鄂尔多斯盆地W油气藏开发项目经济评价

鄂尔多斯盆地W油气藏开发项目经济评价 石油工业技术经济学—— 鄂尔多斯盆地W油气藏开发项目经济评价 姓 名: 班 号: 学 号: 指导老师:黄 耀 琴 时 间: 2011年6月 鄂尔多斯盆地W油气藏开发项目经济评价 2引言:该项目位于陇东地区，包括五个区块，面积约4164?。地表为黄土覆盖，沟谷纵横，地面海拔1050,1460m，相对高差410m，区内气候干燥，交通便利。 勘探简况 1974年，该地区在长8钻遇油层后，由于长6—长8油层物性差，试油产量低，末进行全面勘探。随着钻井、试油、采油工艺技术的提高和研究的深入，认为该区6—长8油层是一个油气丰富并可获得高产的有利地区，是陇东地区增储上产的重要层位。目前共完全钻探井76口，发现了延9、长3、、长6、长7、长8、长8七个含油层，其中长长7、长8、21221长8为主力含油层。根据长8含油层的分布，圈定了A、B、C、D四个含油有利区，各类含2244油面积983.7?，地质储量36155×10t。其中探明石油地质储量3675×10t;控制石油地 44质储量20177×10t;预测地质储量12303×10t。 开发简况 1( A区 到目前为止，已钻开发井91口，平均油层厚度为11.5 m，试油井59口，井均日产油 2436.0t投产井59口,井均日产油初期6.5t,含水2.0%。动用含油面积11?,储量825×10t, 4建产10.3×10t。 2(B区 完钻开发井10口，平均油层厚度为18 m，试油井3口，平均日产纯油13.3 t试采井2口，平均单井日产油5.3t,含水4.8%。 一、开发 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 设计 1(动用面积和储量预测 根据该项目勘探开发现状 分析 定性数据统计分析pdf销售业绩分析模板建筑结构震害分析销售进度分析表京东商城竞争战略分析 ，认为应加快评价速度，尽早投入开发，为此在油藏地质 4评价、储量评价、产能评价、油蒇工程评价基础上，设计建成年产150×10t规模。 2002-2005年，主要选择油藏控制程度高、油层厚度大、试油、试采产量高、物性好、 424储量可靠评价区部署建产150×10t，动用含油气面积213?，动用地质储量1107×10t。 2(开发层系、开发方式及井网部署方案 (1)开发层系 主力层含油层系为长8、长8长8、长8，油层跨度小，流体性质相似，采用一套井1212 网、一套层系开发。 (2)开发方式 根据该盆地三叠系油藏开发经验，结合理论分析与现场实施效果，认为采用注水开发是经济易行的补充能量开发方式。因此，该项目设计实施超前注水开发。 (3)井网设计 1)井网形式 考试到注采井比和经济效益，推荐采用菱形九点井网开发。 2)井网密度 根据满足最终采收率的井网密度和满足单井控制可采储量下限的井网密 2度以扩经济极限与合理井网密度分析，综合确定井网密度为8.1,15.0口/?。 1 (4)井距、排距的确定 根据井网密度及储层物性特征，并结 合同 劳动合同范本免费下载装修合同范本免费下载租赁合同免费下载房屋买卖合同下载劳务合同范本下载 类油藏的开发经验综合考虑，A区井排距为 520m×180m，B区井排距为540m×130m。 3( 单井产能评价 (1)视流度法 根据鄂尔多斯盆地三叠系油田资料统计，采用单位厚度采油指数与视流度的关系计算单井产能。 A区长8，油层Ioh为0.048t/(d?MPa?m),生产压差按设计的6,8 MPa,油层厚1 度17.3 m,单距产能9.0,12.0t/d ; B区长8油层Ioh为0.13t/(d?MPa?m),生产压差按设计的6,8 MPa,油层厚度1 11.5 m,单距产能5.0,6.6t/d 。 (2)试油产能折算法 根据鄂尔多斯盆地已开发油田的实际经验，油井产能一般为试油产能的1/3,1/4。 A区试油78口，日产油4.4,96.0 t,平均32.1 t,长8油层单井产能可达8.0, t。 10.7 ,65.5 t,平均22.5 t,长8油层单井产能可达5.6,7.5t。 B区试油9口，日产油2.1 (3)试采情况 按A试采资料统计，开发井投产59口，前三个月平均单井日产油6.5 t。探井、评价井试采17口，前三个月平均单井日产油4.7 t。因此，在考虑注水开发的条件下，A区单井产能可达5.6,6.0 t。 B区目前投产开发井2口，前三个月平均单井日产油5.3 t。探井、评价井试采10口，前三个月平均单井日产油4.2 t。因此，在考虑注水开发的条件下，B区单井产能可达5.0 t/d左右。 依据上述单井产能综合分析，设计单井产能5.2t/d。 4(预测开发指标 依据前述动用面积和储量预测，开发层系、开发方式及井网部署方案设计，单井 44产量分析情况，要达到产能150×10t，需动用地质储量11077×10t，新钻井总数1236口，利用探井和油藏评价井48口，建油井956口，建水井314口。 在开发方案设计中，平均井深2179m，设计单井日产油5.2t，平均万吨产建进尺 444441.796×10m。2002,2005年分别建产10.3×10t、42×10t、50×10t、48×10t，预测生产指标表1。 2 3 表1 开发指标预测 建设期 生产期 项目 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 设计井数(口) 68 308 424 436 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 其中利用探井(口) 2 9 18 19 0 0 0 0 0 0 生产井(口) 52 237 329 338 0 0 注水井(口) 18 77 108 111 0 0 平均井深(m) 2137 2201 2173 2177 0 0 当年生产井(口) 52 289 618 956 956 956 956 955 949 937 918 900 882 864 847 830 813 当年注水井(口) 18 95 203 314 314 314 314 314 314 314 314 314 314 314 314 314 314 4年产原油(×10t) 4.53 22.62 60.96 102.7 127.11 125.18 121.72 117.07 112.91 108.55 103.37 97.14 90.18 82.75 75.54 68.87 63.08 43 年注水量(×10m)0 2.95 8.34 16.7 25.2 32.15 40.59 48.38 57.31 66.98 76.74 85.7 93.38 99.32 103.84 107.35 110.36 4 二、基础数据与经济 参数 转速和进给参数表a氧化沟运行参数高温蒸汽处理医疗废物pid参数自整定算法口腔医院集中消毒供应 1、基础数据 (1)评价期 评价期为17年，其中建设期4年，生产期13年。 2、经济参数 (1)主要经济参数 ?原油价格:根据近年来国际油价的变化趋势，选取1331元/t。 ?原油商品率:考虑部分自用和损耗，确定为96%。 ?行业基准收益率:12%。 ?行业基准投资回收期:6年。 (2)投资估算与资金筹措 ?固定资产投资前期投资，该项目已利用已钻井48口，投资约13600万元(沉没)。 开发钻井投资总额为250896万元，其中第1年投资5596万元，第2年投资45167万元，第3年投资98590万元，第4年投资101543万元。 地面建设投资总额为129072万元，其中第1年投资5596万元，第2年投资41567万元，第3年投资46759万元，第4年投资35150万元。 投资估算详见附表1。 ? 固定资产投资方向调节税 根据国家规定，石油部门勘探开发取零税率。 ? 流动资金 本项目第5年投入流动资金为9465万元。 ? 资金筹措 本项目固定资产投资的55%为自筹，其余45%考虑银行贷款，贷款利率为8%，流动资金投资中30%为自有资金，70%为银行贷款，贷款利率为5%，采用复利法计算，记入财务费用。 建设期利息按年初法计算:建设期每年应计利息=(年初借款本息累计+本年借款额)，年利率，建设期利息计算总投资。 投资计划与资金筹措详见附表2。 ? 项目总投资 项目总投资=固定资产投资+固定资产投资方向调节税+建设期利息+流动资金 = 425564.2+ 31087.71+9465=466116.9(万元) (3)生产成本和费用估算与分析 根据公司低成本发展战略，结合同类区块历年开采成本测算，评价期该项目平均分项成本如下: 材料费:22元,t; 燃料费:24元,t; 动力费:53元,t; 生产人员工资:19元,t; 职工福利费:按工资14%提取，取2.66元,t; 驱油物注入费:12元,t; 井下作业费:38元,t; 油田维护及修理费:31元,t; 测井试井费:4元,t; 油气处理费:32元,t; 5 运输费:25元,t; 其他直接费:30元,t; 厂矿管理费:36元,t; 销售费用:按销售收入的0.018%提取; 财务费用:取平均每吨商品原油的13.4元; 管理费用:取平均每吨商品原油的53.3元; 折旧费:折旧年限8年。折旧按直线折旧法计算:年折旧额=(固定资产原值-固定资产残值)/折旧年限。 生产成本和费用估算表见附表3。 (4)税金及附加估算 ?增值税 应纳税额=当期销项税额-当期进项税额 原油增值税税率为17%。 销售收入 销项税额,，税率，，1，税率 ，，外购材料费，燃料费，动力费，100% 进项税额,，增值税税率1，增值税税率 维护修理费，稠油热采费，轻烃回收费，50%，， ，，增值税税率1，增值税税率 ，，井下作业费，测井试井费，油气处理费，驱油物注入费，30%，，增值税税率1，增值税税率 ? 城市维护建设税 城市维护建设税以增值税为计税依据，税率为5%; ? 教育费附加 教育费附加按增值税的3%计取; ? 资源税 按原油商品量8元,t计取; ? 矿产资源补偿费 根据销售收入的1%计取; ? 所得税 根据国家规定，一律按25%的统一税率征收企业所得税。 销售收入、销售税金及附加估算见附表4。 (5)利润估算及分配 在利润的分配中，不考虑提取盈余公积金，全为未分配利润。还清借款后，以折旧费的形式归还以前年份还借款垫支的利润，并将这部分未分配的利润转入分配。 还款时，以5年为一个周期,若5年内出现连续亏损，销售利润先不征收所得来税补偿上一年的亏损，剩下的利润再征收所得税。若连续5年亏损，则第6年销售利润要征收所得税，用税后的利润来偿还上一年的亏损。 利润的估算及分配见“损益表“附表5。 三、经济评价 根据上述基本数据，对W油气藏开发项目进行财务评价、风险分析、评价结果并进行 决策。 (1)财务分析 全部投资的财务现金流量计算见附表6所示。 根据财务现金流量(全部投资)，计算财务净现值、财务内部收益率、投资回收期，结 合损益表计算投资利润率和投资利税率: ? 财务净现值(FNPV): ,t17iFNPV,(CI,CO)(1，i),70567.62万元,t, 6 1 ? 财务内部收益率(FIRR): ,t17由 t(CI,CO)(1，FIRR),0,t,1得 FIRR= 17.45% (所得税后) ，FIRR= 20.28%(所得税前) ? 投资回收期(P) t 45207.2P,8,1，,7.645年t78456.8 ?投资利润率 年利润总额投资利润率,，100%,6.39%总投资额 年利税总额投资利税率,，100%,7.77%总投资 ?投资利税率 全部投资内部收益率税前为20.28%，税后为17.45%，均大于行业基准收益率12%,财务净现值税后为70567.62万元，大于0，表明本项目除能够达到行业的最低要求外，还有超额盈余，但该项目的投资回收期P=7.645年大于行业基准投资回收期，所以本项目在财务t 上是不可行的。 (2)盈亏平衡分析 该项目在第五年达到了设计生产要求，这时年固定成本为77757.2万元，可动成本为13727.88万元，年销售收入为162416.1万万，年销售税金及附加为23664.54万元。据此计算盈亏平衡点 年固定成本BEP,，100% 年销售收入-年可动成本-年销售税金及附加 77757.2BEP,，100%,62.194%162416.1,13727.88,23664.54 即该项目只要达到生产设计规模的62.194%，也就是年产量达到127.11万吨，企业就可以保本，见盈亏平衡图1所示。 盈亏平衡图60 50销售收入 40总成本 30 20 10销售收入或成本费用(万元)固定成本 000.10.20.30.40.50.60.70.80.91 固定成本消费收入总成本生产能力利用率(%) 图1 盈亏平衡分析图 7 (3)敏感性分析 项目对投资、成本、价格及产量储因素敏感性分析见表2所示: 表2 敏感分析图 投资 FIRR FNPV 成本 FIRR FNPV 价格 FIRR FNPV 产量 FIRR FNPV -20% 24.98% 120013.6 -20% 20.7% 101700.2 -20% 4.13% -86751.6 -20% 9.98% -150051 -10% 20.58% 89833.51 -10% 18.91% 80676.81 -10% 10.84% -13175.2 -10% 13.6% -44925.1 0 17.54% 70567.62 0 17.54% 70567.62 0 17.54% 70567.62 0 17.54% 70567.62 10% 14.3% 29473.24 10% 15.33% 38629.94 10% 23.29% 132581.9 10% 20.6% 164231.8 20% 11.95% -706.897 20% 13.52% 17606.51 20% 29.51% 206058.4 20% 24.07% 269358.2 根据敏感分析表明所示数据，绘制敏感性分析图，见图2、图3所示: 敏感性分析图300000 250000 200000产 量 FNPV投 资 150000 100000 50000 0 -20%-10%010%20%-50000成本 -100000价 格 -150000 -200000变化率(%)投资成本价格产量 图2 FNPV敏感性分析图 敏感性分析图 35% 30% 价格 25%成本 ()IRR% 20% 15% 10%产量 投 资 5% 0% -20%-10%010%20% 投资成本价格产量行业基准折现率变动率(%) 图3 IRR敏感性分析图 8 从FNPV敏感性分析图中可以看出，本项目从投资、经营成本费用、销售价格、产量四个指标变化程度对财务净现值的影响看，产量的变化程度最为敏感，价格、成本次之，相对来说，投资的变化最不敏感。在项目可行区域内，提高产量，降低经营成本费用，可以提高经济效益。 从IRR敏感性分析图中可以看出，本项目从投资、经营成本费用、销售价格、产量四个指标变化程度对财务内部收益率的影响来看，价格的变化程度最为敏感，产量、投资次之，相对来说，成本的变化最不敏感。在项目可行区域内，采取提高产量，降低经营成本费用，可以提高经济效益。 四、评价总结 该项目的主要经济指标，全部投资内部收益率税前为20.28%，税后为17.45%，均大于 ，表明本项目除能够达到行行业基准收益率12%,财务净现值税后为70567.62万元，大于0 业的最低要求外，还有超额盈余。投资利润率为6.39%,投资利税率为7.77%。 ，则项目不可行，评价本项目求得投资回收期为7.645年大于行业基准投资回收期6年 投资回收期时间过长不利于资金周转，尤其到油田开发后期，不利于企业的发展，分析原因，可能与本经济评价选折的折旧方法有关。本经济评价采用直线折旧法进行折旧，使折旧年限较长，不利于尽快回收投资和加速设备更新等的要求，即不利于企业后期的发展。(由于时间的原因，不再用加速折旧法重新进行评价) 从敏感性和盈亏平衡分析，该项目具有一定的抗风险能力，产量的变化程度最为敏感。 综上所述，从本次经济评价而言，该方案不可行，但真正确定否定该方案，还需要从不同的角度采用其他的方法进行经济评价。若对该项目进行国民经济评价，如果国民经济评价可行，则可以通过国家的一些经济调控，降低税率，给予一些优惠政策等，使该项目在财务上变得可行，从而可以投入实施该项目。 9 附表1 : 固定资产投资估算表 单位:万元 估 算 价 值 占固定资产投资的比例(%) 备注 序 号 工程或费用名称 建筑工程 设备购置 安装工程 其他费用 合 计 其中外币 1 固定资产投资 425564.16 0 100.00% 1.1 工程费用 0 0 0 0 379968 0 89.28571429 1.1.1 开发钻井工程 0 0 0 0 250896 58.95609254 1.1.2 地面建设工程 129072 30.32962174 1.2 其他费用 0 0 0 0 0 0 0 1.2.1 场地使用权 0 0 0 1.2.2 工业产权 0 0 0 1.2.3 投资前研究 0 0 0 1.2.4 培训费 0 0 0 1.2.5 筹建费 0 0 0 1.2.6 其他 0 0 0 1.3 预备费 0 0 0 0 45596.16 0 10.71428571 1.3.1 基本预备费 45596.16 10.71428571 1.3.2 价差预备费 0 0 0 0 0 0 2 固定资产投资方向调节税 0 0 0 3 建设期利息 31087.71 0 7.305058302 合 计 0 0 0 0 456651.87 0 107.3050583 附表2: 投资计划与资金筹措表 单位:万元 序 号 项 目 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 合 计 1 总投资 1.1 固定资产投资 12535.04 97142.08 162790.9 153096.2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 425564.2 1.2 固定资产方向调节税 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.3 建设期利息 451.26 3984.477 10163.71 16488.27 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 31087.71 1.4 流动资金 0 0 0 0 9465 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 9465 小 计 12986.3 101126.6 172954.6 169584.4 9465 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 466116.9 2 资金筹措 2.1 自有资金 6894.272 53428.14 89534.98 84202.89 2839.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 236899.8 其中:用于流动资金 0 0 0 0 2839.5 2839.5 2.2 借款 2.2.1 长期借款 5640.768 43713.94 73255.9 68893.27 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 191503.9 2.2.2 流动资金借款 0 0 0 0 6625.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6625.5 2.2.3 其他短期借款 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.3 其他 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 小 计 25521.34 198268.6 335745.5 322680.6 18930 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 901146 附表3: 生产成本和费用表 单位:万元 序号 项 目 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 1 产品生产成本 58570 64471 77117 90835 95298 94718 93678 92280 33948 32637 31079 29206 27114 24880 22712 20706 18966 1.1 材料费 99.66 497.64 1341.1 2259.4 2796.4 2754 2677.8 2575.5 2484 2388.1 2274.1 2137.1 1984 1820.5 1661.9 1515.1 1387.8 1.2 燃料费 108.72 497.64 1463 2464.8 3050.6 3004.3 2921.3 2809.7 2709.8 2605.2 2480.9 2331.4 2164.3 1986 1813 1652.9 1513.9 1.3 动力费 240.09 1198.9 3230.9 5443.1 6736.8 6634.5 6451.2 6204.7 5984.2 5753.2 5478.6 5148.4 4779.5 4385.8 4003.6 3650.1 3343.2 1.4 生产人员工资 86.07 429.78 1158.2 1951.3 2415.1 2378.4 2312.7 2224.3 2145.3 2062.5 1964 1845.7 1713.4 1572.3 1435.3 1308.5 1198.5 1.5 提取的职工福利费 12.05 60.169 162.15 273.18 338.11 332.98 323.78 311.41 300.34 288.74 274.96 258.39 239.88 220.12 200.94 183.19 167.79 1.6 折旧费 57081 57081 57081 57081 57081 57081 57081 57081 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.7 驱油物注入费 54.36 271.44 731.52 1232.4 1525.3 1502.2 1460.6 1404.8 1354.9 1302.6 1240.4 1165.7 1082.2 993 906.48 826.44 756.96 1.8 井下作业费 172.14 859.56 2316.5 3902.6 4830.2 4756.8 4625.4 4448.7 4290.6 4124.9 3928.1 3691.3 3426.8 3144.5 2870.5 2617.1 2397 1.9 油田维护及修理费 140.43 701.22 1889.8 3183.7 3940.4 3880.6 3773.3 3629.2 3500.2 3365.1 3204.5 3011.3 2795.6 2565.3 2341.7 2135 1955.5 1.10 测井试井费 18.12 90.48 243.84 410.8 508.44 500.72 486.88 468.28 451.64 434.2 413.48 388.56 360.72 331 302.16 275.48 252.32 1.11 油气处理费 144.96 723.84 1950.7 3286.4 508.44 500.72 486.88 468.28 451.64 434.2 413.48 388.56 360.72 331 302.16 275.48 252.32 1.12 运输费 113.25 565.5 1524 2567.5 3177.8 3129.5 3043 2926.8 2822.8 2713.8 2584.3 2428.5 2254.5 2068.8 1888.5 1721.8 1577 1.13 其他直接费用 135.9 678.6 1828.8 3081 3813.3 3755.4 3651.6 3512.1 3387.3 3256.5 3101.1 2914.2 2705.4 2482.5 2266.2 2066.1 1892.4 1.14 厂矿管理费 163.08 814.32 2194.6 3697.2 4576 4506.5 4381.9 4214.5 4064.8 3907.8 3721.3 3497 3246.5 2979 2719.4 2479.3 2270.9 2 财务费用 58.274 290.98 784.19 1321.1 1635.1 1610.3 1565.8 1506 1452.5 1396.4 1329.8 1249.6 1160.1 1064.5 971.75 885.94 811.46 其中:流动资金利息 0 0 0 0 331.28 347.84 365.23 383.49 402.67 422.8 443.94 466.14 489.44 513.92 539.61 566.59 594.92 3 管理费用 231.79 1157.4 3119.2 5255 6504 6405.2 6228.2 5990.2 5777.4 5554.3 5289.2 4970.5 4614.3 4234.2 3865.2 3523.9 3227.7 其中:摊销费 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 矿场资源补偿费 57.883 289.03 778.92 1312.3 1624.2 1599.5 1555.3 1495.9 1442.7 1387 1320.8 1241.2 1152.3 1057.3 965.22 879.99 806.01 4 销售费用 1.0419 52.025 14.021 23.621 29.235 28.791 27.995 26.926 25.969 24.966 23.775 22.342 20.741 19.032 17.374 15.84 14.508 5 成本和费用 58861 65971 81034 97435 103467 102762 101500 99803 41203 39612 37722 35449 32909 30197 27566 25132 23019 6 经营成本费用 1779.9 8889.5 23953 40353 46054 45333 44053 42338 40801 39189 37278 34982 32419 29683 27027 24566 22424 附表4: 销售收入与销售税金及附加计算表 单位:万元 销售价格序号 项目 税率 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 (元/t) 1 原油 1331 2 产量(万t) 4.53 22.62 60.96 102.7 127.11 125.18 121.72 117.07 112.91 108.55 103.37 97.14 90.18 82.75 75.54 68.87 63.08 3 销售收入 5788 28903 77892 131226 162416 159950 155529 149587 144272 138701 132082 124122 115228 105735 96522 87999 80601 4 销售税金及附加 843.4 4211 11349 19120 23665 23305 22661 21795 21021 20227 19245 18085 16789 15406 14064 12822 11744 其中:增值税 748.7 3738 10075 16973 21008 20689 20117 19348 18661 17940 17084 16055 14904 13676 12485 11382 10425 城乡建设税 37.43 186.9 503.7 848.67 1050.4 1034.4 1005.8 967.42 933.04 897.01 854.21 802.73 745.21 683.81 624.2 569.1 521.3 教育附加费 22.46 112.2 302.2 509.2 630.23 620.66 603.51 580.45 559.83 538.21 512.52 481.64 447.13 410.29 374.5 341.5 312.8 资源税 34.79 173.7 468.2 788.74 976.2 961.38 934.81 899.1 867.15 851.03 793.88 746.04 692.58 635.52 580.1 528.9 484.5 附表5: 损 益 表 单位:万元 序 号 项 目 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 1 产品销售收入 5788.3 28903 77892 131226 162416 159950 155529 149587 144272 138701 132082 124122 115228 105735 96522 87999 80601 2 成本与费用 58861 65971 81034 97435 103467 102762 101500 99803 41203 39612 37722 35449 32909 31097 27566 25132 23019 3 销售税金及附加 843.37 4211.3 11349 19120 23665 23305 22661 21795 21021 20227 19245 18085 16789 15406 14064 12822 11744 4 利润总额(1-2-3) -53917 -41279 -14491 14671 35285 33882 31368 27989 82048 78862 75115 70588 65531 59231 54892 50045 45838 5 补偿的前年度亏损额 0 0 0 14671 35285 25412 23526 10793 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6 所得税 0 0 0 0 0 8470.6 7842 6997.3 20512 19716 18779 17647 16383 14808 13723 12511 11459 7 税后利润(4-6) 0 0 0 0 0 25412 23526 20992 61536 59147 56336 52941 49148 44424 41169 37534 34378 8 可供分配的利润 0 0 0 0 0 0 0 10199 61536 59147 56336 52941 49148 44424 41169 37534 34378 9 盈余公积金 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 应分配利润 0 0 0 0 0 0 0 10199 61536 59147 56336 52941 49148 44424 41169 37534 34378 10.1 本年应付利润 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.2 未分配利润 0 0 0 0 0 0 0 10199 61536 59147 56336 52941 49148 44424 41169 37534 34378 累计未分配利润 0 0 0 0 0 0 0 10199 71735 130881 187218 240159 289307 333730 374900 412434 446812 附表6: 财务现金流量表(全部投资) 单位:万元 序号 项 目 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 1 现金流入 1.1 产品销售收入 5788.3 28903 77892.2 131226 162416 159950 155529 149587 144272 138701 132082 124122 115228 105735 96522 87999 80601 1.2 回收固定资产余值 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.3 回收流动资金 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 9465 1.4 其他 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 小计 5788.3 28903 77892.2 131226 162416 159950 155529 149587 144272 138701 132082 124122 115228 105735 96522 87999 90066 2 现金流出 2.1 固定资产投资 12535 97142 162791 153096 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.2 流动资金 0 0 0 0 9465 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.3 经营成本费用 1779.9 8889.5 23952.5 40353.1 46054 45333.1 44053 42338 40801 39189 37278 34982 32419 29683 27027 24566 22424 2.4 销售税金及附加 843.37 4211.3 11349.2 19120 23664.5 23305.2 22661 21795 21021 20227 19245 18085 16789 15406 14064 12822 11744 2.5 所得税 0 0 0 0 0 8470.59 7842 6997.3 20512 19716 18779 17647 16383 14808 13723 12511 11459 小计 15158 110243 198093 212569 79183.5 77108.9 74556 71131 82333 79132 75302 70714 65591 59897 54813 49899 45628 3 净现金流量 -9370 -81340 -120200 -81343 83232.6 82841.1 80973 78457 61938 59569 56780 53407 49637 45838 41709 38101 44438 4 累计净现金流量 -9370 -90710 -210910 -292254 -209021 -126180 -45207 33250 95188 154757 211538 264945 314582 360420 402129 440229 484668 5 折现系数(ic=12%) 0.8929 0.7972 0.7118 0.6355 0.5674 0.5066 0.4523 0.4039 0.3606 0.322 0.2875 0.2567 0.2292 0.2046 0.1827 0.1631 0.1456 6 财务净现值 -8367 -64844 -85559 -51694 47226.2 41967.3 36624 31689 22335 19181 16324 13710 11377 9378.4 7620.2 6214.2 6470.2 7 累计财务净现值 -8367 -72314 -150126 -185727 -118599 -63923 -20447 13430 34325 49832 60817 68011 72102 73742 73469 71801 70568 计算指标: 财务内部收益率:17.54%(所得税后) 20.28%(所得税前) 财务净现值:70567.62万元 投资回收期:7.645年