1、1第十三章 投资估算及经济效益评价13.1 工程概况乌拉特前旗（简称前旗）位于内蒙古自治区西部，隶属巴彦淖尔市，地处河套平原东端。本项目由内蒙古国电能源投资有限公司投资，2007 年 12 月我院完成内蒙古自治区巴彦淖尔市乌拉特前旗境内新建 2300MW 空冷供热机组，规划容量为 4300MW 空冷供热机组的可行性研究报告。中国国际工程咨询公司于 2008 年 1 月 3 日4 日在呼和浩特市主持召开了内蒙古乌拉特前旗热电厂 2300MW 供热机组工程可行性研究报告的审查会。我院根据审查意见编制了可研收口报告。根据国家节能减排技术政策，建设方委托我院进行 2B25+1CC300MW 装机方案（
2、即 2B25 作工业热负荷供气，一台双抽 300MW 作采暖抽汽用）可研，2008 年 4 月完成可研补充报告。2009 年 11 月，巴彦淖尔煤电路项目筹建处委托进行乌拉特前旗热电厂装机方案进一步研究，我院于 11 月底编制完成乌拉特前旗热电厂供热机组装机方案说明 ，并提交筹建处。内蒙古国电能源投资有限公司发函委托我院进行 2XB50MW+3X410t/h 装机方案可研工作。2009 年 12 月，根据相关企业工业蒸汽实际用量和发展前景，建设方和设计院进一步研究调整装机方案，确定本项目按（2 B25MW+1B50MW +3410t/h） 装 机 方 案 继 续 进 行可 行 性 研 究 工
3、作 。本期建设规模为（ 2B25MW（ 背 压 机 ） +1B50MW（ 背 压 机 ） +3410t/h（ 锅 炉 ） 供热机组。采用塔然高勒煤为设计煤种，锅炉 100%尾部烟气脱硫，脱硫效率达 90%以上，预留脱硝装置位置。厂内设采暖换热首站。13.2 编制原则13.2.1 国家发展改革委、建设部发改投资【2006】1325 号文印发的建设项目经济评价方法与参数 ；13.2.2 火力发电厂可行性研究报告内容深度规定DL/T53752008；13.2.3 2009 年 11 月内蒙古国电能源投资有限公司关于委托开展乌拉特前旗热电厂2XB50MW+3X410t/h 装机方案可研工作的函；213
4、.2.4 河北省电力勘测设计研究院编制内蒙古乌拉特前旗热电厂 2300MW 供热机组工程可行性研究报告及审查意见。13.3 工艺系统简介本工程规划容量为 2B25MW（ 背 压 机 ） +1B50MW（ 背 压 机 ） +2660MW 机组，本期建设规模为（ 2B25MW（ 背 压 机 ） +1B50MW（ 背 压 机 ） +3410t/h（ 锅 炉 ） 供热机组。采用塔然高勒煤为设计煤种，锅炉 100%尾部烟气脱硫，脱硫效率达 90%以上，预留脱硝装置位置。厂内设采暖换热首站。热力系统热力系统采用母管制。全厂给水系统设 4 台 100%容量的给水泵，三台运行，一台备用；2 个高压加热器供汽；
5、2 台低压除氧器；中继泵设 2 台，1 运 1 备。每台锅炉配 4 台中速磨煤机，3 台运行，1 台备用。4 个原煤仓。本工程每台国炉拟配两台 50%容量的离心式送风机，两台 50%容量的离心式引风机，引风机配内反馈串级调速电机。每台炉选用两台布袋除尘器，三台锅炉共配一套 100%脱硫设施。预留脱除氮氧化物空间。三炉合用一座高 150m，出口直径 4.5m 的钢筋混凝土钢套筒式烟囱。本工程拟采用少油点火方式，设 2 座 500m3 钢制储油罐。安装 3 台 50%容量多级离心式供油泵，正常运行时一台泵或两台泵运行，3 台供油泵互为备用。启动锅炉房按新建 2 台 10t 快装燃油锅炉设计汽机房采
6、用纵向顺列布置，两台 25MW 背压机组布置在固定端。BC 列 15.5 米层布置除氧器。主厂房 A 列至烟囱依次布置汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉间、除尘器、引风机和烟囱。机、炉、电采用集中控制，控制室布置在 BC 列两炉之间。燃料供应系统：电厂所需燃煤以杭锦旗或乌海两地做为煤源点。本工程燃煤的厂外运输方式为汽车运输，采用杭锦旗的燃煤，运输路径为为通过穿沙公路（S215） 、独贵塔拉奎素黄河大桥至乌拉特前旗三湖路，运距约 120km。汽车运输采用社会运力，电厂不自备运煤汽车。本工程卸煤设施采用汽车卸煤沟，运煤汽车采用贯通式卸车以加快卸车速度。厂内设储煤场，本工程煤场容量为 4.1 万吨，为本期
7、工程 10.5 天的耗煤量。因本期煤种挥发份较高，不宜采用封闭煤场储煤，拟采用条形煤场+抑尘网储煤方式。3除灰渣系统：除灰系统采用风冷式干排渣系统方案。每台炉设 1 套风冷干式排渣系统，每炉配1 座 6.0m渣仓，储渣容积40m 3。除灰系统采用正压浓相气力集中系统，考虑干灰分选的条件，储灰库设 3 座，2 座粗灰库、1 座细灰库，单座灰库尺寸为 10m18m，有效容积为 500m3， 。本期灰渣全部考虑综合利用，仅设事故备用灰场。贮灰场为苏斯格高勒灰场。化学水系统：本期工程锅炉补给水处理系统原水采用乌拉特前旗中冶美利版纸厂和金星浆纸业有限公司污水处理厂处理后的中水，乌梁素海排水作为备用水源本
8、期工程锅炉补给水采用浸没式超滤、反渗透、一级除盐加混床方案，锅炉补给水系统设计出力按 573t/h 设计。供水系统：本期工程建设背压机组，主机排汽不需要冷却全部用于工业需求，但辅机冷却水还需要进行冷却。本工程辅机冷却系统配一座循环水泵房安装 3 台辅机循环水泵及 1座共 3 格的机力通风冷却塔，电厂本期工程供水水源为三个水源。生产补给水取用乌拉特前旗污水处理厂、中冶美利版纸厂、金星浆纸业有限公司污水厂经深度处理后的中水再生水，生活、消防用水取用乌拉特前旗城市自来水。电厂本期工程生活消防补给水水源采用乌拉特前旗城市自来水供给，从乌拉特前旗自来水公司提供的取水接口位置，引 1 条 DN150 的补
9、给水管道至电厂生活消防水池。厂区外补给水管道采用焊接钢管，埋地敷设。电厂本期工程补给水及其它生产用水，采用经深度处理后的乌拉特前旗三个污水处理厂中水。电厂跟水务公司协商决定由水务公司负责处理污水厂二级出水，水质达到电厂工业用水水质标准后送至厂区围墙外1m。电气系统：电厂本期两台 25MW 机组以发电机-变压器扩大单元接线接入厂内母线，一台50MW 机组以发电机- 变压器单元接线接入厂内母线。电厂出 2 回 110kV 线路接至前锋220kV 站 110kV 侧。电厂电气主接线本期建成单母线分段。电厂起动/备用电源由厂内 110kV 母线引接。热工控制系统：4本工程为单元制机组，采用炉、机、电集
10、中控制方式。两台机组共用一个集中控制室。控制系统采用 DCS 分散控制系统；设置厂级监控系统（SIS）和全厂管理信息系统（MIS） 。脱硫装置系统：同步建设烟气脱硫设施，采用石灰石石膏湿法脱硫工艺，预留脱硝空间。13.4 编制依据13.4.1 工程项目范围、划分及工程量工程投资估算的内容范围为（ 2B25MW（ 背 压 机 ） +1B50MW（ 背 压 机 ） +3410t/h（ 锅炉 ） ） 供热机组的主辅生产工程、与厂址有关的单项工程、其它费用、基本预备费、建设期贷款利息。依据中华人民共和国国家发展和改革委员会 2007 年 7 月年发布的火力发电工程建设预算编制与计算标准进行项目划分、计
11、取各项费用。工程量依据各设计专业提供的推荐方案工程量和设备材料清册，并参考近期同类型工程。13.4.2 价格水平年投资估算工程静态价格水平年为 2009 年。13.4.3 定额、指标中国电力企业联合会中电联技经【2007】138 号文关于发布的电力建设工程概算定额（2006 年版） 的通知。 电力建设工程概算定额 （2006 年版）-第一册建筑工程、第二册热力设备安装工程、第三册电气设备安装工程。中国电力企业联合会中电联技经【2007】15 号文发布的电力建设工程预算定额（2006 年版） ，第六册调试工程 。不足部分，依据下列标准予以补充：中国电力企业联合会中电联技经【2007】15 号文发
12、布的电力建设工程预算定额（2006 年版） ，第一册建筑工程、第二册热力设备安装工程、第三册电气设备安装工程。电力规划设计总院编制的火电工程限额设计参考造价指标(2008 年水平)。13.4.4 工资标准定额人工工日单价：建筑工程 26 元/工日；安装工程 31 元/ 工日。根据电定总造200712 号文“ 关于公布各地区工资性补贴的通知” ，内蒙古工资性5补贴为 3.2 元/工日；根据电定总造200710 号文，定额基准工日单价中包括工资性津贴 2.4 元/工日；内蒙工资性津贴补差为：0.8 元/工日，计入直接工程费并参与取费。13.4.5 材料价格及调整1) 建筑工程材料：建筑工程材料价格
13、按定额取定价，并依据 2009 年四季度内蒙古乌拉特前旗建筑工程材料价格信息中的信息价进行调整，计入“ 编制年价差” 并计取税金。2) 安装工程装置性材料：安装工程装置性材料价格执行中国电力企业联合会电力建设工程装置性材料预算价格 ；与火电工程限额设计参考造价指标(2008 年水平)的价差计入“编制年价差”项。3) 材机费调整材机调整执行内电定【2008】03 号文关于印发内蒙古电力建设工程定额材料与机械费调整办法的通知 ，计取税金，计入“编制年价差” 项。13.4.6 设备价格锅炉（410t/h ）：4000 万元(台)；汽轮机（B50-8.83/1.28）：2000 万元(台 )；发电机（
14、50MW）：900 万元(台)；汽轮机（B25-8.83/1.28）：600 万元(台)；发电机（25MW）：320 万元(台)主要辅机设备参考近期同类工程设备合同价或设计询价计列。主机卸站保管费按设备原价的 0.5%计算，其他设备卸站保管费按设备原价的 0.7%计算。13.4.7 基本预备费可行性研究阶段，基本预备费费率按照 5%计列。13.4.8 其它费用征地价格暂按 5.6 万元/亩，租地价格暂按 0.15 万元 /亩.年计列。13.4.9 价差预备费根据国家发展计划委员会计投资【1999】1340 号“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” ，物价指数
15、为零。613.5 投资估算按照上述编制依据及原则编制本工程投资估算。静态总投资为 77362 万元，单位投资为 7736 元/kW；建设期贷款利息 2818 万元；工程动态总投资为 80180 万元，单位投资为 8018 元/kW；铺底流动资金 636 万元；项目计划总投资 80816 万元。表一甲 总 估 算 表 金额单位：万 元序号 工程或费用名称建 筑工程费设 备购置费安 装工程费其 他费 用 合 计各项占静态投资比例%单位投资(元/kW)一 主辅生产工程 热力系统 7875 22038 5720 35633 46.06 3563.30 燃料供应系统 3554 1373 122 5049
16、 6.53 504.90 除灰系统 296 1015 143 1454 1.88 145.40 水处理系统 849 3144 611 4604 5.95 460.40 供水系统 273 136 366 775 1.00 77.50 电气系统 226 3494 1813 5533 7.15 553.30 热工控制系统 1467 1921 3388 4.38 338.80 附属生产系统 3744 383 49 4176 5.40 417.60 烟气脱硫工程 272 731 518 60 1580 2.04 158.04小 计 17089 33781 11263 60 62192 二 与厂址有关单项
17、工程 交通运输工程 443 443 0.57 44.30 储灰场工程 593 151 744 0.96 74.40 地基处理 11 11 0.01 1.10 补给水工程 92 49 141 厂区、施工区土石方工程 325 325 0.42 32.50 厂内外临时工程 256 256 0.33 25.60小 计 1720 151 49 1920 三 编制年价差 1346 71 1417 1.83 141.72四 其他费用 7表一甲 总 估 算 表 金额单位：万 元序号 工程或费用名称建 筑工程费设 备购置费安 装工程费其 他费 用 合 计各项占静态投资比例%单位投资(元/kW) 建设场地征用及清
18、理费 1884 1884 2.44 188.40 项目建设管理费 1872 1872 2.42 187.20 项目建设技术服务费 2468 2468 3.19 246.80 分系统调试及整套启动试运费 605 605 0.78 60.50 生产准备费 1294 1294 1.67 129.40 大件运输措施费 100 100 0.13 10.00 基本预备费 3609 3609 4.67 360.90小 计 11832 11832 五 工程静态投资 20155 33932 11383 11892 77362 100.00 7736各项占静态投资比例(%) 26.05 43.86 14.71 1
19、5.37 100.00 各项静态单位投资(元/kW) 2016 3393 1138 1189 7736 六 动态费用 价差预备费 建设期贷款利息 2818 2818 小 计 2818 2818 工程动态投资 20155 33932 11383 14710 80180 8018各项占动态投资比例(%) 25.14 42.32 14.20 18.35 100.00 各项动态单位投资(元/kW) 2016 3393 1138 1471 8018 九 铺底流动资金 636 636 十 项目计划总投资 20155 33932 11383 15346 80816 13.6 经济评价13.6.1 资金来源与
20、投入本工程注册资本金占项目总投资的 20%，其余 80%拟由投资方申请银行贷款。贷款偿还年限 10 年，含宽限期 2 年；借款名义年利率为 5.94%。流动资金估算中，应收帐款、存货、现金、应付帐款的年周转次数按 12 次考虑，自有流动资金占 30%，流动资金借款利率为 5.31%。8项目建设期 2 年，项目资金年度投入比例为 55、45。资本金与借款等比例投入，还款方式为本息等额，单机结算。13.6.2 原始数据生产能力：年发电量： 748GWh/年；年供热量： 1259 万 GJ/年；成本数据：发电标煤耗： 199kg/MWh供热标煤耗： 38.44kg/GJ标煤价格： 290 元/t（含
21、税） ；石灰石粉价格： 48 元/t（含税） ；工程排污费： 345.77 万元/年；定员： 205 人；工资： 30000 元/人.年；福利劳保系数： 57%；平均水价： 1.6 元/t；供电用水量 176 万吨/年，供热用水量 598.38 万吨/ 年，平均销售热价： 18 元/GJ（含税） ；厂用电率： 发电 3.7%； 供热 7.86kWh/GJ税、费：所得税 25%；增值税，发电销项税率为 17%；城市维护建设税和教育费附加分别是 5%和 3%；公积金的提取按税后利润的 10%。 基准收益率 8%。其他数据按限额设计参考电价计算条件计列；13.6.3 经济效益分析当本工程静态投资为
22、77362 万元，基准收益率为 8%时，根据蒙西平均上网电价284.9 元/MWh（不含税上网电价为元 243.87 元/MWh），含税热价 18.00 元/GJ（不含税热价 15.94 元/GJ），测算投资方收益率为 20.51%，高于基准收益率 8%。说明本项目经济效益良好，且具有较好的抗风险能力。财务评价结果如下表：财务评价一览表 9项目名称及单位 数值工程静态投资（万元） 77362单位投资（元/kW ） 7736工程动态投资（万元） 80180单位投资（元/kW ） 8018上网电价（不含税，元/MWh） 243.87上网电价（含税，元/MWh） 284.9热价（不含税，元/MWh）
23、 15.94热电价（含税，元/MWh） 18.00总投资收益率（%） 11.58资本金净利润率（%） 38.07融资前： 所得税前：内部收益率（%） 16.00财务净现值（万元） 47868投资回收期（年） 7.41所得税后：内部收益率（%） 12.97财务净现值（万元） 28214投资回收期（年） 8.45融资后：项目资本金：内部收益率（%） 23.09投资方：内部收益率（%） 20.5113.6.4 敏感性分析（1） 盈亏平衡分析通过找出投资项目的盈亏平衡临界点，判断不确定性因素对方案财务效果的影响程度，说明实施项目的风险大小及承担风险能力。 () 10BEP年 总 固 定 成 本 （ 经
24、 营 期 ）生 产 能 力 利 用 率 年 销 售 收 入 年 总 可 变 成 本 年 销 售 税 金 及 附 加 10销售量固定成本总成本费用盈利区亏损区总成本费用销售收入盈亏平衡分析图示0销售收入-税金及附加供热条件不变时，采用工程财务评价“总成本费用估算表”和“利润与利润分配表”中运营期平均数据，计算电量的盈亏平衡点： BEP(生产能力利用率 )=50%BEP(年发电产量 )=748GWh79%=374 GWh计算结果表明，在供热条件不变时，发电负荷达到设计能力的 50%时即可实现盈亏平衡，说明项目对市场的适应能力较强。（2） 敏感性分析根据本工程特点，对总投资、年利用小时、煤价、热价等
25、因素按10%，步长 5%进行敏感性分析，结果表明影响电价变化强度的敏感性因素依次为热价、煤价、电价、11总投资、年利用小时。其中影响强度最大的因素是热价。从“敏感性分析表”中的变化幅度来看：当本期工程进入商业运营期后，投资方收益率在 15.46%26.20%之间，均高于基准收益率 8%，说明本工程具有一定的具有竞价上网能力，该项目具有较强的抗风险能力。具体影响结果见下表：技 术 经 济 指 标含税上网电价 284.9 元/MWh，不含税上网电价 243.87 元/MWh指标名称 变化范围项目投资 收益率项目资本金 收益率投资方 收益率-10% 14.42 19.44 17.55 -5% 15.
26、21 21.23 18.96 0 16.00 23.09 20.515% 16.77 25.01 22.20 年利用小时：10% 17.54 27.00 23.85 -10% 18.08 28.41 24.96 -5% 17.04 25.69 22.69 0 16.00 23.09 20.515% 14.94 20.62 18.42 煤 价：10% 13.87 18.26 16.44 -10% 18.23 28.85 25.20 -5% 17.07 25.76 22.71 0 16.00 23.09 20.515% 15.02 20.78 18.59 总 投 资：10% 14.11 18.76
27、 16.80 -10% 13.94 18.41 16.56 -5% 14.98 20.70 18.18 0 16.00 23.09 20.515% 17.00 25.59 22.61 电价10% 18.00 28.20 24.79 -10% 13.29 17.03 15.46 -5% 14.66 19.97 17.87 0 16.00 23.09 20.515% 17.32 26.40 23.29 热 价10% 19.61 29.90 26.20 13.7 综合经济评价结论本工程为热电联产、以热定电项目。通过上述评价和分析，从上表中可以看出装机方案各项经济指标均符合有关规定的要求，具有一定的的
28、竞价上网和节能调度能力及抗风险能力。本项目在经济上是可行的。12第十四章 结论及建议通过对内蒙古乌拉特前旗热电厂工程（2XB25MW+1XB50MW+3X410t/h）方案的研究、实际调查、搜集资料、综合比较、方案论证，得出主要结论如下：14.1 建设条件评价14.1.1 热负荷巴彦淖尔市乌拉特前旗，近年来经济和社会发展迅速，人民生活水平不断提高，对电力和供热需求呈现快速增长的势头。目前工业企业生产用热均由自备锅炉提供，拟由乌拉特前旗热电厂供汽企业如下内蒙古金星浆纸业股份有限公司、中冶美利内蒙古浆纸股份有限公司、乌拉特前旗临海化工。设计用汽量分别为125t/h、40t/h、70t/h，合计 2
29、35t/h。 （因受金融危机影响，生产线开工不足，2008 年用汽量分别为 41.8t/h、25.5t/h、48.7t/h，合计 97t/h） 。2011 年后，用汽量分别为135t/h、192.5t/h、120t/h，另外新增临海化工新建 50 万吨 PVC 项目用汽 185t/h，合计达 632.5t/h。 工业企业供汽锅炉都属于老式火车头锅炉，容量小、效率低、耗煤量大、消烟除尘效果差、烟囱排放高度低，不但造成能源浪费，还对大气造成严重污染。此外，目前乌拉特前旗采暖建筑部分实现集中锅炉房供热，集中供热面积 160 万m2，镇内现有小型锅炉 66 台，烟囱 29 座，其中 2t/h 及以下锅
30、炉 49 座，占锅炉总数的74%，锅炉总容量 171t/h。还有许多民用建筑利用一家一户的小火炉，土暖器取暖，热效率极低，造成能源浪费和严重的大气污染。2010 年集中供热面积达 240 万 m2，集中供热负荷为 148MW。内蒙古乌拉特前旗热电厂为热电联产项目，投产后可替代供热区域内已有的66台采暖供热小锅炉，工业用汽小锅炉31台，两项每年可减少SO 2排放量5851.96t，减少烟尘排放量9892.4t，减少供热区内居民生活区采暖小锅炉的建设，使新建城区内不再增建自备采暖锅炉。实现由高效环保的大型供热机组替代低效高耗的小锅炉目的。经过现场调查及研究，拟选厂址靠近各大用热企业，工业热负荷、采
31、暖热负荷均在合理的供热半径范围内，且热负荷需求量大、常年负荷比较稳定，热负荷是落实的。本工程年均全厂热效率为 81.8%，年均发电热效率 61.9%，年均热电比 466.9%，符合热电联产规定。14.1.2 电力系统13巴彦淖尔市规划电源点较少，而用电负荷增长迅速，巴彦淖尔市 2007 年最高供电负荷 1173MW，根据负荷预测，2010 年最高供电负荷将达到 1500MW， “十一五” 年均增长 15.9%。 。乌拉特前旗热电厂所发电力基本用于前旗负荷，少量电力送往巴彦淖尔市其它地区。乌拉特前旗热电厂除能满足乌拉特前旗用热和用电外，还能够为巴彦淖尔市电网提供一定的电力，对全网的电力平衡起到积
32、极作用。 14.1.3 环境保护本期工程采用背压机组供热，热效率高，煤耗低，不但能有效提高能源的利用率，提高企业和居民的用汽可靠性，而且明显改善区域环境空气质量。具有较好的社会效益、经济效益及环境效益。本工程灰渣及脱硫石膏全部由建材企业综合利用，符合循环经济地运营模式，具有节能调度的优势，建设本工程对提高当地环保水平是非常必要的。14.1.4 水源采用乌拉特前旗三家污水处理厂的中水作为供水水源，以乌梁素海出口退水作为电厂的备用水源，既可实现污水资源化，又可减少地表水资源的使用量和地下水资源的开采量，缓解水资源供需矛盾，改善区域地表水环境，符合国家的水资源利用政策。14.1.5 煤源杭锦旗塔然高
33、勒煤田，煤层埋深小于 500 米预测储量 54 亿吨；煤层埋深小于 1000米预测储量 120 亿吨；塔然高勒 1000 万吨煤田开采项目，项目总投资 20 亿元，2007年建成投产。乌海地区桌子山煤田南北长 45 公里，东西平均宽 6.5 公里，含煤总面积332 平方公里，保有储量 32.4 亿吨，主要煤种有焦煤、1/3 焦煤、肥煤气煤等,具有地质构造简单、煤层赋存条件好、易开采的特点。杭锦旗塔然高勒煤田煤作为热电厂的设计煤种。电厂所需燃煤以乌海煤田的洗中煤为校核煤种，乌海煤田储量大，完全满足工程用量。业主已与相关方签署了供煤协议。综上所述，煤源是可靠、落实的。14.1.6 厂址地质及土地条
34、件拟选两厂址区域内不存在滑坡、崩塌、采空等不良地质作用，不存在压矿问题，不考虑地震液化影响。两厂址位于包头小震活动密集区西侧，应注意中强以上地震对14其影响，但厂址距离发震断裂大于规范要求的安全距离，厂址构造相对稳定，适宜建厂。拟选厂址分别为规划用地或未利用土地，厂址及附近未发现古文物遗迹，无军事设施，不压覆矿藏。14.1.7 备用灰场本工程灰渣及脱硫石膏全部综合利用，仅设事故备用灰场。备用灰场采用苏斯格高勒灰场。苏斯格高勒灰场位于乌拉特前旗以东约 6km 山谷内，灰场距西北西- 太公路约 2.5km。灰场西南为卧羊台厂址。灰场平面呈长条形，东北西南走向，地势东北高西南低，灰场三面环山，灰场内
35、大部分为荒地，库内无村落住户和大的搬迁项目。库内大部分覆盖层较浅，灰场库区及库岸边坡基岩裸露。该灰场距拟选的卧羊台厂址直线距离约 2km，距拟选的桥南村厂址直线距离约 6.5km。14.2 经济评价本工程静态投资为 77362 万元，基准收益率为 8%时，根据蒙西平均上网电价284.9 元/MWh（不含税上网电价为元 243.87 元/MWh），含税热价 18.00 元/GJ（不含税热价 15.94 元/GJ），测算投资方收益率为 20.51%，高于基准收益率 8%。说明本项目经济效益良好，且具有较好的抗风险能力。14.3 主要技术经济指标1）项目的计划总投资： 80816 万元静态总投资：
36、77362 万元 单位投资为 7736 元/kW 动态总投资： 80180 万元 单位投资为 8018 元/kW。2）年供电量： 748GWh3）年供热量： 12586427GJ4）年利用小时数： 8000h5）年均发电热效率： 61.9%6）年平均热电比： 466.9%7）占地面积厂区用地面积： 14.2hm2施工生产区用地面积： 11.45hm2施工生活区用地面积： 2.05hm2158）标准煤耗率年均供热标准煤耗率： 38.4kg/GJ年均发电标准煤耗率： 199g/kWh9）厂用电率发电厂用电率： 3.7%供热厂用电率： 7.86kWh/GJ10）全厂定员人数 205 人11）财务指标
37、基准收益率： 8%项目投资（融资前，税前）：内部收益率（%）： 16.00投资回收期（年）： 7.41财务净现值（万元）： 47868项目资本金： 内部收益率（%）： 23.09投资回收期（年）： 9财务净现值（万元）： 34659投资方： 内部收益率（%）： 20.51投资回收期（年）： 10.24财务净现值（万元）： 31224总投资收益率（%）： 11.58资本金净利润率（%）： 38.0712）年节约标煤量 19.875104t13）环保效益减少烟尘飘尘 9892.4t/a减少 SO2 排放 5851.96t/a14.4 结论通过对本期工程建厂条件的研究，从厂址自然条件、热负荷、电力市
38、场、建设场地、供水水源、燃料运输等主要建厂条件看，建设本期工程 2B25 MW（背压机）+1xB50MW（背压机） +3x410t/h(炉)供热机组是可行的，符合产业资源优化配置政策，符合国家提高资源利用率、节能减排的能源政策。从工程投资估算，技术经济参数、经济效益评价和主要经济指标看，本工程经济指标是适度的，各项经济指标均符合行16业有关规定和要求，工程综合经济效益良好。通过敏感性分析看出，本工程具有一定的抗风险能力。通过以上的评价，可以认为本工程建设 2B25MW+1xB50MW+3x410t/h 供热机组不仅是必要的、合理的，而且经济效益良好、是落实、可行的。内蒙古乌拉特前旗热电厂的建设
39、，必将对巴彦淖尔盟及乌拉特前旗的建设和各项事业发展起到积极的作用。14.5 存在的问题及建议1）本工程为背压供热机组，热负荷、特别是工业热负荷因其具有一定波动性，对电厂的经济运营起到至关重要作用，电厂应与相关受热企业建立牢固的供需合同关系，以确保电厂的经济运行。2）本工程采用造纸和城市污水处理厂的再生水作为锅炉和热网补充水。目前运行经验较少，在本工程实施前应进行认真调研，以保证机组的安全可靠及经济运行。3）本期工程建设规模为 2B25 MW+1xB50MW）+3x410t/h，应抓紧完成土地征用等有关的各项工作，以尽快达到项目核准条件。4）业主应尽快开展环境影响评价、接入系统设计、水资源论证、水土保持论证等工作，为项目早日核准创造条件。
