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一、本基金的整體架構

本基金的整體交易架構如下圖所示：

二、基礎設施項目概況

（一）基本情況

1、項目概況

本基金擬初始投資的基礎設施項目爲華電國際、杭燃集團及錢塘產業集團持股子公司華電江東持有的華電杭州江東天然氣熱電聯產項目。

江東項目位於浙江省杭州市錢塘區，項目資產範圍包括江東項目相關建（構）築物及其佔地範圍的用地、設施設備等，主要建設內容包括2套480.25兆瓦燃氣—蒸汽聯合循環熱電聯產機組，配2臺9F級燃氣輪機、2臺餘熱鍋爐、2臺抽凝式汽輪機；配套建設2臺 50 噸/小時燃氣鍋爐，以及一臺2.1 兆瓦小型向心透平背壓式汽輪機等及配套差壓發電汽機房和配電室（簡稱“蒸汽差壓發電工程”）。

房屋建築物主要有主廠房、辦公綜合樓、取水泵房、蒸汽差壓發電工程機房等，主要 建成於2015年，房屋結構類型主要分爲鋼混結構。 

機器設備主要包括燃氣輪機、餘熱鍋爐、抽凝式汽輪機、背壓式汽輪機等，設備主要 購置於2015年，分佈於各電站的廠房內。

2、經營及盈利模式

1）基礎設施項目生產流程

江東項目爲2套480.25兆瓦9F高效單軸天然氣聯合循環熱電聯產機組，機組以晝起 夜停爲主。每套燃氣—蒸汽聯合循環機組，由一臺 M701F4 型燃氣輪機、一臺 NG M701F4-R 型餘熱鍋爐、一臺TC2F-35.4型蒸汽輪機和一臺QFR-480-2-21.5型發電機組組 成。按燃氣輪機、蒸汽輪機、發電機的順序由西向東排列，從發電機端往燃氣輪機方向 看，機組轉向爲順時針方向，功率輸出方式爲冷端輸出。

生產流程方面，天然氣在燃燒室燃燒通過燃氣輪機帶動發電機產生電力，燃氣輪機 的餘熱在餘熱鍋爐不同熱度下產生高壓、低壓主蒸汽，推動汽輪機再次帶動發電機產生 電力，通過燃氣蒸汽聯合循環發電，增加發電容量並提高機組的整體熱功效率。電能經 變電設備及輸電線路供用戶使用。具體生產流程情況如下：

在電力和熱力負荷同時具備的情況下，在發電的同時通過汽輪機抽汽向熱用戶供熱， 即熱電聯產狀態；若只有電力負荷而無熱力負荷，則機組只發電不抽汽供熱；若只有熱力負荷而無電力負荷，機組停機通過燃氣鍋爐產生蒸汽進行供熱。

2）結算模式

基礎設施項目主要現金流來源爲發電收入和供熱收入，其中：（a）發電收入：項目 公司與浙江省電網公司簽訂購售電合同，於每月1日根據上一月度上網關口表計抄錄在 電力交易平臺進行填報並生成電費結算單，經雙方覈對無誤確認後，開具蓋章的電費結 算單及電費發票進行結算。省電網公司於每月底支付上月相應電費。（b）供熱收入：項目公司與熱用戶簽訂供用熱合同，熱用戶按照申請計劃用氣量或前月用氣量的50%預繳 下月熱費，當月下旬確認當月結算熱量，並根據合同於次月結清上月熱費。

3）兩部制電價

浙江省天然氣發電項目兩部制電價（電量電價＋容量電價）是爲了匹配燃機的調峯定位制定的配套政策。原則上通過電量電費收入承擔天然氣等變動成本，電量電費收入由電量電價及售電量決定，雖然天然氣價格存在一定程度的波動，但得益於電量電價的氣電聯動機制，度電邊際基本保持穩定；原則上通過容量電費收入承擔投資和基本的固定成本， 容量電費收入由容量電價及機組的裝機容量決定，不受發電量影響，因此在發電量不穩定時也能保證項目基本收入。

自2015 年6月試行兩部制電價以來，考慮天然氣價格和燃機機組運行情況，浙江省天 然氣發電項目先後經歷幾次主要的電價政策調整。初期根據天然氣價格變動不定期公佈調 整後的電量電價，2021 年9 月，浙江省發改委價格處發佈《浙江省發展改革委關於優化我省天然氣發電上網電價的通知》（浙發改價格〔2021〕357 號），對天然氣發電機組容量電價進行下調，同時對電量電價引入了明確的氣電聯動公式，具體爲：自2022年1月1日起，9F、9E 機組容量電價調整爲302.4 元/千瓦·年（含稅，下同）；9F、6F 機組電量電價 =天然氣到廠價（含管輸費，下同）÷4.9×稅收調整係數（1.0367）；9E、6B 機組電量電價 =天然氣到廠價÷4.5×稅收調整係數（1.0367）。前述公式中的折算係數（9F機組爲4.9，9E 機組爲4.5）參考不同等級機組發電效率確定，即對於9F機組，標準情況下消耗1方天然氣燃料產生的上網電量爲4.9千瓦時。

4）基本運營情況

江東項目的1#、2#機組於2013年開工建設，2015年全面建成投產。項目定位爲調峯機 組，機組運營情況良好，日常監控維修工作到位，各項指標良好。

（5）基礎設施項目主營業務結算收入情況 

基礎設施項目的主營業務分爲發電業務和供熱業務。報告期內江東項目發電、供熱結算收入及佔比情況如下：

發電業務

（a）電量電費收入

電量電費收入包括基數內售電收入和市場售電收入。

基數內售電：江東項目上網電量主要爲計劃電量即基數內電量，按照浙江省發改委確 定的氣電聯動方式根據天然氣價格確定電價，年度及月度電量由能源局及省電力調控中心 結合電網實際情況和社會對電力電量的需求確定，短期電量由浙江省電力調控中心根據短期電力供需形勢及省內天然氣供應能力進行統一調度，調峯電廠對發電計劃的制定不具備 自主性。每年全省燃氣發電總體電量安排確定後，江東項目的發電量具有一定的可預測性。

市場售電：市場售電即電力市場化交易，主要分爲中長期交易以及現貨交易。。當前，項目公司市場售電方面只參與電力現貨交易（包括日前交易和實時交易），電力調度機構通過日前 市場的出清情況進行發電機組的啓停安排，通過實時市場的實時情況確定發電機組的發電量。

（b）容量電費收入

根據浙江省的兩部制電價政策，容量電費收入由容量電價及機組的裝機容量決定，不 受發電量影響，在發電量不穩定時也能保證項目基本收入。江東項目近三年及一期容量電 價及收入情況如下表。由於2022年開始容量電價下調，導致容量電費收入有所下降。

供熱業務 

供熱業務方面，2021-2024年1-9月江東項目供熱結算收入在同期主營業務收入中佔比 平均約爲5%。江東項目主要向杭州市錢塘區前進智造園範圍內11家企業客戶供熱，在錢塘 區政府部門的統一調配下及各熱源點分區供熱背景下，華電江東供熱業務潛在競爭對手有 限，客戶需求穩中有升。

（6）基礎設施項目主營業務成本情況

基礎設施項目的主營業務成本包括燃料費、外購動力費、水費、委託運行費、材料費 及職工薪酬等，近三年及一期主營業務成本明細情況如下表。江東項目主要運營成本爲燃 料費，即天然氣採購成本，報告期內佔比均超過80％。

基礎設施項目爲燃氣—蒸汽聯合循環機組，發電原料爲天然氣，主要供應管道爲浙江省天然氣管網。江東項目氣源採用混合氣，由西一氣、西二氣、川氣和LNG組成。 

目前浙江燃機天然氣採購方式爲各企業在省能源局牽頭下與中 石油、浙能天然氣公司簽訂天然氣採購合同，簽訂的天然氣數量將按照浙江省能源局出具 的省統調發電用氣計劃有關政策文件執行，具體結算將以項目公司實際用氣量爲準，中石 油供應量之外差額及不足部分，由浙能天然氣公司通過多種途徑統購統銷調節補足，每月 由國家管網公司、中石油、浙能天然氣公司三方確定各企業綜合氣價後在電價側進行疏導。

同時，在天然氣採購合同層面，在臨到期時一般會設置3個月的“緩衝期”，保證天然 氣供應穩定。如華電江東與中石油簽訂的購氣合同中載明，合同期滿後，若雙方尚未簽訂 下一年度的合同，賣方（供氣方）無義務滿足買方用氣需求，若雙方均願意繼續供用氣時， 雙方同意按原合同約定繼續執行3個月。根據過往情況，報告期內江東項目於到期後3個月 內完成購氣合同續簽，天然氣供應平穩。

江東項目由2個供應商共同供氣。2022年採購氣量爲35,425.13萬方，其中供應商A佔比 爲52%，供應商B佔比爲48%，平均採購均價爲3.72/方；2023年採購氣量爲34,312.65萬方， 其中供應商A佔比爲61%，供應商B佔比爲39%，平均採購均價爲3.27/方；2024年1-9月採購 氣量爲33,353.45萬方，其中供應商A佔比爲49%，供應商B佔比爲51%，平均採購均價爲 3.21/方。 

2022年地緣衝突加劇了歐洲能源危機，使得國際天然氣價格居高不下，也隨之推高了 我國進口天然氣價格，天然氣價格較2021年大幅提高。2022年江東項目天然氣價格增加 53.33%。2023年天然氣供應緊張情況有所緩解，天然氣價格小幅下降。2024年1-9月天然氣價格持續小幅下降。

（二）基礎設施項目資產價值情況

在相關假設和相應限定條件下，採用收益法評估的江東燃機電站資產組市場價值爲 160,340.00 萬元，資產組賬面價值爲 141,788.07 萬元，評估增值 18,551.93 萬元，增值率 13.08%。

影響評估結果的重要參數分析

（1）經營預測期

本次收益年限根據2臺燃機發電機組合理壽命年限確定。燃氣機組設計壽命30年，江 東1號、2號機組於2045年到壽命期。故本次經營預測期爲自2024年10月1日至2045年 12 月31日。

（2）運營收入

1）發電收入

量：

根據2024 年 11 月浙江省發展改革委、浙江能源監管辦、浙江省能源局關於印發《2025年浙 江省電力市場化交易方案》的通知，浙江省統調氣電在2025年不參與現貨市場電力交易。 因此2025 年發電量預計與 2022 年、2023 年發電量水平接近，以後年度按 2022 年、2023 年平均發電量作爲未來發電量預測值且不考慮增長。

本次預測期採用 2022-2024 三年平均綜合廠用電率確定電站綜合廠用電率。

根據《2025 年浙江省電力市場化交易方案》以及企業管理層預測，未來氣電能否參與 現貨交易具有較大的不確定性，因此2025年及以後不再預測現貨市場售電量，全部按基數內電量考慮。

價：

基數內電價：存量機組繼續執行兩部制電價，9F、9E 機組容量電價爲 302.4 元/千瓦·年（含稅），電量電價按氣電聯動方式制定，9F、6F 機組電量電價=天然氣 到廠價（含管輸費）÷4.9×稅收調整係數（1.0367）。對於基數內電價按上述文件中氣電聯 動公式計算。

容量電價：按浙發改價格〔2021〕357號文件規定的9F、9E機組容量電價爲302.4元/ 千瓦·年（含稅）計算。

2）供熱收入

目前存續的11家客戶續簽的可能性較大，且預計新增供 熱用戶 4 家。根據江東熱電原有管網目前用熱客戶產能拓展情況，以及正在拓展的熱用戶 的情況，對未來售熱量進行預測。

售熱單價與天然氣價格相關，根據歷史售熱單價與天然氣價格的線性關係，預測未來 年度售熱單價。

（3）運營成本

燃料費：

2024 年10-12 月按預算氣價進行預測，以後年度天然氣價格預計維持2024年水平不變。

燃料費爲天然氣購置成本，目前浙江省燃氣機組用氣由省內組織統計及定價，受目前國際市場價格影響，發電天然氣價格波動較大。選取2022、2023年發電氣耗平均值0.1903方/千瓦 時作爲未來氣耗水平進行預測，未來年度保持不變。

（4）折現率

經測算，稅前折現率爲6.87%。

三、基金可供分配金額測算情況

本基金預測期內預測合併利潤表如下

基礎設施項目合併現金流量表測算

基礎設施項目可供分配金額計算表

基礎設施項目淨現金流分派率計算表

（轉自：REITs家）

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