中国华电集团公司投资项目经济评价办法

中国华电集团公司投资项目经济评价办法(20160302)———附件中国华电集团公司投资项目经济评价办法第一章总则第一条为提高集团公司投资项目前期工作质量，规范投资项目经济评价，切实反映投资项目收益水平，根据《建设项目经济评价方法与参数》、《中国华电集团公司投资管理办法》等规定和要求，制定本办法。第二条投资项目经济评价是项目投资管理工作的组成部分和重要环节，是投资项目决策的重要依据，是引导和促进资源合理配置、降低和规避投资风险，充分发挥投资效益的主要手段。第三条投资项目经济评价工作以集团公司战略规划为统领，坚持科学发展观和价值思维理念，遵循独立、公正、客观、科学的原则，建立和完善投资决策体系，为提高发展质量和效益提供保障。第四条本办法适用于公司系统全资和控股项目的投资管理工作。参股项目参照执行。第二章项目经济评价主要内容第五条项目经济评价主要是对投资项目进行价值判断，重点分析项目的投资条件、盈利能力、竞争力、风险和技术经济可其它或有事项、以及存在或潜在的重大问题。2.收购方案，包括收购主体、标的、收购方式、转让方、收购价格、收购资金来源、标的企业人员安置方案等。3.收购的必要性和收购时机分析。4.收购的经济性，包括效益预测、回报率分析、收购的主要风险及规避措施。5.根据项目特点需要评价的其他内容。（三）煤炭项目1.项目基本情况。包括初步预测的储量、赋存条件、开采条件、项目投资。2.必要性分析。3.建设条件可行性、建设方案先进性分析。4.投资结构及融资方案分析。5.投资环境分析。6.竞争力及风险性分析。7.根据项目特点需要评价的其他内容。（四）金融项目1.项目的基本情况。2.投资的必要性、可行性。3.市场分析、经济效益估算。4.投资方案及投资目标。5.资金筹措方案，包括资本金投入、营运资金安排等措施。6.风险分析及应对措施。7.项目人员情况。8.根据项目特点需要评价的其他内容。（五）科工项目1.项目基本情况。2.投资必要性，包括项目所在领域、区域市场分析。3.投资的可行性，包括主要投资方案等。4.经济效益分析。包含项目的效益与费用、盈利能力、盈亏平衡和敏感性分析。5.风险分析及措施，包含政策、市场、资源、技术、工程、资金、管理、环境、外部配套条件和其他可能存在的风险。6.根据项目特点需要评价的其他内容。（六）境外项目1.项目基本情况，包括参股方情况等。2.投资项目的必要性，是否符合国家战略及相关产业政策，是否符合集团公司发展战略。3.投资项目的可行性，包括主要投资方案等。包括项目所在国别投资环境、市场分析。4.经济效益分析。5.风险分析及措施。国别风险、政策风险、融资风险、外汇风险等风险点及规避措施。6.根据项目特点需要评价的其他内容。第三章经济评价方法第六条项目经济评价应按照定量分析与定性分析相结合，动态分析与静态分析相结合，以定量分析、动态分析为主的原则开展，确保评价结论的客观性、准确性和科学性。第七条经济评价是在国家现行财税制度和市场价格体系下，分析预测项目的效益与费用，通过计算经济效益评价指标，考察拟建项目的盈利能力、偿债能力，据以判断项目的经济可行性。主要分析方法包括财务分析、不确定性分析、竞争力分析和风险分析。第八条项目财务分析主要包括盈利能力分析和偿债能力分析。盈利能力分析的主要指标为项目资本金内部收益率、投资方内部收益率、净资产收益率、市净率等；偿债能力分析的主要指标包括投资回收期等。第九条不确定性分析主要包括盈亏平衡分析和敏感性分析。其中，盈亏平衡分析主要考察产出品变化的适应能力和抗风险能力；敏感性分析主要考察项目涉及的各种不确定因素对项目基本方案经济评价的影响，找出敏感因素，分析项目效益对它们的敏感程度。第十条竞争力分析是通过与同区域、同类型、同时期项目进行对比，提高项目相对竞争力。第十一条风险分析是通过对政策、市场、资源、技术、工程、融资、汇率、管理、环境、外部配套条件和其他等方面的分析，找出风险因素，提出应对措施。第十二条单项工程和配套项目随主体项目进行总体评价和决策，可视情况分步实施。投资项目基本方案评价时，法律或相关协议明确约定的补贴收入应纳入基本方案进行评价。未来可能的优惠政策不作为基本方案进行评价，可作为辅助条件在竞争力分析中考虑。第十三条热电联产项目同时配套建设热网的，应分别对热源及热网项目作为整体和单个项目进行财务评价。热网项目应根据政府主管部门批准的规划热负荷，统一规划、逐年分步实施。热网系统内有备用热源的，按设计热负荷计算经营收入，没有备用热源的，按设计热负荷的70%计算经营收入。热源项目配套建设尖峰锅炉的，应把尖峰锅炉和热源视为一个完整项目，按“有无对比法”进行评价。第十四条对于河流龙头水库，财务评价计算时以不考虑梯级返还效益作为基本方案，以考虑返还效益作为敏感性分析方案。对于中小流域水电群，可作为一个项目整体考虑计算，但需同时计算单个梯级的财务指标。第十五条前期收购项目转让费用、出资或垫资建设的送出工程投资、小机组容量购置费、污染物指标交易费、资源价款等，均应计入项目总投资进行经济评价。第十六条煤炭矿权评估参数应当以集团公司评审批复的地质勘查和设计文件（勘查地质报告、初可研、可研、开发利用方案、或初步设计等）、审计报告、资产评估等为依据确定。第四章经济评价主要指标第十七条经济评价指标主要有项目资本金内部收益率、投资方内部收益率、净资产收益率、市净率等指标。评价指标设置采用“1+X”体系，“1”为投资项目评价通用指标即项目资本金内部收益率，“X”为辅助指标。各类型项目在资本金内部收益率满足集团公司评价标准的前提下，结合行业特点和项目情况增加辅助指标。辅助指标按以下要求采用：对于新建项目，采用投产后前三年净资产收益率；对于收购项目，采用投资方内部收益率指标；对于股权性投资项目，采用净资产收益率或市净率等指标。收购项目在计算项目资本金内部收益率和投资方内部收益率时，对价支出和后续投入项目的资本金一并作为资金投入计算。收购项目经营期、折旧年限、还款年限应考虑已投运年限。第十八条主要指标定义1.资本金内部收益率：是对某一确定的项目方案，从项目资本金的角度出发对整个项目的盈利能力进行评价，是资本金在项目内部的投资回报指标。2.投资方内部收益率：是对某一确定的项目方案，从每一位投资者的角度出发，根据每一位投资者初始各年投入的对价资金和项目资本金、以后各年实际分得的利润（股利）、最后的清算所得，计算出每一位投资者的各年净现金流量，并据此计算出每一位投资者的财务内部收益率。3.净计算公式：净资产收益率=净利润/平均净资产4.市净率：主要反映标的公司的市场环境、经营情况和盈利能力。计算公式：市净率=每股市价/每股净资产第五章评价标准第十九条通用标准1.符合国家产业政策、产业规划和法律法规。2.符合集团公司发展战略、规划。3.符合公司系统资源优化配置、结构调整等。4.项目经济评价指标不低于国家标准和行业水平。第二十条项目评价工作标准1.新建项目（1）具有较好的市场空间，列入地市级以上行业或专项规划；（2）外部建设条件可行；（3）经营期具有较好的经济效益，经济评价指标满足集团公司要求；（4）配套工程进展满足主体项目进度要求；（5）项目在所在区域相对竞争力优势明；（6）风险可控。（7）投资环境较好。2.收购项目（1）有利于改善集团公司的资产结构，完善业务链；人员结构清晰、人工成本合理、人员数量与项目匹配，后续遗留问题少等；（2）收购标的质量较好，具有较好的效益和较高的劳动生产率，按照收购价格测算的投资方内部收益率、全投资内部收益率满足集团公司要求。收购前五年净利润和投资收益率较好，其他指标(单位千瓦造价、度电造价、市盈率、市净率等)优于行业平均水平；（3）收购规模与企业经营规模、负债水平和实际筹资能力相适应;（4）收购标的产权归属清晰，帐实相符，评估结果合理，收购价格确定合理；（5）风险可控。3.金融股权投资项目（1）项目发展潜力较好，市场环境较好；（2）风险可控；（3）具有较好的投资效益，资本金内部收益率、净资产收益率、市净率指标满足集团公司要求;（4）具有较强的产融结合作用和产业协同能力。4.科工项目（1）项目发展潜力较好，市场环境较好;（2）竞争力较强。（3）风险可控;（4）具有较好的投资效益，资本金内部收益率满足集团公司要求。5.境外项目（1）项目所在国政治环境相对稳定;（2）项目收益率指标满足集团公司要求;（3）其他标准同境内新建项目。第二十一条主要经济指标评价标准1.按项目类型，集团公司投资项目资本金内部收益率评价标准为：（1）煤电、气电（含分布式）、热网项目，不低于10%；（2）水（3）风电、太阳能发电项目，不低于8%；（4）煤炭开采、采选项目，不低于13%；煤炭洗选项目不低于18%。（5）码头等物流项目，不低于10%；（6）金融、科工项目，不低于12%；（7）境外项目，在国内项目资本金内部收益率标准的基础上，增加风险报酬率。风险报酬率的取值：发达国家取0.5－3%，其他国家取3－5%，已签订含照付不议条款的购电协议、煤电联动条款明确、已锁定汇率风险、有政府担保等风险较低的项目或欧美等发达国家的项目，可适度调减。（8）重要战略项目，经集团公司董事长办公会研究同意后，可适度调低标准。2.投资方内部收益率评价标准。原则上以不低于长期贷款利率加2个百分点确定。收购项目评价用的全投资内部收益率不低于加权平均资本成本,加权平均资本成本由集团公司参照相关中介机构的建议决定;参股项目一般年分红能力不低于10%，年复合增值能力（或投资内部收益率）不低于15%。3.净资产收益率评价标准。新建项目投产前三年净资产收益率，按照合理盈利、均衡增长的要求评价。战略性股权投资项目，参照行业类别平均资产收益率水平确定。4.市净率评价标准。参股性股权投资项目，参照同行业同类项目资本市场的市净率水平确定。第二十二条参数的设定及设定原则投资决策中重点关注投资、标煤价、气价、利用小时、上网电价、热价、矿业权价款、煤炭销售价格等参数，有关参数的设定根据国家、地方和集团公司有关规定及项目所在地市场情况设定，详见附件。第六章附则第二十三条集团公司相关部门可根据本办法，制定相应实施办法和细则。第二十四条本办法由集团公司战略规划部会同企业管理与法律事务部负责解释。第二十五条本办法自印发之日起施行。2015年2月26日印发的《中国华电集团公司投资项目经济评价办法》（中国华电规制〔2015〕68号）同时废止。附表：项目经济评价主要参数表附表项目经济评价主要参数表序号主要参数煤电（含热电）水电气电（含分布式）风电项目太阳能发电项目煤炭项目科工项目热网项目1投资以静态投资设计值为基础，按照决策当期项目所在地区市场价格水平修正。以静态投资设计值为基础，按照决策当期项目所在地区市场价格水平修正。以静态投资设计值为基础，按照决策当期项目所在地区市场价格水平修正。以静态投资设计值为基础，按照决策当期项目所在地区市场价格水平修正。以静态投资设计值为基础，按照决策当期项目所在地区市场价格水平修正。以静态投资设计值为基础，按照决策当期项目所在地区市场价格水平修正。以静态投资设计值为基础，按照决策阶段其项目所在地区市场价格水平修正。以静态投资设计值为基础，按照决策阶段其项目所在地区市场价格水平修正。2贷款利率长期贷款：按照与银行签订的协议利率，没有协议的按照近五年银行五年以上长期贷款基准利率按月加权平均值计算。长期贷款：按照与银行签订的协议利率，没有协议的按照近五年银行五年以上长期贷款基准利率按月加权平均值计算。长期贷款：按照与银行签订的协议利率，没有协议的按照近五年银行五年以上长期贷款基准利率按月加权平均值计算。长期贷款：按照与银行签订的协议利率，没有协议的按照近五年银行五年以上长期贷款基准利率按月加权平均值计算。长期贷款：按照与银行签订的协议利率，没有协议的按照近五年银行五年以上长期贷款基准利率按月加权平均值计算。长期贷款：按照与银行签订的协议利率，没有协议的按照近五年银行五年以上长期贷款基准利率按月加权平均值计算。长期贷款利率采用与银行签订的还款协议中约定的利率；没有签订协议的，贷款利率按照我国近五年贷款基准利率加权平均水平计算。长期贷款：按照与银行签订的协议利率，没有协议的按照近五年银行五年以上长期贷款基准利率按月加权平均值计算。3流动资金贷款利率按照现行一年期贷款基准利率执行。按照现行一年期贷款基准利率执行。按照现行一年期贷款基准利率执行。按照现行一年期贷款基准利率执行。按照现行一年期贷款基准利率执行。按照现行一年期贷款基准利率执行。按照现行一年期贷款基准利率执行。按照现行一年期贷款基准利率执行。4经营期按20年，考虑项目技术先进、国家产业升级等实际情况。30年按20年，考虑项目技术先进、国家产业升级等实际情况。陆上风电20年；海上风电25年。20年煤炭建设项目经济评价中的生产期以不超过20年为宜。结合热源已投运年限及热网项目建设期，原则上不超过20年5资本金比例不低于20%不低于20%不低于20%不低于20%不低于20%不低于30%环保BOT不低于20%，水务项目不低于30%。不低于30%6预定还款期（不含宽限期）、还款方式上限为15年等额本金还款上限为20年等额本金还款上限为15年等额本金还款上限为15年等额本金还款上限为15年等额本金还款15年等额本金还款上限为10年等额本金还款上限为15年，等额本金还款7利用小时（h）按本区域电力电量平衡预测同类项目评价期未来五年平均值计算；可再生能源项目按照资源条件、供热项目按照冷热负荷条件等进行必要的修正。环8发电煤（气）耗按设计值加5%裕量计算按设计值计算9供热煤（气）耗按设计值加5%裕量计算按设计值计算10上网电价按照项目类型采用对应区域上年度电价平均值（2016年执行当年度值）。按照深化电力体制改革的有关电价政策执行。按照项目类型采用对应区域上年度电价平均值（2016年执行当年度值）。按照深化电力体制改革的有关电价政策执行。按照深化电力体制改革的有关电价政策执行。11发电标煤价（气价）按照本区域上年度到厂电煤价格平均值执行。特殊情况根据项目拟采用煤源的储量、煤质、运输条件及运距、开发应用及市场竞争状况等因素进行必要修正。按照评价时点区域基准门站价格加上合理管输费确定。12修理提存率300MW级取2.5%；600MW及1000MW级取2%。

尖峰锅炉修理费提存率：3%。投产后前三年减半计算。大中型水电站取0.45%，小型水电站取0.65%。投产后前三年减半计算。按照等效年发电利用小时/3500×（气电：200MW级取4%，400MW级取3.5%；分布式：4%）取值。投产后前三年减半计算。陆上风电：运营期1至3年（质保期内）为0；运营期4至5年为1.2%；6至10年为1.5%；运营期11至20年2%。海上风电：潮间带风电运营期1至3年为0.6%，4至10年为1.6%，11至20年为2.1%，21至25年2.6%；近海风电运营期1至3年为1.1%，4至10年为2.6%，11至20年为3.1%，21至25年3.6%。行期前3年为0（质保期），第4年至第6年为0.6%，以后年份为1.1%。矿井：综采综掘设备5%，其他设备2.5%；露天矿：采剥设备2.5%，运输设备4.0%，其他设备2.5%；选煤厂：全部设备2.5%。脱硫项目300MW级取2%；600MW及1000MW级取1.5%；脱硝项目300MW级取1.5%，600MW及1000MW级取1%。水务项目年修理费按预提原则、采用修理费费率法计算，修理费费率取1.2%。1.7-2.4，取费基数为固定资产原值13材料费300MW级取6元/MWh；600MW级取5元/MWh；1000MW级取4元/MWh。300MW以下，4000元/MW；300～1200MW，3500元/MW；1200～3000MW，3000元/MW；3000MW以上，2500元/MW。气电：200MW级及以下取15元/MWh；400MW级取8元/MWh。分布式：取15元/MWh。陆上风电7元/kW；海上风电30元/kW。7元/kW脱硫项目300MW级取1.2元/MWh；600MW及1000MW级取1元/MWh；脱硝项目300MW级取0.7元/MWh，600MW及1000MW级取0.6元/MWh。14其他费用300MW级取10元/MWh；600MW级取8元/MWh；1000MW级取6元/MWh。300MW以下，35000元/MW；300～1200MW，30000元/MW；1200～3000MW，25000元/MW；3000MW以上，20000元/MW。气电：200MW级及以下取16元/MWh；400MW级取10元/MWh。分布式：取16元/MWh。陆上风电40～60元/kW；海上风电50元/kW，并增加拆除费（固定资产原值2%）、海域使用费（海域使用面积×单价）40～60元/kW其他制造费0.5-1.5%，基数为总成本-财务费用；其他管理费2-8%，基数为年销售收入（含税）15库区基金按照项目所在地区政府主管部门出台地方相关标准计算。16排污费按照国家有关规定执行按照国家有关规定执行按照各省（市、区）的相关规定执行。17固定资产折旧年限18年25年18年20年20年地面建筑及构筑物40年，矿井的综采综掘设备8年，一般采掘设备10年；露天矿的穿、采、排设备7～15年，运输设备8～12年；矿井及露天矿的其他设备和选煤厂设备15年。产品制造类10年；环保BOT项目18年；水务项目20年。同经营期18固定资产残值5%5%5%5%5%5%5%5%19无形资产摊销10年10年10年10年10年除土地使用权、探矿权价款（转让费）和采矿权价款（转让费）外的其他无形资产摊销按照10年计。10年10年20流动资金估算两个月销售收入（含税）两个月销售收入（含税）两个月销售收入（含税）两个月