煤电基地水资源供应能力分析.

第一篇：煤电基地水资源供应能力分析.

煤电基地水资源供应能力分析

西部和北部主要煤炭产区水资源缺乏，大力提倡节约用水、循环用水势在必行。我国水资源(地表水和地下水)分布总体呈“南富北贫”的特点。晋陕蒙宁新黑等6省区煤炭资源丰富，保有储量约占全国的79.7%，而水资源总量仅占全国的9.98%。在这六省区规划建设的十个煤电基地(山西、陕北、彬长、宁东、蒙西、锡盟、呼盟、宝清、哈密和准东)中，彬长、呼盟和宝清地区水资源相对丰富，且开发利用率低，未来地表水的开发利用潜力较大，是新增水资源供应的主要来源；蒙西、锡盟、陕北、宁东、哈密和准东地区水资源较为缺乏，地表水开发利用率相对较高，未来需要采取多种方式提高供水能力。

通过采取措施，在满足工农业、生活及生态用水的基础上，我国西部、北部主要煤炭产区具备大规模建设煤电基地的水资源支撑条件。2007—2008年，晋陕蒙宁新黑等6省区相继开展了煤电基地建设水资源供应能力研究，并通过当地水利主管部门主持的评审。未来煤电基地的供水来源主要有地表水(含引黄河水的“水权交换”)、城市中水和矿坑排水三大来源。采用大型空冷型节水机组，并结合各地区水资源开发规划及水利工程建设规划，采取各种节水、污水利用措施，到2020年十个煤电基地可新增供水能力22.28亿立方米／年，可支撑新增装机规模5.6亿千瓦。

通过采用大型空冷发电机组，煤电已经不是传统意义上的用水大户。在煤炭生产基地规模化开发建设煤电基地，不会影响所在地区经济社会发展的用水需求。近年来，相关发电企业在主要煤炭产区开展了大量电源前期工作，十个煤电基地电源储备项目总规模达4亿千瓦，其中达到可研深度的电源规模为1.5亿千瓦。根据规划研究，预计到2020年各煤炭产区的规划装机容量为2.87亿千瓦，其中外送规模约1.6亿千瓦。煤电基地建设用水占当地全社会总供水量的比例很小，预计2020年十个煤电基地所需发电用水仅占全社会供水总量的4.3%左右。

第二篇：大型煤电基地规划水资源论证技术要求

附件

大型煤电基地开发规划水资源论证技术要求

（试 行）

为规范大型煤电基地开发规划水资源论证编制工作，根据《建设项目水资源论证导则（试行）》和《规划水资源论证技术要求（试行）》，结合大型煤电基地开发规划项目布局的特点，编制《大型煤电基地开发规划水资源论证技术要求》。

一、规划基本情况

以大型煤电基地开发规划（以下简称煤电规划）为基础，重点概述与水资源密切相关的规划内容，主要包括煤电规划的性质及范围，煤电规划布局、规模和实施计划，煤电规划取水规模和水源方案，规划的退水方案，分析煤电规划与国家产业政策、国家主体功能区规划、能源化工基地总体规划以及水资源综合规划等相关规划的符合性和协调性。

二、水资源论证范围及水平年

1.煤电规划水资源论证范围包括分析范围、水源论证范围和影响范围。

2.分析范围的划定应以取用水总量、用水效率和水功能区限制纳污三条红线控制指标考核单元为基础，统筹考虑流域与行政区域，原则上应以水资源三级区套地（市）级行政区为基本单元确定分析范围；大型煤电基地跨多个地（市）级行政区的，应以所涉及的地（市）级行政区为分析范围。

3.水源论证范围应根据水源配置方案、水源类型与性质，按照建设项目水资源论证有关技术标准规定的原则与方法分别确定。

再生水取水水源论证范围应为污水处理厂污水收集范围，矿坑排水取水水源论证范围应为煤矿井田所在的水文地质单元，地表水取水水源论证范围应根据区域水文条件、取水水源来水情况、现有供水工程及运行情况等因素确定。

4.取水影响论证范围的划定应根据选定的水源，综合考虑水源供水范围、对象和可能影响的第三方等因素确定。按照煤电规划项目废污水全部处理回用不外排的要求，煤电规划不涉及退水影响范围。

5.现状水平年和规划水平年应结合区域水资源综合规划、国民经济发展规划和煤电规划实施计划确定，原则上保持与煤电规划的水平年一致。

应附具规划区位置图、规划水资源论证分析范围图、水源论证范围图、影响范围图。

三、水资源条件及开发利用现状

1.根据分析范围内已发布或经过技术审查的水资源调查评价、水资源开发利用、水资源综合规划等，结合调查和收集的资料，分析水资源状况。

主要包括：水资源量（地表水资源量、地下水资源量、水资源总量、地表水可利用量和地下水可开采量）及其时空分布特点、水功能区水质及变化情况，应附具区域水文地质图、水功能区图等。

2.在水资源开发利用调查评价的基础上，根据近10年分析范围内的实际供水量、各行业的实际用水量、耗水量资料，分析现状开发利用程度、用水结构和用水水平。根据水质和入河排污口实测资料，评价水功能区水质和达标率情况。

3.根据分析范围内的取用水总量控制指标、用水效率控制指标、水功能区限制纳污总量控制指标与实施方案，结合供水工程的供水能力和水资源的开发利用现状，分析现状水平年的水资源供需平衡状况，提出现状水资源开发利用潜力和存在的主要问题。

4.针对分析范围的水资源条件，结合规划的取水、用水、耗水和退水要求，开展规划水平年水资源供需平衡分析。论证规划项目实施的水资源条件，提出规划项目实施后满足分析范围内取用水总量控制指标、用水效率控制指标、水功能区限制纳污总量控制指标要求的对策措施。

四、规划需水规模合理性 1.取水合理性分析

从煤电基地规模、区域水资源相关规划、水资源配置、水资源管理要求（用水总量控制、分水方案（协议）、超采区管理、水功能区管理等要求）等方面论证取水合理性，分析 取水与水资源管理相关政策、国家产业政策的相符性。

对已达到或超过国务院颁布的省（自治区、直辖市）用水总量控制目标及省级行政区细化的用水总量控制指标（含分水方案或协议）的地区，不得新增取水；对接近控制指标的地区，限制新增取水。

2、规划需水规模的合理性分析

（1）应从机组选型合理性、用水技术和用水工艺先进性、废污水处理回收利用、加强用水管理和节水减排等方面，分析规划项目需水合理性。

（2）应以定额法进行需水规模的合理性分析，定额选取应达到国际国内先进水平。基地燃煤电厂的主要用水指标应执行《大中型火力发电厂设计规范》（GB50660-2011）的要求，机组设计耗水指标不高于0.1立方米/（秒〃百万千瓦）。基地配套煤矿的主要用水指标应按照《清洁生产标准 煤炭采选业》（HJ446-2008）一级标准从严控制。基地生活用水指标满足所在地的用水定额标准要求。

（3）选择典型建设项目，按照优水优用、分质供水的原则，开展水平衡分析，绘制水平衡图，提出废污水处理回用的水量水质要求。通过典型建设项目的分析，评估论证煤电基地废污水全部处理回用的可行性。

（4）煤电规划项目涉及分期建设的，应结合项目分期建设实施计划，分析预测项目需水规模。

五、规划区水资源承载能力和水源选择

1.在对规划区水资源条件、现状各行业用水统计的基础上，结合能源基地总体规划的要求，分析预测能源基地的生产、生活、生态需水要求，根据水源条件统筹协调论证提出区域的水资源承载能力。

2.煤电基地生产用水水源应按照优先采用再生水和矿井排水，合理利用地表水，严禁取用地下水的原则，进行水源比选分析，提出水源布局方案。煤电规划项目分期建设的，应提出分期水源布局方案。

3.以再生水作为取水水源的，应以污水处理厂实际运行资料或设计资料为依据，从水量和水质两方面进行再生水可供水量的可靠性分析。水量方面，应分析特枯和连续干旱年份的出水量和日变化系数，原则上以污水处理厂日出水量监测资料为依据分析水量的可靠性；水质方面，应以出水水质的监测资料为依据分析水质的稳定性。

4.以矿坑排水作为取水水源的，应以煤矿开采实测的排水量和预测的涌水量为依据，从水文地质条件、采煤水防治措施以及估算涌水量的水文要素和含水层参数等的不确定性，分析供水的保障程度和可靠性。

5.拟利用水权转让、用水结构调整等方式获得取水指标的，应提出相关的方案，并论证取水的可靠性和可行性。

六、影响分析 1.分析规划水平年煤电基地取水产生的影响。结合水资源综合规划等确定的水资源配置格局，综合分析规划项目取水对于上下游、左右岸、周边地区（行业）之间已有及未来发展所需水量、水质以及生态保护目标等影响。论证规划实施对于重要和敏感生态环境保护目标的影响。

2.煤电规划涉及配套煤矿项目建设的，应开展煤矿开采对区域水资源系统影响的专题论证，分析采煤对地下水系统和地表水的影响，论证规划实施后对水资源系统构成的影响。

3.结合当地实际情况，针对规划实施可能带来的影响，提出减缓或消除影响的补救、补偿和水资源保护的措施建议。

4.应依据有关法规、规划和水资源管理要求，分析规划取水与流域和区域水资源配置、管理与保护的协调一致性，论证规划取水后的直接影响和累积影响。

七、结论与建议

1.在上述分析论证的基础上,从以下几方面形成规划水资源论证结论:（1）规划与相关法律、法规以及用水总量控制、用水效率控制和水功能区限制纳污总量控制目标相符，规划可行。

（2）规划实施与用水总量控制、用水效率控制和水功能区限制纳污总量控制目标不够协调的，应结合水资源管理三条红线控制管理的要求，对规划目标、规模与布局提出调整的建议。（3）规划实施与水资源条件严重不匹配，不符合用水总量控制、用水效率控制和水功能区限制纳污总量控制目标要求的，应对规划目标、规模与布局提出重大调整的建议。

2.针对论证中发现的问题，应以水资源为约束条件提出规划方案调整和优化的具体意见或提出规划调整和修改的方向，为规划审批提供决策参考。附：

大型煤电基地开发规划水资源

论证报告书编写提纲 总论 1.1 概述

规划编制背景、缘由、重要意义以及编制过程与进展情况等 1.2 项目来源 1.2.1委托单位

1.2.2承担单位与工作过程 1.3 规划水资源论证目的和任务 1.4 编制依据 1.4.1 法律法规 1.4.2 规程规范 1.4.3 采用标准 1.4.4 参考文献 1.5 论证范围及水平年 1.5.1分析范围 1.5.2水源论证范围 1.5.3影响范围 1.5.4水平年

附规划区位置图、规划水资源论证分析范围图、水源论证范围图、影响范围图 煤电基地规划概述 2.1规划性质及范围

2.2规划布局、规模和实施计划 2.3规划取水规模和水源方案 2.4规划的退水方案 2.5规划符合性和协调性分析

附规划范围图、已有和规划项目分布图 3 水资源条件及开发利用现状 3.1基本情况

3.1.1自然地理与经济社会 3.1.2水文气象

3.1.3河流水系与水利工程 3.1.4区域水文地质条件 3.2 水资源状况 3.2.1水资源量

3.2.2水资源时空分布特点 3.2.3水功能区水质及变化情况 3.3 水资源开发利用现状 3.3.1供水工程与供水量 3.3.2用水量与用水结构 3.3.3耗水量及结构 3.3.4用水水平3.3.5现状评价

3.4 水资源供需分析（分析范围）3.4.1现状水平年水资源供需分析 3.4.2规划水平年水资源供需分析 3.4.3规划实施的水资源条件

附分析范围内主要供水工程、取用水户分布图、水功能区示意图（标注入河排污口和监测断面位置）、规划的水资源工程位置图 规划项目需水规模合理性 4.1用水工艺与节水技术要求 4.2计算方法和采用标准

4.3污废水的处理与回用的要求（做典型分析）4.4需水规模预测 规划区水资源承载能力和水源选择

5.1水资源承载能力分析（指标情况、不同行业）

5.2水源比选分析（从经济、政策等方面提出水源比选原则，并比较分析每个水源利弊）

5.3水源布局方案（再生水、矿井排水、地表水）5.4规划布局和水资源适应性分析

根据水源布局方案，附具相关图件（包括：论证范围内地表水、水文地质图及相应的水文地质剖面图，取水水源论证范围内矿床地质图及相应的矿床地质剖面图、水文地质图及相应的水文地质剖面图，论证范围内地下水水位、地下水水质监测站点分布图等）规划实施对区域水资源及第三方可能产生的影响 6.1对区域水资源配置的影响 6.2对区域水资源的影响 6.2.1对区域地表水的影响 6.2.2对区域地下水的影响 6.3对水生态的影响

6.4对水功能区纳污能力的影响 6.5对第三方的影响

6.5.1对其他用户取用水条件的影响 6.5.2对其他用户权益的影响 7 规划实施对水资源影响的对策措施 7.1 影响补救和补偿 7.1.1基本原则 7.1.2补偿建议方案

7.2水资源及水生态保护措施 7.2.1工程措施（水量、水质监测）7.2.2非工程措施 7.2.3 节水与管理措施 8 结论和建议 8.1结论

8.1.1国家规划的相符性 8.1.2规划实施的水资源条件 8.1.3需水规模预测

8.1.4规划布局和水资源适应性

8.1.5规划实施对区域水资源及第三方产生的影响 8.1.6规划实施的影响及其对策措施

8.1.7综合提出规划实施的水资源支撑条件的结论 8.2 建议

针对论证结论，提出规划调整或完善的具体建议

第三篇：大型煤电基地规划水资源论证技术要求

大型煤电基地开发规划水资源论证技术要求

（试 行）

为规范大型煤电基地开发规划水资源论证编制工作，根据《建设项目水资源论证导则（试行）》和《规划水资源论证技术要求（试行）》，结合大型煤电基地开发规划项目布局的特点，编制《大型煤电基地煤电规划水资源论证技术要求》。

一、规划基本情况

以大型煤电基地开发规划（以下简称煤电规划）为基础，重点概述与水资源密切相关的规划内容，主要包括煤电规划的性质及范围，煤电规划布局、规模和实施计划，煤电规划取水规模和水源方案，规划的退水方案，分析煤电规划与国家产业政策、国家主体功能区规划、能源化工基地总体规划以及水资源综合规划等相关规划的符合性和协调性。

二、水资源论证范围及水平年

1.煤电规划水资源论证范围包括分析范围、水源论证范围和影响范围。

2.分析范围的划定应以取用水总量、用水效率和水功能区限制纳污三条红线控制指标考核单元为基础，统筹考虑流域与行政区域，原则上应以水资源三级区套地（市）级行政 区为基本单元确定分析范围；大型煤电基地跨多个地（市）级行政区的，应以所涉及的地（市）级行政区为分析范围。

3.水源论证范围应根据水源配置方案、水源类型与性质，按照建设项目水资源论证有关技术标准规定的原则与方法分别确定。

再生水取水水源论证范围应为污水处理厂污水收集范围，矿坑排水取水水源论证范围应为煤矿井田所在的水文地质单元，地表水取水水源论证范围应根据区域水文条件、取水水源来水情况、现有供水工程及运行情况等因素确定。

4.取水影响论证范围的划定应根据选定的水源，综合考虑水源供水范围、对象和可能影响的第三方等因素确定。按照煤电规划项目废污水全部处理回用不外排的要求，煤电规划不涉及退水影响范围。

5.现状水平年和规划水平年应结合区域水资源综合规划、国民经济发展规划和煤电规划实施计划确定，原则上保持与煤电规划的水平年一致。

应附具规划区位置图、规划水资源论证分析范围图、水源论证范围图、影响范围图。

三、水资源条件及开发利用现状

1.根据分析范围内已发布或经过技术审查的水资源调查评价、水资源开发利用、水资源综合规划等，结合调查和收集的资料，分析水资源状况。主要包括：水资源量（地表水资源量、地下水资源量、水资源总量、地表水可利用量和地下水可开采量）及其时空分布特点、水功能区水质及变化情况，应附具区域水文地质图、水功能区图等。

2.在水资源开发利用调查评价的基础上，根据近10年分析范围内的实际供水量、各行业的实际用水量、耗水量资料，分析现状开发利用程度、用水结构和用水水平。根据水质和入河排污口实测资料，评价水功能区水质和达标率情况。

3.根据分析范围内的取用水总量控制指标、用水效率控制指标、水功能区限制纳污总量控制指标与实施方案，结合供水工程的供水能力和水资源的开发利用现状，分析现状水平年的水资源供需平衡状况，提出现状水资源开发利用潜力和存在的主要问题。

4.针对分析范围的水资源条件，结合规划的取水、用水、耗水和退水要求，开展规划水平年水资源供需平衡分析。论证规划项目实施的水资源条件，提出规划项目实施后满足分析范围内取用水总量控制指标、用水效率控制指标、水功能区限制纳污总量控制指标要求的对策措施。

四、规划需水规模合理性 1.取水合理性分析

从煤电基地规模、区域水资源相关规划、水资源配置、水资源管理要求（用水总量控制、分水方案（协议）、超采区 管理、水功能区管理等要求）等方面论证取水合理性，分析取水与水资源管理相关政策、国家产业政策的相符性。

对已达到或超过国务院颁布的省（自治区、直辖市）用水总量控制目标及省级行政区细化的用水总量控制指标（含分水方案或协议）的地区，不得新增取水；对接近控制指标的地区，限制新增取水。

2、规划需水规模的合理性分析

（1）应从机组选型合理性、用水技术和用水工艺先进性、废污水处理回收利用、加强用水管理和节水减排等方面，分析规划项目需水合理性。

（2）应以定额法进行需水规模的合理性分析，定额选取应达到国际国内先进水平。基地燃煤电厂的主要用水指标应执行《大中型火力发电厂设计规范》（GB50660-2011）的要求，机组设计耗水指标不高于0.1立方米/（秒〃百万千瓦）。基地配套煤矿的主要用水指标应按照《清洁生产标准 煤炭采选业》（HJ446-2008）一级标准从严控制。基地生活用水指标满足所在地的用水定额标准要求。

（3）选择典型建设项目，按照优水优用、分质供水的原则，开展水平衡分析，绘制水平衡图，提出废污水处理回用的水量水质要求。通过典型建设项目的分析，评估论证煤电基地废污水全部处理回用的可行性。

（4）煤电规划项目涉及分期建设的，应结合项目分期建 设实施计划，分析预测项目需水规模。

五、规划区水资源承载能力和水源选择

1.在对规划区水资源条件、现状各行业用水统计的基础上，结合能源基地总体规划的要求，分析预测能源基地的生产、生活、生态需水要求，根据水源条件统筹协调论证提出区域的水资源承载能力。

2.煤电基地生产用水水源应按照优先采用再生水和矿井排水，合理利用地表水，严禁取用地下水的原则，进行水源比选分析，提出水源布局方案。煤电规划项目分期建设的，应提出分期水源布局方案。

3.以再生水作为取水水源的，应以污水处理厂实际运行资料或设计资料为依据，从水量和水质两方面进行再生水可供水量的可靠性分析。水量方面，应分析特枯和连续干旱年份的出水量和日变化系数，原则上以污水处理厂日出水量监测资料为依据分析水量的可靠性；水质方面，应以出水水质的监测资料为依据分析水质的稳定性。

4.以矿坑排水作为取水水源的，应以煤矿开采实测的排水量和预测的涌水量为依据，从水文地质条件、采煤水防治措施以及估算涌水量的水文要素和含水层参数等的不确定性，分析供水的保障程度和可靠性。

5.拟利用水权转让、用水结构调整等方式获得取水指标的，应提出相关的方案，并论证取水的可靠性和可行性。

六、影响分析

1.分析规划水平年煤电基地取水产生的影响。结合水资源综合规划等确定的水资源配置格局，综合分析规划项目取水对于上下游、左右岸、周边地区（行业）之间已有及未来发展所需水量、水质以及生态保护目标等影响。论证规划实施对于重要和敏感生态环境保护目标的影响。

2.煤电规划涉及配套煤矿项目建设的，应开展煤矿开采对区域水资源系统影响的专题论证，分析采煤对地下水系统和地表水的影响，论证规划实施后对水资源系统构成的影响。

3.结合当地实际情况，针对规划实施可能带来的影响，提出减缓或消除影响的补救、补偿和水资源保护的措施建议。

4.应依据有关法规、规划和水资源管理要求，分析规划取水与流域和区域水资源配置、管理与保护的协调一致性，论证规划取水后的直接影响和累积影响。

七、结论与建议

1.在上述分析论证的基础上,从以下几方面形成规划水资源论证结论:（1）规划与相关法律、法规以及用水总量控制、用水效率控制和水功能区限制纳污总量控制目标相符，规划可行。

（2）规划实施与用水总量控制、用水效率控制和水功能区限制纳污总量控制目标不够协调的，应结合水资源管理三条红线控制管理的要求，对规划目标、规模与布局提出调整 的建议。

（3）规划实施与水资源条件严重不匹配，不符合用水总量控制、用水效率控制和水功能区限制纳污总量控制目标要求的，应对规划目标、规模与布局提出重大调整的建议。

2.针对论证中发现的问题，应以水资源为约束条件提出规划方案调整和优化的具体意见或提出规划调整和修改的方向，为规划审批提供决策参考。附：

大型煤电基地建设规划水资源

论证报告书编写提纲 总论 1.1 概述

规划编制背景、缘由、重要意义以及编制过程与进展情况等 1.2 项目来源 1.2.1委托单位

1.2.2承担单位与工作过程 1.3 规划水资源论证目的和任务 1.4 编制依据 1.4.1 法律法规 1.4.2 规程规范 1.4.3 采用标准 1.4.4 参考文献 1.5 论证范围及水平年 1.5.1分析范围 1.5.2水源论证范围 1.5.3影响范围 1.5.4水平年

附规划区位置图、规划水资源论证分析范围图、水源论证范围图、影响范围图 煤电基地规划概述 2.1规划性质及范围

2.2规划布局、规模和实施计划 2.3规划取水规模和水源方案 2.4规划的退水方案

2.5规划符合性和协调性分析

附规划范围图、已有和规划项目分布图 3 水资源条件及开发利用现状 3.1基本情况

3.1.1自然地理与社会经济 3.1.2水文气象

3.1.3河流水系与水利工程 3.1.4区域水文地质条件 3.2 水资源状况 3.2.1水资源量

3.2.2水资源时空分布特点 3.2.3水功能区水质及变化情况 3.3 水资源开发利用现状 3.3.1供水工程与供水量 3.3.2用水量与用水结构 3.3.3耗水量及结构 3.3.4用水水平3.3.5现状评价

3.4 水资源供需分析（分析范围）3.4.1现状水平年水资源供需分析 3.4.2规划水平年水资源供需分析 3.4.3规划实施的水资源条件

附分析范围内主要供水工程、取用水户分布图、水功能区示意图（标注入河排污口和监测断面位置）、规划的水资源工程位置图 规划项目需水规模合理性 4.1用水工艺与节水技术要求 4.2计算方法和采用标准

4.3污废水的处理与回用的要求（做典型分析）4.4需水规模预测 规划区水资源承载能力和水源选择

5.1水资源承载能力分析（指标情况、不同行业）

5.2水源比选分析（从经济、政策等方面提出水源比选原则，并比较分析每个水源利弊）

5.3水源布局方案（再生水、矿井排水、地表水）5.4规划布局和水资源适应性分析

根据水源布局方案，附具相关图件（包括：论证范围内地表水、水文地质图及相应的水文地质剖面图，取水水源论证范围内矿床地质图及相应的矿床地质剖面图、水文地质图及相应的水文地质剖面图，论证范围内地下水水位、地下水水质监测站点分布图等）规划实施对区域水资源及第三方可能产生的影响 6.1对区域水资源配置的影响 6.2对区域水资源的影响 6.2.1对区域地表水的影响 6.2.1对区域地下水的影响 6.3对水生态的影响

6.4对水功能区纳污能力的影响 6.5对第三方的影响

6.5.1对其他用户取用水条件的影响 6.5.2对其他用户权益的影响 7 规划实施对水资源影响的对策措施 7.1 影响补救和补偿 7.1.1基本原则 7.1.2补偿建议方案

7.2水资源及水生态保护措施 7.2.1工程措施（水量、水质监测）7.2.2非工程措施 7.2.3 节水与管理措施 8 结论和建议 8.1结论

8.1.1国家规划的相符性 8.1.2规划实施的水资源条件 8.1.3需水规模预测

8.1.4规划布局和水资源适应性

8.1.4规划实施对区域水资源及第三方产生的影响 8.1.5规划实施的影响及其对策措施

8.1.6综合提出规划实施的水资源支撑条件的结论 8.2 建议

针对论证结论，提出规划调整或完善的具体建议。

第四篇：陕北煤电基地项目融资案例分析

陕北坑口电站项目融资案例分析

一.项目概况：

随着我国经济的发展，党和政府决定加快实施西部大开发发展战略，在“十五”期间，将在陕北建设大型坑口电站。该项目作为国家实施西部大开发战略的重要组成部分，不仅发挥了陕北的资源优势，促进革命老区的经济发展，更是国家高瞻远瞩、总揽全局、面向新世纪做出的重大决策，具有十分重大的经济和政治意义。

该项目位于陕北榆林地区，是煤电一体化联营，综合开发利用陕北煤炭资源，生产的电力全部送往华北、山东电网。坑口电站规划总容量2280（38×60）万千瓦发电机组，总投资约400亿元人民币，项目前期包括神木电厂360（规划容量6×60万千瓦，一期工程4×60万千瓦）万千瓦发电机组和配套年产1000万～1500万吨的黄土庙煤矿；府谷电厂360（规划容量6×60万千瓦，一期工程4×60万千瓦）万千瓦发电机组和配套年产1000万～1500万吨的三道沟煤矿；榆林电厂240（4×60万千瓦）万千瓦发电机组和配套年产800万～1200万吨的金牛煤矿，全部建成后将成为我国装机容量最大的坑口电站基地。

榆林地区煤炭储量丰富，已探明储量1427.4亿吨，煤田开采条件优越，投资少，成本低，煤质优良，属特低灰份、特低硫、特低磷、中高发热量的优质环保动力煤；榆林境内地表水、地下水资源丰富；榆林市辖区人口密度为每平方公里73人，工业很少，坑口电站建成投产后，其二氧化硫排放指标仍在总量控制范围之内，各项环境指标仍低于国家二级标准；榆林距华北电网负荷中心北京的距离仅为450公里左右，是西北地区实施“西电东送”北部通道最理想的送出点。该项目造价低，电价优势明显，竞争能力强；具有长期、稳定的电力市场，项目的经济效益十分明显。

二、项目资金结构：

建设陕北坑口电站总投资约需400亿元人民币，投资额巨大，按照新建电力项目20%资本金要求，完成该项目的建设，投资方需投入资本金达80亿元左右。另外，需要融资320亿元，方能满足项目资金需要。电力企业所处公用基础产业特点是行业回报率不高，单靠企业自己内部的条件，很难完成项目的建设，必须采取有力措施，扩大融资渠道。经过研究论证，制定出以下的筹资方案：

1.招商引资

招商引资即引入外部投资者，共同参与项目建设，解决资本金缺口，按照国家有关建设项

目的相关规定，项目建设必须采用现代企业制度，由几家投资方共同出资，成立项目有限责任公司。这也是国内、国际通行作法，各投资方按照出资比例，投入资本金，享受投资回报，承担投资风险；项目公司负责资本金外的融资，负责项目的建设、管理营运，偿还债务，承担建设、经营责任。融资担保可由投资方按照出资比例提供担保。

2.银行贷款

银行贷款。由于项目投资巨大，建设周期长，需要长期资金的支持，作为基础能源行业，项目投产后收入非常稳定，特别是该项目生产的电力主要送往华北、山东电网，这些地区经济发达，电力需求增长保持了8%左右的速度，电力市场前景较好。坑口电站的煤价低，运输费用便宜，具有上网电价优势，市场竞争性强，项目未来的偿还能力很有保障。

3.其他融资方式

本项目资本金占项目总投资的20%，约80亿元，对投资方自身的投资实力以及自有资金的筹措能力和对国家金融政策和金融品种的把握有较高的要求。由于该项目属于国家重点发展项目，受到国家产业政策支持，对于投资方而言，通过上市增发新股或者是配股方式筹措资金是一种渠道。

在投资方资产负债率不高的条件下，公司具有长期、稳定的偿债能力，也可通过申请发行企业债卷解决，目前国家的利率水平较低，有利于发行企业债卷融资，企业债卷票面利率规定要求不低于同期的国债利率，不高于同期存款利率的40%，中短期债卷3年期为2.1%～2.94%，5年期为2.88%～4.032%，长期债卷10年期为4.4%～4.6%，15年期为4.9%～5.4%，20年期为5.5%～6%，低于同期的贷款利率，同时债卷发行后，可以申请上市流通交易，债卷利率高于银行存款利率，对投资者有吸引力。申请发行长期企业债卷，也是筹资的一种选择。

三、项目融资分析：

建设陕北坑口电站项目是抓住西部大开发的历史机遇，按照“十五”规划，贯彻“西电东送，南北互供，全国联网”的战略部署，是一项功在当代、利在千秋的宏伟工程。该项目的建设得到了各级政府和领导的大力支持，国家计委也充分认可了该项目的关键地位和作用，其建设意义重大，是国家重点扶持的项目。由于坑口电站规划总容量2280万千瓦，比建设中的三峡水电站还要大得多，故投资额巨大。该项目融资有以下几个特点：

1.项目前景好

该项目受到国家产业政策的支持，而且是投资能源建设，而能源的紧缺直接影响到经济发展。我国北方的电力供应紧张是长期困绕经济建设的问题，很多大中型工业项目上马还需要自建发电系统，因此，“西电东送”就是利用西北的煤炭资源优势解决东部的电力紧缺，所以该

项目的市场前景很好。

另一方面，电力行业在我国基本属于垄断行业，市场的竞争局面并不明显，再加之该项目用煤成本低，冷却用水且利用地下水资源，不受河水因季节变化的影响，生产稳定，市场有保障，资金回收可靠，偿还能力强。

2.投资额高

项目总投资约需400亿元人民币，除去20%的资本金，即80亿元，还需融资320亿元。3.时间跨度大

工程是分期建设，总工期是在十年以上，而资金是逐年注入的，前面的工程已投入运行，后面的工程还未开始建设。

4.融资方案多

因该项目的前景好，又是国家重点项目，投资回报有保障，各方投资的积极性都很高，因此，可供选择的融资方案也很多。

通过对几种投资方案进行分析，各有特点。招商引资首先对外部投资者进行征询和筛选，然后对其实力进行考察，征选出实力较强的投资者。外部投资者在相互合作中特别是资金、技术、管理、资源、市场优势互补至关重要，可强化投资者的信心。此方式投资方、项目公司各层次责、权、利清晰，符合现代企业制度要求，有利于项目的建设和管理，可降低造价、控制成本，为电站后续经营奠定良好基础，确保投资回报。

四．项目融资保障：

1．项目资金利用

银行贷款间接筹资方式成本相对较高，但解决资金量大，资金供应稳定，有国家目前鼓励投资电力等基础设施政策支持，通过多家银行组成的财团贷款，提供资金具有可靠的保证，通过项目有限责任公司与各家银行签订固定资产投资长期贷款协议，各出资方则按照出资比例为项目公司的贷款提供担保，项目融资可得到有效解决。

发行新的股本或债卷是筹集长期资金的途径，通常企业的固定资产投资可用长期资本筹资，并且使长期债务的期限与所置资产的寿命相匹配，用固定资产在寿命期内产生的效益为长期负债还本付息。若将用于所置固定资产的长期负债换成短期负债，则必须每年借新债来偿还旧债，每年都要根据市场利率调整短期借款的利率，这使企业履行的支付责任不确定，增大企业偿还债务的风险。

2.项目营运资本

营运资本是投入流动资产的资本，流动资产包括了现金、有价证卷、应收帐款和存货等，流动资产是企业从购买原材料进行生产，直至销售产品收回货款这一生产和营销过程中所必须的资产。企业流动资产所占用的资金一部分来源于长期资本，一部分来源于短期负债。

从陕北坑口电站项目的情况来看，是建设将煤炭资源转化为电力能源过程的工程，企业的产品是电力，电力能源在我国的行业垄断状况是存在的，流动资产中的应收帐款相对其它行业周转要快一些。流动资产中的存货包括原材料、零配件、半成品和成品等，因本项目建设中电站和煤矿是配套建设，统一管理，原料的来源已由企业自己控制；而生产用水是抽取地下水，其取水系统也随项目配套建设，由于该项目产品的特殊性，以及项目配套完善，组织生产具有较强的独立性，受销售和生产呈季节性或周期性变化影响很小，故流动资产中稳定流动资产所占的比例比波动流动资产所占比例大很多，所以，根据本项目偿还能力强，产品市场好的特点，将部分稳定流动资产也用中短期负债来解决，可降低资本成本。

本项目是国家重点项目，政府的支持使项目的资金运作有极大的优势，再加上行业垄断使应收帐款及时回收，存货量少，市场需求量大，需最大限度发挥生产能力等，都使短期负债的支付有保障。因此，采用长、中、短期融资策略相结合的方式，合理的运用和安排资金，是能够使项目营运资本的管理更合理化，保证项目的建设资金需求，使项目能够以较低成本产生最好的效益。

电力产品这种特殊成品作为存货是不易保存的，根据对电力市场的调查，东部经济发达地区，电力供应仍很紧张，电力资源的缺乏往往不仅不能限制生产，反而应加大生产能力，因此在存货一项，不会积压大量资金。而应收帐款和存货往往在流动资产中占有很大比例，这使得营运资本的管理得到了简化。

五．综合评价： 项目融资的关键首先在于项目本身符合国家产业政策的要求，本项目顺应了西部大开发的战略，同时又是投资与经济建设密切相关的能源产业，具有很好的市场前景，项目充分利用了陕北产煤的资源优势，就地转化为电力资源，既解决了煤炭资源外运的困难，又解决了东部电力能源缺乏的困境，项目的收益也较好，具有较强的偿还能力和偿债保证。在国家宏观经济形势下，充分利用投资者的积极性，中短期和长期融资方案都应吸纳，便于采取多种资金筹资方式和金融品种综合运用，满足整个项目建设的资金需求。在项目建设阶段，通过合理调度资金，保证资本金的早期投入，可以减少项目的财务费用，在一定程度上，降低了工程造价，达到既满足资金需求又有效降低资金成本的目的。

第五篇：陕北煤电基地项目融资案例分析1（推荐）

陕北煤电基地项目融资案例分析

一.项目概况： 该项目位于陕北榆林地区，是煤电一体化联营，综合开发利用陕北煤炭资源，生产的电力全部送往华北、山东电网。坑口电站规划总容量2280（38×60）万千瓦发电机组，总投资约400亿元人民币，项目前期包括神木电厂360（规划容量6×60万千瓦，一期工程4×60万千瓦）万千瓦发电机组和配套年产1000万～1500万吨的黄土庙煤矿；府谷电厂360（规划容量6×60万千瓦，一期工程4×60万千瓦）万千瓦发电机组和配套年产1000万～1500万吨的三道沟煤矿；榆林电厂240（4×60万千瓦）万千瓦发电机组和配套年产800万～1200万吨的金牛煤矿，全部建成后将成为我国装机容量最大的坑口电站基地。

二、项目融资分析： 建设陕北煤电基地项目是抓住西部大开发的历史机遇，按照“十五”规划，贯彻“西电东送，南北互供，全国联网”的战略部署，是一项功在当代、利在千秋的宏伟工程。该项目的建设得到了各级政府和领导的大力支持，国家计委也充分认可了该项目的关键地位和作用，其建设意义重大，是国家重点扶持的项目。由于坑口电站规划总容量2280万千瓦，比建设中的三峡水电站还要大得多，故投资额巨大。因此，选好筹资方案，做好融资工作是保证工程顺利实施的一项关键工作。该项目融资有以下几个特点：

1.项目前景好

该项目受到国家产业政策的支持，而且是投资能源建设，而能源的紧缺直接影响到经济发展。

2.投资额高

项目总投资约需400亿元人民币，除去20%的资本金，即80亿元，还需融资320亿元。3.时间跨度大

工程是分期建设，总工期是在十年以上，而资金是逐年注入的，前面的工程已投入运行，后面的工程还未开始建设。

4.融资方案多

因该项目的前景好，又是国家重点项目，投资回报有保障，各方投资的积极性都很高，因此，可供选择的融资方案也很多。

三、项目资金来源： 建设陕北坑口电站总投资约需400亿元人民币，投资额巨大，按照新建电力项目20%资本金要求，完成该项目的建设，投资方需投入资本金达80亿元左右。另外，需要融资320亿元，方能满足项目资金需要。电力企业所处公用基础产业特点是行业回报率不高，单靠企业自己内部的条件，很难完成项目的建设，必须采取有力措施，扩大融资渠道。经过研究论证，制定出以下的筹资方案： 1.招商引资

招商引资即引入外部投资者，共同参与项目建设，解决资本金缺口，按照国家有关建设项目的相关规定，项目建设必须采用现代企业制度，由几家投资方共同出资，成立项目有限责任公司。

2.项目融资

项目融资即银行贷款。由于项目投资巨大，建设周期长，需要长期资金的支持，作为基础能源行业，项目投产后收入非常稳定，特别是该项目生产的电力主要送往华北、山东电网，这些地区经济发达，电力需求增长保持了8%左右的速度，电力市场前景较好，坑口电站的煤价低，运输费用便宜，具有上网电价优势，市场竞争性强，项目未来的偿还能力很有保障。

3.其他融资方式

本项目资本金占项目总投资的20%，约80亿元，对投资方自身的投资实力以及自有资金的筹措能力和对国家金融政策和金融品种的把握有较高的要求。

四、分析与评述 项目融资的关键首先在于项目本身符合国家产业政策的要求，本项目顺应了西部大开发的战略，同时又是投资与经济建设密切相关的能源产业，具有很好的市场前景，项目充分利用了陕北产煤的资源优势，就地转化为电力资源，既解决了煤炭资源外运的困难，又解决了东部电力能源缺乏的困境，项目的收益也较好，具有较强的偿还能力和偿债保证。在国家宏观经济形势下，充分利用投资者的积极性，中短期和长期融资方案都应吸纳，便于采取多种资金筹资方式和金融品种综合运用，满足整个项目建设的资金需求。因该项目产品的特殊性，进一步简化了营运资本的管理，提高了营运资本的经营效益，在保证资金需求的同时，尽可能减少融资的成本，提高收益，如采用适中型的筹资策略，会使筹资成本偏高，可采用激进型的筹资策略，项目因政府支持及行业垄断并具有偿还能力强和产品市场前景好的优势，可极大限度的化解激进型筹资策略带来的风险。在项目建设阶段，通过合理调度资金，保证资本金的早期投入，可以减少项目的财务费用，在一定程度上，降低了工程造价，达到既满足资金需求又有效降低资金成本的目的。