对标指标的定义计算方式标杆值说明版2

附件2：XXXXX集团公司

对标指标的定义、计算方法及标杆值一、 安全业绩指标（一）生产安全生产安全对标标杆值是：不发生生产基建重大及以上安全事故。（二）经济安全经济安全对标标杆值是：企业经营不发生重大违法违纪事件。重大违法违纪事件指出现以下情况之一:1、不发生小金库（帐外帐）情况；2、外部检查、审计查出违纪违规被罚没不超过100万元；3、审计、检查等查出违纪违规问题不超过企业资产总额的2%。（三）党风廉政安全党风廉政安全对标标杆值是：不发生领导人员违法和严重违纪案件。其中，领导人员是指企业（部门）副厂处级以上人员；违法案件是指构成刑事犯罪，被人民法院依法判处有期徒刑以上刑罚的案件；严重违纪案件是指受到党政纪处分的案件。各分支机构、区域子公司负责所属企业党风廉政建设责任制对标管理的组织实施，并

落实本单位党风廉政建设责任制对标管理。基层企业负责落实本单位党风廉政建设责任制对标管理工作。（四） 企业稳定与形象安全企业稳定与形象安全对标标杆值是：不发生对企业稳定和形象造成不利影响事件。（五） 非计划停运系数与降出力系数非计划停系数：是指非计划停运小时与统计期间小时的比值计算公式为：UOF非计划停运小时

统计期间小时UOF非计划停运小时

统计期间小时X100%降出力系数：是指降低出力等效停运小时与统计期间小时的比值。计算公式为：UDF降低出力等效停运小时统计期间小时UDF降低出力等效停运小时统计期间小时X100%标杆值：同类型机组最优值。六）等效可用系数等效可用系数：是指机组可用小时减去降低出力等效停运小时后与统计期间小时的比值。计算公式为：EAF可用小时一降低出力等效停运小时

统计期间小时XEAF可用小时一降低出力等效停运小时

统计期间小时X100%标杆值：同类型机组最优值。七）二氧化硫排放绩效SO2排放绩效（按季度）指单位发电量的二氧化硫排放量，计量单位克/千瓦时。1、二级单位SO2排放绩效根据年初下达排放绩效指标计划进行对标。2、 燃煤电厂S02排放绩效以电厂平均S02排放绩效最低值为标杆值，以上年度电厂全年平均排放绩效升序排序前三分之一处电厂平均排放绩效值为先进值。3、 煤电机组SO2排放绩效以100万千瓦及以上机组、60万千瓦至不足100万千瓦机组、30万千瓦至不足60万千瓦机组、20万千瓦至不足30万千瓦机组、20万千瓦以下机组五个容量等级进行对标。（八）脱硫设施投运率脱硫装置投运率（按季度）指脱硫装置每年正常运行时间与发电机组每年总运行时间的百分比，计量单位％。标杆值：脱硫装置投运率100％。二、 经营业绩指标（一） 单位容量剩余收益校核值剩余收益是指某会计期间营业利润与资本成本之差，剩余收益用英文缩写RI表示。RI=营业利润一资本成本=利润总额-资金成本率X（所有者权益-在建工程投入资本金-评估增值所有者权益）单位容量年剩余收益是指集团公司确定的一个会计年度内企业单位千瓦装机的营业利润与单位千瓦装机占用的资本成本之差，用RI/KW•年表示。RI/KW•年二［利润总额-资金成本率X（所有者权益-在建工程投入资本金-评估增值所有者权益）］/平均装机容量。单位容量年剩余收益校核值是指考虑折旧率和投产时间不同，对利润的影响进行校核后，得出的单位容量年剩余收益，是企业盈利能力排序的依据，用RI‘/KW•年表示。RIZ/KW•年二RI/KW・年-折旧率影响因素/平均装机容量-投产时间影响因素/平均装机容量-其他投产影响因素/平均装机容量折旧率影响因素=（集团统一折旧率-本单位折旧率）*计提折旧原值投产时间影响因素二累计折旧X90%*本单位有息负责利率。备注：统一折旧率按5.2%；09年资金成本率为（5.4%+5.76%+5.94%）/3*90%=5.13%；累计折旧为期末固定资产累计折旧；有评估增值所有者权益的企业需提供有关材料；内核电厂剩余收益=利润总额-固定资产净值*资金成本率。标杆值：45元/千瓦.年二）单位容量折旧财务费用校核值单位容量折旧、财务费用校核值是反映资产建设和管理能力的指标。单位容量折旧、财务费用校核值=单位容量折旧*集团统一折旧率/本单位折旧率+单位容量财务费+单位容量累计折旧*90%*本单位融资利率+单位容量资本金*资金成本率内核电厂单位容量折旧财务费用校核值=单位容量折旧*集团统一折旧率/本单位折旧率+单位容量固定资产原值*资金成本率（三）单位容量年边际贡献单位容量年边际贡献反映了企业所在区域的电力市场、煤价情况和企业市场营销、设备及煤耗管理水平。是项目选点的控制指标和运营企业的竞争能力指标。单位千瓦年边际贡献二利用小时X（1-综合厂用电率）X（电价-综合供电煤耗X标煤单价）。标杆值：1、 30万千瓦级及以下机组标杆值:五大发电集团2007年的平均水平660元/千瓦•年；2、 60万千瓦级及以上机组标杆值:760元/千瓦•年。（四）单位容量可控成本费用单位容量可控成本费用=（材料费＋修理费＋委托运营费＋其他费用）/平均装机容量。对标口径：按照机组等级分类对标。标杆值：五）单位容量技改修理单位容量技改及修理费=（年度内技术改造费用+修理费）/（机组平均容量）其中：年度内技术改造费用指维持简单再生产技改费用，不含脱硫改造等重大项目。对标口径：按照机组等级分类对标。标杆值：六）当年电费回收率当年电费回收率是指统计期内累计实收电费总额占累计应收电费总额的百分比。当年电费回收率=[1—[（月度营销口径累计欠电费-厂网分离历史陈欠电费）/统计期内累计应收电费总额]]X1OO%标杆值：分年度和月度两个回收指标，内容如下：1、年度标杆值按照当年不发生新欠的原则，当年电费回收率的标杆值公司系统统一为100%；2、月度标杆值按照比考核目标更先进的要求，月度标杆值统一为98%。七）利用小时对标利用小时标是指统计期内，发电量与装机容量的比值。平均利用小时=发电量/发电设备平均容量杆标值：1、以省为单位确定各省的煤机标杆值。2、分不同容量等级确定各省的煤机标杆值，主要划分为60万等级及以上、30万等级、20万等级及以下三个容量等级。3、将各省所有煤机分容量等级加权平均后确定的分支机构平均利用小时与标杆值对标。集团公司确定各省可比先进值作为利用小时标杆值。选择各省

标杆值主要参考2008年五大集团所属电厂发电利用小时，2009年各省下达的年度发电计划等，选择具有可比的利用小时先进值作为我们的标杆值。确定结果如下：\分省类份\60万及以上机组标杆值30万机组标杆值20万及以下标杆单位标杆机组明细单位标杆机组明细由省内统调煤机平均利用小时作为标杆值山东国电聊城发电厂2X60华能嘉祥电厂2X33贵州华电大龙电厂2X30四川国电金堂发电公司2X60国电申能华蓥山发电厂2X30福建国电江阴电厂2X60江苏华能南京热电厂2X32湖北华能阳逻电厂三期2X60华能阳逻电厂4X30内蒙华能达拉特电厂2X60华能包三电厂2X30安徽中电投平圩二厂2X64大唐洛河电厂（1、11期）2X32+2X30宁夏国电石嘴山电厂2X33国电石嘴山电厂2X33湖南大唐金竹山新厂（60万）2X60大唐石门电厂（30万）2X30云南大唐红河开远电厂2X30陕西大唐韩城二厂（II期）2X60大唐户县第二发电厂2X30河南华能沁北电厂4X60广西防城港电厂2X60辽宁华能营口电厂（II期）2X60华能营口电厂（I期）2X30对于各省无法确定分机组的可比标杆值时，选择该区域统调火电机组平均利用小时作为标杆值，主要包括黑龙江、新疆、浙江、天津、青海和河北地区等。（八）供电煤耗供电煤耗火电厂（或机组）每向电网（用户）提供1千瓦时的电能所消耗的标准煤量。供电煤耗=统计期内电厂（或机组）消耗的标准煤量/供电量标杆值：根据2007年大机组竞赛各单位填报的资料汇总整理，通过加权平均计算出各等级机组平均的供电煤耗作为行业平均值。标杆值：根据2007年大机组竞赛各单位填报的资料汇总整理，通过加权平均计算出各等级机组平均的供电煤耗作为行业平均值。行业平均值行业最好值最好值单位60万超临界机组317.0304.6华能上海石洞口第二电厂#260万亚临界机组329.0310.0国华台山电厂#530万纯凝机组338.2312.9深圳能源集团妈湾发电总厂#620万纯凝机组366.2339.0镇海发电有限责任公司#313.5万纯凝机组370.2347.7台州发电厂#110万纯凝机组389.5379.3大唐国际下花园发电厂#2机（九）发电油耗发电油耗是指火电厂（或机组）发1千瓦时的电能所消耗的燃油量。发电油耗=统计期内电厂（或机组）消耗的燃油量/发电量标杆值：（十）厂用电率厂用电率是指电厂（机组）在发电过程中的自用电量占发电量的百分比。厂用电率=发电厂用电量/发电量标杆值：（十一）热值差热值差=入厂煤实际验收热值（Qnet,ar）-入炉煤热值（Qnet,ar）的差值。标杆值：W0・502MJ/Kg（十二）入厂标煤单价入厂标煤单价：按照电煤入厂验收后发生的费用，入厂实际验收煤量及入厂实际验收煤质，作为基础计算的入厂标煤单价。入厂标煤单价二电煤采购费用*入厂实际验收煤量X29.2712三入厂实际验收热值。标杆值：华电煤业根据同区域情况分别确定各企业指标的标杆值，不定期发布。（十三）入厂标煤单价涨幅入厂标煤单价涨幅是指某区域前后二个煤电联动周期内标煤单价的增减幅度。入厂标煤单价涨幅二存量电厂入厂标煤单价涨幅X存量电厂耗煤量/总耗煤量+区域标煤单价涨幅X新建电厂/总耗煤量存量电厂指上个煤电联动期间有一个季度以上入炉标煤单价统计的电厂；扩建或同一地点建设的电厂列入存量电厂统计，其他列入新建电厂统计。标杆值：1、 煤价上涨时：W区域涨幅；2、 煤价下跌时：上区域跌幅。（十四）单位容量修理费单位容量修理费=统计期内机组修理费/机组容量标杆值按公司系统前30%机组的平均水平。（十五）单位容量维护材料费单位容量维护材料费=统计期内机组维护性材料费/机组容量标杆值按公司系统前30%机组的平均水平。（十六）单位电量消耗材料费单位电量消耗材料费=统计期内机组消耗性材料费/机组发电量标杆值按公司系统前30%机组的平均水平。（十七）人均一般管理费一般管理费是指办公费、差旅费、业务招待费、会议费、低值易耗品、运输费、物业管理费、水电费、绿化费、警卫消防费、广告费、中介费以及其他经常性开支项目。人均一般管理费是反映企业内部控制能力的指标。人均一般管理费=一般管理费总额/单位实际人员数。标杆值：1、新体制电厂分不同等级机组确定。300MW以及以上机组单位W2.5万元/人•年；200MW级机组单位W2.0万元/人•年;135MW级机组单位W1.6万元/人•年。备注：新体制电厂人员按人资部核定的标准定员计算；2、老体制电厂：公司系统前30%电厂的平均水平。十八）单位容量专项管理费专项管理费包括财产保险费、技术开发费、技术监督费、网络与维护、试验检验费、存货盈亏毁损、河道堤防维护费等费用。单位容量专项管理费是指单位千瓦含专项管理费的额度。单位容量专项管理费=专项管理费总额/平均装机容量。标杆值：W10元/千瓦•年。十九）燃煤厂后二次费用燃料厂后费用包括延时服务费、入厂计量设备校验费，委托第三方检验并以此为结算依据的检验费、厂内短途倒运费、卸煤清仓费、煤场管理费等。吨煤厂后二次费用二燃料厂后二次费用总额*入厂实际验收煤量标杆值：W2.5元/吨。二十）流动资产周转率流动资产周转率是指企业一定时期内主营业务收入净额同平均流动资产总额的比率，反映了企业流动资产的周转速度，流动资产周转率是评价企业资产利用率的重要指标。流动资产周转率（次）=主营业务收入净额/平均流动资产总额X100%平均流动资产总额=工（月初流动资产总额+月末流动资产i总额）/2XNii主营业务收入净额是指企业当期销售产品、商品、提供劳务等主要经营活动取得的收入减去折扣与折让后的数额。标杆值：1、火电月度$0・5次，年度26次；2、水电另行制定。（二十一）资金成本利率资金成本利率=财务费用/带息资金平均占用额标杆值：中长期基准利率下浮10%。（二十二）资金归集率企业归集入集团财务公司的资金占企业总资金比率。标杆值：295%（二十三）单位容量年均技改费单位容量年均技改费=统计期内企业生产环保、信息化技术改造总费用/（机组容量X运行年限）其中：单位容量维持简单再生产年均技改费=（统计期内企业生产环保、信息化技术改造总费用-通流、脱硫脱硝改造技改费用）/（机组容量X运行年限）标杆值：W10元/千瓦•年。（二十四）单位千瓦用工人数万千瓦用工人数，也叫人员效率，是指企业期末从业人员与期末机组容量的比率。单位千瓦用工人数=期末从业人员人数/期末机组容量其中：期末从业人员，是指截止期末，在各级企业工作，取得工资或其他形式的劳动报酬的全部人员。不包括离开本单位仍保留劳动关系的职工。期末机组容量，是指截止期末，已经安装完毕并经试运验收合格，正式投入生产后的机组容量。退役或报废机组，自上级批准之日起，不计算其机组容量。对标口径：按常规火电、新型火电、常规水电、新型水电分类对标标杆值：以同类电厂的最优秀值为标杆值。（二十五）人工成本贡献率人工成本贡献率（人事费用率）是指企业人工成本总量与销售（营业）收入的比率。表示在一定时期内企业生产和销售的总价值中用于支付人工成本的比例。它的倒数表明每投入一个单位人工成本能够实现的销售收入。人工成本贡献率=销售收入/人工成本X100%其中：人工成本是指企业在一定时期内从事生产、经营和提供劳务的活动中，因使用劳动力而发生的各项直接和间接人工费用的总和，项目包括职工工资总额、职工福利费用、职工教育经费、工会经费社会保险费用、职工住房费用、劳动保护费用和其他人工成本等。销售收入是指企业在一定时期内产品销售的货币收入总额。对标口径：按常规火电、新型火电、常规水电、新型水电分类对标标杆值：由于人工成本贡献率为相对指标，只能间接反映人工成本的投入产出效果，过高说明企业人工成本投入偏大，过低则反映企业人工成本投入不足，因此该指标不存在绝对优劣，只存在相对合理。建议按同区域、同类企业人工成本贡献率指标的平均先进值作为标杆值，若按由低到高排序后，大约相当于75分位。（二十六）资本占用EVA率资本占用EVA率二EVA/资本平均占用额（C）资本占用EVA率指EVA与资本平均占用额的比值，衡量企业资本创造价值能力。其中：资本平均占用额（C）=平均总资产-平均无息流动负债-平均在建工程-平均工程物资EVA二税后净营业利润（NOPAT）—资本平均占用额（C）X5.5%N0PAT二净利润（全口径）+财务费用X（1-所得税率）+（科技开发费+长期待摊费用+统一折旧率对利润影响额-动用集团工资储备）x（1-所得税率）（二十八）单位容量EVA改善值单位容量EVA改善值=（本年EVA-上年EVA）/平均装机容量三、发展业绩指标（一）设计发电煤耗汽轮发电机组每发1千瓦时的电量所消耗的标准煤量，单位为：g/（kW.h）,表示为bf。标煤低位发热量按29.271kJ/g计。计算公式：bf=q/（29.271Xng/10OXngd/100）式中：q——汽轮发电机组热耗率，kJ/（kW.h）。汽轮发电机组从外部热源所取得的热耗量与其出线端电功率的比值,选值原则见附表5。ng锅炉效率，%。锅炉输出热量占输入热量的百分比。附表1中计算机组发电标准煤耗时的锅炉效率按93％考虑,各标杆值根据具体项目的锅炉效率进行修正。对于不同的煤种锅炉效率取值如下：烟煤-93.5%、褐煤-92%、贫煤-92%、无烟煤-91%、CFB锅炉90%。ngd管道效率，%。汽轮机从锅炉得到的热量与锅炉输出的热量的百分比。管道效率考虑的内容包括纯粹的管道损失、机组排污、汽水损失等未能被汽机有效利用的热量。设计发电煤耗指标的确定是根据电规院确定的典型机组煤耗和集团公司节能设计导则确定的煤耗先进值。按照单机100万千瓦超超临界机组（空、湿冷）、60万千瓦级（USC、SC、C及空、湿冷）机组、30万千瓦级超临界纯凝机组、供热机组、CFB机组等五大类分别设置标杆值，详见附表1。

该指标的对标对象为各分支机构和项目单位，对标周期为项目可研阶段。（二）火电项目设计单位水耗设计耗水指标（m3/s.GW）二厂内夏季P10%的净耗水量（m3/s）一装机容量或电厂铭牌出力（GW）。按厂内夏季耗水量计算，不包括原水预处理系统自用水、长距离输水管道损失、再生水深度处理系统自用水。火电项目单位水耗按照单机100万千瓦、60万千瓦、30万千瓦机组的湿冷、空冷等不同方式分别对标。标杆值按照集团公司节能设计导则的先进值确定，详见附表2。该指标的对标对象为各分支机构和项目单位，对标周期在项目可研阶段。（三）火电项目设计厂用电率火电厂设计厂用电率指年机炉发电和供热所需的自用电能耗分别与同一时期对应机组发电量和供热量的比值，计算公式：a）凝汽式发电厂X100%(A1)X100%(A1)e=—C avPe式中：e——厂用电率（％）S――厂用电计算负荷（kWA）ccoso――电动机在运行功率时的平均功率因数，一般取0.8；avP——发电机的额定功率（kW）eb）供热式发电厂

[（S-S ）a+S ]cos申 _（S-S）（-a）cos申e=cCOZWrCOZW avX103 e=c COZW r avX103r Q /d P式中：e—式中：e—redSCOZW——热电厂供热厂用电率（kWh/GJ）——热电厂发电厂用电率（%）-用于热网的厂用电计算负荷（kVA）;供热用热量与总耗热量之比Qa二 rrDXi-WXiogg式中：D 汽轮机主蒸汽耗量（t/h）；ioWgigQr汽轮机入口主蒸汽焓（kJ/kg）；汽轮机高压加热器出口给水量（t/h）；汽轮机高压加热器出口给水焓（ioWgigQrrrQ二Di+Wi-Wi-（D+W-W1rrrrrrshhrrhbD――供热蒸汽量（t/h）；ri――供热蒸汽焓（kJ/kg）；rw 供热水量（t/h）；ri――供热水焓（kJ/kg）;sW 回水量（t/h）；hih 回水焓（kJ/kg）；ib——补充水焓（kJ/kg）;i=4.18681,t 补充水平均温度（°C）bbb火电项目设计厂用电率按照单机100万千瓦、60万千瓦、30万千瓦机组的湿冷、空冷以及电泵、汽泵等不同方式分别对标。标杆值按照集团公司节能优化设计导则厂用电率的先进值确定，详见附表3。该指标的对标对象为各分支机构和项目单位，对标周期项目可研阶段。（四） 火电项目静态投资单位造价燃煤项目静态投资单位造价按照单机100万千瓦、60万千瓦、30万千瓦机组分类进行对标。标杆值根据上一年度价格水平年当地的同类项目投资先进值进行确定，标杆值见附表4。该指标的对标对象为各分支机构和项目单位，对标周期项目可研阶段。（五） 项目资本金内部收益率按照国家发改委批复的各地火电项目新机标杆电价、可研阶段年利用小时数、煤价（优先利用项目投资决策时确定的数据）测算项目的资本金内部收益率，标杆值为集团公司技术经济评价的基准资本金内部收益率9%。该指标的对标对象为各分支机构和项目单位，对标周期项目可研阶段。（六） 项目节点进度项目进度是主要指项目环评报告、土地预审、接入系统、水土保持报告、“路条”或列入国家规划、项目核准等六个节点的前期进度。具体有：1）、环评报告、土地预审、接入系统、水土保持报告批复节点进度是指项目自委托报告编制至上述报告到取得满足项目核准要求的文件批复所用的时间。

2）、“路条”或列入国家规划进度为项目自开展委托编制初可研报告到国家批复项目开展前期工作即“路条”或者国家将该项目列入相关规划如年度评优规模、“十一五”后两年规划等所用的时间。3）、项目核准进度为项目自开展委托编制初可研报告到国家发改委批复核准项目所用的时间。对标对象为各分支机构、区域子公司和项目单位。标杆值为公司系统项目各节点完成时间的最短时间。七）工程建设质量对标体系七）工程建设质量对标体系指标名称、定义、体系及标杆值1、指标名称：1）整套试运历时2）168h后不停机至首次强停时间3）汽机热耗性能试验值及与设计值的偏差4）锅炉热效率性能试验值及与设计值的偏差5）供电煤耗性能试验值及与设计值的偏差6）汽轮发电机最大轴振动（双辐值）7）汽机真空严密性8）发电机漏氢量9）厂用电率及与设计值的偏差2、指标定义：整套试运历时：机组首次点火吹管到完成168h满负荷试运的小时数。168h后不停机至首次强停时间：机组168h后至首次强迫停机的运行小时数(不含168h)。汽机热耗性能试验值：在制造厂规定的运行条件下，汽轮发电机组在纯凝汽额定负荷工况下热耗率。锅炉热效率性能试验值：锅炉在BRL负荷下的热效率。供电煤耗性能试验值：在性能试验测试时根据锅炉热效率、汽机热耗、厂用电率的计算值。汽轮发电机最大轴振动(双辐值)：是指汽轮发电机组在额定负荷下所有轴承处轴振的最大双幅值。汽机真空严密性：是指汽轮机带80%〜100%额定负荷下,保持运行工况稳定,暂时停真空泵和关闭阀门时,真空表指示值下降速度值。发电机漏氢量：是指发电机本体在额定负荷下运行时，每天最大的漏氢量。厂用电率：锅炉热效率试验时的测试值。3、指标体系及标杆值标杆值选取原则上按照单机容量300MW级(亚临界供热)、600MW级(超临界)、1000MW级(超超临界)划分。标杆值发布时间：适时发布。具体标杆值如下整套试运历时(h)168h后不停机至首次强停时间(h)汽机热耗性能试验值及与设计值的偏差(kJ/kWh)锅炉热效率性能试验值及与设计值的偏差(%)供电煤耗性能试验值及与设计值的偏差(g/kWh)汽轮发电机最大轴振动(双辐值卩m)汽机真空严密性(kPa/min)发电机漏氢量(Nm3/24h)厂用电率及与设计值的偏差00MW288250.0191.6500MW247664250.0191.65000MW235-23250.0191.65表中其它标杆值正在搜集整理中)(八)工程建设工期对标体系指标名称、定义、体系及标杆值1、指标名称：燃煤电厂建设总工期2、指标定义：工期指从主厂房基础垫层浇筑第一方混凝土(以汽机侧或锅炉侧先浇筑的时间为准)至本期工程(按两台机组考虑)最后一台机组完成168小时试运全过程所需的时间。工程的各种辅助(附属)及配套工程均应在总工期内完成，脱硫项目要求与主体工程同步建成。3、指标体系及标杆值标杆值选取原则上按照单机容量300MW级、600MW级、1000MW级划分。标杆值发布时间适时发布。具体标杆值如下

机组容量对标范围电厂名称建设总工期（天）属性机组结构类型地区湿冷/空冷亚临界/超（超超）临界新建/扩建300MW电力行业华电集团600MW电力行业华电集团襄樊二期725II型I类湿冷超临界扩建华电集团灵武一期775III型III类空冷超临界新建1000MW电力行业华电集团邹县901II型II类湿冷超超临界扩建九）工程建设造价对标体系表中其它标杆值正在搜集整理中）九）工程建设造价对标体系指标名称、定义、体系及标杆值1、指标名称：燃煤电厂批准概算静态单位造价（元/kW）；燃煤电厂主要安装工程量2、指标定义：燃煤电厂批准概算静态单位造价=项目批准概算的静态投资/项目建设总容量燃煤电厂主要安装工程量包括锅炉本体重量、烟风煤管道工程量、汽水管道工程量、全厂电缆工程量、电缆桥架工程量3、指标体系及标杆值：（1）燃煤电厂批准概算静态单位造价指标体系：I、 单台机组容量划分为300MW级、600MW级和1000MW级II、 每个机组容量级别按东北、西北、华北、华中、华南、华东、西南七个区域分别设定标杆值

III、共21个标杆值。2007年燃煤电厂批准概算静态单位造价标杆如下表300MW机组标杆值：序号地区单台容量（MW）单位投资（元/kW）1东北30041812西北30045723华北30042674华中30042925华南30039286华东30040707西南3004236600MW机组标杆值：序号地区单台容量（MW）单位投资（元/kW）1东北60038682西北64434273华北60035744华中60035245华南60036996华东66035387西南60039811000MW机组标杆值：序号地区单台容量（MW）单位投资（元/kW）1东北100032702西北100037023华北100044974华中100036045华南100036046华东100034457西南100036042008年燃煤电厂批准概算静态单位造价标杆值拟4月份发布）W、区域划分原则

地区包含的省份省区个数东北黑龙江、吉林、辽宁、蒙东西北陕西、宁夏、甘肃、新疆、青海华北北京、天津、河北、蒙西、山西、山东华中河南、湖北、湖南、重庆、江西华南广东、广西、海南华东上海、江苏、浙江、安徽、福建西南四川、云南、贵州其他西藏32地区包含的省份省区个数东北黑龙江、吉林、辽宁、蒙东西北陕西、宁夏、甘肃、新疆、青海华北北京、天津、河北、蒙西、山西、山东华中河南、湖北、湖南、重庆、江西华南广东、广西、海南华东上海、江苏、浙江、安徽、福建西南四川、云南、贵州其他西藏32V、标杆值选取原则按不同机组容量和区域选取电力规划设计总院审批的年度所有燃煤火电工程的初步设计概算，按同一区域同级别机组批准概算静态单位造价最低的原则选定标杆值。每个标杆值都对应于具体工程项目的系统特征，考虑到影响工程造价的主要因素，设置标杆值的调整因素。可、发布时间每年4月份发布上一价格水平年的指标(2)燃煤电厂主要安装工程量指标体系I、单台机组容量划分为300MW级、600MW级和1000MW级II、指标体系及标杆值如下表所示:单机容量300MW600MW锅炉本体

重量(t)1461825323烟风煤管道 汽水管道单机容量300MW600MW锅炉本体

重量(t)1461825323烟风煤管道 汽水管道工程量(t) 工程量(t)1770 17752792 3048全厂电缆

工程量(kM)13051961电缆桥架

工程量(t)61014181000MW1000MW机组主要安装工程量正在搜集整理中)III、标杆值选取原则：根据掌握的同类型电厂的施工图工程量综合考虑后选取W、发布时间适时发布。

附表1附表1：设计发电标准煤耗标杆序号机组类型机组类型特点发电标煤耗(g/kWh)备注11000MW超超临界湿冷湿冷25MPa/600°C/600°C-4.9kPa272汽泵空冷25MPa/600°C/600°C-13kPa284汽泵2600MW级超超临界湿冷湿冷25MPa/600°C/600°C-4.9kPa273汽泵空冷25MPa/600C/600C-13kPa280电泵287汽泵3600MW级超临界湿冷湿冷24.2MPa/566°C/566°C-4.9kPa279汽泵空冷24.2MPa/566°C/566°C-13kPa286电泵293汽泵4600MW级亚临界湿冷湿冷16.7MPa/538°C/538°C-4.9kPa288汽泵空冷16.7MPa/538°C/538°C-13kPa298电泵303汽泵5350MW超临界(纯凝)24.2MPa/566°C/566°C-4.9kPa281汽泵6300MW（ 含330MW）供热16.7MPa/538°C/538°C-4.9kPa见注：1)电泵见注：1)汽泵7300MWCFB机组16.7MPa/537°C/537°C-4.9kPa295汽泵注：

1对热电联产机组，以相同供电区域内同期建设的大容量、高参数凝汽机组全年生产相同电量下的耗煤量和采用集中锅炉房（单台锅炉按10t/h、7MW、效率80%考虑，集中锅炉房管道效率按95%考虑）全年供相同热量的耗煤量之和，与热电联产机组全年所消耗的煤量进行分析比较后确定所执行的标准煤耗； 300MW（含330MW）抽汽凝汽两用供热机组在采暖期其热电比应大于50%,热电比计算公式:热电比二供热量/（供电量x3600千焦/千瓦时）x100%;300MW（含330MW）供热机组在纯凝工况的发电标煤耗：电泵286（g/kWh）汽泵291（g/kWh）。2计算机组发电标准煤耗时的锅炉效率按93%考虑（300MWCFB机组锅炉效率按90%考虑）,可根据具体工程的锅炉效率进行比例修正。3计算机组发电标准煤耗时的管道效率按99%考虑。附表2附表2：火电项目设计水耗标杆值（淡水，单位m3/s.GW）序号冷却方式单机300MW机组单机600MW机组单机1000MW机组适用条件1燃煤凝汽式机组直流供水系统、海水再循环供水系统0.08-0.120.08-0.100.08-0.10湿法脱硫，干除灰2燃煤凝汽式机组，湿冷再循环供水系统、0.55-0.700.55-0.700.53-0.68湿法脱硫，干除灰3燃煤凝汽式空冷机组0.12-0.130.11-0.120.10-0.11湿法脱硫，

序号机组类型机组类型特点备注厂用电率（两台同步建设）厂用电率（四台同步建设）含脱硫不含脱硫11000MW超超临界湿冷湿冷中速磨、脱硫5.04.04.8汽泵空冷中速磨、脱硫5.64.65.4汽泵2600MW级超超临界湿冷湿冷中速磨、脱硫5.34.35.1汽泵3600MW级超临界（660MW）湿冷湿冷中速磨、脱硫5.5（5.2）4.5（4.2）5.3（5.0）汽泵空冷中速磨、脱硫8.3（7.9）7.3（6.9）8.1（77）电泵5.8（5.5）4.8（4.5）5.6（5.3）汽泵4600MW湿冷湿冷中