某央企新能源项目经济评价边界条件取值表（2026版）
一、光伏、风电项目上网电量
1、就地消纳项目
在对拟建项目所在区域与电网点电力市场环境分析研判的基础上，结合各地区公布的可再生能源规划、可再生能源电力总量消纳责任权重等文件，综合考量电力供需现状及未来发展情况，按政府部门、行业协会、电网企业、电规总院等权威机构公布的该区域或电网点同类型在运新能源项目过去 3 年 内行业平均弃风率、弃光率对理论上网电量进行折减修正，同时参照本单位或同等管理能力水平二级单位的同区域、同类型在运新能源项目上年度平均上网小时数，取二者较小值。
2、特高压通道外送消纳项目
有政府框架协议且明确保障上网电量的项目，上网电量按协议电量计列；
其余部分电量及无政府框架协议的项目，参考同线路过去 3 年 内政府部门、行业协会、电网企业、电规总院等权威机构公布的平均弃风率、弃光率对理论上网电量进行折减修正，作为拟建项目的评价用上网电量。
3、分布式光伏项目
应充分考虑工商业、户用分布式光伏项目组件安装倾角受限、方位角不统一、附近存在遮挡物等实际情况，保守选取系统效率、估计发电量损失，原则上不按照当地最优倾角和最佳方位角计算评价用上网电量。户用分布式光伏项目建设涉及多个县级市时，评价用上网电量预估值应精确到县级市。
二、光伏、风电项目上网电价
1、就地消纳项目
1）市场化交易项目
现货市场运行区域，新能源上网电价依据项目所在区域同类型在运新能源项目（参与现货交易）上一年结算电价为主，参照过去 3 年 内政府部门、行业协会、电网企业、电规总院等权威机构公布的市场化交易电价变化趋势，结合区域现货市场规则情况及未来电力市场预测分析的基础上，研判确定拟建项目的上网电价；
现货市场暂未运行，仅中长期市场运行区域，新能源上网电价分段考虑并加权。结合本区域现货市场推进计划，明确参与中长期交易时段和现货市场时段。现货市场未实质性运行以前，上网依据政府部门、行业协会、电网企业、电规总院等权威机构公布的项目所在区域同类型在运新能源项目上一年结算电价，结合区域中长期交易规则、辅助服务市场规则及未来电力市场预测分析的基础上，研判确定拟建项目的中长期交易时段上网电价；现货市场启动后，在中长期时段平均上网电价的基础上，考虑现货市场分摊费用、偏差费用，结合区域现货市场规则情况及未来电力市场预测分析的基础上，研判确定拟建项目的现货交易时段上网电价。
2）保障性收购项目（明确不参与市场化交易的项目）
对于国家及地方政府明确承诺全生命周期不参与市场交易的项目，按照项目批复电价，考虑辅助服务等分摊后，研判确定拟建项目的上网电价。
3）自发自用、余电上网项目
自用部分电价应在充分考虑自用电比例、尖峰、峰、平、谷段时间分布等条件基础上，考虑现货市场价格趋势，给出合理的电价折扣。同时依照集团公司《关于优化用户侧综合智慧能源项目投资管理的通知（试行）》，在风险分析时，应按照“全额上网”进行底线测算。
4）市场费用分摊参考标准
现货市场下的系统调节成本或市场运行成本按 0.05-0.08 元/千瓦时 分摊计列。具体分摊情况结合各区域电力市场环境研判确定并说明计列依据。非现货市场条件下的辅助服务费按 0.03-0.05 元/千瓦时 计列。有明确政策要求的按要求执行。
5）绿色环境价格
依据政府部门、行业协会、电网企业、电规总院等权威机构公布的项目所在区域同类型在运新能源项目上一年绿电（绿证）交易实际情况，确定交易比例和价格。
2、特高压通道外送消纳项目
1）有政府框架协议且明确保障上网电价的项目，上网电价按协议价计列；
有政府框架协议但未明确电价机制以及无政府框架协议的项目，参照政府部门、行业协会、电网企业、电规总院等权威机构公布的上年度同送出线路的在运外送新能源项目的平均上网电价，结合受端电力市场供需形势及市场交易政策，研判确定拟建项目的上网电价。
2）费用分摊与绿色环境价格参考就地消纳项目。
附件：各类项目边界条件取值表
提示：以下内容由高清切片经全景 OCR 识别整理归档。为适配 Markdown 格式，原表格中跨列合并的连续长段落已被完整还原，分布在对应的多列中以避免文字流失。
表1 新能源项目边界条件取值表
| 序号 | 项目 | 光伏 | 风电 |
|---|---|---|---|
| 一、基本参数 | |||
| 1 | 运营期 | 25年 | 陆上风电 20 年，海上风电 25 年 |
| 二、投融资参数 | |||
| 1 | 建设投资 | 结合招标采购计划确定项目建设投资，包含送出工程、共用设施投资，并根据实际情况考虑是否计入为后期预留的共用设施投资。 | |
| 2 | 资本金比例 | 一般不低于动态总投资的 20%。 | |
| 3 | 流动资金 | 30 元/kW，按 100%自有资金考虑。 | 陆上风电 30 元/kW，海风 40 元/kW，按 100%自有资金考虑。 |
| 4 | 可抵扣税金 | 项目工程总概算中设备进项税，或以静态投资 10% 进行估算。 | |
| 5 | 贷款利率 | 对于未锁定贷款利率的项目，执行五年期以上 LPR。对于已锁定贷款利率的项目，按照从严原则，以五年期国债利率上浮 50 个 BP 为底线基准值，对于锁定利率低于基准值的，按照基准值考虑。对于锁定利率高于基准值，但低于五年期以上 LPR 的，按照锁定利率上浮 25 个 BP 执行，上限为五年期以上 LPR。短期贷款按一年期人民币贷款市场报价利率 (LPR) 执行。 | |
| 6 | 还款年限及方式 | 一般按 15 年，本金等额、利息照付方式。项目有特殊要求的按要求执行。 | |
| 三、成本参数 | |||
| 1 | 折旧费 | 直线法折旧，折旧年限为 20 年，残值率为固定资产原值的 5%（风电）和 3%（光伏）。 | |
| 2 | 维修、材料及其他费用 | 参照《集团公司光伏生产成本标准 (2015年版)》、《新能源项目委托运维管理参考费用标准 (2023版)》计列。 项目能提供委托运维合同或相关协议，且合同或协议中约定的费用能完全覆盖经营期运维费用的，可按签订金额计列；若不能完全覆盖的，应在合同或协议约定的费用之上，按上述有关标准的要求，额外增加委托运维方式下相关材料、修理、其他费用。 | 陆上风电项目参照《集团公司风电生产成本标准 (2014年版)》、《新能源项目委托运维管理参考费用标准 (2023版)》计列，海上风电项目参照行业规范《风电场项目经济评价规范》(NB/T31085-2016) 的下限值计取。 项目能提供委托运维合同或相关协议，且合同或协议中约定的费用能完全覆盖经营期运维费用的，可按签订金额计列；若不能完全覆盖的，应在合同或协议约定的费用之上，额外增加委托运维费用。 |
| 3 | 用工 | 按照集团公司“效率决定用工、效率调整薪酬”管理机制及《光伏电站用工配置技术标准》执行。 | 按照集团公司“效率决定用工、效率调整薪酬”管理机制及《风力发电场用工配置技术标准》执行。 |
| 4 | 职工工资、福利费等 | 1) 职工工资标准应对标产业所在区域、同类型企业典型岗位，结合企业战略定位后，合理确定。 2) 福利费按照规范计列；社会保险、住房公积金等按地方标准比例计列（一般可按年工资的 60%计列）。 | |
| 5 | 保险费 | 按固定资产原值乘以保险费率计取：陆地集中 0.0575%；分布式 0.0579%；水面 0.1269%。 | 按固定资产原值计算：海风（东南海）0.5965%；海风（渤黄海）0.3542%；陆风 0.0592%。 |
| 6 | 摊销费 | 包括无形资产和其他资产的分期摊销，摊销年限一般按 5 年计算。 | |
| 7 | 其他相关费用 | 海域使用费、土地使用税等按各地实际情况计列；政府补贴等视性质纳入评价。 | |
| 四、税金 | |||
| 1 | 增值税及附加 | 增值税率 13%，风电享受即征即退 50% 政策；城建税 7%、5%、1%，教育附加 3%，地方 2%。 | |
| 2 | 所得税率 | 一般为 25%，享受“三免三减半”。至 2030 年 12 月 31 日，西部鼓励类减按 15%。 | |
| 五、收益参数 (详见前文所述) | |||
| 六、技术参数 | |||
| 1 | 综合效率 | 集中式不超 82%；分布式不高于 80%；双面增益不超过 5%。 | 陆风折减系数 65%-75%，海风折减系数 72%-80%。 |
| 2 | 组件衰减率 | 根据《光伏发电站晶体硅组件选型技术规范》要求取值。 | —— |
附注：
1.评价使用的五年期国债利率以评价时财政部发布的国债业务公告中最新五年期储蓄国债（电子式）票面年利率为准。
2.集团公司后续将分省区逐步发布关于电量、电价方面的测算参考值。
3.项目的经济性评价采用“1+X”评价指标体系，其中“1”为即资本金财务内部收益率。
4.项目风险分析中应对市场化电量和电价进行详细分析。
表2 绿电转化项目边界条件取值表
| 序号 | 项目 | 加氢站项目 | 风光制氢项目 | 风光制氢转化化学品项目 | 取值依据 |
|---|---|---|---|---|---|
| 一、基本参数 | |||||
| 1 | 建设期 | 按 1-2 年考虑，具体结合建设方案和工期计划综合取定。 | |||
| 2 | 运营期 | 20 年 | 按照主体投资运营期考虑，20-25 年。纯风电制氢项目，运营期 20 年；纯光伏制氢项目，运营期 25 年；包含风电、光伏项目，分段计算运营期。 | 按照主体投资运营期考虑，20-25 年。纯风电制氢项目，运营期 20 年；纯光伏制氢项目，运营期 25 年；包含风电、光伏项目，分段计算运营期。（如果化学品项目运行年限小于 20 年，则化学品项目到期后的运营期按照风光制氢项目计算。） | 参照集团相关规定、《中石油项目经济评价方法与参数》。 |
| 3 | 认证期 | —— | 应根据产品不同，考虑绿色产品认证时间影响。绿色航油认证期可按 2.5 年考虑，认证期内无产品销售，也无成本费用（折旧和贷款仍需正常考虑）；绿色甲醇认证期可按 3-5 个月考虑，认证期内可生产产品但不可销售，需认证完成后销售。 | 结合塔城绿色航油项目经验。 | |
| 4 | 达产年 | 应根据产品不同，合理确定首年达产率及达产年。 | 化工项目经验及专家意见。 | ||
| 二、投融资参数 | |||||
| 1 | 建设期贷款利率 | 对于未锁定贷款利率的项目，执行五年期以上 LPR。对于已锁定贷款利率的项目，按照从严原则，以五年期国债利率上浮 50 个 BP 为底线基准值，对于锁定利率低于基准值的，按照基准值考虑。对于锁定利率高于基准值，但低于五年期以上 LPR 的，按照锁定利率上浮 25 个 BP 执行，上限为五年期以上 LPR。短期贷款按一年期人民币贷款市场报价利率 (LPR) 执行。 | 根据《关于采用合理资金成本进行投资收益测算的请示》。 | ||
| 2 | 资本金比例 | 一般不低于动态总投资的 20%。 | 根据《关于发布集团公司境内基建、境内股权投资项目收益率基准及资本金比例的通知》。 | ||
| 3 | 还款年限及方式 | 根据投资方实际情况计算，无特殊情况项目按照 15 年计列（不含建设期）。还款方式为本金等额，利息照付。 | |||
| 三、成本参数 | |||||
| 1 | 氢气采购费用 | 指加氢站购入氢气发生的费用，应列出氢气购入量，并按照采购价格分别估算。对于制氢加氢一体站不考虑此项费用。 | —— | —— | |
| 2 | 氢气损耗费 | 指氢气在输转、销售过程中发生的损耗，应根据损耗比例列出氢气损耗量，并按照采购价格分别估算。 | —— | —— | |
| 3 | 运输费 | 指购入氢气到加氢站承担的运输费用，按购入量、运距和单位运费计算。对于制氢加氢一体站不考虑此项费用。 | —— | —— | |
| 4 | 外购燃料和动力费 | 指用于生产的电力、水等费用，据实计列。 | |||
| 5 | 风光部分委托运行费 | —— | 按照集团委托运行管理费用标准计算外委合同费用，委托运行费外需计算管理人员成本及总部分摊成本。如外委合同已经约定具体金额，可按照约定计算。 | 《新能源项目委托运行参考费用标准》 | |
| 6 | 辅助材料费（催化剂等） | —— | 指不构成产品实体，但有助于产品形成的从项目评价范围外部购进的材料，如化学药剂等。辅助材料费的估算需要相关专业提出外购辅助材料年耗用量，根据预测价格，计算到厂价格并考虑损耗。 | 化工项目经验及专家意见。 | |
| 7 | 电解槽热备费用 | —— | 对于风光柔性制氢项目，若采用碱液电解槽，需考虑维持电解槽热备所消耗电量产生的费用。 | 结合项目经验。 | |
| 8 | 产品出厂到交付地运输费 | 根据与用户产品交付协议，按照运输方式，确定出厂到交付地的运输费用。 | |||
| 9 | 外购电费 | 外购电费=外购电量*外购电价 | |||
| 10 | 水费 | 水费=水量*水价 | |||
| 11 | 认证费用 | —— | —— | 各类绿色化学品，按照认证需要，据实列入相关费用。（投产前发生的费用计入静态投资中，投产后发生的费用计入运营期中。） | |
| 12 | 原料费用 | —— | —— | 绿色碳源等原料费用，依照实际情况计算。 | |
| 13 | 年容量电费 | 依照当地政策计算。 | |||
| 14 | 自发自用附加费 | 依照项目实际情况计算。 | |||
| 15 | 折旧费 | 直线法折旧，折旧年限 20 年、残值率 3% | 直线法折旧，折旧年限风光部分 20 年，制氢部分 15 年、风电部分残值率 5%，光伏部分残值率 3%，制氢部分残值率 5% | 直线法折旧，折旧年限风光部分 20 年，制氢部分 15 年、化工部分 15 年、风电部分残值率 5%，光伏部分残值率 3%，制氢部分残值率 5%、化工部分 5% | 参照集团相关规定、《中石油项目经济评价方法与参数》。 |
| 16 | 维修费 | 取固定资产原值的 2.5% | 风光部分已包含在委托运行费中，制氢部分取固定资产原值的 2.5%。 | 风光部分已包含在委托运行费中，制氢部分取固定资产原值的 2.5%、化工部分取固定资产原值的 2.5%。 | 参照集团相关规定、《中石油项目经济评价方法与参数》。 |
| 17 | 用工 | 按照集团公司“效率决定用工、效率调整薪酬”管理机制，通过工作分析设定岗位，与行业标杆企业对标，原则上不超过行业标杆企业用工标准。 | 结合集团公司“效率决定用工、效率调整薪酬”管理机制核定。 | ||
| 18 | 职工工资、福利费及其他费用 | 1) 职工工资标准应对标产业所在区域、同类型企业典型岗位，结合企业战略定位后，合理确定。 2) 福利费按照《集团公司福利费管理办法》规范计列；社会保险、住房公积金等人工成本按地方标准比例计列，首年缴费基数可按标准工资确定，次年及以后按上年月收入确定。（一般可按年工资的 60%计列） | |||
| 19 | 保险费 | 取固定资产原值的 0.1%。 | 参照集团相关规定、《中石油项目经济评价方法与参数》。 | ||
| 20 | 摊销费 | 摊销年限为 5 年。 | 参照集团相关规定、《中石油项目经济评价方法与参数》。 | ||
| 21 | 土地租赁费用 | 依照项目实际情况计算。 | |||
| 22 | 电解槽大修费用 | —— | 电解槽大修一般为 10-12 年，项目全寿命期内至少需考虑一次电解槽大修费用。具体取费对比不同厂家要求后确定。对于碱液电解槽，当前可采用在第 10 年按照单槽 100 万（1000Nm³/h）大修费用考虑。 | 化工项目经验及专家意见。 | |
| 四、税金 | |||||
| 1 | 增值税 | 13% | 13%，风电项目需考虑 50%即征即退，光伏项目无此政策。 | 根据《关于深化增值税改革有关政策的公告》《关于风力发电增值税政策的通知》。 | |
| 2 | 城市建设维护税及教育费附加 | 城市建设维护税：7%（城市市区）、5%（县城、建制镇）以及 1%（城市、县城、建制镇以外的地区）； 教育费附加：3%； 地方教育费附加：2% | 根据《中华人民共和国城市维护建设税法》《征收教育费附加的暂行规定》《国务院关于进一步加大财政教育投入的意见》。 | ||
| 3 | 所得税率 | 25%，有税收优惠政策的按政策执行。 自 2021 年 1 月 1 日至 2030 年 12 月 31 日，对设在西部地区的鼓励类产业企业减按 15%的税率征收企业所得税。 | 根据《中华人民共和国企业所得税法》《中华人民共和国企业所得税法实施条例》《关于延续西部大开发企业所得税政策的公告》。 | ||
| 五、收益参数 | |||||
| 1 | 售氢收入 | 售氢收入 = 氢气销售量 × 氢气销售价格 | |||
| 2 | 售电收入 | 售电收入 = 电销售量 × 电销售价格 | |||
| 3 | 化工收入 | —— | 化工收入 = 化工产品销售量 × 化工产品销售价格 | ||
| 4 | 其他收入 | —— | 若项目中存在副产氢气、二氧化碳、灰渣等其他收入，据实计列。 | ||
附注：
1.评价使用的五年期国债利率以评价时财政部发布的国债业务公告中最新五年期储蓄国债（电子式）票面年利率为准。西藏地区贷款利率参考《中国人民银行拉萨中心支行关于印发<西藏金融机构贷款利率定价转换过渡时期利率执行的工作指引>的通知》，暂不执行本指引贷款利率规定。
表3 绿电交通项目边界条件取值表
| 序号 | 项目 | 充电站 | 换电站（适用于换电重卡） | 依据 |
|---|---|---|---|---|
| 一、基本参数 | ||||
| 1 | 运营期 | 8 年 | 8 年 | 调研已实施项目，根据充换电设备的使用寿命期限确定。 |
| 二、投融资参数 | ||||
| 1 | 建设投资 | 含建设期场地租赁费。 | 含建设期场地租赁费。 | |
| 2 | 资本金比例 | 一般不低于动态总投资的 20%。 | 一般不低于动态总投资的 20%。 | 根据《关于发布集团公司境内基建、境内股权投资项目收益率基准及资本金比例的通知》。 |
| 3 | 可抵扣税金 | 根据增值税政策，建设期的增值税在运营期进行抵扣。按建设投资中的设备材料费、建安工程费等分别计算可抵扣的税额分别计算。 | ||
| 4 | 贷款利率 | 对于未锁定贷款利率的项目，执行五年期以上 LPR。对于已锁定贷款利率的项目，按照从严原则，以五年期国债利率上浮 50 个 BP 为底线基准值，对于锁定利率低于基准值的，按照基准值考虑。对于锁定利率高于基准值，但低于五年期以上 LPR 的，按照锁定利率上浮 25 个 BP 执行，上限为五年期以上 LPR。短期贷款按一年期人民币贷款市场报价利率 (LPR) 执行。 | 根据《关于采用合理资金成本进行投资收益测算的请示》。 | |
| 5 | 还款年限及方式 | 5 年，按本金等额、利息照付方式 | ||
| 三、成本参数 | ||||
| 1 | 折旧年限 | 直线法折旧，折旧年限为 8 年。 | 执行集团公司《关于统一集团公司发电及供热设备折旧年限及投资性房地产由“成本法”调整为“公允价值计量”的通知》。 | |
| 2 | 残值率 | 3% | 执行集团公司上述通知。根据项目性质，若充电站在运营期结束免费移交相关部门，可不考虑残值。 | |
| 3 | 运维管理费 | 每根充电桩 0.8 万元/年；当采用外委模式时，根据外委合同内容确定。 | 每个换电站 20 万元/年；不考虑换电站运营期间的电池检测及维护费。 | 调研已实施项目。 |
| 4 | 用工 | 按照集团公司“效率决定用工、效率调整薪酬”管理机制，通过工作分析设定岗位，与行业标杆企业对标，原则上不超过行业标杆企业用工标准。 | 调研已实施项目，结合集团公司薪酬管理机制核定。 | |
| 5 | 职工工资、福利费及其他费用 | 自助充电，不考虑相关费用。 | 1)职工工资标准应对标产业所在区域、同类型企业典型岗位，结合企业战略定位后，合理确定。 2)福利费按照规范计列；社会保险、住房公积金等按地方标准比例计列（一般可按年工资的 60%计列） | |
| 6 | 保险费 | 按固定资产净值的 0.05% 计取每站每年的保险费。 | 按固定资产净值（不包含电池）的 0.05%计取每站每年的保险费。 | 参考集团公司工程保险相关规定。 |
| 7 | 购电电价 | 参考电力现货市场价格。 | 根据《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》等。 | |
| 8 | 场地租赁费 | 根据项目租地性质及当地租地政策确定 | ||
| 9 | 数字化平台使用费 | 480 元/桩·年 | 每个换电站 5 万元/年 | 调研已实施项目。 |
| 10 | 无线网络使用费 | 每个充电站 2 万元/年 | 每个换电站 2 万元/年 | 调研已实施项目。 |
| 11 | 支付平台通道费 | 收入（充电电费+充电服务费）的 0.4% | 收入（充电电费+换电服务费）的 0.4% | 调研已实施项目。 |
| 12 | 备用电池租赁费用 | —— | 282kWh 备用电池：6700 元/套·月 350kWh 备用电池：8100 元/套·月 | 调研已实施项目。 |
| 四、税金 | ||||
| 1 | 增值税 | 13% | 根据《关于深化增值税改革有关政策的公告》。 | |
| 2 | 城市建设维护税及教育费附加 | 城市建设维护税：7%（城市市区）、5%（县城、建制镇）以及 1%（城市、县城、建制镇以外的地区）； 教育费附加：3%； 地方教育费附加：2% | 根据《中华人民共和国城市维护建设税法》《征收教育费附加的暂行规定》《国务院关于进一步加大财政教育投入的意见》。 | |
| 3 | 所得税 | 25% | 根据《中华人民共和国企业所得税法》。 | |
| 五、收益参数 | ||||
| 1 | 充电电价 | 根据项目所在地的电力市场交易规则和市场电价政策确定。 | ||
| 2 | 充/换电服务费 | 0.3-0.8 元/kWh | 0.4-0.5 元/kWh | 需符合市场定价。 |
| 六、技术参数 | ||||
| 1 | 总用电量 | 含充放电损失及站用电 | ||
| 2 | 售电量 | 用户实际充电量 | 电池实际充电量 | |
| 3 | 站用电及充电线损 | 总用电量（含充放电损失及站用电）的 2%-5% | 总用电量（含充放电损失及站用电）的 8%-10% | 调研已实施项目。 |
| 4 | 负荷率 | 5%-10% | —— | 调研已实施项目。 |
| 5 | 单根充电桩功率 | 家用及商务用车充电站：7kW/20kW 重型卡车充电站：240kW/300kW/320kW 出租车充电站：120kW 公交车充电站：60kW/80kW/90kW/120kW | —— | 调研已实施项目。 |
| 6 | 桩车比例 | 家用及商务用车充电站：1:3 或 1:4 重型卡车充电站：1:4 或 1:5 出租车充电站：1:4 公交车充电站：1:2 | —— | 调研已实施项目。 |
| 7 | 单车电池容量 | —— | 282kWh/350kWh | 调研已实施项目。 |
| 8 | 换电站容量 | —— | 8 工位 282kWh/350kWh 电池换电设备的电力容量为 2000kVA； 10 工位 282kWh/350kWh 电池换电设备的电力容量为 3150kVA | 调研已实施项目。 |
| 9 | 每辆车综合能耗 | —— | 2kWh/km | 调研已实施项目。 |
| 10 | 每辆车日运营里程 | —— | 200km-300km | 调研已实施项目。 |
| 11 | 电池充放电效率 | —— | 90% | 调研已实施项目。 |
| 12 | 充电深度 | —— | 80% | 调研已实施项目。 |
| 13 | 每辆车换电时间 | —— | 7min | 调研已实施项目。 |
| 14 | 每块电池满充时间 | —— | 0.8h | 调研已实施项目。 |
| 15 | 年运营天数 | —— | 300 天 | 调研已实施项目。 |
| 16 | 年换电次数 | —— | 30000 次/年 | 调研已实施项目。 |
附注： 1.评价使用的五年期国债利率以评价时财政部发布的国债业务公告中最新五年期储蓄国债（电子式）票面年利率为准。西藏地区贷款利率参考《中国人民银行拉萨中心支行关于印发<西藏金融机构贷款利率定价转换过渡时期利率执行的工作指引>的通知》，暂不执行本指引贷款利率规定。 2.已调研实施项目：宁夏铝业中卫新能源公司宁夏中卫滨河公交场站充电站项目、国电投锦润新能源科技有限公司兰考综合智慧零碳电厂、河北公司保定综合智慧零碳电厂项目一期、五凌电力二广高速蔡锷、白马、梅城服务区一期项目、山东能源发展有限公司济南双泉路一期充电站项目；淄博能源宝洋纯电动重卡换电站项目、重庆公司重庆丰都砂石料运输项目、山西铝业有限公司铝矾土运输项目、河南公司平顶山姚孟电厂煤炭运输/城市渣土项目、山东能源发展有限公司济南双泉路莱钢钢铁运输项目等。
表4 电化学储能项目边界条件取值表
| 序号 | 项目 | 电网侧能量型储能 （锂离子电池）项目 | 电网侧功率型储能 （锂离子电池）项目 | 火储联合调频 （锂离子电池）项目 | 用户侧储能 （锂离子电池）项目 | 铅酸/铅碳电池 储能项目 | 液流电池 储能项目 | 依据 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 一、基本参数 | ||||||||
| 1 | 建设期 | 按 1 年考虑，具体结合建设方案和工期计划综合取定。 | ||||||
| 2 | 运营期 | 电网侧 25 年 | 电网侧 25 年 | 依照火电厂寿命确定，合理区间为 20-25 年 | 按照与用户的服务协议确定，合理区间为 8-25 年 | 电网侧 25 年；用户侧按照与用户的服务协议确定，合理区间为 5-25 年 | 电网侧 25 年 | 经行业调研和广泛征求意见。定义参照《电力储能系统术语》(GB/T 42313-2023) |
| 二、投融资参数 | ||||||||
| 1 | 贷款利率 | 对于未锁定贷款利率的项目，执行五年期以上 LPR。对于已锁定贷款利率的项目，按照从严原则，以五年期国债利率上浮 50 个 BP 为底线基准值，对于锁定利率低于基准值的，按照基准值考虑。对于锁定利率高于基准值，但低于五年期以上 LPR 的，按照锁定利率上浮 25 个 BP 执行，上限为五年期以上 LPR。 短期贷款按一年期人民币贷款市场报价利率 (LPR) 执行。 | 根据《关于采用合理资金成本进行投资收益测算的请示》。 | |||||
| 2 | 资本金比例 | 一般不低于动态总投资的 20%。 | 根据《关于发布集团公司境内基建、境内股权投资项目收益率基准及资本金比例的通知》。 | |||||
| 3 | 流动资金 | 30 元/kW | ||||||
| 4 | 可抵扣税金 | 依照项目实际情况计算，可研阶段前可按照静态投资的 10%计算。 | ||||||
| 5 | 还款年限及方式 | 一般按 15 年（不含建设期），若项目运营期不高于 15 年时，还款年限为运营期的三分之二，如非整数年限则进一。有特殊要求的按要求执行。 还款方式为本金等额，利息照付。 | 经行业调研和广泛征求意见。 | |||||
| 三、成本参数 | ||||||||
| 1 | 折旧费 | 项目残值率为 3% 折旧费计算方式为按照直线折旧法，折旧年限若运营期大于等于 20 年，则折旧年限为 20 年；若运行期小于 20 年，则折旧年限为运营期年限。 | 非电池部分残值率 3%。电池部分残值率如有收购约定则按照收购约定执行（约束收购约定措施见附注2）；如没有约定则按照有色金属市场回收价格计算残值为 15%-20%。 | 非电池部分残值率 3%。电池部分残值如有收购约定则按照收购约定执行（约束收购约定措施见附注2）；如没有约定则按照电解液市场回收价格计算残值为 30%。 | 经行业调研和广泛征求意见。 | |||
| 2 | 维修费 | 包含在委托运行费中。 | ||||||
| 3 | 委托运行费 | 电化学储能项目现阶段的运维费用的市场价范围为 3-8 元/(千瓦时·年)。具体取值推荐如下： 3 元/(千瓦时·年) 储能装机>600MWh 5 元/(千瓦时·年) 储能装机 100-600MWh 8 元/(千瓦时·年) 储能装机 5-100MWh | 电化学储能项目现阶段的运维费用的市场价范围为 8-12 元/(千瓦时·年)。如果项目容量较低，实际运维费用大于此标准，建议按照资产原值的 1%左右测算。 | 电化学储能项目现阶段的运维费用的市场价范围为 3-8 元/(千瓦时·年)。具体取值推荐如下： 3 元/(千瓦时·年) 储能装机>600MWh 5 元/(千瓦时·年) 储能装机 100-600MWh 8 元/(千瓦时·年) 储能装机 5-100MWh | 经行业调研和广泛征求意见。 | |||
| 4 | 外购电费 | 调峰模式： 外购电费 = 用电价格(元/kWh) × 损耗电量(kWh) 现货模式： 外购电费 = 购电价格(元/kWh) × 购电电量(kWh) | 购电费用 = 购电价格(元/kWh) × 电能损耗(kWh) | |||||
| 5 | 用工 | 按照集团公司“效率决定用工、效率调整薪酬”管理机制，通过工作分析设定岗位，与行业标杆企业对标，原则上不超过行业标杆企业用工标准。 | 结合集团公司“效率决定用工、效率调整薪酬”管理机制核定。 | |||||
| 6 | 职工工资、福利费及其他费用 | 1) 职工工资标准应对标产业所在区域、同类型企业典型岗位，结合企业战略定位后，合理确定。 2) 福利费按照《集团公司福利费管理办法》规范计列；社会保险、住房公积金等人工成本按地方标准比例计列，首年缴费基数可按标准工资确定，次年及以后按上年月收入确定。（一般可按年工资的 60%计列） | ||||||
| 7 | 材料费 | 包含在委托运行费中。 | ||||||
| 8 | 保险费 | 可参照近期集团公司统保的同地区同类型项目的保险合同计列。若无，可按固定资产原值乘以保险费率计取，保险费率为 0.1%。 | 经行业调研和广泛征求意见。 | |||||
| 9 | 其他费用 | 包含在委托运行费中。 | ||||||
| 10 | 摊销费 | 摊销年限为 5 年。 | ||||||
| 11 | 土地费用 | 依照项目实际情况计算。 | ||||||
| 12 | 电池系统更换费用 | 电池系统更换一般为 8-10 年，具体取费可参考同地区同类型项目，若无，则按照电池系统设备静态投资的 60%计算。 | 电池系统更换一般为 3-5 年，具体取费可参考同地区同类型项目，若无，则按照电池系统设备静态投资的 60%计算。 | 电池系统更换一般为 8-10 年，具体取费可参考同地区同类型项目，若无，则按照电池系统设备静态投资的 60%计算。 | 电池日历寿命 5 年，循环寿命 1000 次/3000 次（铅酸/铅碳），电池更换年限以日历寿命和循环寿命先到者为准，具体取费可参考同地区同类型项目，若无，则按照电池系统设备静态投资的 80%计算。 储能电池更换计算方法：应优先按照投资计算，依照本指引对投资的规定，计算资本金、贷款等，并在换电池后的运行期计算本次换电池所产生的折旧与残值。如评价软件受限导致无法按照上述要求计算，则可以将换电池的费用一次性计入当年的成本费用中。 | —— | 经行业调研和广泛征求意见。 | |
| 四、税金 | ||||||||
| 1 | 增值税 | 13% | 根据《关于深化增值税改革有关政策的公告》。 | |||||
| 2 | 城市建设维护税及教育费附加 | 城市建设维护税：7%（城市市区）、5%（县城、建制镇）以及 1%（城市、县城、建制镇以外的地区）； 教育费附加：3%； 地方教育费附加：2% | 根据《中华人民共和国城市维护建设税法》《征收教育费附加的暂行规定》《国务院关于进一步加大财政教育投入的意见》。 | |||||
| 3 | 所得税率 | 25%，有税收优惠政策的按政策执行。 自 2021 年 1 月 1 日至 2030 年 12 月 31 日，对设在西部地区的鼓励类产业企业减按 15%的税率征收企业所得税。 | 根据《中华人民共和国企业所得税法》《中华人民共和国企业所得税法实施条例》《关于延续西部大开发企业所得税政策的公告》。 | |||||
| 五、收益参数 | ||||||||
| 1 | 调峰(售电)收入 | 调峰模式： 调峰收入 = 调峰价格(元/kWh) × 调峰里程(kWh) 现货模式： 售电收入 = 售电价格(元/kWh) × 售电电量(kWh) | 调峰收入 = 调峰里程(MW) × 调节性能系数 × 服务价格(元/MW) | 调频收入 = 调频里程(MW) × 调节性能系数 × 服务价格(元/MW) × 约定收益比例(%) | 售电收入 = 售电价格(元/kWh) × 售电电量(kWh) | 依照子场景，参照锂电公式计取。 | 依照子场景，参照锂电公式计取。 | 具体取值根据当地政策要求。 |
| 2 | 容量租赁收入 | 容量租赁收入 = 租赁价格 × 租赁容量 | 具体取值根据当地政策要求。 | |||||
| 3 | 需求侧响应 | —— | 年度收益 = 响应容量(MW) × 响应价格(元/MW/次) × 年响应次数(次) | —— | ||||
附注：
1.评价使用的五年期国债利率以评价时财政部发布的国债业务公告中最新五年期储蓄国债（电子式）票面年利率为准。西藏地区贷款利率参考《中国人民银行拉萨中心支行关于印发<西藏金融机构贷款利率定价转换过渡时期利率执行的工作指引>的通知》，暂不执行本指引贷款利率规定。
2.对于约定收购电池价格高于市场价格的项目，可以考虑以下四种措施保障残值回收价格：
（1）与电池供应公司签署合同，合同中明确收购方式及价格。
（2）支付履约保障金，保障乙方履行收购约定。
（3）通过保险转嫁风险，乙方履约风险可以通过“合同履约保证保险”进行承保。
（4）第三方背书，选择乙方的母公司或者乙方联合体中的相关方通过签署备忘录的方式为乙方提供信用背书，保证乙方的履约能力。