项目建议书评估报告(1)

关于山东黄岛发电厂三期扩建工程项目建议书的评估报告【内容提要】黄岛发电厂位于青岛市黄岛区，与青岛市区隔海相望，海域距离20余公里，陆域距离近70公里。电厂目前装机容量为670MW，其中一期工程2×125MW，为国产燃煤发电机组；二期工程2×210MW，为前苏联燃煤发电机组。三期工程拟在二期工程预留的扩建条件基础上，建设2×600MW国产超临界发电机组。按现有在建规模，“十一五”期间山东电网电力供应严重不足，预计每年需要新增装机2500MW左右。建设黄岛发电厂三期扩建工程对于满足青岛地区的电力需求，增强山东电网东部末端的电压支撑，提高电网运行的安全稳定性以及实现地区集中供热都是必要的。该项目已被山东省“十五”电力规划列入重点扶持和优先发展的电源项目。该项目系沿海港口电厂，建设条件优势明显。采用海水直流冷却系统，采用低温多效海水淡化技术解决淡水供应，拟装设由我国自己设计和制造的海水淡化装置，所产淡水水质水量完全可以满足电厂自身的需要。煤源主要由兖州煤矿集团供应，通过铁路运输到与电厂毗邻的前湾港贮煤场，并通过现有港口的输煤设施和生产能力为电厂供煤，减少重复建设。电厂所排放灰渣基本上可以全部综合利用，不需要新建灰场。电厂已经建有污水处理回用系统，可增加水的循环利用，并基本实现了污水对外“零”排放。拟采用海水脱硫和高效静电除尘等措施满足环保要求。评估后按2002年价格计算，发电工程静态投资为419153万元（其中：脱硫工程投资39960万元），建设期贷款利息33251万元，发电工程动态投资452404万元；铺底流动资金3179万元，项目 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 总资金为455583万元。本项目资本金91117万元，占项目计划总资金的20%，全部由青岛国信实业有限公司出资，资本金以外工程建设所需资金已取得中国建设银行等多家银行的贷款承诺意向函。预期资本金内部收益率为8％时，项目经营期内平均含税上网电价为0.299元/千瓦时，相应全部投资内部收益率7.32％，全部投资回收期13年，经济效益较好，且具有一定的价格竞争能力。敏感性分析表明，项目具有一定的抗风险能力。国家发展和改革委员会：现将《山东黄岛发电厂三期扩建工程项目建议书》及《项目初步可行性研究报告》（简称《建议书》及《初可报告》）的主要评估意见报告如下：一、项目背景及本期建设规模黄岛发电厂位于青岛市黄岛区。黄岛位于胶州湾的西南侧，与青岛市区隔海相望，海域距离20公里，陆域距离近70公里。黄岛电厂现有装机容量为670MW，其中一期工程安装2×125MW国产燃煤发电机组，于1981年投产发电。二期工程安装2×210MW前苏联燃煤发电机组，于1990年投产发电。在二期工程扩建时，曾按三期工程扩建2×300MW机组进行了公用设施设计并预留了扩建条件。现根据某些条件的变化，拟建设2×600MW国产超临界发电机组。电厂一期工程机组原系山东电力集团公司所有，现划归中国华电集团公司；二期工程资产系青岛国信实业公司所有。三期工程拟由青岛国信实业公司全资建设。二、项目建设的必要性及意义1.从“十一五”期间山东电网的电力供需形势分析，黄岛电厂有较大的市场空间（1）山东电力系统现状山东电网是一个以省域为界以火电为主的独立电网，现已覆盖了全省17个地市。山东电网目前正处在由220KV系统为主向以500kV为主转变的过渡期，500KV网络已形成了济南、淄博、潍坊、青岛、日照、临沂、滨州等地区的单回大环网结构。截至2002年底，山东省0.6MW及以上机组总容量25550MW，其中统调电厂容量19216MW，占全省装机容量的75.2%；全省拥有1000MW容量以上电厂5座，单机在300MW及以上的机组容量占46.8%。2002年，全社会用电量1242亿kWh，较上年增长12.5%，其中统调电量971.1亿kWh，占总电量的78.2%；全省最大负荷20000MW，较上年增长12.7%，其中统调负荷16214MW，占总负荷的81.07%。2002年全省发电设备年均利用小时数为5350，其中统调机组为5590小时。2002年全省电力供需基本平衡，但在夏季用电高峰期间，部分地区也出现了限电情况。进入2003年以来，东部的青岛、潍坊、淄博等地出现了用电紧张局面。（2）2003年～2010年电力供需预测山东是我国人口大省、资源大省和经济大省，多项经济指标居于全国前列。2002年，山东省国内生产总值（GDP）达到10550亿元，成为全国3个突破GDP总值万亿元的省份之一。人均GDP超过1400美元。“九五”期间，山东省GDP年均增长速度为11％。按山东省国民经济和社会发展规划，预计“十五”期间全省国内生产总值年均增长率为9％。“十五”前两年，全省GDP年均增长率实际为11.6%。“九五”期间山东省全社会用电量年均增长率为6.19%，最大负荷年均增长率为8.88%。“十五”初期山东省制定的电力规划预计“十五”期间山东省全社会用电量年均增长率为6%，最大负荷年均增长率为7％。“十五”前两年，实际全社会用电量年均增长率10.5%，最大负荷年均增长率11.6%。最近，山东省计委经过对全省经济形势的分析，预计今后一段时期内山东省的国民经济将步入一个较快的发展时期，预计“十五”期间全省GDP年均增长率在11～12％，“十一五”在10％左右。相应地电力工业也要有与之相适应的发展速度。山东省计委对“十五”电力规划进行了相应调整，预计电力负荷“十五”期间年均增长率为10%，“十一五”期间年均增长率9%。按此预测2005年最大负荷为25940MW，2010年最大负荷为39912MW。评估认为，按年均增长率为10％预测“十五”期间的负荷增长是可行的；但是目前预测“十一五”的负荷增长具有较大的不确定性，山东省计委提出的9％的年均增长率可作为负荷预测的高方案。为使负荷预测建立在较为可靠的基础上，评估按“十一五”负荷年均增长率7.3%作为低方案，预测2010年最大负荷为36970MW。截至2002年底，山东省装机总容量为25550MW。按目前已经开工建设和已经批准项目建议书的建设项目安排，预计2003年～2010年可以投产的机组总容量为7988MW，其中包括600MW机组3台，300MW机组3台，抽水蓄能1000MW，其它为135MW及以下机组；这期间退役机组容量1000MW。预计2005年、2010年全省装机容量分别达到31338MW、32538MW（山东省2003～2010年新增装机投产情况见附表1）。根据上述电力负荷预测结果及装机情况，按系统装机备用率18%，对山东省2005～2010年逐年进行了电力平衡，平衡结果按高低两方案分别见附表2、附表3。平衡结果表明山东省在“十五”期间供需基本平衡，即使按低方案预测，2006年起电力供应也开始出现缺口。预计“十一五”期间每年约需新增装机2500MW，才能满足国民经济发展对电力的需求。黄岛电厂等新建电源有较大的市场空间。2．建设黄岛电厂就地满足电力需求，有利于增加电网末端的电压支撑、提高电网运行的安全稳定性青岛电网位于山东电网的东部末端。目前主要供电来源有黄岛电厂670MW、青岛电厂600MW及崂山500KV变，主变容量750MVA。2002年青岛电网最大负荷为2120MW，现有的供电能力已经不能满足电力需求，2002年已多次出现拉闸限电情况。2003年崂山变第二台主变投运后，青岛电网接收区外来电的能力会有所增强，但是仍然不能从根本上改变电力供应紧张的局面。预计2005年电力缺口为500MW～1000MW，2010年电力缺口为2200MW～3000MW。即使将崂山变扩建至4台750MVA，到2010年青岛电网仍然缺电1500MW左右。黄岛电厂三期扩建工程如能在“十一五”初期建成投产，可以就近满足青岛经济技术开发区及青岛其他地区用电增长的需要，同时可缓解崂山变的送电压力，减少网损及电网的投资。根据电力系统稳定运行的要求，为提高山东500kV主网架的安全稳定性，也要求山东500kV环网上均匀建设一些有一定支撑电压作用的电源。黄岛电厂位于山东东部，正处于500kV电网环网的东部末端，三期工程2×600MW机组的建设将对山东500kV电网起到电压支撑作用，增强电网运行的安全稳定性。3．黄岛电厂系海滨电厂，利用海水直流冷却，并利用海水淡化解决淡水供应，可为我国沿海地区解决淡水问 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 提供有益的经验如何解决水源问题是我国北方缺水地区进行电源建设所面临的重大问题。黄岛发电厂三期扩建工程除直接采用海水作为冷却水外，还进行海水淡化，解决电厂自用淡水，缓解当地淡水紧缺的矛盾。黄岛发电厂海水淡化工程供水方案拟安装日产淡水能力为3000吨的装置2～4套，采用低温多效海水淡化技术，海水淡化规模可以随电厂需要而调整，完全可以满足电厂自用的需要（有关黄岛电厂海水淡化部分的专题论述见本报告的供水水源部分）。低温多效海水淡化技术在国际上已经有20余年的成功运行经验和良好业绩，黄岛发电厂采用真正由我国自己设计和制造的海水淡化装置，目前已完成了中试，它的成功运行以及有关技术经济数据的积累将会为我国的海水淡化产业提供有益的经验，对于解决我国沿海城市和地区的淡水紧缺问题，起到示范作用，意义重大。4．黄岛发电厂系港口电厂，有助于发挥港电一体化的优势黄岛发电厂三期工程因系扩建工程，不仅具有建设条件好、投资省等优势，还因为其毗邻前湾港，可直接利用前湾港的堆煤场地和输煤设施为电厂供煤，减少了重复建设，降低了工程造价，充分利用港口的生产能力，发挥出了港电一体化的优势。5．黄岛发电厂三期工程建成后，可扩大现有机组的对外供热能力，有利于改善电厂附近环境状况黄岛电厂现有机组在2000年末进行了供热技术改造，对黄岛部分地区的热用户进行供热，供热面积167万平方米，供热负荷104MW，已经取消了当地小锅炉68台，对改善当地大气环境起到了积极作用。《建议书》补充说明，提出利用机组余量实施供热。青岛市环保局也在对三期工程的环保批复中要求电厂“发挥规模优势，扩大对黄岛区的集中供热工程，减轻所在区域的低空面源污染”。黄岛发电厂与青岛经济技术开发区城市管理局签订了“开发区供热（Ｄ区）工程建设及经营协议书”。供热面积约335万平方米，供热负荷约229ＭＷ。评估认为，三期工程建成后，可使现有机组有条件进行进一步的供热改造，以扩大对电厂所在地区的集中供热，进一步改善当地的环境状况。关于具体电厂供热 设计方案 关于薪酬设计方案通用技术作品设计方案停车场设计方案多媒体教室设计方案农贸市场设计方案 可在可行性研究阶段论证落实。6．促进超临界机组国产化和产业技术升级采用超临界蒸汽参数并与发展大容量机组相结合是提高燃煤电厂效率的有效途径。发展国产大型超临界机组对于提高我国能源利用水平，推动我国制造业和电力工业的产业升级都是具有重要意义的。黄岛发电厂地处我国沿海经济发达地区，三期工程建设2×600MW国产超临界发电机组，有助于降低沿海地区的大气污染物排放量；同时对形成我国600MW超临界机组的批量生产能力，降低制造成本也是有益的。山东省是一个水资源匮乏的省份，今后山东省煤电建设的重点是在水资源较为丰富的坑口、路口、港口建设大容量高参数发电机组。黄岛发电厂三期工程，已被山东省“十五”电力规划列入重点扶持和优先发展的电源项目。评估认为，该项目从电源布局、电源规划方面都是合理的。该项目的建设对于满足“十一五”初期青岛地区的电力需求，增强电网末端的电压支撑，提高电网运行的安全稳定性以及实现地区集中供热都是必要的。同时该项目系沿海港口电厂，采用海水淡化技术解决淡水供应，并可利用现有港口的设施和生产能力为电厂解决输煤系统，使电厂的建设条件具有明显的优势。三、接入系统方案黄岛电厂目前总容量为670MW，以220kV和110kV两级电压接入系统，供电范围为青岛市。三期扩建工程供电范围主要仍为青岛市，并为山东500kV电网起到电压支撑作用。鉴于三期工程在系统中的作用，评估建议，考虑下面两个接入系统方案：方案一、电厂三期以500kV一级电压接入系统。方案二、电厂三期以500kV及220kV两级电压接入系统。具体方案在电厂接入系统设计审查时确定。四、机组选型《建议书》提出，本期工程建设2×600MW国产超临界燃煤凝汽式汽轮发电机组。从80年代末我国开始进口600MW级超临界机组，目前有多台投入了运行。我国的三大动力设备制造厂商近年来通过与外国公司合作，积累了一定的制造超临界机组的经验，目前均具备了生产600MW超临界机组的能力。我国引进超临界技术后，目前处于超临界机组批量生产的起步阶段，生产能力有一定的限制，近期应考虑应该优先安排沿海经济较发达、环境容量有限以及煤价较高的地区采用。超临界机组技术先进，发电煤耗低，现国内进口投产运行的超临界机组，发电 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 煤耗299g/kwh，比亚临界机组少10g左右。虽然超临界机组比压临界机组的设备及管道投资高一些，但是在本项目标煤价为299元/吨的条件下，采用超临界机组从经济上看是合适的。在山东省计委上报给原国家计委《建议书》补充说明中，提出在可研阶段要与选用超超临界600MW机组进行综合对比。评估认为，目前900MW超超临界机组正在招标阶段，为避免多头重复引进，并考虑到本期工程机组投产时间上的要求，其必要性和实施的可能性均不大。关于国内600MW超超临界机组的生产可在引进的900MW机组相关技术成熟后，借用其设计来实现比较稳妥。评估认为，本项目采用超临界机组是合适的。五、建设条件1.厂址、扩建场地及工程地质黄岛电厂位于青岛市黄岛区，黄岛位于胶州湾的西侧海域，与青岛市隔海相望。厂址东临胶州湾口，南及西南为前湾港码头，西及西北侧为电厂生活区，东北侧2公里处海边为油码头及油港。黄岛电厂二期工程扩建时已为电厂预留了扩建条件，电厂三期2×600MW机组的建设场地位于厂区南侧二期工程的扩建端场地上，场地已基本整平，绝大部分扩建用地已经征用。扩建端仍有5.7公顷场地可作为施工安装用地。三期工程扩建后，场地上仍有再扩建的可能。黄岛地区地质构造简单，地震活动微弱，区域稳定性良好。厂区内未发现大的断裂构造，适宜扩建大容量机组。电厂抗震设防烈度为6度，相应的设计基本动峰值加速度为0.05g。厂区地下水具有酸性侵蚀性，与海水连通部分在设计中应考虑其侵蚀性影响。评估认为，电厂三期扩建工程的厂址、扩建场地及工程地质条件是基本落实的。2．燃煤供应与大件运输黄岛电厂三期扩建工程2×600MW超临界机组，预计年耗煤量约为300万吨。《建议书》提出，煤源取自山西省盂县、寿阳、阳泉矿务局所属矿井，通过中外合作建设的盂（县）－潍（坊）－青（岛）水煤浆输送管道，经末站脱水后向电厂供应成品煤。目前国家尚未批复管道输煤项目的可行性研究报告。由于合作公司的外方－以安然国际（中国）公司控股的中国管道控股有限公司不能再继续履行合作 合同 劳动合同范本免费下载装修合同范本免费下载租赁合同免费下载房屋买卖合同下载劳务合同范本下载 ，致使输煤管道项目一度处于停顿状态。作为合作公司中方的中煤建设集团公司，目前正在寻找新的外方合作伙伴，何时能签订新的合作协议书，时间难以确定。《建议书》补充说明提出，由于输煤管道工程进展缓慢，且贫瘦煤市场紧张，因此三期扩建工程的燃煤改为山东兖州煤业股份有限公司供应的烟煤，经铁路来煤到前湾港的电厂专用贮煤场，利用二期工程已建的带式输送机将煤送到三期主厂房的原煤仓。评估认为，电厂煤源的确定，直接影响到厂外运煤方式、运煤通路和厂内输煤系统的设计。设计煤质的确定，是电厂锅炉设计选型、制粉系统和除灰系统设计的依据。为促进资源的优化配置和确保电厂三期扩建工程如期投产，评估认为，煤源改为山东兖州煤业股份有限公司和山东肥城矿业集团公司提供的烟煤是合理的。因电厂现有一、二期工程燃煤煤种与管道输煤相同，为解决管道输煤项目投产后的市场问题，评估建议，可由一、二期工程改用输煤管道来煤，同时电厂三期工程掺烧部分管道来煤。具体掺烧比例可在可研阶段确定校核煤种煤质资料时确定。经初步分析电厂一、二期工程年燃煤200万吨加上三期工程掺烧部分后，可以消化近300万吨管道来煤。煤源自矿区铁路经兖石线至临沂站，转经胶新线至胶州站，再经胶黄线、港区铁路，运至青岛前湾公司的储煤场，然后经过现有的输煤皮带直接运至电厂的输煤系统。输煤系统经过适当改造增加出力后，可以满足三期工程要求。电厂不再建设贮煤场，电厂现有6个直径为18米的筒仓可贮煤3万吨，也可以满足三期工程的要求。山东兖州煤业股份有限公司和山东肥城矿业集团公司已与黄岛电厂签订了为电厂三期工程供煤的协议。济南铁路局已出具同意为电厂三期提供运煤的复函。青岛港务局前港公司已出具同意接卸电厂三期工程用煤的复函。电厂对外交通运输方便，进厂道路接自电厂北面的崇明岛路，厂外青黄高速公路与济青高速公路连接。电厂大件设备可经海上运输，部分设备及建材可通过铁路及公路运输。评估认为，电厂三期扩建工程的煤源及运输条件是可靠的。3．供水水源（1）海水水源黄岛发电厂位于胶州湾口的西侧海岸，全厂循环冷却水均采用海水直流供水系统。一期工程2×125MW机组，循环冷却水量为9.59m3/s；二期工程2×210MW机组，循环冷却水量为15.08m3/s；三期工程2×600MW机组，循环冷却水量为38.88m3/s；全厂合计最大冷却水量为63.55m3/s。电厂一期、二期工程分别独立建有海水泵房，多年来运行正常，可取到深层海水，水温较低。二期海水泵房位于原有港池南防砂堤南侧的礁石山，已预留了三期工程的海水泵房位置。据初步论证，循环冷却水温排水仅在入海排放口附近的有限范围内略有温升，对海水水质无影响。评估建议，在可研与设计阶段结合相关试验合理确定三期工程排水口的位置和型式，以优化循环水系统，选择经济合理的冷却水量。评估认为，黄岛发电厂三期工程采用海水直流冷却系统是可行的。（2）淡水水源电厂一期工程2×125MW机组淡水取自王台水源地的地下水，设计日取水量为5000吨。二期工程2×210MW机组，设计日耗水量为5000吨，由小珠山水库供水。三期工程2×600MW机组，设计日需淡水8520吨。为节约淡水资源，黄岛发电厂于1999年6月投产了日处理4500吨的污水处理回用系统，使现有厂区污水基本实现了对外“零”排放。日用水量由原来的10000吨下降至6000吨左右，日节约淡水量约4000吨。黄岛三期工程所需要淡水拟通过海水淡化工程解决。低温多效海水淡化技术在国际上已有20多年的成功运行经验和良好业绩，目前在国际海水淡化领域居于主流地位，最大单机制水能力已达到25000吨/日。其优点是能耗和管壁腐蚀及结垢度均较低，对设备本体和传热管的材质要求也较低，由于其可利用汽轮机的部分冷源损失，可提高电厂的全厂热效率，因此在电厂中应用的更为广泛。我国国家海洋局“九五”国家攻关项目的一个主要专题就是“低温压气蒸馏海水淡化技术研究”，通过攻关在蒸馏法海水淡化的关键材料研制、工艺设备优化、关键部件和设备的开发等方面取得一批科技成果。于2000年末通过了国家海洋局的科技项目验收，验收专家组认为该专题取得了低温压汽蒸馏海水淡化技术、低温压汽蒸馏海水淡化设计软件、低温多效蒸馏海水淡化技术三项成果，形成了万吨级海水淡化装置的设计能力，奠定了产业化的技术基础。集合这三项成果的低温蒸馏海水淡化技术研究在2001年获得科技部、国家发展计划委员会、财政部、国家经贸委员会等四部委颁发的国家“九五”科技攻关计划优秀科技成果奖。国家科技部已将“低温多效蒸馏示范工程技术研究”列入《国家水安全技术研究》重大专项工程进行重点支持，旨在建立千吨级低温多效海水淡化示范工程。根据国内研究机构的研究成果和国外知名海水淡化设备制造企业对我国考察的结果，认为我国目前已基本具备低温多效海水淡化设备的制造能力。2001年6月黄岛发电厂与国家海洋局天津海水淡化与综合利用研究所签署了示范工程建设的合作协议，双方决定合作建设国内首例具有自主知识产权的低温多效蒸馏海水淡化工程，单台设备制水能力为3000吨/日。为了降低工程风险，首先建设60吨/日的双效压汽蒸馏中间试验装置，旨在打通工艺流程、取得第一手工程试验数据，为示范工程的长期稳定经济运行奠定技术基础。经过4个多月的运行，结果表明中间试验装置运行稳定，产品水的水质和水量都达到了设计要求，自主产权的蒸发器管板与传热管弹性连接、耐海水涂料、效间接口技术等经试验验证是稳定可靠的。虽然中间试验装置与示范工程虽然从产量上有50倍的差别，但是关键设备蒸发器直径的差别只有一倍，长度差别为6倍；根据化学工程设备放大的一般规律，蒸发器直径放大的预期风险是完全可控的；另外从国内发电厂的冷凝器制造经验看，蒸发器的设计制造也不会有大的问题。黄岛发电厂与天津海水淡化所已合作多年，已摸索出一些有益的经验，到电厂三期工程建成时对海水淡化设备制造和运行的经验会更为完善。黄岛发电厂的低温多效技术还具有较好的经济性，其造水比为10，与天津大港发电厂的多级闪蒸技术相同，但电力消耗及设备运行成本仅仅为进口多级闪蒸设备的1/2，其造水成本4.06元/吨，远低于多级闪蒸进口设备的造水成本。低温多效海水淡化装置产水量可根据需要按设计水量的25％～110％进行调节，黄岛电厂海水淡化装置的用地可以满足4×3000吨/日或2×4500吨/日海水淡化装置的要求，目前拟建设2×3000吨/日海水淡化装置规模，今后电厂可根据需要进行调整。 评估认为，黄岛电厂采用2×3000吨/日由我国自己设计和制造的海水淡化装置是可行的，海水淡化工程建设和运营中的风险是可以控制的，其生产的水质水量是可以满足电厂三期工程的用水要求的。4．贮灰场电厂一、二期工程年排灰渣量约53万吨，基本上全部综合利用。三期扩建工程仅按干出灰考虑，预计年排灰渣量为44.8万吨。电厂一期贮灰场已堆满，表面覆土后已另作它用。二期贮灰场距电厂约4公里，库容约566万m3。因灰渣全部综合利用，目前基本上已清空。因青岛地区灰渣综合利用情况良好，预期三期工程所产灰渣基本上也可全部综合利用，因此可不再新建灰场。二期贮灰场容量可供2×600MW机组贮灰12.6年，可以作为电厂全部容量机组所产灰渣因综合利用不均衡时的周转贮灰场。评估认为三期工程贮灰条件是落实的。六、环境保护青岛市环保局和山东省环保局均已复函，同意黄岛发电厂三期扩建工程在满足各项环保要求的基础上立项。项目的《环境影响评价大纲》也通过了国家环保总局环境工程评估中心的评估。电厂现有机组和三期扩建工程拟全部配套建设脱硫除尘装置，脱离效率大于90％。评估认为，烟气海水脱硫方案具有投资省、工艺系统简单，运行维护方便，可节省淡水用量、运行费用低的优点，建议作为三期工程和老厂现有机组改造的首选方案，并进行排放海域的调查和评价分析，取得省市环保主管部门和海洋主管部门的同意文件。在项目《环境影响报告书》中要对脱硫方案及全厂SO２年排放总量能否满足环保部门提出的要求进行重点论证。评估建议青岛市环保局应向电厂下达全厂烟尘年排放量的控制指标，以作为三期工程高效电气除尘器效率选择的依据。《初可报告》提出三期扩建工程两炉合用一座高度为240米的烟囱。评估建议，应进行烟尘和SO２排放最大落地浓度的计算合理确定烟囱高度，以节约投资。评估建议，尽快编制项目建设的水土保持方案报水利部审查批复。评估认为，设计提出的各项环保治理措施基本可行，已具备国家批复项目建议书的条件。七、投资估算、资金来源和经济效益分析1.投资估算《初可报告》按2002年价格水平计算，发电工程静态投资431702万元（其中：脱硫工程投资39960万元）；建设期贷款利息29963万元，发电工程动态投资461665万元；铺底流动资金2562万元，项目计划总资金为464227万元。评估后按2002年价格计算，发电工程静态投资为419153万元（其中：脱硫工程投资39960万元）；建设期贷款利息33251万元，发电工程动态投资452404万元；铺底流动资金3179万元，项目计划总资金为455583万元。评估后项目投资估算总表见附表4，评估前后投资估算对比表见附表5。2.资金来源本项目资本金91117万元，占项目计划总资金的20%，全部由青岛国信实业有限公司出资。根据对该公司出具的经过审计的财务报表分析，该公司的资金实力是能够满足项目对资本金要求的。投资方已出文承诺按期注入资本金。资本金以外工程建设所需资金拟通过银行贷款解决，已取得中国建设银行等多家银行的贷款承诺意向函。3.经济效益与电价分析评估后，按到厂标准煤价299元/吨，发电设备年利用小时5500，发电标准煤耗299克/千瓦时等条件测算，预期资本金内部收益率为8％时，项目经营期内平均含税上网电价为0.299元/千瓦时，相应全部投资内部收益率7.32％，全部投资回收期13年，经济效益较好（主要技术经济指标见附表6）。目前山东统调电网平均含税上网电价在0.35元/千瓦时左右，近几年新投运机组的含税上网电价在0.32元/千瓦时左右，本项目具有一定的价格竞争能力。在资本金内部收益率为8％的条件下，按机组年利用小时增减10％，煤价增减10％，总投资增减10％测算这些单因素变化对电价的影响，表明上述单因素对电价的敏感次序为机组年利用小时数、总投资与煤价。在机组年利用小时减少10％的情况下，项目经营期内平均含税上网电价为0.313元/千瓦时，具有一定的抗风险能力。八、结论与建议1.建设黄岛发电厂三期扩建工程，对于满足“十一五”初期青岛地区的电力需求，增强电网末端的电压支撑，提高电网运行的安全稳定性以及实现地区集中供热都是必要的。2．该项目系沿海港口电厂，采用海水淡化技术解决淡水供应；并利用现有港口的设施和生产能力为电厂解决输煤系统，减少重复建设；该项目的废水和灰渣基本上实现“零排放”；电厂的建设条件具有明显的优势。3．项目采用600MW超临界机组是合适的。4．项目燃煤采用兖州煤和肥城煤是合适的。以上意见供决策参考。附表：1.山东省2003～2010年新增装机投产情况表2.山东省2005～2010年电力平衡表(高方案)3.山东省2005～2010年电力平衡表(低方案)4.投资估算总表5.评估前后投资估算对比表6.主要技术经济指标汇总表附件：评估人员名单二00三年五月  日主题词：山东  电厂  建议书 评估报告附表1      山东省2003～2010年新增装机投产情况表单位：MW序号年份20012002200320042005200620072008～20101里彦二期2×1351352菏泽二期2×3003003003莱城#3、4机2×3003003004聊城新厂2×6006006005德州三期2×66013206胜利二期2×3003003007章丘电厂2×1351351358聊城老厂扩建2×1352709南定电厂扩建2×13527010临沂电厂扩建2×13527011滕州电厂新建2×13527012白杨河扩建2×13513513513济宁电厂扩建2×13527014里彦二期续建2×13527015运河一期续建2×13513513516济三矿电厂2×13527017南山电厂2×15015015018烟台电厂扩建2×1352701960MW以下热电30341881153100020山西王曲电厂2×60060060021泰安抽水蓄能4×25050050022退役中小机组-200-200-60023当年投产小计45363528199027090090024全省合计2101425550290783106831338322383313832538其中：100MW及以上机组158531850821883228732314324243253432534360MW及以下机组51617042719581958195799577957195附表2山东省2005～2010年电力平衡表（负荷年均增长9％）单位：MW年份200520062007200820092010一、山东省最大负荷259402827530820335943661739912二、需要备用容量（18%）466950895548604765917184三、需要装机容量306093336436368396414320847096四、实际装机容量313383223833138329383273832538五、电力平衡（四－五）729－1126－3230－6703－10470－14558附表3山东省2005～2010年电力平衡表（负荷年均增长7.3%）单位：MW年份200520062007200820092010一、山东省最大负荷259402776029690319403436036970二、需要备用容量（18%）466949975344574961856655三、需要装机容量306093275735034376894054543625四、实际装机容量313383223833138329383273832538五、装机平衡729－519－1896－4751－7807－11087附表4     投资估算总表单位：万元序号工程和费用名称建筑工程费用设备购置费用安装工程费用其他费用合计各项占总计％一厂内外生产工程454401896537014530523872.821热力系统235561351423798619668446.922燃料供应系统472125312818530.443除灰系统261672421913117712.814水处理系统12765253152480531.925供水系统852119773731142293.396电气系统14892353115626406469.707热工控制系统129248630215545.148附属生产系统75102331607104482.49二厂内外单项工程7378399604733811.291交通运输工程2灰场3水质净化系统4地基处理279727970.675厂区施工区土石方工程1821820.046生活福利工程261326130.627厂内外临时工程178617860.438海水脱硫装置系统39960399609.53三其他71077028493299737.151其他费用28493284936.802编制年差价71077014800.35四基本预备费（8%）30604306047.30五特殊项目1海水淡化工程600060001.43工程静态投资5352818965370915105057419153100.00六价差预备费七建设期贷款利息3325133251工程动态投资5352818965370915138308452404八铺底流动资金31793179九项目计划总资金5352818965370915141487455583附表5      评估前后投资估算对比表单位：万元序号工程和费用名称评估前评估后差值主要原因一厂内外生产工程1热力系统201765196684-5081核减建筑工程费用2电气系统4187640646-1510核减安装费用二厂内外单项工程1交通运输工程1580-158项目取消2与厂址有关的单项工程(灰场)35630-3563项目取消3厂区施工区土石方工程0182182评估前计列不足三其他费用2838328493110重新核列四基本预备费3513330604-4529由原10%改为8%计列五海水淡化工程400060002000重新核列六建设期贷款利息29963332513288重新核列七铺底流动资金25623179617重新核列八项目计划总资金-8644附表5   主要技术经济指标汇总表序号项  目单 位数 值1机组容量MW2×6002发电工程静态投资(含脱硫)万元4191533单位静态投资元/kW34934工程动态投资万元4524045单位动态投资元/kW37706铺底流动资金万元31797经营期含税上网电价元/千kWh298.858经营期不含税上网电价元/千kWh255.679年发电量GWh660010厂用电率％5.2611到厂标煤价元/吨299.0612单位发电成本元/千kWh20513内部收益率(全部投资)％7.3214投资回收期(全部投资)年13.0015内部收益率(资本金)%8.016投资回收期(资本金) 年20.1017净现值(全部投资)万元963418净现值(资本金)万元1512819借款偿还期年1520利息备付率倍3.7621偿债备付率倍122投资利税率%6.8123投资利润率%4.5824资本金净利润率%15.28附件评估人员名单能源项目部负责人:黄 峰  高级工程师项目经理：姜振华  高级经济师专家组：赵永新  高级工程师 组长、脱硫梁玉兰  教授级高工 总图韩 丰  高级工程师 系统严宣炜  教授级高工 水工刘德鑫  教授级高工 铁路潘正潮  教授级高工 输煤钱 丽  高级工程师 技经