热电联产经济性分析和探讨.doc

关于热电联产项目经济性问题的一般分析
及典型热电机组经济效益分析举例
东南发电 周继红
热电联产的经济效益和社会效益已经基本获得人们的普遍认同，但其效益究竟是如何体现的？为什么会有效益？何种情况下才会有效益等等问题值得我们认真分析和探讨。
由于热电联产的种类很多，比如从燃烧方式上分有燃煤热电厂、燃气热电厂、燃油热电厂、垃圾热电厂等，从用途上分有热电联产、热电冷联产、热电肥联产等热电厂，从项目的建设地点和功能上分有城市集中供热热电厂、经济开发区（工业专区）热电厂、自备热电厂等，从抽气方式上分有抽凝机组、背压机组等，以上各种方式又可以分很多形式，而每一种不同方式，其经济性都不一样。
此外不同热电厂的地理位置、机炉类型、机组初参数、建设造价、负债情况、产品价格、燃料价格、税收政策等等诸多因素均不一样，故对热电联产的经济性能否给出一个通用的分析和判断，似乎是不现实，也是不可能的。
对热电联产经济性的了解，首先必须对其内在的经济性体现有所了解，正确掌握热电比的重要意义及其关系,掌握热电机组经济性的本质。本文将对热电联产在热耗、煤耗和总效率等最根本的内在经济性体现作个比较粗浅和客观的分析介绍，对与热电比有关的几个方面因素进行分析，介绍几个较典型的热电项目，重点对热电项目在一定价格成本情况下亏损临界点的分析和敏感性分析，以及几种情况下电价、热价与煤（气）价的对应关系，同时考虑今后天然气热电联产的发展方向，对燃气机组也作个简单介绍分析，说明一般情况下热电联产成本收益大致情况，最后介绍一下热电联产项目国家对编制可行性研究的一般要求。
为能够真实反映热电机组的经济性，本文分析的基础数据均来自真实项目，同时为了清楚反映数据结果，有些必要的计算方式仍无法省略（大量计算过程基本未列），繁琐之处及不当之处等请见凉。
一、热电联产经济性的内在体现
热电联产机组的主要特性是即发电又对外集中供热，其与一般火电机组以及分散供热锅炉相比，无论在热耗、煤耗及总热效率方面都存在较明显的优势，一般体现是1）供热量越大，热耗越低，亦即发电燃料耗用越低，可以节约大量燃料；2）热电厂锅炉较分散供热锅炉的节能效益高得多；3）当抽汽量达到额定值时，机组热效率较高。
1、与一般火力发电机组热耗的比较：
热电联产是指由供热式汽轮机作过功的汽流来对外供热，供热部分冷源损失减少或无冷源损失，其热耗HR的表达式为：
HR = Do ( io- ig) – Dn ( in- Ebs )
N (1)
式中　HR——机组发电热耗，kJ／kWh；
　　　Do——汽轮机进汽量，kg／h；
　　　io——汽轮机进汽焓，kJ/kg；
　　　ig——给水焓，kJ/kg；
　　　Dn——对外供热蒸汽量，kg/h；
　　　in——供热蒸汽焓，kJ/kg；
　　　Ebs——化学补水焓，kJ/kg；
　　　N——机组电功率，kW。
从公式（1）可以看出，在计算机组发电热耗时，已扣除了供热热量，也就是说，热电联产的供热机组与同容量的凝汽式机组相比，由于利用了供热式汽轮机的抽汽或排汽对外供热，使热化发电部分避免了冷源损失，且供热量越大，热耗越低，对燃煤机组来说亦即发电煤耗越低。
供热机组的主要形式有两种，即背压式和抽汽凝汽式。前者因发电后供热，无冷源损失，发电煤耗最低，一般仅180～200g/kWh；后者在额定抽汽工况下，发电煤耗亦只有300～360g/kWh，相当于300MW凝汽机组的煤耗水平。
以1×CC12-4.9/0.98/0.17型双抽式高压汽轮发电机组和1×B6-4.9/0.98型背压式次高压汽轮发电机组加3×75t/h次高压循环硫化床锅炉热电机组为例。
其基本参数如下：
Do——汽轮机进汽量，kg／h；
173000
io——汽轮机进汽焓，kJ/kg；
3313
ig——给水焓，kJ/kg；
437
Dn——对外供热蒸汽量，kg/h；
122000
in——供热蒸汽焓，kJ/kg；
3090
Ebs——化学补水焓，kJ/kg；
147
N——机组电功率，kW。
18000
机组利用小时（h）
5000
机组容量（MW）
18
年供热值Qa（GJ/a）
2073880
W——热电厂年发电量（kWh／a）
99000000
η'——分散供热锅炉效率，％
55%
ηd——管道效率，％。
98%
ηg----集中供热锅炉效率，％
83%
年供热量Qa（GJ/a）
2073880
Br——热电厂年耗标准燃料量，kg／a
11923500
Qn——热电厂年对外供热量，t/a
671000
（以下有关热耗、煤耗、热效率等计算均使用以上符号及数值）
1）发电机热耗HR=[Do(io-ig)–Dn(in-Ebs)]/N= 7695 kJ/kWh 2）供电煤耗bg1=HR/（29307.6×ηg×ηd）×（1-ε）=0.342 kg/kWh
3）供热煤耗bg2 =106/ （29308×ηg×ηd）+ε1*bg1=43.9 kg /kJ
该供电煤耗大大低于全国平均参考火电机组国家标准0.41 kg/kWh的水平。
由于煤耗（供电热）的降低，每年可节约标煤51500吨。
年标煤量节约计算 (((34.12/(η’*ηd)+0.41*5.73)-bg2)*Qa*/1000
+(0.41-bg1)*(1-ε)*W*/1000
=51500 T
2、与分散供热的供热锅炉煤耗的比较：
热电联产由于热能供应方式的改变，具有能量数量利用方面的好处。与分散供热的供热锅炉相比，由于热电厂的锅炉效率远高于供热锅炉，所以集中供热比分散供热的煤耗低得多。按上例，前面已经计算出集中供热煤耗
bg2=44 kg /kJ，而分散供热煤耗为
bf = 106
29308×η’×ηd
=63 kg /kJ
从公式（3）和（6）中也可以看出，因为ηg＞η’ 所以bg2＜bf
一般说来，热电厂锅炉效率在80%以上，管道效率在98%以上，而一般供热锅炉效率仅50％～60％；分散供热的供热煤耗多在58～70kg/GJ，而热电厂集中供热的供热煤耗仅38～44kg/GJ。由此不难看出，热电厂锅炉较分散供热锅炉的节能效益高得多。
3、总热效率的比较：
　　热电厂的总热效率，或称热电厂的燃料利用系数，是一个量的指标，它反映了热电厂能量输出和输入的比例关系。
按上例，本热电厂总热效率ηtp的计算：
ηtp = 3600W + Qn × in ×1000 ×100%
29308 Br
=69.5%。
可以看出，由于利用汽轮机作过功的汽流对外供热，供热部分冷源损失减少，总热效率提高，一般火电机组的总热效率在30-35%左右，而热电机组的总热效率大于45%（国家规定最低限度），背压机一般在60%-80%。
但需注意，由于ηtp未考虑两种能量产品质的差别，用热量单位按等价能量相加，所以它表示热电厂所消耗燃料的有效利用程度。
对于凝汽式电厂，汽轮机排汽热量成为冷源损失，虽然机组发电量很大，但无对外供热，其热电比为零。对背压机，其排汽热量全部被利用，其热效率一般高达60%以上。对抽汽凝汽式机组，因抽汽量是可调节的，可随外界热负荷的变化而变化，当抽汽量达到额定值时，排入凝汽器的流量较小，此时机组热效率较高；当外界无热负荷时，其热电比为零，相当于凝汽机组，此时机组热效率甚至比同容量的凝汽机组还差。
二、热电比的意义及相关因素分析
热电比（X），即热能产出比，可用下式表达：
X = Qn × in ×1000 ×100%
3600W
按上例，本热电厂热电比为X= Qn × in ×1000/3600W=582%。
发供电标准煤耗率和供热标准煤耗率仅指电或热作为单一产品来计算和评价运行、管理水平，而热电比是用来衡量热电机组在运行中热的利用程度和节能效果，从而反映该企业在热电联产事业中的发展水平和能源利用率。
热电厂只有对外供热量大，才有发电热耗小，发电煤耗低，此时需要有一个较大的热电比，以C12-4.9/0.98型机组为例，热电比为1（刚符合国家标准）时，如果电负荷为设计值12.2MW，此时供汽量为15t/h；当电负荷为设计值12.2MW时，相对应的额定供汽量为50t/h,此时热耗为8397KJ/kw.热电比为3.48，发电标煤耗为0.287kg/kw,当抽汽量达到最大抽汽量80t/h,其机组热耗为6741KJ/kw.热电比为5.66，发电标煤耗为0.23kg/kw,说明热电比提高63%，可以使热耗、煤耗分别下降20%和25%。当然，热电比的计算要建立在对外供热负荷达到设计额定工况以上为最低要求，如同样上面例子，假设电负荷为6.1 MW（设计值的50%），只需对外供汽8t/h，就可以保证1的热电比，而其设计的最小抽汽量为14.4t/h。显然仅仅简单地为追求满足规定的热电比是不科学，也是不经济的（本节数据摘自《中国能源网》）。
热电比是一个比较综合的技术经济特征指标，是个受其他因素变化而变化的指标，下面从四个方面进行分析（表1-表5，图1、图2摘自《能源网》）。
1. 热电比与机组类型的关系：
根据《能源网》提供的信息，目前我国热电机组的类型可分为四大类近300个品种规格。按抽汽方式大致可以分背压机(B型机)、抽背机(CB型机)、双抽机(CC型机)、抽凝机(C型机)，通过对这300个品种规格的热电比计算，得出不同类别的机型具有较大的热电比差距，它们的可变范围见下表：
（表1--表5及图1、2摘自《中国能源网》）
项 目\机 型
 B型机
CB型机
CC型机
 C型机
品种
134个
 67
 37
 61
参数
2.35～8.83MPa 390～535℃
2.35～8.83MPa 390～535℃
3.43～8.83MPa 435～535℃
1.28～16.7MPa 340～537℃
容量 MW
0.1～50
1～25
 12～140
1.5～220
热 电 比
 8～22.7
8～19.6
 1.08～6.8
1.3～6.7
表一 各种机型的热电比范围
从表一可知，背压机型的热电比为最高可达8～23，而抽凝机型为最小约1.3～6.7。以同容量、同参数的不同机型相比，可知其变化差异(见表二)，抽凝机组最小为3.46，背压机组最高为10.5，二者相差达7.04，其原因是背压机组的抽排汽量远高于抽凝机组的抽汽量。
机 型项 目
 B12-4.9/0.98
 CB12-4.9/0.98/0.49
CC12-4.9/0.98/0.49
C12-4.9/0.98
参数
 4.9MPa/470℃ 0.98/268
4.9/450
0.98/2680.49/199
4.9/470
0. 98/3000.49/280
4.9/470
0.98/300
容量
12MW
12
12
 12
抽排汽量
152t/h
 132
 70
 50
热 电 比
10.5
 8.87
 4.37
3.46
表二 同容量同参数不同机型的热电比
以上列举了各种机型不同容量和相同容量不同机型的热电比变化情况，说明热电机组的热电比设计值本身就差异很大，但每种机型对应有一个热电比，且有一个可变范围。实际运行工况应参考机组的设计指标，同时要求我们在热电项目建设的定项、机组选型、设备配置等，需确定热电比的选择范围。
2.热电比与供热参数的关系：
供热参数指压力、温度、流量，从热电比计算公式X=Qn×in×1000/3600W可知in是供热蒸汽的焓值，in随着温度、压力的增加而增大。当Qn/W为机组额定值时，不同机型规格的热电比随其供热抽汽参数(压力、温度)的增加而增大。当机组接带额定电负荷时，热电比X则随对外供热抽汽量的增加而增大，呈线性关系，其斜率tgδ=in/W ×1000/3600 =0.278in/W, X=0.278in/W·Qn。这是抽汽机组的特征。
对于背压机组接带电负荷与当时的对外供热量呈对应关系，即
W= Qn /qn (kw)
式中Qn为对外供热量kg/h
qn为背压机组汽耗率kg/kwh
     代入公式
X=1000/3600×Qn×in/( Qn /d)=0.278in·qn
可知背压机的热电比决定于该机组的汽耗率和排汽参数(压力、温度)所对应的焓值，因此背压机型的各种规格的热电比是不随其供热量变化的一条水平线(图一)。当X=1时即抽汽机组达到国家规定的量化指标时，相对于额定电功率有一个临界抽汽供热量，其大小可用Qn1=W·X1/in (t/h)，式中X=1机组热电比的量化指标值，对应于25MW以下的机组为1，可知临界抽汽量Qn1决定于机组容量和抽汽参数的焓值大小。例如C12-4.9/0.98型机的临界抽汽量为14.093t/h，C25-8.83/0.98型为29.4t/h，同理CB型或CC型机组均有一个热电比达到量化指标值时的最小(临界)抽汽量，可以作出各种机型，不同单机容量下的临界抽汽量曲线(图二)。

3.热电比与机组额定工况的关系：
对于抽汽机组而言(C，CB，CC型机) 制造厂给出多种设计工况，例如额定电负荷工况，额定抽汽工况，最大抽汽工况，最大电功率工况等等。现以南京汽轮机厂C12-4.9/0.98型机为例，制造厂规定有13种额定工况相对应有各种热电比值，其对应关系见表三：
序号
工况名称
工况
 热耗
热电比
综合热效率
电功率（KW）
 抽汽负荷MPa t/h
设计值
kcal/kw
保证值
设计值
保证值
设计值
%
保证值
1
额定（电功率
抽汽）
工况
12257
0.79/50
1926.1
1983.9
 3.43
 3.43
67.55
65.59
2
″
 12213
0.98/50
2008
2068.3
3.48
 3.48
66.52
64.58
3
″
 12216
1.28/50
 2124
2188
3.52
 3.52
65.01
63 .12
4
（额定电功率 最大抽汽）
工况
12284
0.79/80
 1516
1561.5
5.47
5.47
 78.75
 76.46
5
 ″
 11988
0.98/80
1612
1660.4
5.66
5.66
77.69
 75.43
6
″
 12270
 1.28/80
1780
1833.4
5.60
 5.60
75.37
73.17
7
（最大电功率 额定抽汽）
工况
15550
0.79/50
2016
2076.4
2.71
 2.71
 62.93
 61.10
8
″
14958
 0.98/50
2068
 2130
 2.85
2.85
 62.71
 60 .88
9
″
 15340
 1.28/50
2193
2259
 2.82
2.82
62.62
 60.8
10
最大（进汽量
电功率）
工况
 15086
0.98/75
 1809
186
4.21
4.21
71.82
 69.73
11
最大（进汽量
抽汽）
工况
14091
0.98/80
 1707
1758
4.8
4.8
77.01
 74.77
12
 纯凝额定工况
 12401
 0
2683
 2763
0
0
32.05
31.12
13
纯凝最大功率工况
14030
0
 2727
2809
0
 0
 32.05
31.12
表三  热电比与机组额定工况对应关系
从表三中可得出四点结论：(1)该机组有11个抽汽工况，它的热电比有11个取值，在2.17～5.66范围内变动。(2)在额定电功率时无论是额定抽汽工况还是最大抽汽工况，热电比的大小随其抽汽参数同步增大或减少。(3)在相同抽汽工况下，热电比随电功率的增大而减少。(4)每种机组均有一个铭牌热电比，由额定电功率、额定抽汽工况计算，如该机型的铭牌是C12-4.9/0.98型，其铭牌热电比为3.48，综合热效率为64.58%，并以此铭牌热电比设计值为该机的考核热电比。
4.热电比与电负荷的关系：
热电比与电负荷的关系有二种含义。一是机组单机容量的变化与热电比的关系；二是同一种单机容量机组，同一抽汽工况下，热电比与机组电负荷关系。制造厂商对机组设计时，由于蒸汽初参数的提高，虽然机组的电功率与抽汽量同步增长，但机组电功率的增长比例要大于抽汽容量的增长比例。从公式中知X1=Qn1/W1当单机容量增大至W2时，其抽汽量也相应增大由Qn1增长为Qn2，根据推算及数列统计分析可知X2<X1，即大机组的热电比要比小机组的热电比相对要小，大小机组的热电比，不能用同一个标准来衡量(表四)。

容量 热电比
机型
1.5MW
 3
 6
 12
 25
B型
Xb
12.56
11.72
8.203
6.936

C型
Xc
 6.86
 5.693
5.56
3.463
 2.511
表四  机组容量与热电比的关系
对于同一机组在相同抽汽工况下，热电比随着机组带电负荷的增加而相应减小，以C12-4.9/0.98型机为例，机组在10，30，50f/h抽汽工况下，电负荷与热电比的变化对应关系如表五 ：
序号
电负荷
热电比
抽汽工况
 1
 2
 3
 4
 5
 6
 7
 8
 9
 10
 11
 12
 MW
1
 0.98MPa/50t/h
 /
 /
 /
 /
 /
 6.5
 6.1
5.3
4.7
4.3
 3.9
3.5

2
0.98MPa/30t/h
/
/
/
/
5.1
 3.9
 3.6
 3.2
 2.8
 2.6
 2.3
 2.1

 3
 0.98MPa/10t/h
 /
 /
 /
 2.1
 1.7
 1.3
 1.2
 1.1
 0.9
 0.8
 0.77
 0.71

  表五 同一机组在一定抽汽工况下，热电比与电负荷的对应关系
从表五中可知 ，每一个抽汽工况均有一个容许抽汽供热的最小发电负荷，该负荷值是制造厂考虑机组安全所规定的许可工况，严禁在工况范围之外运行。也就意味着抽凝机组当电负荷带到某一定值时，方可容许抽汽供热，这个电负荷值由抽汽量的大小而定。
三、典型机组经济效益分析案例
例一：2×50Mw热电厂新建工程（本案例数据源采用《热电联产项目可行性研究技术规定》附录案例2）
（本例主要分析说明在对热电联产机组进行经济评价时，要区分热与电的成本与效益，不能混为一起，以及机组在亏损临界点时的价格与销售量、销售收入的计算方法等，因为该案例实际是通过了可行性研究评审，而且被认为是效益较好的，实际上按照该项目的热价，售热几乎没有效益，当然，从锅炉容量上分析估计该项目主要是地区热负荷不足。）
1、工程概况
热电厂容量为2×50Mw汽轮发电机组配3×220t/h锅炉的燃煤电厂。锅炉为循环流化床炉，蒸汽为母管制，汽机为CC-50型双抽式机组。
2、基础数据：
1）总投资78041万元，其中形成固定资产76041元，无形资产800万元，递延资产1200万元。
2）资本金25%为19510万元，银行贷款75%为58531万元，年利率6.21%.
3)售电价360元/Mwh，售热价26元/GJ。电热成本分摊比分别为70%和30%
4）成本费用计算的主要参数（成本参数均为不含税价）
年利用小时 5335
发电标煤耗 0.392t/Mwh
供热标煤耗 0.04181t/GJ
发电厂用电率 7.0%
供热厂用电率 5.73kwh/GJ
燃料综合进厂价 210元/t
综合用水费 0.8元/Mwh
综合材料费 4.0元/Mwh
修理费率 2.5%
工 资 12000元/人年
福利费率 14%
劳保统筹费率 17%
全厂人员 459人
综合其他费 5.0元/Mwh
保险费率 0.15%
5）主要评价指标：
a全部投资内部收益率 12.74%
b自有资金内部收益率 18.74%
c投资回收期 8.68年
d净现值 12126万元
e资本金净利润率 27.37%
f投资利润率 10.24%
3、经济分析
根据该项目提供的基础数据，现分别按项目生产周期内最大、平均和最小的成本年份分析计算出如下数据：
热力：
固定成本最大年份
固定成本平均年份
固定成本最小年份
售热量Q1（GJ/年）
1923480
1923480
1923480
售热价P1（元/GJ）
26
26
26
年总固定成本CF1（万元）
3492
3042
1118
年总可变成本CV1（万元）
1888
1888
1888
年销售收入S1（万元）
5001
5001
5001
年销售税金T1（万元）
65
65
65
BEP1=CF1/（S1-CV1-T1）
114.6%
99.8%
36.7%
税前利润R1（万元）
-444
6
1930
电力：

售电量Q2（Mwh/年）
485133
485133
485133
售电价P2（元/Mwh）
360
360
360
年总固定成本CF2（万元）
8081
7032
2541
年总可变成本CV2（万元）
4449
4449
4449
年销售收入S2（万元）
17465
17465
17465
年销售税金T2（万元）
297
297
297
BEP2 =CF2/（S2-CV2-T2）
63.5%
55.3%
20.0%
税前利润R2（万元）
4638
5687
10178
税前利润合计
4194
5693
12167
固定成本最大年份，意味着项目在生产周期内盈利最小的年份，其他同理类推。
1）盈利计算
税前利润=年产量×（销售价格-单位变动成本）-年固定成本-年销售税金）
=售电利润+售热利润
=[（Q2×（P2-4-CV2/Q2）- CF2 –T2 ）+[（Q1×（P1-4-CV1/Q1）- CF1 –T1 ）
2）盈亏平衡点计算
盈亏平衡点BEP（%）=年固定成本/（年销售收入-年总可变成本-年销售税金）
= CF/（S-CV-T）
具体计算见上表。
从以上表中数据可知道，该项目的盈利主要靠电力盈利，供热效益在平均年份几乎没有效益，但该项目的主要评价指标均很好，根据该案例，项目是通过可行性研究评价的，这里给我们一个启发，热电项目的评价一定要热电分开核算，不然容易掩盖真实情况，给投资者误导的信息。
3）计算盈亏平衡点的年销售额及收入(按平均年份固定成本)
供电计算：Q2= CF2 /(p2-cv2-t2)=262100（Mwh）,利用小时为2818小时。
售电收入=9436万元
供热计算：Q1= CF1 /(p1-cv1-t1)=1879581（GJ）
售热收入=4887万元
4）计算盈亏平衡点的销售价格
根据p= Cf/Q +cv + t得知，在亏损平衡状态下，该项目
售热价=Cf1/Q1 +cv1 + t1=25.97（元/GJ）
售电价= Cf2/Q2 +cv2 + t2=242.78（元/Mwh）
以上表明，该项目在发电利用小时2818小时的情况下，售热188万GJ（约220吨/天）的情况下刚好保本，或在售热价26（元/GJ），售电价243（元/Mwh）时，保证机组5335小时运行也刚好保本。
例二：1×7.5Mw热电厂扩建工程（本案例数据源采用《杭州杭联热电二期（技改）工程》可研报告）
（本例主要分析说明在对热电联产机组进行经济评价时，不但要区分热与电的成本与效益，以及机组在亏损临界点时的价格与销售量、销售收入的计算方法等，而且还要对项目作单因素与多因素的敏感性分析，不能仅仅按照目前的价格水平来衡量未来的经济效益情况，因为该案例编制时的经济指标相当高，应该考虑价格、成本、产量、投资等多因素的敏感程度）。
1、工程概况
1台130t/h次高压循环流化床锅炉配1×B6－4.9/1.274汽轮发电机组（7.5MW）。
2、基础数据：
1）总投资7409万元，其中形成固定资产形成率97%
2）资本金30%为2223万元，银行贷款70%为5186万元，年利率6.03%.
3)售电价440元/Mwh，售热价40元/GJ。电热成本分摊比平均分别为20%和80%
4）成本费用计算的主要参数（成本参数均为不含税价）
年利用小时 6000
折旧率 7%
大修理率 3.5%
发电厂用电率 15%
供热厂用电率 5.73kwh/GJ
燃料综合进厂价 335元/t
综合用水费 0.8元/Mwh
发电材料费 8元/Mwh
供热材料费 1.5元/GJ
工 资 18000元/人年
福利费率 14%
全厂人员 50人
发电其他费 6.0元/Mwh
供热其他费 1.5元/GJ
5）主要评价指标：
a全部投资内部收益率 36% d净现值 9556万元
b自有资金内部收益率 50% e资本金净利润率124. 7%
c投资回收期 4.06年 f投资利润率37.4%
3、经济分析
根据该项目提供的基础数据，现分别按项目生产周期内最大、平均和最小的成本年份分析计算出如下数据：
热力：
固定成本最大年份
固定成本平均年份
固定成本最小年份
售热量Q1（GJ/年）
1525800
1525800
1525800
售热价P1（元/GJ）
40
40
40
年总固定成本CF1（万元）
529
327
211
年总可变成本CV1（万元）
3266
3266
3266
年销售收入S1（万元）
6103
6103
6103
年销售税金T1（万元）
39
39
39
BEP1 =CF1/（S1-CV1-T1）
18.9%
11.7%
7.5%
税前利润R1（万元）
2269
2471
2587
亏损平衡售热量（GJ/年）
284488
175855
113472
亏损平衡售热收入（万元）
1138
703
454
亏损平衡售热价格（元/GJ）
25.13
23.80
23.04
电力：

售电量Q2（Mwh/年）
37900
37900
37900
售电价P2（元/Mwh）
440
440
440
年总固定成本CF2（万元）
683
538
218
年总可变成本CV2（万元）
622
622
622
年销售收入S2（万元）
1668
1668
1668
年销售税金T2（万元）
10
10
10
BEP2 =CF2/（S2-CV2-T2）
66.0%
52.0%
21.1%
税前利润R2（万元）
353
498
818
亏损平衡售电量（Mwh）
24757
19501
7902
亏损平衡售电收入（万元）
1089
858
348
亏损平衡售电价格（元/Mwh）
346.97
308.71
224.27

1）盈利计算
税前利润=年产量×（销售价格-单位变动成本）-年固定成本-年销售税金）
=售电利润+售热利润
=[（Q2×（P2-4-CV2/Q2）- CF2 –T2 ）+[（Q1×（P1-4-CV1/Q1）- CF1 –T1 ）
2）盈亏平衡点计算
盈亏平衡点BEP（%）=年固定成本/（年销售收入-年总可变成本-年销售税金）
= CF/（S-CV-T）
具体计算见上表。
从以上表中数据可知道，该项目的盈利主要靠热力盈利，供热效益相当显著，几乎是售电收益的5倍，是热电机组取得典型应有高效率的典范。但仔细分析可以看出，该项目经济评价时诸如劳动统筹费、保险费等成本未考虑，还有电热比分摊按全国统一热电机组参考分摊率应分别为70%和30%，而本项目除折旧外，反而是20%和80%，此外，该机组是扩建机组，没有新的热网工程，故供热的折旧成本就很低，按理在经济核算时应该考虑此因素，以上是造成供热效益特别好的重要原因。实际运行中热效益是电效益绝对值的1倍已经是较好的。
3）计算盈亏平衡点的年销售额及收入(按平均年份固定成本)
供电计算：Q2= CF2 /(p2-cv2-t2)=19501（Mwh）,利用小时为2600小时。
售电收入=858万元
供热计算：Q1= CF1 /(p1-cv1-t1)=175855（GJ）
售热收入=703万元
4）计算盈亏平衡点的销售价格
根据p= Cf/Q +cv + t得知，在亏损平衡状态下，该项目
售热价=Cf1/Q1 +cv1 + t1=23.8（元/GJ）
售电价= Cf2/Q2 +cv2 + t2=308.71（元/Mwh）

以上表明，该项目在发电利用小时2600小时的情况下，售热18万GJ（约23吨/天）的情况下刚好保本，或在售热价23.8（元/GJ），售电价308.71（元/Mwh）时，保证机组6000小时运行也刚好保本。
5)敏感性分析
A、单因素敏感性分析
敏感性分析表
序号
变化因素
幅 度
-20.0%
-10.0%
0.0%
10.0%
20.0%
一
单因素变化

1
煤价（标煤价）

全部投资净现值
12347
10952
9556
8160
6765

全部投资投资回收期
3.56
3.75
3.97
4.29
4.67

全部投资内部收益率
43.3%
39.6%
36.0%
32.5%
28.9%
2
投资

全部投资净现值
10734
10145
9556
8967
8378

全部投资投资回收期
3.47
3.72
3.97
4.28
4.58

全部投资内部收益率
45.5%
40.3%
36.0%
32.6%
29.7%
3
年利用小时

全部投资净现值
8339
8947
9556
10165
10773

全部投资投资回收期
3.95
3.96
3.97
3.99
4.00

全部投资内部收益率
34.4%
35.3%
36.0%
36.8%
37.5%
4
电价

全部投资净现值
6989
8201
9556
11053
12693

全部投资投资回收期
4.59
4.27
3.97
3.74
3.53

全部投资内部收益率
29.6%
32.6%
36.0%
39.8%
44.0%
5
热价

全部投资净现值
4322
6933
9556
12178
14804

全部投资投资回收期
5.53
4.60
3.97
3.60
3.31

全部投资内部收益率
23.0%
29.5%
36.0%
42.7%
49.4%
（上表摘自《杭州杭联热电二期（技改）工程》可研报告）
以上反映了煤价、投资、年利用小时、热价和电价等单个因素变化对全部投资内部收益率、回收期和净现值的影响情况，一般分析以内部收益率考察重点，从上表可以看出，该项目热价对内部收益率影响最大，投资次之，再是煤价、电价、年利用小时。
对不同机组敏感性分析的结果不一样，敏感程度和敏感顺序也大不相同，关键是看项目的特殊性，本案例由于供热收入占了总收入的83%，且单位投资较高（9879元/千瓦），故其热价和投资就较敏感，再如案例1中的机组，由于其收益主要来自电收入，其造价相对较低，其电价和利用小时的敏感度肯定最高，投资敏感度会相对较低，故对敏感性分析也要辨证地看。
B、多因素敏感性分析
二
多因素

1.1
年利用小时
-10.0%
-5.0%
0.0%
-5.0%
-10.0%
1.2
煤价
20.0%
20.0%
0.0%
10.0%
20.0%
1.3
电价
-10.0%
-10.0%
0.0%
-20.0%
-10.0%
1.4
热价
-10.0%
-20.0%
0.0%
-10.0%
10.0%
1.5
投资
20.0%
10.0%
0.0%
5.0%
10.0%

全部投资净现值
1411
-372
9556
2533
1984

全部投资投资回收期
7.39
9.07
3.97
6.49
6.88

全部投资内部收益率
15.1%
11.1%
36.0%
18.3%
16.8%
（上表摘自《杭州杭联热电二期（技改）工程》可研报告）
多因素变化结果，当热价下降20％、电价下降10％、煤价上升20％、投资上升10％以及年利用小时减少5％时，项目的财务内部收益率下降至11.1% ，低于基准收益率（12%）。
该项目年利用小时、煤价、电价、热价和投资情况对应数据关系如下：
年利用小时
5400
5700
6000
5700
5400
煤价(原煤价）
402
402
335
369
402
电价
396
396
440
352
396
热价
36
32
40
36
44
投资
8891
8150
7409
7779
8150