务基准收益率，主要因为还贷电价过低。根据国家改革还本付息电价政策有关精神，国家开发银行从支持电力建设大局出发，决定适当延长电力建设项目的贷款年限，其中水电项目最多可延长10年，延长后水电项目的具体贷款年限为1825年，含宽限期59年（据<中国电力报>1999年12月30日讯）。不过，由于本项目建设条件优越，