某水电站项目评估-课程设计-可行性研究-说明书

水电站可行性评估中北大学课程设计说明书学院: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··············································108.1基础数据···················································108.1.1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····························1810．2费用调整与计算··········································1810．2．1固定资产投资的调整·····························1810．2．2流动资金的调整······························1810．2．3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3—2固定资产折旧费估算表综合折旧率（%）运行初期正常运行期789101112131415161718~191.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=671988—3000—2500+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+257488—3000—2500=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524——646万元。（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：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）经营成本，共99312万元（摘自总成本费用估算表，见附表三）;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）；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×（1—0.33）（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×P—650041×0.4305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=(1363540—279843)÷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）/（1—0.0136）=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）。8．3．2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。8．3．3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9．1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3—3。表3—3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18~25年，含宽限期5~9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，借款期限无需延长至25年。以上分析说明，本项目在财务上具有一定的抗风险能力，但上网电价受不确定因素，尤其是借款期限的影响较大。9.5结论项目财务评价指标汇总见表3—4。从表列数据可见，各项财务指标优越，项目在财务上是可行的。与同类水电站相比，电价是比较低的，电网、用户均能承受；而且，当借款期延长时，电价还可进一步降低。表3—4财务评价指标汇总表序号项目指标备注11.11.21.322.12.2345677.17.27.37.47.57.67.77.888.18.2总投资（万元）固定资产投资(万元)建设期利息（万元）流动资金（万元）电价还贷期上网电价（元/千瓦时）还贷后上网电价（元/千瓦时）发电销售收入总额（万元）总成本费用总额（万元）销售税金附加总额（万元）发电利润总额（万元）盈利能力指标投资利用率（%）投资利税率（%）资本金利润率（%）全部投资财务内部收益率（%）全部投资财务净现值（ic=12%）（万元）资本金财务内部收益率（%）资本金财务净现值（ic=15%）(万元)投资回收期（年）清偿能力指标借款偿还期（年）资产负债率（%）93933367198826599513500.4780.2674297060150979058448282882212.015.2855.6816.7015360721.907547610.981575.89所得税后最大值十.国民经济效益评估10.1主要参数和计算条件10.1.1社会折现率12%10.1.2采用影子价格，按下列参数与方法计算：（1）影子工资换算系数取1.00（2）贸易费用率取6%（3）交通运输影子价格换算系数对应1992年调整发布的基础价格为：1.84；内河货运2.00；公路货运1.26。（4）机电设备影子价格换算系数为1.00。（5）货物的影子价格，按《建设项目经济评价参数》（第二版）规定的原则和本项目的具体条件测定。10.1.3计算期和折现计算基准点。项目建设期9年，包括运行初期3年；生产期20年，计算期共29年。折现计算的基准点定在建设期的第一年年初。10．2费用调整与计算10．2．1固定资产投资的调整。按工程设计概算的项目逐项进行调整（见表3—5）（1）主体建筑工程和临时工程按设计工程量乘以影子单价计算。影子单价中扣除计划利润和税金。钢材、木材、水泥、等主要建筑材料采用影子价格。（2）机电设备、金属结构及安装工程按设备数量乘以影子单价计算，设备影子价格调整系数取1.00，设备运输费用按影子运价调整。（3）其他费用其他费用中按占相应主体建筑工程费用的比率估算的部分，以相同的比率乘以相应主体建筑工程的影子费用计算，其余不作调整。（4）水库淹没处理补偿投资的调整由于水库淹没补偿费仅占电站固定资产投资的2.14%，不作调整。（5）专用配套输变电工程投资的调整根据我国机电设备生产能力、供需情况以及大部分机电产品由市场调节的情况，影子价格换算系数采用1.00，即不作调整。10．2．2流动资金的调整流动资金仍采用1350万元，不作调整。10．2．3经营成本的调整（1）修理费按调整后的投资乘修理费率1%调整，为3888万元。（2）库区维护费、工资及福利费、材料费和其他费用不作调整。调整后项目固定资产投资为494780万元，经营成本调整后为8687万元，见表3—5.表3—5固定资产投资调整表单位：万元序号工程或费用名称调整前投资调整金额调整后投资数额比例（%）11.11.1.11.1.21.1.31.1.41.1.51.1.61.2234电站固定资产投资（1.1+1.2）1.1.1至1.1.6合计建筑工程机电设备及安装工程金属结构及安装工程临时工程水库淹没补偿费其他费用基本预备费电站总投资（1.1+1.2）专用配套输变电工程投资项目固定资产投资41390139046817451692835108776826483493562723433413901105940—25061—23638—13961—557—435

—75090—1176—1423—25061038884036683016055592278104426075583493445122010388840105940494780100.0043.7725.162.8516.562.279.39（3）调整后的投资流程及机组投产计划见表3—6。表3—6调整后的投资流程及机组投产计划单位：万元年份项目123456789合计电站投资专用配套输变电投资年末装机（万千瓦）年发电量（亿千瓦时）项目固定资产投资359553595531291312914305043050513975139757029570295556255562720984512.827209829317529709037.8982287131415297013553.546611138884010594049478010.3以替代方案的费用作为发电效益10.3.1主要参数确定。采用在本省建设燃煤凝气式火电站为替代方案。主要参数为：（1）考虑火电站厂用电约为其发电量的7%—9%，水电、火电当量取值为1.07；（2）煤耗率参照实际已运行中的同规模等级火电站资料，取377克/千瓦时；（3）标煤影子价格采用160元/吨标煤影子价格=设计煤种影子价格×电站所在地原煤影子价格为110.37元/吨，平均热值为22.04百万焦耳/千克，则标煤样子价格=110.37×=160.97元/吨（4）替代电站单位千瓦投资取值3900元/千瓦经测算，本项目可替代电力系统火电装机155万千瓦，可节约标准煤耗265万吨/年，可节省火电投资60.45亿元。（5）替代方案的经营费用按其投资的3%计每年需18135万元；（6）替代方案的燃料费为265（万吨）×160（元/吨）=42400万元。10.3.2国民经济盈利能力分析。根据以上国民经济评价费用和效益编制效益费用流量表（见附表10），经计算，经济内部收益率为31.87%，大于社会折现率12%；经济净现值为188504万元，大于零；经济净现值率为38.10%，大于社会折现率12%。这说明，建设本项目在经济上是合理的。10.3.3不确定性分析。按最不利的情况考虑：火电投资减少30%，同时本项目投资增加20%，经济内部收益率仍达12.53%，经济净现值超过5648万元。因此，以替代方案的费用作为发电效益时，本项目仍具有很强的抗风险能力。10.4以电量计算发电效益发电效益按项目的有效电量乘以影子电价计算。10.4.1影子电价测算。本项目的影子电价，采用供电系统长期边际成本为基础的方法测算，其结果500千伏输电线末端的影子电价为25分/千瓦时。为了分析该电价的合理性，有对项目所在电网近年来新建、拟建水火电站的上网电价作了调查，一般为20-30分/千瓦时，平均约25分/千瓦时。这些电站的上网电价已为网局接受，可近似作为用户愿意支付的电价，与上述测算电价吻合。综合以上的测算和调查结果，本项目的影子电价采用25分/千瓦时。10.4.2发电经济效益计算及发电效益流量。根据上述有效电量和影子电价，计算得本项目年平均发电经济效益：第10-17年为13亿元，第18-29年（上游调节性能好的项目建成）达15.91亿元。运行初期各年的发电经济效益，按当年有效上网电量乘影子电价计算，成果见附表11.10.4.3国民经济盈利能力分析。根据该工程国民经济评价费用和效益编制效益费用流量表（附表11），经计算，主要国民经济指标如下：经济内部收益率18.38%；经济净现值164865万元上述指标说明本项目的国民经济效益时比较好的，建设此项目在经济上市合理的。10.4.4敏感性分析。当效益减少20%时，经济内部收益率仍达15.94%，经济净现值为72085万元。当投资增加20%时，经济内部收益率为15.73%，经济净现值为110754万元。考虑最不利的情况，当效益减少20%，同时固定资产投资增加20%时，经济内部收益率仍高于社会折现率12%，经济净现值为17973万元（见表3-7）。由此可见，当效益和投资发生一定变化时，不会影响本项目的经济合理性。表3-7敏感性分析表（国民经济评价）以替代方案的费用作为效益以电量计算发电效益项目经济内部收益率（%）经济净现值（万元）项目经济内部收益率(%)经济净现值（万元）1.基本方案2.效益-30%投资+20%31.8712.531885045648基本方案电价-20%投资+20%电价-20%投资+20%18.3815.9415.73>12.001648657208511075417973十一.社会效果和环境保护评估11.1社会效果评估本水电项目的建设，既是基础设施又是资源开发，联动作用大，可带动机电制造业、建材工业、交通运输也以及第三产业的发展，到达扩大内需拉动经济增长，提供更多的就业机会目的。同时还可以带动当地民族地区的经济发展，加速脱贫致富。11.1.1就业效果分析。项目建成后，项目本身能提供就业岗位780个，直接就业效果=项目本身能提供的就业人数/项目直接投资额：电站直接就业效果=780/566048万元=14人/亿元此外，项目在施工期间尚可提供一些临时就业机会。11.1.2分配效果分析。（1）国家收益比重=上缴国家财政利润、税金/（利润+税金）=（933506+58448）/（2828822+58448）=34.36％（2）企业收益比重=企业纳税后的利润/(利润+税金)=1895316/(2828822+58448)=65.64％11.1.2技术进步影响的分析。本项目枢纽工程中的拦河坝，选定全断面碾压混凝土重力坝。该种坝型具有节省水泥、快速施工、简温控、节省投资等优点。选用新型的性能较好的磷矿渣和凝灰岩混磨作为碾压混凝土的掺合料，技术经济效益显著，为我国缺少粉煤灰的地区修筑碾压混凝土坝开发了新的原料。这项技术的推出和发展，将为我国继续推广百米以上大坝应用当地材料作为碾压混凝土掺合料，并采用富胶凝材料的碾压混凝土防渗土同大坝内部混凝土一次全断面碾压筑坝提供经验。11.2环境保护评估11.2.1环境效益。本项目可替代系统火电装机155.0万千瓦，每年可节约标准煤耗265万吨，从而可减少氧的消耗，并同时减少氮的氮氧化合物和二氧化硫以及大量废水废渣的排放，改善人类赖以生存的环境质量。11.2.2水库淹没移民。当正常蓄水位899米时，水库面积26.25平方公里，库容7.4亿立方米，库区干流回水长91.5公里。水库淹没人口总计6100人，淹没耕地面积12385亩，其中水田2705亩，需迁建房屋面积14万平方米。移民安置采用就地靠后、就地安置和本乡内分插安置的方式。水库淹没补偿费8349万元，仅占水电固定投资的2.14％.由于淹没损失较小，移民人数很少，只要措施得力，不致对环境造成不利影响。11.3施工迹地景观恢复措施。需要进行景观和植被的施工迹地，主要有临时房建的施工辅助企业设施占地，田坝沟石料场和废渣场。沿河下游的存渣弃渣场，场内公路沿线和一些面积较大的土石方开挖或削坡处理后的坡面。采取一些工程治理措施和绿化措施可以有效减少工程区域的水土流失，并显著地改善施工区的景观，美化厂区居住环境。工程治理措施主要有：彻底清除施工场所上残留的土石，混凝土构件，回收所有的废旧机械部件和金属材料，平整场地，并在修正后加以合理利用。绿化措施：坡度较缓的大面积施工迹地可选择树种草种，硬地制人工垦植栽培，早日恢复植被覆盖，近坝区的施工用地、田坝沟采石场和河边各弃渣置场、河边和公路边坡可分别造防护林、经济林、特种用途林。十二.评估结论经评估专家亲临本项目水库和枢纽工程现场勘查，听取勘测设计单位介绍的设计和勘测情况的汇报，查阅大量有关文件资料，进行深入细致的研究论证，同各方代表充分交换意见，在认真分析评价了各项经济参数后，对本项目提出的评估意见如下：本项目是继上游梯级电站之后开发该河段丰富水能的有一项重大工程。根据该省水力资源优势、国民经济结构的调整和加速发展，以及改善我国能源结构和布局要求，迫切需要建设本项目，该水电站项目适当，建设条件具备，技术上先进，使用和可靠，技术经济指标优越，建设资金的筹措落实，项目的企业财务效益和国民经济显著，在财务上可行，在经济上合理，投资风险较低，偿债能力较强，并具有良好的社会效果，技术进步效果和环保效益，因此，该项目投资是可以接受的，并具备了申请立项的条件，应尽快报请国家列入当年建设计划。目录第一章总论 11.项目背景 11.1项目名称 11.2承办单位概况 11.3编制依据 21.4项目提出的理由和过程 32.项目概况 42.1拟建地点 42.2建设规模 42.3主要建设条件 42.4项目资金筹措 82.5主要技术经济指标 83.建议 9第二章项目实施的必要性 10第三章项目选址及建设规模 131.项目选址 131.1场址现状 131.2场址条件 142.建设规模及标准 14第四章项目设计方案 161.建筑设计 161.1平面设计 162.结构设计方案 172.1设计依据 172.2设计标准 182.3结构选型及主要材料 182.4设计荷载 192.5节能 193.设备专业设计方案 193.1设计依据 193.2设计范围 203.3给水系统 203.4排水系统 203.5消防系统 213.6管道材料 224.电气设计方案 224.1设计依据 224.2设计范围及分工界限 224.3负荷计算及变压器选择 234.4供电电源 234.5低压配电系统 244.6照明系统 244.7接地及安全 254.8防雷系统 254.9电话系统 264.10计算机网络系统设计 264.11有线电视系统设计 274.12其它要求 27第五章节能篇章 281.编制目的和依据 281.1编制目的 281.2编制依据 282.能耗状况 292.1能源消耗情况 292.2能源供应情况 303.节能措施 303.1能耗指标 303.2建筑节能措施 313.3机电设备节能措施 PAGERE