会昌火电项目建议书Word格式.docx
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5、可提高电网调峰能力和经济运行水平。
目前，江西电网大容量机组仍然较少，中、小火电比例仍然较高，系统运行经济性较差，供电煤耗和厂用电率均较高，同时系统调峰容量严重不足。
若能建设本工程大容量机组，无疑将会提高电网的调峰能力和经济运行水平，改善整个系统的运行工况。
6、本工程的建设加大了江西电网火电调节容量，有利于江西更好地接受三峡等外省电力、电量。
7、本项目建设采用“海铁联运”接受来煤，通过港口转运后经赣龙铁路运输至电厂。
8、本项目通过实施先进的“污染物近零排放”环保技术，污染物排放浓度将大大优于标准限值，实现燃煤电厂达到或优于燃机排放标准。
减排效果显著，将有效缓解江西环保压力。
综上所述，本工程的建设是非常必要的。
四、建设规模
会昌项目按4×
1000MW机组进行规划，分两期建设。
本期建设规模为2×
1000MW国产超超临界燃煤发电机组，同步安装烟气脱硫、脱硝装置。
五、建设条件
1、厂址
根据“沿河、沿路”的选址原则，在会昌县开展选址工作，本次在会昌县境内共选择三个厂址，即：
西源厂址、土围厂址、大背岭厂址。
各厂址的建厂条件分述如下：
西源厂址地处会昌县西江镇东南侧4.8km处的西源村附近，厂址东北距赣龙铁路上的石门圩站约4.5km，北距赣龙铁路和省道323分别约为1.5km、2.5km，西北距厦蓉高速约2.5km，西距贡水约19.5km。
厂址南侧为延绵的山脉，北侧为莲花排村，东侧为丰源村，西侧为龙化村。
厂址高程在210m～299m之间，场地中间低，四周高，地形较稍有起伏，厂址内主要为两个高差较大的山丘，山丘间垇地为农田，厂址范围内有一回35kv线路经过，东侧有部分民房拆迁。
西源厂址地形地貌
土围厂址地处会昌县西江镇东侧5.5km处的土围村附近，厂址东南距石门圩火车站约1.5km，南距省道323和赣龙铁路分别约0.3km、1.5km，西距贡水约22.0km，西北距厦蓉高速约1.5km。
厂址南侧紧邻省道323，沿道村庄比较密集，西北面为牛子寨山，北侧城江围绕，东侧为土围和大坪垴村。
厂址高程在215m～277m之间，场地东低西高，地形较平坦，厂址内主要为砖厂开挖裸露的红粘土地和山丘，北侧为农田。
厂址范围内南侧有部分用地位于瑞金市境内，厂址东面及北面有部分民房拆迁。
土围厂址地形地貌
大岭背厂址地处会昌县西江镇西侧9.5km处的大岭背村附近，厂址北距赣龙铁路约0.8km，西北距石门圩站约1.5km，西距贡水约为28.0km。
厂址北侧为北面连续的山丘，山背后为赣龙铁路和国道323，西侧为大岭背村，西北侧及东侧为正在开采的石灰石矿，东南侧紧邻瑞金市边界，南侧为延绵的山丘。
厂址高程在243m～353m之间，南北侧高，中间垇低。
厂址中间有石灰石矿的开采用的炸药库，西面有少许民房拆迁。
大岭背厂址地形地貌
厂址地理位置图
上述三个厂址均具备建设大型火力发电厂的条件，且区域特征、地形、地貌、外部环境较相似，区别只在于厂址区域位置、地形条件以及厂址外部环境的影响，如接轨站条件、专用线走向的优劣，取水管线长短等。
2、燃煤及运输
本工程年需燃煤约400万吨，燃煤拟定为海外煤和内蒙煤。
燃煤福建沿海港口转运，采用“海铁联运”方式，将对本工程的煤炭运输提供更可靠的保障。
赣龙铁路西起京九铁路赣州东站，途经江西省赣县、于都、会昌、瑞金，福建省长汀、连城、上杭、新罗，全长290.1km，其中福建段132.1km。
赣龙铁路通车，为福建、江西两省及京九铁路南段开辟一条新的对外大通道。
近期年货运量590×
104t，旅客列车8对。
远期赣龙铁路向西延伸，成为中南及西南地区通往东南沿海港口的东西向大通道；
但由于建设标准低，运力已趋于饱和。
在建的赣龙新双线计划于2015年建成，建成后新双线将承担通道内大部分旅客列车与直区货物列车，少量旅客列车和摘挂列车由既有线承担。
3、水源
本工程拟采用带冷却塔的循环供水系统，水源均从贡水梯级禾坑口电站库区取水，取水口至厂址平均距离24km。
贡水属赣江水系贡江干流上的主要支流，水量充沛，供水水源安全可靠，枯水期最小流量3.52m3/s，满足2台100万千瓦机组的需求。
4、接入系统
可就近接入正在规划建设的500kV赣州东变电站（2020年前投运）；
同时还有距规划厂址30公里左右的500kV瑞金红都变（2015年投运）。
赣州地区电网现状及发展规划
2014年赣州供电区有赣州500kV变电站2座，主变3台，容量2250MVA，有220kV公用变电站18座，主变30台，容量4530MVA；
有220kV用户变电站1座，即鼎龙变（1×
120MVA）；
有110kV公用变电站75座，主变112台，容量4026MVA，有500kV线路4条，线路长度493km，220kV线路41条，线路长度1599km，110kV线路156条，长度2633km。
目前境内在建500kV红都变（1×
750MVA），预计2015年投产。
根据《江西电网“十二五”主网架滚动规划报告（2013版）》，赣州供电区220千伏及以上电网规划如下：
“十二五”期间，为满足赣州供电区负荷发展的需要，在现有220kV及以上电网布点的基础上，考虑负荷分布的不均匀性，赣州供电区将建成投产500kV变电站1座，红都变（1×
750MVA），扩建赣州变2号主变（1×
750MVA）；
220kV变电站新增7座，分别是燕子窝变（1×
180MVA）、南安变（1×
150MVA）、肖岭变（1×
180MVA）、车头变（1×
180MVA）、关刀坪变（1×
180MVA）、桃金坑变（1×
180MVA）和万罗变（1×
180MVA），扩建横田、百乐、龙岗2号主变。
“十三五”期间，为满足赣州供电区负荷发展的需要，在2015年220kV及以上电网布点的基础上，考虑负荷分布的不均匀性，赣州供电区500kV新增赣州北变（1×
750MVA）、赣州西变（1×
1000MVA）、于都变（1×
750MVA）、信丰变（1×
750MVA）及扩建红都变2号主变（1×
750MVA）及雷公山3号主变（1×
220kV变电站新增12座，分别是定南西变（1×
180MVA）、临塘变（1×
180MVA）、和乐变（1×
180MVA）、金星变（1×
180MVA）、宁都北变（1×
180MVA）、葛垇变（1×
180MVA）、长冈变（1×
180MVA）、新饭店变（1×
180MVA）、横岭变（1×
180MVA）、三江变（1×
180MVA）、稍江变（1×
180MVA）和大唐变（1×
180MVA），扩建若干座220kV变电站。
六、投资预算
按照现有资料并结合华能瑞金电厂2014年平均运行数据，江西省电力设计院对项目经济性进行了初步估算。
详细如下：
6.1投资估算
6.1.1投资估算编制依据及原则
1）项目划分及费用标准：
国家能源局发布《火力发电工程可行性研究投资估算编制导则》。
2）定额和指标：
国家能源局发布《电力建设工程概算定额》（2013年版）。
3）人工工资：
安装工程人工单价：
普通工34元/工日、技术工53元/工日；
建筑工程人工单价：
普通工34元/工日、技术工48元/工日。
定额人工费调整执行定额[2014]1号文。
4）工程量：
主要工程量按有关专业提供的设计资料或参照同类型工程为依据计算。
5）设备价格：
本项目1000MW级机组三大主机按《限额指标》（13年）价格中的超超临界机组价格计列，其中锅炉50000万元/台、汽轮机22000万元/台、发电机12000万元/台；
主要辅机设备价格按《限额指标》（13年）价格计列，其他设备参照近期同类工程设备价和《全国电力工程建设常用设备价格汇编》。
设备运杂费费率：
主设备按0.5%，主要辅机按0.7%，其他设备按4%。
6）材料价格：
装置性材料综合价格按中国电力企业联合会发布《电力建设工程装置性材料预算价格（2013年版）》计列并取费；
建筑材料按2013年版定额价计算并取费，并参照赣州地区近期建筑材料市场价格进行调整，调整部分作为价差处理，仅计取税金。
7）材机费调整：
根据电力工程造价与定额管理总站文件《关于发布2013版电力建设工程概预算定额价格水平调整的通知》，对本工程采用定额部分进行材料与机械的调整，其调整部分仅计取税金；
根据电力工程造价与定额管理总站文件定额2014[48]号文江西地区对机械进行价差调整，其调整部分仅计取税金。
8）铁路按4.2亿人民币计列，基本预备费按5%计列。
9）建设期贷款利息：
建设期贷款利息执行中国人民银行2015年5月10日发布的关于“中国人民银行决定下调金融机构人民币贷款基准利率并扩大存款利率浮动区间的通知”，五年以上贷款名义利率为5.65%。
注册资本金20%。
10）根据原国家计委计投资[1999]1340号文《国家计委关于加强对基本建设大中型项目概算中“价差预备费”管理有关问题的通知的精神》，投资价格指数按零计算，即本工程价差预备费暂不考虑。
11）本工程静态投资估算价格编制日期：
2015年6月。
12）投资估算已包括脱硫、脱硝工程费用。
脱硫工程单位投资暂按120元/kW计列，脱硝工程暂按70元/kW计列。
6.1.2工程投资估算
费用名称
单位
投资
工程静态投资
万元
699154
单位投资
元/kW
3496
建设期贷款利息
38735
194
工程动态投资
737889
3689
铺底生产流动资金
6601
33
项目投资总资金
744490
3722
6.2经济效益分析
6.2.1经济效益分析依据
1）中国电力工程顾问有限公司编制的评价软件《火电项目经济评价软件（V2.1版）。
2）工程建设与经营模式：
暂按国内投资建设与生产经营模式进行工程经济效益测算。
3）根据国家发展和委员会关于规范电价管理有关问题的通知，本项目以经营期测算平均上网电价。
6.2.2资金来源及融资方案
本项目投资方大唐发电集团，注册资本金为工程总投资的20%，其余部分采用国内商业贷款。
国内资金贷款年利率为5.65%，贷款偿还年限为18年，宽限期为3年。
本期工程流动资金贷款利率为5.1%。
6.2.3根据国家发展计划委员会（计价格[2001]701号文）关于规范电价管理有关问题的通知，本项目以经营期核定平均上网电价。
6.2.4经济效益分析主要基本数据
项目
2×
1000MW
机组年利用小时
5000h
发电标准煤耗（1+5%）
287.5635g/kWh
发电标准煤价（含税）
765元/t，
脱硫石灰石耗量（两台机）
6.28万吨/年
石灰石价（含税）
100元/t
脱硝液氨耗量（两台机）
0.35万吨/年
液氨价
4000元/t
厂用电率
3.38%（含脱硫脱硝）
大修理费率
2.0%
材料费
4元/MWh
其他费用
8元/MWh
水资源费
0.003元/kwh
定员
300人
工资
80000元/人.年
劳保福利系数
60%
保险费率
0.25%
所得税
25%
增值税
17%
基准收益率
7.0%
固定资产形成率
95%
城市维护建设税
5%
教育附加费
3%
地方教育附加费
2%
折旧年限
15年
残值率
6.2.5建设工期
本工程2×
1000MW超超临界机组建设工期为32个月，计划2018年初开工，第一台机组于2020年3月投产（26个月），第二台机组于2020年8月投产（29+3个月）。
6.2.6上网电价测算
在保证行业基准收益率7.0%的前提下，测算该工程（IRR=8%）在经营期的平均上网电价为：
不含税上网电价为315.61元/MWh；
上网含税电价为368.98元/MWh，本期工程各项财务评价指标均满足要求；
测算该工程（IRR=10%）在经营期的平均上网电价为：
不含税上网电价为322.62元/MWh；
上网含税电价为377.17元/MW，本期工程各项财务评价指标均满足要求。
根据现设计方案测算，当煤价765元/t，上网含税电价为439.6元/MWh（根据国家发改委《关于降低燃煤发电上网电价和工商业用电价的通知》发改价格[2015]748号文），资本金内部收益率为43.70%，投资方内部收益率位26.34%，经济效益较好。
6.2.7财务评价
在机组年利用小时数为5000h，分别满足投资方内部收益率8%、10%以及目前上网标杆电价的条件下，工程财务评价指标如下：
财务评价指标表
名称
投资方内部收益率8%
投资方内部收益率10%
正算电价
工程静态投资（万元）
工程动态投资（万元）
铺底生产流动资金（万元）
总投资收益率（%）
6.21
7.08
13.70
资本金净利润率（%）
13.16
16.37
40.96
项目投资（所得税前）
内部收益率（%）
9.44
10.47
17.45
净现值（万元））
133293.83
192596.52
644770.70
投资回收期（年）
10.72
10.09
7.30
项目投资（所得税后）
7.75
8.59
14.30
38575.10
83082.62
422445.76
11.75
11.15
8.26
项目资本金内部收益率（%）
19.3
22.72
43.70
投资方内部收益率（%）
8
10
26.34
经营期平均上网不含税电价（元/MWh）
315.61
377.17
439.6
经营期平均上网含税电价（元/MWh）
368.98
322.62
376.11
6.3盈亏平衡表
为了使投资项目在投产后保持盈利，避免亏损，有必要认真地研究在一定时间内产品的成本、售价、产量和盈余的相互关系。
盈利与亏损有个分界点，称为盈亏平衡点（BEP）。
在BEP上，项目保本。
BEP越低，表明项目适应市场变化的能力越大，抗风险能力越强。
价格和成本一定时产量的盈亏平衡点（BEP）可以用生产能力利用率表示。
年均固定总成本
BEP（生产能力利用率）=----------------------------------------*100%
年均营业收入－年均可变成本－年均营业税金及附加
从图中可以看出，在正算电价下，当BEP（生产利用能力率）=48.28%，该企业经营便可达到盈亏平衡。
在煤价、电价相对稳定的情况下，年利用小时只要≥2414小时，企业就可以盈利了。
由此可以得出该方案适应市场能力较强，抗风险能力较强。
6.4敏感性分析
为了分析本项目抗风险能力，在正算电价下，本报告对年利用小时、煤价、总投资、电价等因素在-10%、+10%的情况下进行敏感性分析，其结果见以下图表。
项目资本金
不确定因素
变化率（%）
内部收益率
内部收益率变化率
敏感度系数
基本方案
43.7
建设投资
-10
49.31
12.84
-1.28
-5
46.45
6.28
-1.26
5
41.13
-5.88
-1.18
38.72
-11.4
-1.14
发电量
37.82
-13.46
1.35
40.81
-6.61
1.32
46.49
6.39
1.28
49.12
12.4
1.24
燃料价格
50.28
15.04
-1.5
47.08
7.73
-1.55
40.2
-8.01
-1.6
36.57
-16.31
-1.63
电价
29.63
-32.21
3.22
36.96
-15.42
3.08
49.9
14.19
2.84
55.67
27.38
2.74
投资各方
31.57
19.84
-1.98
28.92
9.77
-1.95
23.99
-8.94
-1.79
21.85
-17.04
-1.7
21.1
-19.91
1.99
23.71
-9.97
28.95
9.9
1.98
31.37
19.1
1.91
32.35
22.82
-2.28
29.44
-2.35
23.23
-11.82
-2.36
20.15
-23.51
14.67
-44.3
4.43
20.43
-22.44
4.49
32.05
21.67
4.33
37.47
42.24
4.22
6.5综合经济评价
通过以上对工程的诸因素分析，综合经济评价如下：
1）在设定的参数内各项经济指标均满足要求，测算出的含税上网电价低于江西省现行的标杆电价（含脱硫脱硝）0.4396元/千瓦时，有一定的市场竞争力。
2）该项目建成后，对促进区域经济的发展，将起到强有力的推进作用。
3）通过敏感性分析可以看出，煤价对电价的影响最大，其次是年利用小时。
建议该项目在商业运行区
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