公司固定资产调查评估分析报告

调查评估报告摘要一、前言2013年1月24日-1月25日，省分行公司业务部与淮南分行相关人员组成评估小组,对**煤电有限公司（以下简称“**煤电”）安徽凤台电厂二期扩建工程5亿元项目贷款进行了调查评估，期间赴现场对贷款企业情况、项目建设环境、工程建设进度及建设资金落实情况等进行考察，与贷款企业进行了反复讨论并收集相关资料,在此基础上形成本调查评估报告。二、项目概况本次贷款项目为**煤电安徽凤台电厂二期扩建工程，装机容量为2×660MW超超临界燃煤发电机组，同步安装烟气脱硫、脱硝装置。中国电力工程顾问集团华东电力设计院于2011年12月编写了项目可行性研究报告，已取得：1、国家发改委于2012年12月31日以《国家进展改革委关于安徽凤台电厂二期扩建工程项目核准的批复》（发改能源【2012】4117号）同意本项目核准；2、国家环保部于2012年6月7日以《关于淮南煤电基地凤台电厂二期扩建工程环境阻碍复核报告书的批复》（环审【2012】144号文）同意本项目建设；3、国土资源部2012年6月11日出具了《关于安徽凤台电厂二期扩建工程建设用地预审意见的复函》（国土资预审字【2012】136号文）对土地预审进行了批复。4、国家电网公司出具国家电网进展函【2012】103号文，同意本期工程接入安徽电网。经测算，本项目总投资483984.79万元，项目资本金103984.79万元，申请银行贷款380000万元，企业自有资金比例为21.49%，符合国家相关部门关于企业自有资金比例的要求。企业拟安排我行5亿元固定资产贷款额度，其余部分由他行承贷。贷款采取信用方式，贷款利率按现行利率政策执行，贷款期限15年，宽限期2年。三、评估报告要紧内容（一）承贷主体本项目承贷主体为**煤电。承贷单位要紧治理人员具有丰富的电厂建设及经营治理经验，可能能够胜任本项目建设及运营治理工作的需要，承贷主体债权债务关系清晰，具备承贷主体资格。（二）项目差不多要素**煤电安徽凤台电厂二期扩建工程批准手续完备，已获得了核准、土地、环评等相关批复。（三）项目市场前景本项目建成后将进一步提高**煤电的电力供应能力。**煤电属“皖电东送”项目，本项目所发电量全部供应浙江，项目具有良好的市场前景。（四）项目财务效益本项目各项财务指标如下：项目计算期年均实现销售收入267126万元，年均实现税后利润34907万元，总投资利润率为8.55%，税后财务内部收益率为11.81%，财务净现值为50992.66万元（I=10%），静态投资回收期为8.64年。（五）还贷能力分析本项目还款来源要紧为折旧和摊销，可能能在15年偿还项目贷款。综合还贷法测算表明项目综合还贷期为11.9年。（六）担保能力评价本笔项目贷款拟采取信用方式。依照总行《中国农业银行2012年信贷政策指引》（农银发【2012】43号），总行授权书中确定的行业重点客户，一级分行可在权限内自主审批突破信用方式用信条件的信贷事项。总行2012年对我行的授权书中明确淮南矿业集团及其直接或间接控股从事集团主营业务经营的子公司是总行认定的行业重点客户，主营业务包括煤炭和电力。淮南矿业集团持有**煤电50%的股份，**煤电主营业务为煤炭和电力。因此**煤电属于总行确定的行业重点客户。本笔业务采取信用方式符合我行制度规定。（七）评估结论本项目属于国家重点支持的煤电一体化项目，符合国家经济进展和行业进展规划，具有较强的竞争优势；项目建设条件较好，所发电量全部供应浙江，市场前景良好，具备较好的经济效益和贷款偿还能力，项目可行。因此同意对**煤电有限责任公司安徽凤台电厂二期扩建工程发放固定资产贷款5亿元，贷款期限15年，提款有效期12个月，宽限期2年，贷款方式为信用，贷款利率按现行利率政策执行。授信额度在总行对淮南矿业（集团）有限责任公司100亿元整体授信额度中**煤电有限责任公司5亿元固定资产贷款额度内解决。贷款使用条件为：项目资本金与银行贷款同比例到位。合同约定条件包括：贷款采纳分期偿还方式，还款期内每年至少两次偿还本金。第一章企业资信评价一、贷款企业概况**煤电于2005年6月28日注册成立，是由淮南矿业（集团）有限责任公司（以下简称“淮南矿业集团”）和浙江省能源集团有限公司（以下简称“浙能集团”）均股出资建立的大型煤电联合企业。注册资本227224万元，注册地为洞山中路1号，下辖凤台电厂和顾北煤矿，位于淮南市凤台县，其中凤台电厂装机容量为2×600MW燃煤发电机组，顾北煤矿产能400万吨/年。营业执照号码为340400000021699，组织机构代码证77737427-1，税务登记证号码340402777374271，贷款证号码为3404010000102304，均已年检。经营范围：火力发电的开发、建设和营运，电力电量生产并上网销售，煤炭生产与销售。企业为我行行业重点客户淮南矿业集团控股子公司，在我行2012年度的信用等级为AA+。二、股东情况介绍（一）淮南矿业集团淮南矿业集团位于淮南市洞山中路1号，于1981年11月成立，注册资本为195.21亿元，法人代表王源，营业执照号码为340400000024302，组织机构代码证15023000-4，税务登记证340402150230004，贷款证号码3404010000016667，均已年检。经营范围：煤炭开采与销售，洗煤，选煤，机械加工，火力发电，瓦斯气综合利用（限分支经营），工矿设备及配件、机械产品、购销物流方案规划设计，物流专业人才培训，物流专业一体化服务和信息化咨询与服务等。淮南矿业集团注册资本195.22亿元，系安徽省国资委直管企业，拥有现代化生产矿井13对，在建矿井3对，生产规模8000万吨，居我省四大煤企之首；2011年煤炭产量6751万吨，占安徽省原煤产量的50%，2012年中国煤炭企业100强排名第17位，是总行行业重点客户。淮南矿业集团2012年度在我行信用等级为AA+级。2012年6月总行批复同意对淮南矿业集团整体授信100亿元。截至2011年末，淮南矿业集团资产总额12826900万元，负债总额9537671万元，资产负债率74.36%，销售收入6960140万元，利润总额202080万元，股东权益3289229万元。2012年11月末淮南矿业集团总资产为14257968万元，总负债为10774765万元，资产负债率75.57%，销售收入6552524万元，利润总额101906万元，股东权益3483203万元。（二）浙能集团浙能集团持有50%股权，是2001年5月经浙江省人民政府批准组建的省级能源类国有资产营运机构，营业执照经浙江杭州市工商行政治理局注册登记，注册资本100亿元，注册地为浙江省杭州市西湖区天目山路152号浙能大厦，营业执照号码为3300001007698，组织机构代码证727603769，税务登记证号码330000727603769，贷款证号码为3301000001397351，均已年检。浙能集团要紧从事能源基础产业（电力，煤炭，天然气）的投资、生产经营、煤炭流通经营及天然气开发利用。企业在我行2012年度的信用等级为AAA。截至2011年底，公司总资产1110.54亿元，净资产532.03亿元；控股治理发电装机容量2202万千瓦，位列全国发电企业第十位，地点发电企业第二位。建成和治理天然气管线560公里，拥有海运运力超50万吨。集团公司业已成为全省规模最大的国有企业之一，全国具有一定阻碍、规模最大的地点能源企业之一。企业实力雄厚，具有较强的经营能力。三、贷款企业经营者素养评价公司法定代表人王源，1953年出生，1974年参加工作，大学文化，中共党员，高级工程师，多年从事煤炭行业治理，治理能力强。2005年担任**煤电法定代表人。公司总经理金睿智，1974年出生，大学文化，历任台州发电厂财务部会计、副主任，浙江兰溪发电公司财务部副主任、主任，浙能中煤舟山煤电公司财务部主任、副总会计师，现任**煤电公司总会计师，有较强的市场拓展能力和企业治理能力。公司财务主管陈宏毅，1959年出生，1981年参加工作，大专文化，会计师，原在淮南矿业集团财劳部工作，现任公司财务部经理，他善于治理，在长期的企业财务治理中，积存了丰富的财务核算经验。四、企业生产经营情况**煤电是全国真正意义上的大型煤电联合企业，所属的凤台电厂是是国家“皖电东送”规划的首选项目之一。该企业一期采纳60万千瓦机组发电机类型，二期拟采纳66万千瓦机组发电机型，是我国目前主力发电机型。企业并有配套煤矿，开采的电煤完全可供发电使用，具有较强的市场竞争力和抵御风险能力。**煤电凤台电厂装机容量为2×600MW的燃煤机组分不于2008年8月底和9月底上网发电，相继投入生产，生产电力全部供往浙江。顾北煤矿第一采面2007年12月28日投入联合试运转。截至2012年11月末，顾北煤矿原煤产量366.63万吨，销售煤炭318.91万吨，销售收入154354.88万元，其中内销收入32923.55万元，利润总额13927万元；凤台电厂累计发电量688703万千瓦时，上网电量654248万千瓦时，销售收入243903.86万元，利润总额13168万元。五、企业财务状况评价截至2012年12月**煤电总资产为905567万元，总负债为658507万元，流淌资产为165475万元，流淌负债为275297万元，存货为13720万元；销售收入309750万元，利润总额24874万元，净利润为18244万元；经营性现金流量93698万元，投资性现金流量-124958万元，筹资性现金流量为35958万元，净现金流量4698万元。依照借款人提供的2010年、2011年和2012年的财务报表，得到要紧财务数据如下：年份项目2010年2011年2012年基础数据资产总计814527811899905567流淌资产6108370027165475货币资金8404668311382应收账款325332758433967预付账款638459596999存货16622937113720固定资产净值647281639002603990负债总计536998549891658507流淌负债105348145241275297短期借款3600078800191600长期负债431650404650383210长期借款431650404650383210所有者权益277529262008247060实收资本190228227224227224未分配利润73847242074595负债及所有者权益814527811899905567主营业务收入298722318498309750营业利润215693029724789利润总额212563010024874利润净额142512262118244（一）偿债能力分析项目2010年2011年2012年行业可同意值1、资产负债率65.93%67.73%72.72%74.2%2、流淌比率57.98%48.21%60.11%--3、速动比率42.20%41.76%55.12%50.3%4、现金流淌负债比率15.67%49.35%34.04%14.7%**煤电2012年底的资产负债率为72.72%，较上年上升4.99个百分点。目前资产负债率在我行行业可同意值之内。2012年底，流淌比率和速动比率分不为60.11%和55.12%，流淌性一般，要紧是由于该公司为大型煤电企业，前期要紧是固定资产项目投入，流淌资产占比专门小。现金流淌负债比率为34.04%，高于行业平均值,表明企业实际偿债能力较强。（二）营运能力评价项目2010年2011年2012年行业可同意值总资产周转次数（次）0.360.390.360.3流淌资产周转次数（次）4.774.862.631.6应收账款周转次数（次）10.4310.610.068.7存货周转次数（次）17.8418.0319.4515.2由于所处行业的优势和特点，企业2012年的总资产周转次数、流淌资产周转次数、应收账款周转次数、存货周转次数分不为0.36、2.63、10.06、19.45，均优于行业平均值，讲明企业的资产使用效率较高、应收账款回收较快，存货变现能力较强。因此该企业营运能力较强，资金利用效率较高，从而能够提高企业的盈利能力和偿债能力，抵御市场的风险能力较强。（三）盈利能力评价项目2010年2011年2012年行业可同意值销售毛利润率25.20%25.26%26.07%--销售净利润率4.77%7.1%5.89%--净资产收益率5.21%8.39%7.17%1.0%总资产酬劳率5.50%6.92%6.24%2.5%盈余现金保障倍数5.913.175.141.7在盈利能力方面，2010-2012年该公司销售净利率4.77%、7.1%、5.89%，净资产收益率5.21%、8.39%、7.17%，公司净资产收益率高于行业可同意值，表明公司盈利能力较强；总资产酬劳率5.5%、6.92%、6.24%，远高于行业可同意值，表明公司资产总体获利能力较强；盈余现金保障倍数5.91、3.17、5.14,高于行业可同意值。从公司盈利能力的各项指标能够看出，公司盈利能力稳步增强，并优于行业值。2011年公司发电量81.03亿度，上网电量76.79亿度；2012年公司发电量77.01亿度，上网电量73.21亿度，发电量较上年减少4.02亿度，上网电量较上年减少3.58亿度。公司2012年实现净利润18307万元，较上年减少4377万元。由于华东电网有限公司2012年购电需求量减少，导致**煤电发电量与上网电量减少，公司净利润出现一定下滑。从总体上看，公司近三年净利润较为稳定。截至2012年12月，企业实现净利润18307万元，盈利能力较强。（四）现金流量分析项目20102011年2012年经营活动产生的现金流量净额841547168293698投资活动产生的现金流量净额-38770-29042-124958筹资活动产生的现金流量净额-58032-4436035958净现金流量-12647-17204698从企业现金流量来看，企业经营现金流为正，投资现金流为负，筹资现金流为正，讲明企业的经营状况良好：企业有足够的经营性现金流，一方面在偿还往常的债务，另一方面又在接着投资。企业现行运行两组机组，每年都需要分不对机组按照A、B、C三档（分不为大修、中修和小修）进行检修，2010年与2011年由于部分机组大修，停机时刻较长，使得经营活动现金流量有所减少。2012年报表显示经营活动现金流量已有所增加且净现金流量已为正值，讲明企业经营能力得到提升。六、或有事项评价经查询2013年1月5日中国人民银行贷款咨询系统，企业目前无对外担保信息，无涉及诉讼信息。七、企业资信状况评价（一）企业整体用信情况经查询中国人民银行贷款咨询系统，显示该公司贷款卡处于正常状态。截至2013年1月5日人民银行企业征信报告显示：贷款余额413810万元，保理余额24300万元，承兑汇票余额7403.5万，该客户有欠息记录，余额为0，经调查人了解为系统缘故导致还息入账延误，非客户主观恶意行为，客户有垫款记录，垫款余额为0。经2013年1月5日中国人民银行贷款咨询系统查询，借款人在他行信贷五级分类情况均为正常。高管人员信息查询，法人代表王源个人信用良好，总经理金睿智个人征信良好，财务负责人陈宏毅个人征信良好。经调查，**煤电2012年末实际在各家金融机构用信情况如下表：短期借款长期借款合计工商银行29800108300138100农业银行43300550048800中国银行215002746048960建设银行400004400084000交通银行--2560025600国家开发银行7000148350155350浙能集团财务公司--2400024000矿业集团财务公司50000--50000合计：191600383210574810（二）企业与我行合作情况该企业是淮南市重点企业，股东背景实力雄厚，一直以来差不多上各家商业银行关注的重点。2005年12月我行对该公司发放了2.4亿元过桥贷款，双方开始合作，为了与该公司进一步合作，获得该公司项目贷款份额，增加我行收益。随后，我行向总行申请对**煤电的煤电一体化项目发放项目贷款15亿元。总行于2007年6月12日下发了《关于浙煤电有限责任公司固定资产贷款的批复》（农银复[2007]964号），同意向**煤电有限责任公司发放固定资产贷款15亿元，用于**煤电一体化工程项目建设。总行于2010年6月13日下发了《关于淮南矿业（集团）有限责任公司授信的批复》（农银复[2010]825号），同意向**煤电有限责任公司授信6亿元，其中煤电一体化项目固定资产贷款3.6亿元，中短期信用2.4亿元。总行于2012年7月5日同意对淮南矿业（集团）有限责任公司整体授信100亿元人民币，期限2年，调整后**煤电在我行授信额度12亿元，其中凤台电厂煤电一体化二期项目固定资产贷款7亿元，中短期信用5亿元，可采取信用方式。截至2013年1月5日，**煤电有限责任公司在我行用信余额为4.88亿元，全部为流淌资金贷款，均为正常贷款。八、结论总结以上对承贷主体差不多状况的分析，我们认为：承贷单位要紧治理人员具有丰富的行业建设及经营治理经验，可能能够胜任本项目建设及运营治理工作的需要。承贷主体债权债务关系清晰，具备承贷主体资格。第二章项目工程技术评价本期工为**煤电安徽凤台电厂二期扩建工程，建设规模为2×660MW超超临界燃煤发电机组，并同步建设烟气脱硫和脱硝设施。两台机组打算2013年底建成投产。一、项目建设必要性（一）电力市场需要依照浙江电网“十二五”电网进展规划报告的分析预测，即便考虑全部区外来电，2014年仍亏缺电力10140MW，若本工程不投运，则皖电东送容量减少1320MW，2014年亏缺电力达11460MW，因此本工程在2013年底投产并全部送往浙江省，在一定程度上能够缓解浙江省缺电的局面。（二）符合国家产业政策和技术政策的要求本项目地处煤炭基地，扩建工程资源整合优化利用效率显著，坑口发电煤炭利用合理又可缓解运输压力，扩建项目又能够集约用地、集中治污，在一定程度上降低了成本，具有较强的市场竞争优势。项目采纳660MW超超临界燃煤机组先进技术，符合节能优先战略和能源科技进步战略。（三）符合环境爱护和可持续进展的要求本工程技术工艺先进，同步建设脱硫脱硝设施，燃煤利用率高，符合国家相关政策，有利于环境爱护和能源资源节约，推动经济的可持续进展。（四）实现大型国有企业的强强联合，推动区域经济进展本项目由淮南矿业集团与浙能集团利用各自的优势共同投资建设。淮南地处安徽省，经济进展水平较落后，但其拥有丰富的煤炭资源；浙能集团集建设大电厂的资金、治理、技术和人才方面的优势于一体，淮南矿业集团与浙能集团强强联合建设坑口电厂，可充分发挥各自优势，促进地区经济共同进展，扶持工业进展落后地区，推进地区合作。结合以上分析，安徽凤台电厂二期扩建工程具有专门大的必要性。二、项目建设内容此次工程建设要紧涵盖电厂厂区布置、热力系统、燃料系统、厂内输煤设施、除灰渣系统、化学水处理系统、水工、采暖通风、建筑部分和结构部分等。本期扩建二台国产超超临界660MW凝汽式燃煤机组。锅炉为超超临界参数变压直流炉、一次再热、平衡通风、露天布置燃煤锅炉；汽轮机为超超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机；发电机为水氢氢冷却、额定功率660MW，额定电压20KV，采纳静态励磁方式。三、项目建设的合法性安徽凤台电厂二期扩建工程已取得了用地落实批复、路条、项目环保方案批复和电网接入系统审查意见等。相关批复情况如下：（一）依照发改能源【2012】4117号文，国家进展和改革委员会出具的《关于安徽凤台电厂二期扩建工程项目核准的批复》，批复如下：为使安徽省煤炭资源优势转化为经济优势，并满足浙江省经济进展用电需求，同意建设安徽凤台电厂二期扩建工程；项目建设地址为安徽省淮南凤台县桂集乡和城北乡境内。（二）依照环审【2012】44号文，中华人民共和国环境爱护部2012年6月7日出具《关于淮南煤电基地凤台电厂二期(2×660MW)扩建工程环境阻碍复核报告书的批复》，批复意见如下，项目建设符合国家产业政策、清洁生产要求，在落实报告书提出的环境爱护措施后，污染物可达标排放，要紧污染物排放总量符合当地环境爱护部门核定的总量操纵要求。同意公司按照报告书所列建设项目的性质、规模、地点、采纳的生产工艺、环境爱护对策措施进行项目建设。（三）依照国土资预审字【2012】136号文，中华人民共和国国土资源部2012年6月11日出具了《关于安徽凤台电厂二期扩建工程建设用地预审意见的复函》，函复如下：凤台电厂二期2*660MW扩建工程用地符合当地土地利用总体规划，同意通过用地预审；项目在初步设计时期，应优化设计方案，从严操纵建设用地规模，节约和集约用地；建设项目占用耕地应保证占补平衡，补充耕地资金必须切实落实；认真做好征地补偿安置的前期工作，采取措施保证被征地农民生活水平不因征地而降低，切实维护被征地农民的合法权益；项目核准后，按照《中华人民共和国土地治理法》和国务院的有关规定，办理建设用地报批手续。（四）依照【2012】103号文，国家电网公司出具的《关于安徽凤台电厂二期扩建项目接入电网意见的函》，复函同意将评审意见作为凤台电厂二期扩建工程接入系统设计审查意见。因此依照中国电力规划设计总院审查意见，电厂本期项目属于外送项目，原有送出项目能够满足一、二期机组送出的需要，同意二期机组接入电厂一期升压站，不新增出线。（五）依照国能电力【2011】315号文，国家能源局出具的《国家能源局关于同意安徽凤台电厂二期扩建项目开展前期工作的复函》，函复如下：为满足浙江省经济社会进展对电力的需要，充分发挥安徽省能源基地优势，接着推进“皖电东送”战略实施，优化资源配置，同意凤台电厂二期扩建项目开展前期工作；本项目建设2台66万千瓦超超临界燃煤发电机组，同步安装烟气脱硫、脱销装置，占用浙江省火电建设规模132万千瓦；请按照国家节能减排、电力产业进展政策和抗灾能力建设等有关要求，对项目技术经济可行性进行论证；按照国家规定落实电厂外部建设条件，做好规划选址、土地利用、环境爱护、水土爱护、银行贷款、电网接入和燃料资源论证等工作，并取得相关部门和单位的同意文件。依照以上内容，合法性手续差不多具备。四、项目建设条件（一）项目建设环境电厂厂址位于淮南市凤台县桂集乡和城北乡境内，南侧为国家铁路—阜淮线，东侧为凤蒙公路。本期工程位于一期工程施工场地上连续扩建，地址构造相对稳定且工程地质条件较好，适宜建厂。（二）接入系统电规规划[2012]422号，在《安徽凤台电厂二期扩建2*660MV机组工程接入系统设计复核报告评审意见》中同意丰台电厂二期机组采纳原审定接入系统方案，即以500kv电压等级接入电厂一期升压站，不新增出线。（三）燃料和运输顾北矿所属**煤电有限责任公司，是凤台电厂的配套煤矿，矿井已于2007年底投产，年实际产能可达600万吨，资源丰富，能够满足电4台机组燃煤需求。同时淮南矿业集团公司还承诺可从其所属的顾桥矿(年生产能力1000万吨)和张集矿(年生产能力600万吨)调剂供煤。电厂本期工程可利用一期工程建成的铁路专用线，铁路运力能够满足一、二期4台机组容量燃煤运输需求。（四）交通运输电厂南邻阜淮铁路，东靠凤-蒙公路，电厂建设期间材料、设备运输方便，工程要紧重、大件设备可采纳铁路或公路运输。（五）水源凤台电厂一期二期工程以淮河为取水水源，水利部淮河水利委员会水行政许可“淮委许可(2008)1号”文件同意凤台电厂二期工程取用淮河水，年取水总量最大达1375万m3，最大同意取水流量0.80m3（六）贮灰和渣场与一期工程相同，本期沿用干除灰渣、灰渣分除方案。一期工程灰渣堆场初期库存容511.6×104五、工程技术评价（一）主机技术评价项目机组选择超超临界机组，具有良好的经济性。依照对国内已投运和在建机组的调查，以600MW等级机组为例，亚临界、超临界、超超临界机组经济指标比较如下表所示：项目亚临界超临界超超临界超超临界容量2×600MW2×660MW2×660MW2×660MW蒸汽参数16.67/538/53824.2/566/56625/600/60027/600/600汽机热耗(kJ/kWh)～7810～7590～7350～7320管道效率(%)99999999锅炉效率(%)92.59393.693.6发电效率(%)42.2143.6845.3945.57发电标准煤耗(g/kWh)291281.2270.6269.5发电效率变化(%)基准+3.48+7.53+7.96节约标煤量(万吨/年)基准6.4713.4614.19备注1)汽机热耗值为参考工程平均水平；2)全年设备利用小时数按5000小时计。从上述比较能够看出：超超临界机组由于效率的提高，会使机组煤耗下降。相比超临界或亚临界机组，每年可节约几万至十几万吨煤，降低运行费用；同时，面对越来越高的环保要求，节能减排的压力越来越大，采纳超超临界机组与亚临界和超临界机组相比，能够降低电厂的污染物排放水平。而在技术经济比较合理的前提下，进一步提高超超临界参数能够使得超超临界机组的环保和经济双重效益更加显著。（二）机组参数选择评价机组参数选择26MPa/600℃/600℃。近年来，国外超超临界机组的蒸汽压力大多采纳比常规超临界机组稍高的压力，国内采纳引进技术生产的已投运或在建项目机组初压也都选择在25～27MPa之间，在初压的选择上充分利用目前国产化引进机组成熟的设计模块，降低工程造价。关于再热温度，从600提高到610℃，机组热耗约可降低13～16kJ/kW.h，但设备价格有较大的增加，锅炉的价格约提高2000～3000万元，再热管道约增加1000～1200万，汽机的价格约增加200～400万不等。而且目前世界上已投运机组采纳610℃仅有3台，且投运时刻也不长，其中一台机组汽机高中压转子材料已停止生产，从汽机制造厂提供的资料看，采纳610℃（三）脱硫工艺技术评价本项目采纳石灰石-石膏湿法脱硫工艺，该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，脱硫效率达95%以上，能够满足脱硫率的要求。脱硫所用石灰石资源丰富，运输方便，脱硫副产品——脱硫石膏又能够作为石膏板或水泥缓凝剂得到有效利用。（四）脱销工艺技术评价本工程烟气脱硝方案拟采纳选择性催化还原法（SCR工艺），SCR技术成熟，脱硝效率较高，一般为70～90%。在国外采纳较多，尤其在600MW及以上大容量机组采纳更多。还原剂的选择有尿素、液氨、氨水，但综合各种因素，液氨具有最低的设备投资，最低的药品年运行费用，最少的药品运输量，最低的能耗，且液氨在SCR系统中安全使用了20多年。故本期工程烟气脱硝系统用还原剂拟为液氨。供氨系统由脱硝岛供应商成套供货。六、项目工程组织及建设进度（一）项目设计情况依照中国电力工程顾问集团华东电力设计院2011年12月编制的《安徽凤台电厂二期扩建工程补充复核可行性研究》总报告，中国国际工程咨询公司关于**煤电基地凤台电厂二期扩建工程可行性研究报告出具了审查意见。（二）项目建设进度凤台电厂二期扩建工程项目取得核准文件，文件号：发改能源[2012]4117号。依据原电力工业部电建[1997]253号文《电力工程项目建设工期定额》中有关规定，施工综合操纵轮廓进度分不安排如下：施工预备期为6个月，自工程开工至#3机组投产为24个月，机组投产间隔期为4个月，总建设工期为28个月。七、项目经营治理方式评价**煤电的股东为淮南矿业集团和浙能集团，两股东具有丰富的煤炭和电力项目开发建设及治理经验。因此，可能本项目能够按照各项规程规定严格操纵工程施工质量、工程进度和投资概算，由于对参建单位资质以及建设水平有严格的要求，使项目建设具有科学性和先进性。综合分析认为，项目的经营治理方式较为先进、合理。第三章市场分析本项目属于“皖电东送”工程之一，所发电量全部由浙江省消纳，属浙江省外电源基地。因此评估小组对全国电力行业状况、华东及浙江电网现状，目标市场需求分析如下：一、全国电力市场分析 （一）截止2012年9月全国电力市场综述2012年1-9月份，全国电力供需总体平衡，受经济增长放缓等因素阻碍，全社会用电量增速持续低位下行。其中，第一产业用电量同比下降0.3%。第二产业及其所属工业、制造业用电量同比分不增长2.9%、2.9%和2.3%，增速同比分不回落9.2、9.1和10.1个百分点；第二产业第一、二、三季度用电量同比分不增长4.5%、2.9%和1.6%，增速逐季回落；第二产业前三季度所占全社会用电量的比重同比降低1.4个百分点；第三产业及城乡居民生活用电量同比分不增长11.3%和11.6%，所占全社会用电量比重分不同比提高0.7和0.8个百分点。截至2012年9月底，发电装机容量增速小幅回落，但仍保持增涨态势，表明结构调整加快，装备技术水平进一步提高，节能减排取得新进展。全国6000千瓦及以上发电装机容量10.63亿千瓦，其中，水电2.05亿千瓦、火电7.87亿千瓦、核电1257万千瓦、并网风电5521万千瓦。前三季度，全国新增发电生产能力4138万千瓦，同比减少824万千瓦，增速有所放缓。（二）2007～2012年全国电力市场变化1、2007～2012年全国装机总量变化单位：万千瓦时，%200720082009201020112012装机容量总装机容量71329792958740796219105576114000总装机容量增速14.68%11.17%10.23%10.08%9.72%7.8%火电装机容量554426028665205706637654682000火电装机容量增速14.53%8.74%8.16%8.37%8.33%6.6%火电装机容量比重0.77730.76030.7460.7340.7250.72从2007～2012年三季度，我国电力装机容量增加约3.497亿千瓦，电力行业呈现上升进展态势，但进展速度出现放缓迹象，其主因系我国经济的持续进展和经济结构的进一步调整，我国电力装机更加注重装机结构的调整，但仍将维持增长态势。2、2007～2012年三季度我国电力市场用电量变化全社会用电量年度数据近5年全国全社会用电量处于增长态势，2011年全国全社会用电量46928亿千瓦时，比上年增长11.74%。其中，第一产业用电量1015亿千瓦时，比上年增长3.92%；第二产业35185亿千瓦时，比上年增长11.88%；第三产业5082亿千瓦时，比上年增长13.49%；城乡居民生活5646亿千瓦时，比上年增长10.84%。工业用电量34633亿千瓦时，比上年增长11.84%，其中，轻、重工业用电量分不为5830亿千瓦时和28803亿千瓦时，分不比上年增长9.25%和12.38%。第二产业仍是拉动用电增长的决定因素；其中，轻工业用电增速低于重工业，且差距拉大。第三产业用电增长13.5%，增长势头较好。2012年前三季度各产业累计用电结构及变化2012年前三季度，全国全社会用电量3.69万亿千瓦时，同比增长4.8%，增速同比回落7.1个百分点。分季度看，第一、二、三季度，全社会用电量同比分不增长6.8%、4.3%和3.6%，与GDP增速逐季回落、但增速环比回落幅度逐季收窄的变化趋势一致。前三季度，第一产业用电量同比下降0.3%。第二产业及其所属工业、制造业用电量同比分不增长2.9%、2.9%和2.3%，增速同比分不回落9.2、9.1和10.1个百分点；第二产业第一、二、三季度用电量同比分不增长4.5%、2.9%和1.6%，增速逐季回落；第二产业前三季度所占全社会用电量的比重同比降低1.4个百分点，对全社会用电量增长的贡献率大幅低于上年同期30.2个百分点，拉动全社会用电量增长的作用明显减弱。（三）2012年1-9月份全国发电用电情况1、用电情况分析受经济增速下滑阻碍，用电需求放缓，2012年1-9月份，全社会用电量36882亿千瓦时，同比增长4.83%，增速与上年同期相比回落7.12个百分点。其中，9月份，全社会用电量4051亿千瓦时，同比增长2.92%，增速与上月相比回落0.66个百分点，与上年同期相比回落9.25个百分点，创下了自2009年6月份以来40个月新低。2011-2012年9月我国全社会用电量结构单位：亿千瓦时，%第一产业第二产业第三产业城乡居民生活累计同比累计同比累计同比累计同比2011年8月705.944.723439.4511.823364.6414.63730.3711.439月795.244.5326235.0912.133844.4213.954281.8710.6110月872.434.3829089.2112.164252.1913.624736.9510.111月944.663.7732065.0812.134658.1613.745167.1310.0512月10153.923518511.88508213.49564610.842012年2月123-4.7453164.7694010.27111714.93月189.59-2.958384.914.511397.7212.951683.2115.494月266.87-4.1711294.363.671816.7712.472176.3515.395月358.62-3.4814426.263.762223.2112.392610.2014.186月465.34-217580.363.672673.1712.153035.6312.667月589.32-0.4320980.793.573192.7511.893569.3412.518月701.61-0.6324184.163.173760.0711.744181.0512.109月795.02-0.2927023.292.944284.5811.314779.4711.55数据来源：世经以后从全社会用电量结构看，1-9月份，第一产业用电量同比下降0.3%。第二产业及其所属工业、制造业用电量同比分不增长2.9%、2.9%和2.3%，增速同比分不回落9.2、9.1和10.1个百分点；第二产业第一、二、三季度用电量同比分不增长4.5%、2.9%和1.6%，增速逐季回落；第二产业前三季度所占全社会用电量的比重同比降低1.4个百分点，对全社会用电量增长的贡献率大幅低于上年同期30.2个百分点，拉动全社会用电量增长的作用明显减弱；第三产业及城乡居民生活用电量同比分不增长11.3%和11.6%，对全社会用电量增长的贡献率分不高出上年同期13.1和18.2个百分点，对全社会用电量增长起到较大的拉动作用；所占全社会用电量比重分不同比提高0.7和0.8个百分点。2、发电生产情况2012年1-9月份，全国规模以上发电企业累计完成发电量35834亿千瓦时，同比增长3.6%，增速与上年同期相比回落9.1个百分点，与1-8月份相比下降0.2个百分点。9月1日至10月15日，调度口径月累计发电量每日同比由-1.73%爬升至2.75%。2011-2012年9月发电量情况单位：亿千瓦时，%当月同比累计同比2011年9月386111.53454012.710月36409.33818112.311月37138.5419391212月40389.746037122012年2月370220.671877.13月41097.2114467.14月37180.7151185.05月38982.7191024.76月39340229503.77月43512.1274363.88月43732.7319123.89月39071.5358343.6数据来源：世经以后2012年1-9月份，全国发电设备累计平均利用小时3439小时，同比降低151小时。其中9月份，全国规模以上发电企业发电量3907亿千瓦时，同比增长1.5%，增速环比下降1.2个百分点，与上年同期相比回落10个百分点。二、华东电力市场分析（一）华东地区经济分析华东地区位于长江三角洲，是我国经济最为活跃的地区之一，2012年我国GDP为519322亿元，经济总量约占全国经济总量24%，近几年该地区经济进展速度明显高于全国经济增长速度，接着保持了稳定快速增长的态势。（二）华东电网发用电情况分析华东电网的供电范围包括江苏、浙江、浙江、安徽和福建四省一市，是我国最大的跨省市区域电网。2012年一季度，随着我国经济增速出现回落，华东电网全社会用电量为2810亿千瓦时，同比增长6.3%，增速下降了8.6个百分点。华东电网统调发电量为2585亿千瓦时，同比增长6.26%，增速下降10.35百分点。（安徽地区2012前三季度全社会用电量1015.3亿kwh，同比增长10.9%，全社会发电量1355.4亿kwh，同比增长9.2%）华东电网的500kV交流骨干网架已形成，并呈现网格状电网的格局。其中浙北、浙江、苏南、皖南等负荷中心地区电网构成环长三角华东主环网；苏北、皖北富余电力分不由“四纵”和“三纵”主输电通道自北向南送入华东主环网；浙东南沿海、福建富余电力通过浙中南“日”字形双环网由(东)南向北送入浙北受端环网。2010~2012.3年华东地区用电2010年20112012.3华东地区用电量10363114712810华东地区用电量增长率15.10%10.50%6.30%华东地区发电量9522106302585华东地区用电量增长速度有放缓迹象，要紧因为占华东地区用电量约10%的浙江地区用电量增速显著放缓，仅为3.17%，浙江等华东地区各省份用电量保持了快速增长。华东地区作为我国经济最为活跃的地区之一，近几年，面临着产业调整和升级的压力，一些高耗能高污染的企业纷纷从该地区撤出，服务业和金融业成为新的进展动力。总体来看，华东地区作为我国经济总量最大和进展速度最快的地区，电力需求增长较快，该地区电力市场前景良好。三、市场需求分析（一）浙江经济进展状况浙江省地处江南，为“长三角”重要组成部分。自古以来被誉为“鱼米之乡”、“丝绸之府”，1978年推行“改革开放”以后，浙江经济获得快速进展，民营经济所占比重居各省之冠。浙江是中国大陆各省、区当中经济进展最平衡，也是进展最快的省份之一，在全国经济中占有较高位次，近年来经济进展较为稳定，具体数据见下表：浙江历年全市地点生产总值及地点一般预算财政收入年份地区生产总值(GDP)GDP全国排名增长速度一般预算财政收入增长速度20113200049%315120.80%201232318.8548.50%34419.20%（二）浙江电网现状浙江电网是华东电网的重要组成部分，其包括杭州、嘉兴、湖州、绍兴、宁波、金华、衢州、丽水、台州、温州和舟山电网，以钞票塘江为自然分割，形成南北电网，其间通过4回500kV过江线路相连接。截止2011年底，电力总装机容量6069万千瓦，比上年增长6.0%。6000千瓦以上发电机组发电量2747亿千瓦时，比上年增长9.8%。2012前三季度浙江省用电同比增长1.9%。其中，一产、三产和城乡居民生活的用电增速分不为8.5%、9.5%和11.1%；受经济下行阻碍，二产用电同比下降0.6%，降幅比上半年减少0.2个百分点，其中，工业用电下降0.7%，降幅比上半年减少0.2个百分点。作为华东地区高负荷密度省份，2012年浙江省统调最高负荷约为5500万千瓦，表明“十二五”期间，电力项目建设任务依旧艰巨。具体而言，依照《浙江省“十二五”重大电力项目实施打算》，2012~2015年重大电力项目年度建设任务打算包括：（1）2012年新增省内电力装机容量231万千瓦；新增220千伏变电容量1095万千伏安，线路长度1048千米。（2）2013年新增省内电力装机容量598万千瓦；新增220千伏变电容量600万千伏安，线路长度677千米；建成皖电东送二期特高压交流工程。（3）2014年新增省内电力装机容量926万千瓦；新增220千伏变电容量1080万千伏安，线路长度1067千米；建成溪洛渡—浙西特高压直流工程。（4）2015年新增省内电力装机容量732万千瓦；新增220千伏变电容量714万千伏安，线路长度746千米；建成宁东—浙江特高压直流工程，争取核准福建至浙江特高压（或500千伏）交流工程。随着经济的进展，浙江地区近年来用电量逐步增加，尽管其发电量增长速度较快，但浙江地区自身用电量与发电量仍然存在缺口，需要华东电网为其输送电力满足其用电缺口，因为本项目属于“皖电东送”工程之一，所发电量全部由浙江市消纳，属浙江市区外电源基地，因此本项目市场前景良好。（三）华东电网、浙江电网电力需求预测与供给服务方案1、华东电网电力需求预测依据国家电网公司依照全国经济进展和历年负荷进展情况的分析，其给出了全国和各省市电力需求预测结果，其中华东四省一市预测结果见下表：国网公司推举方案电量预测结果表单位：亿kWh20152020需电量增长%需电量增长%华东全网144548.4185105.1浙江17157.021845.0江苏53318.768665.2浙江39598.250224.9安徽15458.219955.2福建19059.324445.1依据上表，以后华东电网需求量仍然保持增长态势，2015年可能用电需求量14454亿kWh，2020年达到18510亿kWh；浙江电网2015年为3959亿kWh，2020年达到5022亿kWh。为满足华东电网以后用电需求，依照全国“十二五”电网规划，“十二五”期间国家电网将通过特高压交直流电网向华东地区输送大量的区外来电，其中包括大量的北方火电。按国网安排，2011年起华东通过特高压交流电网开始逐步同意区外电力，“十二五”期间通过宁东、锡盟、锦屏、金沙江等水火电直流同意区外电力，相应安排安徽电网同意协议电力。华东电网2012～2020年电力平衡结果表单位：MW华东电力平衡201220132014201520201、电网最高负荷1984702152002333002529003140002、需要备用(20%)39694430404666050580628003、需要装机容量2381642582402799603034803768004、网内年末装机容量2133342205642248142258142318145、网内可用容量2097112111812203612234712318146、网内参加平衡容量2065632081632173432203432263437、区外来电18300272003270034600346008、区外来电实际可用17334255573067232439324399、盈亏-17867-29320-36745-55498-12481810、实际备用率11.06.44.3-1.9-19.8注：仅考虑已获核准、路条电源项目。从华东电网确定电源平衡结果来看，华东电网随着负荷增长电力缺口不断增加，至2015年缺口超过55000MW，至2020年缺口接近125000MW。规划中华东电网通过大量同意区外来电及安排区内备选电源的方式来满足华东电网的电力市场缺口。华东地区目前的煤炭产量70%以上来自安徽，因此皖电东送是华东地区资源优化配置的重要战略，在现况7200MW皖电东送规模基础上，“十二五”期间进一步增加皖电外送规模，是满足华东电力市场供需平衡的重要手段。2、浙江电网浙江电网2010~2020年电力平衡表(统调)单位：MW年份2010201120122013201420152020全省最高负荷45600515005670061800667007165091860浙江电网6000以上装机容量440704567046230503105523056530576506000以上非统调装机*67906790679067906790679067906000以上统调装机容量37290388903945043520484504975050860电力输入合计8940102801062013040168601817018740统调机组工作容量备用率47-21-64-79-114-198备用率为15%时的电力盈亏-4310-8210-11340-13310-10140-9910-30690注：负荷中方案、仅含已核准在建、已获得国家发改委路条的电源项目。从浙江省电力平衡可见，2014年浙江省仍亏缺电力10140MW，皖电东送本工程投运可提供1320MW，一定程度上可缓解浙江省缺电局面，但浙江省以后仍存在较大电力需求，仍需建设部分备选电源来满足负荷增长需要，否则电力缺口2020年高达30690MW。浙江电网电力要紧供应来源情况如下：年份2010201120122013201420152020华东直属机组输入电力63306620696069606960827082701、天荒坪抽水蓄能电站5005005005005005005002、秦山核电二、三期14601750209020902090209020903、桐柏抽水蓄能电站5405405405405405405404、仙居抽水蓄能电站00000131013105、新安江、富春江输入2302302302302302302306、皖电东送(500kV)3600360036003600360036003600华东电网内送入浙江电网电力情况单位：MW华东电网2010年和2020年可能送浙江电网的电力分不约为6330MW和8270MW，其中“皖电东送”中包含本项目发电机组。因此项目市场需求具有一定保证。年份2010201120122013201420152020区外机组输入电力261036603660608099009900104701、三峡16501650165016501650165016502、葛沪增容96096096096096096015303、金沙江一期01050105010504870487048704、锦屏0002420242024202420华东电网外送入浙江电网电力情况 单位：MW小结：综上所述，本项目属于“皖电东送”工程，所发电量全部由浙江省消纳，属浙江外电源基地，基于以后华东地区经济增长，尤其作为我国经济重要组成部分的浙江在进展过程中存在的电力需求，其自身无法实现供给平衡，因此本项目具有良好的市场进展前景。第四章投资估算及资金筹措评价一、投资估算项目总投资包括建筑工程、设备购置、安装工程、其他费用、差不多预备费和建设期利息、流淌资金。经测算，项目总投资483984.79万元，其中：固定资产投资476449.5万元，流淌资金投资7535.29万元。固定资产投资中：建筑工程费74364万元，设备购置费226367万元，安装工程费92667万元；其他费用38416万元，预备费20073万元，建设期利息24562.5万元；铺底流淌资金7535.29万元(详见附表1：项目投资构成与资金来源表)。（一）本项目收口可研中项目建设期贷款利息为27250万元；本次评估设定的固定资产贷款利率执行现行人民银行规定的五年期以上基准利率6.55%计算，则建设期利息支出减少2687.5万元。（二）流淌资金估算依照行业一般标准取值，计算出全额流淌资金为25117.62万元，铺底流淌资金为7535.29万元，铺底流淌资金由企业自筹（详见附表9：流淌资金估算表）。项目投资对比表单位：万元序号项目审查报告序号项目本次评估1建筑工程743641建筑工程743642设备购置2263672设备购置2263673安装工程926673安装工程926674其他费用384164其他费用384165预备费200735预备费200736项目静态投资4518876项目静态总投资4518877建设期贷款利息272507建设期贷款利息24562.58项目动态总投资4791378项目动态总投资476449.59流淌资金111339流淌资金25117.6210铺底流淌资金334010铺底流淌资金7535.2911项目总投资48247711项目总投资483984.79二、资金筹措（一）资金筹措方案项目固定资产投资中：一是企业申请商业银行固定资产贷款380000万元，其中农业银行固定资产贷款70000万元，申请开行等其他金融机构固定资产贷款310000万元；二是企业自筹项目资本金96449.5万元，要紧来源于淮南矿业集团、浙能集团的共同投资，双方出资比例各为50%，企业在固定资产投资的自有资金比例为20.24%。流淌资金投资中：一是企业申请商业银行贷款17582.33万元，将由工行、交行等金融机构提供；二是企业自筹资金7535.29万元，要紧来源于淮南矿业集团、浙能集团的共同投入，企业在流淌资金投资的自有资金比例为30%。本项目总投资483984.79万元，其中银行贷款380000万元，企业自筹资金103984.79万元，企业自有资金比例为21.49%，符合国家相关部门和我行关于项目资本金比例的要求。（二）资金来源及落实情况本项目资本金为103984.79万元，其中用于固定资产投资96449.5万元、流淌资金投资7535.29万元。**煤电拟依照项目进度分时段落实资本金，资本金来源包括企业自身积存和股东投入。股东初步确定2013年上半年投入资本金4亿元，下半年投入资本金2亿元。本项目是同业竞争极为激烈的煤电一体化项目，各家银行意向融资额度包括：开行15亿元，工行15亿元，中行11亿元等，银行融资能够落实。因此本项目资金筹措方案差不多落实。第五章项目经济效益评价经济效益分析是建立在以下前提条件能够实现的基础之上进行的：一是企业所遵循的国家及地点现行法律、法规、财经政策无重大改变；二是企业依法持续经营，在经营范围、方式和决策程序上与现实差不多保持一致；三是在经济效益分析期内企业的生产经营不受能源、原材料的严峻短缺和成本的重大变动所引起的产品价格不稳定等不利因素的阻碍；四是在经济效益分析期内企业经营涉及的信贷利率、纳税基准和税率能够得到实现；五是在经济效益分析期内无其他人力不可抗拒的因素和不可预见的因素造成的重大不利阻碍。一、基础数据**煤电有限公司安徽凤台电厂二期扩建工程设计建设2×660MW超超临界燃煤发电机组，并同步建设烟气脱硫和脱硝装置。（一）计算期本次评估测算所取的项目建设期为2年，项目的生产期确定为16年，其中投产期为1年，全部计算期为18年。依照项目实际建设情况分摊各年度投资，固定资产投资资金按工程进度分年到位，项目投资比例安排分不为第1年50%、第2年50%。（二）基准收益率。基准收益率按10%测算。（三）评估测算方法的确定。本项目为新建工业项目，因此本次评估按新建项目贷款评估方法进行测算。二、收入估算（一）销售收入测算凤台电厂二期上网电价为0.436元/千瓦时（含税），本次评估采纳不含税电价，按0.3726元/千瓦时测算。（二）销售税金及附加煤进项税率17%、水费进项税率为13%，电费销项税率为17%、都市维护建设税税率为7%，教育费附加率为3%，修理费进项税率为17%，所得税税率为25%。三、成本估算本次评估估算生产利用率的取值为：项目投产期1年，生产负荷为80%，达产期年度为100%。（一）原、辅材料及燃料动力费用原材料：参考淮南本地电煤价格估算标准热值电煤不含税价为720元/吨，则**煤电凤台电厂二期的年购煤费用不含税价为142284万元。（二）工资及福利费依照项目当地经济进展情况及企业现有人职员资水平，本项目劳动定员为300人，人均工资及福利费为6.6万元/年，年工资及福利费为1980万元。（三）修理费修理费：按形成固定资产总价值的3.5%计提。（四）其他费用其他费用按照销售收入的3%计提。（五）固定资产折旧费项目固定资产投资折旧年限16年，残值为3%，其他费用按10年摊销。（详见附表4：固定资产折旧、摊销费用估算表）（六）治理费用治理费用按照销售收入的4%计提。（七）财务费用固定资产贷款利率按现行五年期以上基准利率6.55％计算。（八）销售费用按销售收入的0.4％计提。四、财务评价（一）总投资利润率为8.55%。（二）财务内部收益率：所得税后为11.81%，所得税前为13.95%，均高于基准内部收益率。（三）财务净现值：项目财务净现值（ic=10%），所得税后为50992.66万元，所得税前为117626.49万元，均大于零。（四）投资回收期所得税后静态投资回收期为8.64年，所得税前静态投资回收期为7.98年；所得税后动态投资回收期为14.54年，所得税前动态投资回收期为12.14年(详见附表6：全部投资的现金流量表)。（五）贷款偿还期经与项目股东沟通，本次评估估算中项目偿还资金来源于项目折旧和摊销。经测算，借款偿还期为14.9年(详见附表8-1：长期借款清偿期预测表)。（六）综合还贷能力评价由于本项目贷款主体为**煤电，属一般固定资产贷款，因此需对该公司进行综合还贷测算；本次评估的综合还贷测算采纳简单法，只对该企业的贷款偿还情况进行测算。1、银行借款金额截至2012年11月末，企业各项借款余额51.073亿元。目前企业在建项目要紧为**煤电二期项目，需增加银行借款38亿元。2、还款资金来源要紧包括企业计算期折旧和摊销。折旧2010、2011年分不为51470.4万元、49596.5万元，2012年11月为39940.8万元，可能2012年全年为43571.8万元，2013—2014年按照2010、2011、2012年平均计算为48212.9万元，2015—2027年按照74768.68万元（48212.9+26555.78）计算。摊销2010、2011年分不为2223.6万元、1111.7万元，2012年11月为1362.8万元，可能2012年全年为1486.7万元，2013-2014按照2010、2011、2012年平均计算为1566万元，2015-2027年按5407.6万元（1566+3841.6）计算。3、贷款利率贷款利率按照目前人民银行规定的五年期以上固定资产贷款基准利率6.55%测算。通过计算，项目综合还贷期为11.9年（详见附表8-2：借款清偿期预测表）。（七）利息备付率、偿债备付率利息备付率年度3456789101112131415合计息税前利润35836.6756988.2456988.2456988.2456988.2456988.2456988.2456988.2456988.2456988.2460829.8460829.8460829.84731220.33当期应付利息24890.0022898.9720907.9418916.9116925.8914934.8612943.8310952.808961.776970.744979.723240.311500.91169024.66利息备付率1.442.492.733.013.373.824.405.206.368.1812.2218.7740.534.33偿债备付率年度3456789101112131415合计可用于还本付息的资金41344.0564486.6566477.6868468.7170459.7372450.7674441.7976432.8278423.8580414.8882405.9084145.3185884.71945836.83当期应还本付息金额55287.3853296.3551305.3249314.3047323.2745332.2443341.2141350.1839359.1537368.1231535.5029796.0924415.54463277.53偿债备付率0.751.211.301.391.491.601.721.851.992.152.612.823.522.04从上表能够看出，项目15年的利息备付率平均值为4.33倍；15年内的偿债备付率平均值为2.04倍，综合分析认为项目盈利能力较强，资金来源充足，具备较好的还贷能力。（八）不确定性分析1．盈亏平衡分析BEP（生产能力利用率）=年固定总成本/（年产品销售收入-年变动成本-年税金及附加）=54864/(267126.25-163853.81-1865.56)=54.1%本项目盈亏平衡点为54.1%，即当企业的生产规模达到或超过产能的54.1%时项目即可盈利。2．敏感性分析本次评估就销售收入、总投资、经营成本的因素变化对项目相关指标的阻碍进行了敏感性分析。测算结果见下表：敏感性分析单位：万元因素变化情况敏感性分析结果税后利润（万元）投资利润率税后财务净现值（万元）税后内部收益率税后投资回收期差不多方案27925.698.55%50992.6611.81%8.64销售收入10%42494.7613.00%167168.2815.61%7.39-10%13356.634.09%-65182.967.51%10.70经营成本10%8201.202.50%-110094.725.68%11.91-10%45989.6014.11%198541.54