会昌火电可行性分析报告.doc

会昌火电项目建议书一、项目概况为响应国务院关于支持赣南等原中央苏区振兴发展的若干意见（国发201221号）及赣闽粤原中央苏区振兴发展规划（国函201432号）文件的相关要求，缓解江西省“十二五”、“十三五”期间缺电情况，在集团公司、大唐国际的领导下，大唐江西分公司一直十分重视赣州市境内电源点的规划工作。赣州市位于江西省南部，人口约500万人，下辖18个市县（区），是江西省面积最大的地级市。会昌县位于赣州市东南部，武夷山余脉西麓，南岭余脉北端，赣江一级支流贡江上游；介于北纬25292555，东径1152911602之间，东南邻福建武平，南接寻乌，西南毗安远，西北连于都，东北交瑞金, 县城距赣州市90km，距瑞金市40km，距省会南昌市424 km，距厦门374km，距泉州437km，距广州539km。为赣、闽、粤“三省通衢”之地。东西宽56千米，南北长85千米。会昌有二条高速公路（厦蓉高速、济广高速）、二条国道（323国道、206国道）、二条铁路（赣龙铁路、规划的鹰（潭）瑞（金）汕（头）铁路）穿越全境东西、南北方向，另有会武线（会昌至福建武平）、省道会杉线、周版线（会昌周田至安远县版石）构成境内主要交通干线。会昌县河流绵长，水域广阔。其中赣江东源流经会昌，并在此地与湘水（江西）合流， 称为贡水，后贡水与章江在赣州市龟尾角汇流成赣江。既有铁路赣龙铁路和规划的鹰瑞梅铁路在会昌县境内经过，随着赣龙铁路扩能实施后，赣龙铁路的货运能力进一步释放。赣龙铁路在会昌县境内设有西江站和石门圩站，其中，西站站为四等中间站，有到发线（含正线）3股，货物线2股，牵出线1条；石门圩站为五等中间站，有到发线（含正线）6股，瑞金专用线在站对右接轨，牵出线1条。赣龙新双线在此并站。规划的鹰瑞梅铁路在在会昌县城以东1km设会昌站、在会昌县麻州镇以西3km设麻州站。2015年4月27日至28日，赣州筹备处、电力设计院和铁路设计院到会昌县进行选址踏勘，所选厂址初步具备建厂条件，而且厦门港至会昌站运距400公里左右，如在会昌县规划电源点，燃料运输通过港口转运，然后铁路运输至电厂方式将为电厂建设带来很大的经济性。二、电力需求分析根据江西省能源局江西省电力中长期发展规划及江西电网电源建设规划与负荷预测情况：2015年，除东部地区电力基本平衡外，西部、南部、中部地区均有100-200万千瓦电力缺额，2017年，随着已核准和路条的大型煤电陆续投产，北部、中部地区实现平衡，西部、南部地区电力缺额持续增长，分别达到250、210万千瓦，2020年低负荷水平下，全省各地均出现电力缺额，缺额最大在南部，其次是西部，两地缺额达到420万千瓦和410万千瓦。因此，江西电网需要建设新的电源点。赣南地区电网位于江西电网南部末端，而主要缺电地区赣州供电区又位于南部电网末端；区内负荷大、电源装机又较小，为典型的受端电网，缺乏大电源支撑，电网供电可靠性、电压质量及安全稳定水平均较差；因此，从网架结构上来看，尤其需要大电源点的有力支撑。截至目前，只有华能瑞金电厂一个电源点，江西省“十二五”、“十三五”电力发展规划都重点研究了在赣州市境内新增一个电源点。三、项目建设的必要性1、响应国家国务院关于支持赣南等原中央苏区振兴发展的若干意见政策，支持原中央苏区建设的需要。2、满足江西电网用电负荷日益增长的需要。2014年，江西省全社会用电量1018.5亿千瓦时，同比增长7.5%；全口径最大负荷1710万千瓦，同比增长3.6%。根据江西省能源局江西省电力中长期发展规划全社会最大负荷预测结果，江西省“十二五”、“十三五”期间最大负荷分别年均增长9.9%、5.2%，至2020年负荷达到3500万kW（高方案）。考虑到在建电源、国家发改委核准电源、统调小火电机组关停及省外三峡送电后，在 “十三五”期间，江西电网均缺电力，并随着年份推移缺额越来越多，其中2018年、2020年电力缺额分别为8181MW、9804MW（高方案）。因此，“十三五”期间，江西电网应增加大量发电装机容量，否则缺电情况将不可避免；建设本工程，可以为江西省社会和经济持续发展提供可靠电力保证。3、满足赣南供电区用电负荷高速增长的需要。在“十三五”期间，无论丰水期还是枯水期，江西赣州供电区电力平衡均存在较大缺口，并随年份递增缺额也逐渐增大，其中丰水期2020年缺电容量约3140MW，枯水期电力缺额最大，在区内一台大机正常检修时，2018年、2020年枯水期电力缺额分别为3620MW、4154MW。因此，在该区域受端电网新增电源装机就地解决供电问题是非常合理和必要的，这样可减少江西主网向该区域的输送潮流，降低整个江西电网的网损，提高南部地区电网特别是赣州供电区电压质量，减少网损及年运行费用，其综合经济效益是明显的。因此，建设本工程，可有效解决赣州供电区电力的不足，有利于保障江西南部地区特别是赣州市经济快速、持续发展。4、加强电网支撑，提高江西电网特别是南部地区电网供电可靠性及安全稳定水平。赣南地区电网位于江西电网南部末端，而主要缺电地区赣州供电区又位于南部电网末端；区内负荷大、电源装机又较小，为典型的受端电网，缺乏大电源支撑，电网供电可靠性、电压质量及安全稳定水平均较差；因此，从网架结构上来看，尤其需要大电源点的有力支撑。因此，本工程的建设，加强了受端电网大电源支撑，可以大大提高江西电网特别是南部地区电网的安全稳定运行水平及供电可靠性，加强了电网结构，大大提高了电网抗干扰能力。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41000MW机组进行规划，分两期建设。本期建设规模为21000MW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210m299m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22.0 km，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215m277m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243m353m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590104t，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3.52 m3/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（1120MVA）；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（1750MVA），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（1750MVA），扩建赣州变2号主变（1750MVA）；220kV变电站新增7座，分别是燕子窝变（1180MVA）、南安变（1150MVA）、肖岭变（1180MVA）、车头变（1180MVA）、关刀坪变（1180MVA）、桃金坑变（1180MVA）和万罗变（1180MVA），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（1750MVA）、赣州西变（11000MVA）、于都变（1750MVA）、信丰变（1750MVA）及扩建红都变2号主变（1750MVA）及雷公山3号主变（1750MVA）；220kV变电站新增12座，分别是定南西变（1180MVA）、临塘变（1180MVA）、和乐变（1180MVA）、金星变（1180MVA）、宁都北变（1180MVA）、葛垇变（1180MVA）、长冈变（1180MVA）、新饭店变（1180MVA）、横岭变（1180MVA）、三江变（1180MVA）、稍江变（1180MVA）和大唐变（1180MVA），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20141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201448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19991340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/kW3496建设期贷款利息万元38735单位投资元/kW194工程动态投资万元737889单位投资元/kW3689铺底生产流动资金万元6601单位投资元/kW33项目投资总资金万元744490单位投资元/kW37226.2 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2001701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21000MW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5%6.2.5 建设工期本工程21000MW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2015748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）699154工程动态投资（万元）737889铺底生产流动资金（万元）6601总投资收益率（%）6.217.0813.70资本金净利润率（%）13.1616.3740.96项目投资（所得税前）内部收益率（%）9.4410.4717.45净现值（万元）133293.83192596.52644770.70投资回收期（年）10.7210.097.30项目投资（所得税后）内部收益率（%）7.758.5914.30净现值（万元）38575.1083082.62422445.76投资回收期（年）11.7511.158.26项目资本金内部收益率（%）19.322.7243.70投资方内部收益率（%）81026.34经营期平均上网不含税电价（元/MWh）315.61377.17439.6经营期平均上网含税电价（元/MWh）368.98322.62376.116.3 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043.700建设投资-1049.3112.84-1.28建设投资-546.456.28-1.26建设投资541.13-5.88-1.18建设投资1038.72-11.4-1.14发电量-1037.82-13.461.35发电量-540.81-6.611.32发电量546.496.391.28发电量1049.1212.41.24燃料价格-1050.2815.04-1.5燃料价格-547.087.73-1.55燃料价格540.2-8.01-1.6燃料价格1036.57-16.31-1.63电价-1029.63-32.213.22电价-536.96-15.423.08电价549.914.192.84电价1055.6727.382.74投资各方不确定因素变化率（%）内部收益率内部收益率变化率敏感度系数基本方案026.3400建设投资-1031.5719.84-1.98建设投资-528.929.77-1.95建设投资523.99-8.94-1.79建设投资1021.85-17.04-1.7发电量-1021.1-19.911.99发电量-523.71-9.971.99发电量528.959.91.98发电量1031.3719.11.91燃料价格-1032.3522.82-2.28燃料价格-529.4411.75-2.35燃料价格523.23-11.82-2.36燃料价格1020.15-23.51-2.35电价-1014.67-44.34.43电价-520.43-22.444.49电价532.0521.674.33电价1037.4742.244.226.5 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间降低煤价、增加年利用小时，以提高市场竞争力。只有降低成本，才能使得该项目在各种不利因素的情况下，仍有较好的经济效益。由此可见，该项目有较好的社会与区域经济效益，建设该项目是必要的，也是可行的。七、项目建议综上所述，会昌火电项目厂址条件和经济性评价符合开展初可研工作的要求。项目动态总投资约为73.8亿元，资本金比例为20%。在保证行业基准收益率7.0%的前提下，测算本项目（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；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。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，投资方内部收益率为26.34%，经济效益较好。建议大唐国际同意项目立项并开展初可研工作。目 录一、总论1（一）项目概况1（二）项目编制依据6（三）问题与建议8二、项目建设的背景和必要性10（一）政策背景分析10（二）项目区社会经济状况14（三）本行业及关联产业发展现状14（四）项目建设的必要性15三、承办单位概况18（一）概况18（二）研发能力19（三）财务状况19（四）法人代表基本情况19四、市场分析与销售方案20（一）市场分析20（二）市场竞争优势分析29（三）营销方案、模式及策略33五、项目选址与建设条件38（一）场址所在位置现状38（二）场址建设条件39六、建设方案41（一）建设规模与布局41（二）建设目标与功能定位42（三）产品质量标准46（四）构建绿色有机农产品流通体系47（五）土建工程64（六）主要设备65七、总图、运输与公共辅助工程70（一）总图布置70（二）公共辅助工程70八、节能减排措施72（一）能耗及污染分析72（二）单项与建筑节能工程72（三）节能措施综述72九、环境影响评价74（一） 环境影响74（二） 环境保护与治理措施74（三） 评价与审批75十、组织机构与人力资源配置77（一）组织机构与职能划分77（二）劳动定员77（三）经营管理模式78（四）经营管理措施79（五）技术培训80（六）劳动保护与安全卫生80十一、项目实施进度81（一）建设工期81（二）项目实施进度安排81十二、投资估算与资金来源82（一） 投资估算依据82（二） 投资估算82（三）资金来源83（四） 资金使用和管理83十三、财务评价85（一） 财务评价依据85（二）营业收入、营业税金和附加估算85（三） 总成本及经营成本估算86（四） 财务效益分析86（五） 不确定性分析88（六）财务评价结论91十四、社会评价92（一）社会效益分析92（二）未来发展潜力93十五、风险分析96（一）政策风险控制96（二）投资风险控制96（三）经营风险控制96（四）管理风险控制97（五）行业风险控制98（六）市场风险控制99（七）资金运用和管理的风险控制99（八）自然风险控制99十六、研究结论与建议101（一）结论101（二）建议103