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一、本基金的整体架构

本基金的整体交易架构如下图所示：

二、基础设施项目概况

（一）基本情况

1、项目概况

本基金拟初始投资的基础设施项目为华电国际、杭燃集团及钱塘产业集团持股子公司华电江东持有的华电杭州江东天然气热电联产项目。

江东项目位于浙江省杭州市钱塘区，项目资产范围包括江东项目相关建（构）筑物及其占地范围的用地、设施设备等，主要建设内容包括2套480.25兆瓦燃气—蒸汽联合循环热电联产机组，配2台9F级燃气轮机、2台余热锅炉、2台抽凝式汽轮机；配套建设2台 50 吨/小时燃气锅炉，以及一台2.1 兆瓦小型向心透平背压式汽轮机等及配套差压发电汽机房和配电室（简称“蒸汽差压发电工程”）。

房屋建筑物主要有主厂房、办公综合楼、取水泵房、蒸汽差压发电工程机房等，主要 建成于2015年，房屋结构类型主要分为钢混结构。 

机器设备主要包括燃气轮机、余热锅炉、抽凝式汽轮机、背压式汽轮机等，设备主要 购置于2015年，分布于各电站的厂房内。

2、经营及盈利模式

1）基础设施项目生产流程

江东项目为2套480.25兆瓦9F高效单轴天然气联合循环热电联产机组，机组以昼起 夜停为主。每套燃气—蒸汽联合循环机组，由一台 M701F4 型燃气轮机、一台 NG M701F4-R 型余热锅炉、一台TC2F-35.4型蒸汽轮机和一台QFR-480-2-21.5型发电机组组 成。按燃气轮机、蒸汽轮机、发电机的顺序由西向东排列，从发电机端往燃气轮机方向 看，机组转向为顺时针方向，功率输出方式为冷端输出。

生产流程方面，天然气在燃烧室燃烧通过燃气轮机带动发电机产生电力，燃气轮机 的余热在余热锅炉不同热度下产生高压、低压主蒸汽，推动汽轮机再次带动发电机产生 电力，通过燃气蒸汽联合循环发电，增加发电容量并提高机组的整体热功效率。电能经 变电设备及输电线路供用户使用。具体生产流程情况如下：

在电力和热力负荷同时具备的情况下，在发电的同时通过汽轮机抽汽向热用户供热， 即热电联产状态；若只有电力负荷而无热力负荷，则机组只发电不抽汽供热；若只有热力负荷而无电力负荷，机组停机通过燃气锅炉产生蒸汽进行供热。

2）结算模式

基础设施项目主要现金流来源为发电收入和供热收入，其中：（a）发电收入：项目 公司与浙江省电网公司签订购售电合同，于每月1日根据上一月度上网关口表计抄录在 电力交易平台进行填报并生成电费结算单，经双方核对无误确认后，开具盖章的电费结 算单及电费发票进行结算。省电网公司于每月底支付上月相应电费。（b）供热收入：项目公司与热用户签订供用热合同，热用户按照申请计划用气量或前月用气量的50%预缴 下月热费，当月下旬确认当月结算热量，并根据合同于次月结清上月热费。

3）两部制电价

浙江省天然气发电项目两部制电价（电量电价＋容量电价）是为了匹配燃机的调峰定位制定的配套政策。原则上通过电量电费收入承担天然气等变动成本，电量电费收入由电量电价及售电量决定，虽然天然气价格存在一定程度的波动，但得益于电量电价的气电联动机制，度电边际基本保持稳定；原则上通过容量电费收入承担投资和基本的固定成本， 容量电费收入由容量电价及机组的装机容量决定，不受发电量影响，因此在发电量不稳定时也能保证项目基本收入。

自2015 年6月试行两部制电价以来，考虑天然气价格和燃机机组运行情况，浙江省天 然气发电项目先后经历几次主要的电价政策调整。初期根据天然气价格变动不定期公布调 整后的电量电价，2021 年9 月，浙江省发改委价格处发布《浙江省发展改革委关于优化我省天然气发电上网电价的通知》（浙发改价格〔2021〕357 号），对天然气发电机组容量电价进行下调，同时对电量电价引入了明确的气电联动公式，具体为：自2022年1月1日起，9F、9E 机组容量电价调整为302.4 元/千瓦·年（含税，下同）；9F、6F 机组电量电价 =天然气到厂价（含管输费，下同）÷4.9×税收调整系数（1.0367）；9E、6B 机组电量电价 =天然气到厂价÷4.5×税收调整系数（1.0367）。前述公式中的折算系数（9F机组为4.9，9E 机组为4.5）参考不同等级机组发电效率确定，即对于9F机组，标准情况下消耗1方天然气燃料产生的上网电量为4.9千瓦时。

4）基本运营情况

江东项目的1#、2#机组于2013年开工建设，2015年全面建成投产。项目定位为调峰机 组，机组运营情况良好，日常监控维修工作到位，各项指标良好。

（5）基础设施项目主营业务结算收入情况 

基础设施项目的主营业务分为发电业务和供热业务。报告期内江东项目发电、供热结算收入及占比情况如下：

发电业务

（a）电量电费收入

电量电费收入包括基数内售电收入和市场售电收入。

基数内售电：江东项目上网电量主要为计划电量即基数内电量，按照浙江省发改委确 定的气电联动方式根据天然气价格确定电价，年度及月度电量由能源局及省电力调控中心 结合电网实际情况和社会对电力电量的需求确定，短期电量由浙江省电力调控中心根据短期电力供需形势及省内天然气供应能力进行统一调度，调峰电厂对发电计划的制定不具备 自主性。每年全省燃气发电总体电量安排确定后，江东项目的发电量具有一定的可预测性。

市场售电：市场售电即电力市场化交易，主要分为中长期交易以及现货交易。。当前，项目公司市场售电方面只参与电力现货交易（包括日前交易和实时交易），电力调度机构通过日前 市场的出清情况进行发电机组的启停安排，通过实时市场的实时情况确定发电机组的发电量。

（b）容量电费收入

根据浙江省的两部制电价政策，容量电费收入由容量电价及机组的装机容量决定，不 受发电量影响，在发电量不稳定时也能保证项目基本收入。江东项目近三年及一期容量电 价及收入情况如下表。由于2022年开始容量电价下调，导致容量电费收入有所下降。

供热业务 

供热业务方面，2021-2024年1-9月江东项目供热结算收入在同期主营业务收入中占比 平均约为5%。江东项目主要向杭州市钱塘区前进智造园范围内11家企业客户供热，在钱塘 区政府部门的统一调配下及各热源点分区供热背景下，华电江东供热业务潜在竞争对手有 限，客户需求稳中有升。

（6）基础设施项目主营业务成本情况

基础设施项目的主营业务成本包括燃料费、外购动力费、水费、委托运行费、材料费 及职工薪酬等，近三年及一期主营业务成本明细情况如下表。江东项目主要运营成本为燃 料费，即天然气采购成本，报告期内占比均超过80％。

基础设施项目为燃气—蒸汽联合循环机组，发电原料为天然气，主要供应管道为浙江省天然气管网。江东项目气源采用混合气，由西一气、西二气、川气和LNG组成。 

目前浙江燃机天然气采购方式为各企业在省能源局牵头下与中 石油、浙能天然气公司签订天然气采购合同，签订的天然气数量将按照浙江省能源局出具 的省统调发电用气计划有关政策文件执行，具体结算将以项目公司实际用气量为准，中石 油供应量之外差额及不足部分，由浙能天然气公司通过多种途径统购统销调节补足，每月 由国家管网公司、中石油、浙能天然气公司三方确定各企业综合气价后在电价侧进行疏导。

同时，在天然气采购合同层面，在临到期时一般会设置3个月的“缓冲期”，保证天然 气供应稳定。如华电江东与中石油签订的购气合同中载明，合同期满后，若双方尚未签订 下一年度的合同，卖方（供气方）无义务满足买方用气需求，若双方均愿意继续供用气时， 双方同意按原合同约定继续执行3个月。根据过往情况，报告期内江东项目于到期后3个月 内完成购气合同续签，天然气供应平稳。

江东项目由2个供应商共同供气。2022年采购气量为35,425.13万方，其中供应商A占比 为52%，供应商B占比为48%，平均采购均价为3.72/方；2023年采购气量为34,312.65万方， 其中供应商A占比为61%，供应商B占比为39%，平均采购均价为3.27/方；2024年1-9月采购 气量为33,353.45万方，其中供应商A占比为49%，供应商B占比为51%，平均采购均价为 3.21/方。 

2022年地缘冲突加剧了欧洲能源危机，使得国际天然气价格居高不下，也随之推高了 我国进口天然气价格，天然气价格较2021年大幅提高。2022年江东项目天然气价格增加 53.33%。2023年天然气供应紧张情况有所缓解，天然气价格小幅下降。2024年1-9月天然气价格持续小幅下降。

（二）基础设施项目资产价值情况

在相关假设和相应限定条件下，采用收益法评估的江东燃机电站资产组市场价值为 160,340.00 万元，资产组账面价值为 141,788.07 万元，评估增值 18,551.93 万元，增值率 13.08%。

影响评估结果的重要参数分析

（1）经营预测期

本次收益年限根据2台燃机发电机组合理寿命年限确定。燃气机组设计寿命30年，江 东1号、2号机组于2045年到寿命期。故本次经营预测期为自2024年10月1日至2045年 12 月31日。

（2）运营收入

1）发电收入

量：

根据2024 年 11 月浙江省发展改革委、浙江能源监管办、浙江省能源局关于印发《2025年浙 江省电力市场化交易方案》的通知，浙江省统调气电在2025年不参与现货市场电力交易。 因此2025 年发电量预计与 2022 年、2023 年发电量水平接近，以后年度按 2022 年、2023 年平均发电量作为未来发电量预测值且不考虑增长。

本次预测期采用 2022-2024 三年平均综合厂用电率确定电站综合厂用电率。

根据《2025 年浙江省电力市场化交易方案》以及企业管理层预测，未来气电能否参与 现货交易具有较大的不确定性，因此2025年及以后不再预测现货市场售电量，全部按基数内电量考虑。

价：

基数内电价：存量机组继续执行两部制电价，9F、9E 机组容量电价为 302.4 元/千瓦·年（含税），电量电价按气电联动方式制定，9F、6F 机组电量电价=天然气 到厂价（含管输费）÷4.9×税收调整系数（1.0367）。对于基数内电价按上述文件中气电联 动公式计算。

容量电价：按浙发改价格〔2021〕357号文件规定的9F、9E机组容量电价为302.4元/ 千瓦·年（含税）计算。

2）供热收入

目前存续的11家客户续签的可能性较大，且预计新增供 热用户 4 家。根据江东热电原有管网目前用热客户产能拓展情况，以及正在拓展的热用户 的情况，对未来售热量进行预测。

售热单价与天然气价格相关，根据历史售热单价与天然气价格的线性关系，预测未来 年度售热单价。

（3）运营成本

燃料费：

2024 年10-12 月按预算气价进行预测，以后年度天然气价格预计维持2024年水平不变。

燃料费为天然气购置成本，目前浙江省燃气机组用气由省内组织统计及定价，受目前国际市场价格影响，发电天然气价格波动较大。选取2022、2023年发电气耗平均值0.1903方/千瓦 时作为未来气耗水平进行预测，未来年度保持不变。

（4）折现率

经测算，税前折现率为6.87%。

三、基金可供分配金额测算情况

本基金预测期内预测合并利润表如下

基础设施项目合并现金流量表测算

基础设施项目可供分配金额计算表

基础设施项目净现金流分派率计算表

（转自：REITs家）

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