Оценка эффективности строительства конденсационной электростанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика играет ведущую роль в развитии всех отраслей народного хозяйства. На современном этапе эта роль возрастает.

Энергетика - базис всей промышленности в нашей стране, да и во всем мире. Огромную роль играют тепловые электрические станции, так как именно на них вырабатывается около 80% всей производимой электроэнергии. Поэтому в нашей стране уделяется особое внимание именно топливно-энергетическому комплексу и его развитию.

Россия обладает одним из самых больших в мире потенциалов топливно-энергетических ресурсов. На ее территории, занимающей примерно 10% суши Земли, сосредоточено 45% разведанных запасов газа, 6% нефти и 32% угля.

В рассматриваемый период правительство РФ не собирается отказываться от планов строительства новых электростанций, учитывая, что в настоящее время выработали свой ресурс в 35 млн.кВт генерирующих мощностей, а еще через 30 лет выработавших свой ресурс мощностей станет уже около 90 млн.кВт.

Ввод новых мощностей не изменит структуру установленной мощности электростанции. Достигнутый уровень развития теплофикации, в большинстве регионов должен сохранится в течение 10-15 лет. Так объёмы ввода мощностей на ТЭЦ предполагаются следующими: 7.8 млн. кВт к 2007г., 10.8 млн. кВт к 2014г.

Прирост производства электроэнергии планируется за счёт наращивания использования ядерной энергетики и гидроэнергетики. Но основными производителями электроэнергии останутся в ближайшем будущем тепловые электрические станции. Строительство новых жилых и производственных массивов предопределяет ввод в строй новых энергетических мощностей, т.к. старых не хватает, в том числе и из-за того, что оборудование выработало свой ресурс и пришло в негодность.

1. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА КЭС

1.1 Расчёт основных технико-экономических показателей проектируемой конденсационной электростанции

1.1.1 Определение ежегодных издержек, связанных с эксплуатацией

В курсовой работе рассчитана себестоимость электрической энергии на проектируемой станции мощностью 600 МВт. В качестве основного оборудования используются: турбины К-200-130 и котельные агрегаты производительностью 640 тонн пара в час, работающие на твёрдом топливе.

Эксплуатационные расходы в проектных технико-экономических расчётах, группируются в укрупнённые статьи калькуляции, млн. руб./год:

, (1.1)

где - затраты на топливо;

- расходы на оплату труда;

- амортизация основных производственных средств;

- расходы на ремонт основных средств;

- прочие расходы.

Расчёт затрат на топливо

Число часов работы основного оборудования, т. е. календарное время за вычетом времени простоя в капитальном и текущем ремонте, час/год:

, (1.2)

где - время простоя в ремонте, ч,



Выработка электроэнергии на ТЭС, МВт ч:

, (1.3)

где - установленная мощность станции, МВт;

- число часов использования установленной мощности, ч.

,

Средняя нагрузка электростанции, МВт:

, (1.4)

где - число часов фактической работы, ч.

Среднегодовая нагрузка энергоблока, МВт:

, (1.5)

где - число блоков.

Годовой расход топлива блоками КЭС на выработку электрической нагрузки в установившемся режиме, т у.т./год:

, (1.6)

где - удельный расход условного топлива на холостой ход агрегата,

т у.т./МВт ч.;

и - относительный прирост расхода топлива соответственно до

точки экономической мощности и в зоне перегрузки, т у.т./МВт ч.;

и - экономическая и номинальная мощности, МВт.

Потери топлива в неустановившемся режиме, т у.т./год:

, (1.7)

где и _.- пусковые потери соответственно при останове на

6-10 часов, и при пуске из холодного состояния, т у.т.;

и - число пусков и остановов соответственно на 6 - 10

часов, и из холодного состояния.

Годовой расход топлива на КЭС, т у.т./год:

, (1.8)

Затраты на топливо, млн. руб./год:

, (1.9)

где Ц - цена топлива, руб./т у.т.

.

Расходы на оплату труда

Для приближённых расчётов заработной платы по станции можно использовать формулу, млн. руб./год:

, (1.10)

где - штатный коэффициент;

- средняя зарплата одного работника за год;

Расходы только по эксплуатационному персоналу.

Амортизационные отчисления

Размер амортизационных отчислений, млн. руб./год:

, (1.11)

где - средняя норма амортизации станции в целом;

- капитальные вложения в ТЭС, млн. руб./год:

, (1.12)

где и - капитальные вложения, связанные с установкой одного

блока головного и каждого последующего, млн. руб.;

- коэффициент, учитывающий район размещения;

- коэффициент удорожания в ценах текущего года.

Расходы на ремонт основных средств

Расходы по ремонту, млн. руб./год:

, (1.13)

где - норма отчислений на ремонтное обслуживание от капитальных вложений в ТЭС.

Прочие расходы

К прочим расходам относятся:

- общецеховые и общестанционные расходы;

- расходы по охране труда и техники безопасности;

- налоги и сборы;

- плата за землю

- и др.

Их величина принимается 20 - 30 % от суммарных затрат на амортизацию, ремонт и зарплату, с учётом страховых взносов, млн. руб./год:

, (1.14)

где СОЦ - страховые взносы во вне бюджетные фонды по ставке 30% от расходов на оплату труда.

Эксплуатационные расходы составят, млн. руб/год:

Для оценки достоверности расчётов определим удельный вес топливной составляющей:

, (1.15)

Таким образом, топливная составляющая себестоимости занимает 33,48% от полной производственной себестоимости, что позволяет сделать вывод о приемлемости результатов расчёта издержек производства.

электростанция себестоимость окупаемость риск



1.1.2 Расчёт себестоимости единицы электроэнергии

Годовой отпуск энергии с шин станции, МВт ч:

, (1.16)

где - коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды

станции.

Себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч:

, (1.17)

Себестоимость выработанной энергии, руб./кВт ч:

, (1.18)

Удельный расход условного топлива на выработанный кВт ч,кг у.т/кВт ч:

, (1.19)

Удельный расход условного топлива на отпущенный кВт ч, кг у.т./кВт ч:

, (1.20)

Во втором варианте расчёта установленная мощность КЭС остаётся прежней, состав основного оборудования: 3 блока К-200-130.

Выработка электроэнергии на ТЭС, МВт ч:

Средняя нагрузка электростанции, МВт:

Среднегодовая нагрузка энергоблока, МВт:

Годовой расход топлива блоками КЭС на выработку электрической нагрузки в установившемся режиме, т у.т./год:



Потери топлива в неустановившемся режиме, т у.т./год:

Годовой расход топлива на КЭС, т у.т./год:

Затраты на топливо, млн. руб./год:

Для приближённых расчётов заработной платы по станции можно использовать формулу, млн. руб./год:

Размер амортизационных отчислений, млн. руб./год:

Расходы по ремонту, млн. руб./год:

Эксплуатационные расходы составят, млн. руб/год:

Для оценки достоверности расчётов определим удельный вес топливной составляющей:

Таким образом, топливная составляющая себестоимости занимает 33,985 % от полной производственной себестоимости, что позволяет сделать вывод о приемлемости результатов расчёта издержек производства.

Годовой отпуск энергии с шин станции, МВт ч:

Себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч:

.

Себестоимость выработанной энергии, руб./кВт ч:

Удельный расход условного топлива на выработанный кВт ч, кг у.т/кВт ч:

Удельный расход условного топлива на отпущенный кВт ч, кг у.т./кВт ч:

Таблица 1.1 Пересчёт технико-экономических показателей станции и себестоимости единицы электроэнергии

Наименование показателя	Единица измерения	Значение показателя
Число часов фактической работы турбоагрегата	ч.
Выработка установленной мощности на КЭС	МВт ч
Средняя нагрузка электростанции	МВт
Среднегодовая нагрузка блока	МВт
Годовой расход топлива	т у.т./год
Потери топлива в неустановившемся режиме	т у.т./год
Расход топлива на КЭС	т у.т./год
Затраты на Топливо	млн.руб./год
Расходы по оплате труда	млн.руб./год
Амортизационные отчисления	млн.руб./год
Расходы по ремонтному обслуживанию	млн.руб./год
Прочие расходы	млн.руб./год
Эксплуатационные расходы	млн.руб./год
Годовой отпуск энергии с шин ТЭС	МВт ч
Себестоимость отпущенной энергии	руб./кВт ч
Себестоимость выработанной энергии	руб./кВт ч
Удельный расход топлива на выработанный кВт ч	кг у.т./кВт ч
Удельный расход топлива на отпущенный кВт ч	г у.т./кВт ч

Результаты расчётов двух вариантов сводим в таблицу 1.2.

Таблица 1.2 Основные технико-экономические показатели станции

Наименование Показателя	Единицы измерения	Значение показателя
		сопоставим.	рекомендуем.
Установленная мощность	МВт	600	600
Состав основного оборудования		3ЧК - 200	2ЧК - 300
Число часов использования установленной мощности	ч./год	8165,117	7978
Выработка электроэнергии на ТЭС	МВт ч	4899070,362	4786800
Годовой отпуск энергии с шин станции	МВт ч	4595328	4595328
Удельный расход условного топлива на выработанный кВт ч	кг у.т./кВт ч	0,32011	0,31953
Удельный расход условноготоплива на отпущенный кВт ч	кг у.т./кВт ч	0,341	0,333
Себестоимость единицы электроэнергии: а) выработанной б) отпущенной	руб./кВт ч	0,678 0,723	0,687 0,716
Штатный коэффициент	чел./МВт	0,46	0,39
Удельные капитальные вложения	млн. руб./МВт	21,594	21,7565

Таким образом, по показателю проектной себестоимости первый вариант с составом основного оборудования три блока К-200-130 является более предпочтительным.

Экономический эффект на уровне станции составит, млн.руб./год:



, (1.21)

где - себестоимость единицы отпущенной электроэнергии по сопоставляемому варианту, руб./кВт ч.;

- себестоимость единицы отпущенной электроэнергии по рекомендуемому варианту состава основного оборудования, руб./кВт ч.;

- годовой отпуск электроэнергии по рекомендуемому варианту, МВт ч.

1.2 Расчёт показателей экономической эффективности строительства станции

Срок окупаемости - это период (измеряемый в месяцах, кварталах или годах), начиная с которого первоначальные затраты покрываются суммарными результатами. Другими словами, это интервал времени, в течение которого общий объём капитальных затрат остаётся большим суммы амортизационных отчислений и прироста прибыли предприятия.

Соотношение между доходами и расходами по реализации проекта определяется показателем чистого дисконтированного дохода (ЧДД). Если ЧДД больше нуля то все затраты по проекту окупаются доходами, т. е. данный проект инвестиций можно рекомендовать к практической реализации.

Чистый дисконтированный доход, млн. руб.:



, (1.22)

где К - стоимость строительства станции, млн. руб. ;

- себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч. ;

- годовой отпуск энергии с шин станции, МВт;

- текущий год;

тариф на отпущенный кВт ч с учётом планируемой рентабельности, руб./кВт ч.

, (1.23)

.

Расчёт срока окупаемости станции с тремя блоками К-200-130 сведём в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 Срок окупаемости капитальных вложений с минимальным уровнем рентабельности

Показатели	Расчетный период
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1) Денежный поток по инвестиционной деятельности - капитальные вложения (К)	-13009,984	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2) Денежный поток по основной деятельности:	-	1030,71	1030,71	1030,71	1030,71	1030,71	1030,71	1030,71	1030,71	1030,71	1030,71
3) Чистый денежный поток	-13009,984	2002,463	2002,463	2002,463	2002,463	2002,463	2002,463	2002,463	2002,463	2002,463	2002,463
4) Коэффициент дисконтирования	1	0,909	0,826	0,751	0,683	0,62	0,564	0,513	0,466	0,424	0,385
5) Чистый дисконтированный доход	-3009,984	1820,421	1654,928	1504,48	1367,709	1243,372	1130,338	1027,58	934,164	849,24	772,036
6) ЧДД нарастающим итогом	-3009,984	-11189,563	-9369,143	-7714,215	-6209,735	-4842,026	-3598,655	-2468,317	-1534,153	-684,913	87,123

Период окупаемости не превышает 10 лет.

Капитальные вложения в проект ГРЭС 600 МВт с тремя блоками К-200-130 окупается на десятый год эксплуатации при условии, что уровень рентабельности принимается выше.

1.3 Оценка инвестиционного риска методом анализа чувствительности

Результирующим показателем в расчетах является ЧДД. В этом пункте оценивается влияние на данный показатель изменения двух параметров в диапазоне ±30%:

1) изменение цены топлива;

2) изменение ставки дисконта.

В таблице 1.4 представлен расчет измененного исходного показателя и соответствующего ему значения ЧДД в натуральном выражении, в таблице 1.5 - в относительных единицах. График чувствительности показателя ЧДД изображен на рисунке 1.



Таблица 1.4 Анализ чувствительности

Показатели	Значение показателя ЧДД, млн.руб
	-30	-20	-10	0	+10	+20	+30
Цена топлива, руб./т.у.т.	504	576	648	720	792	864	936
Норма дисконта, %	7	8	9	10	11	12	13
ЧДДТ, млн.руб	2247,938	1527,666	807,394	87,123	-633,149	-1353,421	-2073,693
ЧДДД, млн.руб	1678,903	1112,418	582,842	87,123	-377,5	-813,523	-1223,211

Таблица 1.5 Анализ чувствительности

Показатели	Изменение показателя ЧДД, %
	-30	-20	-10	0	+10	+20	+30
ЧДДТ, %	2480	1653	827	0	-827	-1653	-2480
ЧДДД, %	1827	1177	569	0	-533	-1034	-1504

Рисунок 1 График чувствительности показателя ЧДД, %

2 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА ТЭЦ

2.1 Экономическое обоснование состава основного оборудования с позиции макроэкономики

Техническое решение по составу основного оборудования может приниматься в результате экономической оценки, исходя с позиции макроэкономики, обеспечивающей взаимоувязку отраслевых интересов топливно-энергетического комплекса и народного хозяйства в целом. Данный подход реализуется посредством применения показателя приведенных затрат, который рассчитывается по каждому из конкурсных вариантов в соответствии с методическими рекомендациями, разработанными в КГТУ. Расчет выполняется с помощью табличного процессора Excel (приложение А).

При сравнении вариантов по минимуму приведенных затрат необходимо выполнение следующих условий:

1 Сравниваемые варианты должны быть технически сопоставимы и взаимозаменяемы.

2 Варианты должны обеспечивать одинаковый энергетический эффект, т.е. они должны уравниваться по полезному отпуску энергии и мощности на основе использования системы замыкающих затрат и установок.

3 Все проектируемые мероприятия финансируются из одного источника.

Экономическое обоснование предполагает расчет потенциального народнохозяйственного эффекта в результате экономии приведенных затрат по рекомендуемому варианту состава основного оборудования () по сравнению с сопоставляемым вариантом ().

Для определения оптимального состава основного оборудования в качестве конкурсных вариантов принимаем три турбины ПТ-80/100-130/13, три турбины Т-110/120-130-4 и одну турбину ПТ-135/165-130/15 (вариант 1) и одну турбину ПТ-80/100-130/13, две турбины Р-50-130/13 и пять турбин Т-110/120-130 (вариант 2).

Рассчитаем экономический эффект на макроуровне. Исходные данные представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Исходные данные к расчету

Наименование показателя	Значение показателя
Место проектирования ТЭЦ	Западная-Сибирь
Вид топлива	каменный уголь
Тепловые нагрузки потребителей, Гкал/час: а) в паре б) в горячей воде	700 1400
Годовой коэффициент теплофикации по пару	0,9
Годовой коэффициент теплофикации по горячей воде	0,85
Число часов использования максимума тепловой нагрузки, час/год: а) в паре б) в горячей воде	4800 3100
Электрическая нагрузка потребителей, МВт	700
Число часов использования максимума электрической нагрузки, час/год	5500
Число часов использования номинальной установленной мощности ТЭЦ, час/год	5500
Производительность энергетического котла, т/час	420
Коэффициент полезного действия котла, %	91,7
Число часов работы турбин, час/год	7200
Замыкающие затраты на топливо, руб/т.у.т	720
Замыкающие затраты на электроэнергию, руб/кВтЧч	1,85
Коэффициент удорожания капитальных вложений	118
Среднегодовой фонд оплаты труда одного работающего, руб./год	228000
Районный коэффициент	1,6
Отчисление в социальные фонды (в % к ФОТ), %	30



Таблица 2.2 Приведенные затраты на ТЭЦ

№ варианта	Связь по электроэнергии, млн.кВтЧч	Затраты на перетоки электроэнергии, млн.руб.	Приведенные затраты по ТЭЦ, млн.руб.
	Полезный отпуск электроэнергии с ТЭЦ	Передача в систему и из системы
1	3635	215	397,46	6620,06
2	3741	109	201,34	6341,77

Экономический эффект на макроуровне определяем по формуле:

, (2.1)

где - приведенные затраты по первому варианту (млн.руб.);

- приведенные затраты по второму варианту (млн.руб.).

.

Определим расхождение между вторым и первым вариантами:

,

т.к. расхождение по приведенным затратам 2-х вариантов лежит в диапазоне , варианты с позиции макроэкономики можно считать равноэкономичными.



2.2 Экономическое обоснование состава основного оборудования с позиции микроэкономики

Данный подход основывается на учете экономических интересов предприятий и учитывает изменение его основных хозрасчетных показателей.

Экономическое обоснование предполагает расчет потенциального внутрихозяйственного эффекта по предприятию в результате снижения себестоимости производства электро- и теплоэнергии по рекомендуемому варианту. Проектная себестоимость рассчитывается по каждому варианту.

Таблица 2.3 Исходные данные к расчету себестоимости

Показатели состава оборудования	Условн.обозн.	Рекомендуемый 3ЧПТ-80+ 1ЧПТ-135+3ЧТ-110	Сопоставляемый 1Ч ПТ-80+ 5ЧТ-110+2ЧР-50
Полезный отпуск электроэнергии с ТЭЦ, млн. кВт/ч		3635,12	3741,35
Годовое производство тепла на ТЭЦ, тыс.Гкал		7700	7700
Годовой расход топлива по ТЭЦ, тыс. т.у.т.		2033,36	2126,53
Расход топлива на производство электроэнергии, тыс. т.у.т.		815,60	908,77
На производство теплоэнергии		1217,76	1217,76
Эксплуатационные расходы, млн.руб.		4060,33	4070,21
Затраты на топливо, млн.руб		1468,53	1536,13
Расход на амортизацию, млн.руб.		1333,39	1276,64
Затраты на оплату труда, млн.руб.		393,62	417,33
Затраты на текущий ремонт, млн.руб.		266,68	255,33
Прочие затраты, млн.руб.		598,11	584,79



Таблица 2.4 Калькуляция себестоимости электрической и тепловой энергии (рекомендуемый вариант)

Стадия производства	Элементы затрат, млн.руб.	Всего затрат, млн. руб.	В том числе, млн.руб.
							э/э	т/э
ТТЦ и КЦ	1468,53	666,70	133,34	137,77		2406,34	965,20	1441,13
Машинный зал, ЭЦ		600,03	120,01	137,77		857,80	857,80
Общестанционные расходы		66,67	13,33	118,09	598,11	796,20	444,67	351,52
Всего по ТЭЦ	1468,53	1333,39	266,68	393,62	598,11	4060,33	2267,68	1792,66
Себестоимость единицы электроэнергии, коп./кВт•ч	62,4
Единицы теплоэнергии, руб./Гкал	232,8

а) Затраты по каждой стадии распределяются на два вида энергии по физическому методу, т.е. пропорционально расходу топлива, млн.руб.:

(2.2)

(2.3)

б) Общестанционные расходы на два вида энергии распределяются пропорционально затратам по двум предыдущим стадиям, млн.руб.:

, (2.4)

.

, (2.5)

.

в) Расчет себестоимости единицы энергии с учетом результата по пункту 5 и отпуска энергии из таблицы исходных данных (таблица 2.1).

,

.

Таблица 2.5 Калькуляция себестоимости электрической и тепловой энергии (сопоставляемый вариант)

Стадия производства	Элементы затрат, млн.руб.	Всего затрат, млн. руб.	В том числе, млн.руб.
							э/э	т/э
ТТЦ и КЦ	1536,133	638,32	127,66	146,07		2448,18	1046,22	1401,95
Машинный зал, ЭЦ		574,49	114,90	146,07		835,45	835,45
Общестанционные расходы		63,83	12,77	125,20	584,79	786,59	450,75	335,84
Всего по ТЭЦ	1536,13	1276,64	255,33	417,33	584,79	4070,21	2332,42	1737,79
Себестоимость единицы электроэнергии, коп./кВт•ч	62,3
Единицы теплоэнергии, руб./Гкал	225,7

а) Затраты по каждой стадии распределяются на два вида энергии по физическому методу, т.е. пропорционально расходу топлива, млн.руб.:

.



б) Общестанционные расходы на два вида энергии распределяются пропорционально затратам по двум предыдущим стадиям, млн.руб.:

.

в) Расчет себестоимости единицы энергии с учетом результата по пункту 5 и отпуска энергии из таблицы исходных данных (таблица 2.1).

Как показывают расчеты, в качестве основного оборудования выбираем сопоставляемый вариант 1ЧПТ-80+ 2ЧР-50+5ЧТ-110.

Экономический эффект на микроуровне.

(2.6)

.

Сопоставляемый вариант является предпочтительным по себестоимости производства электроэнергии и на уровне предприятия годовой экономический эффект составляет 54,9 млн. руб./год.



2.3 Расчёт показателей экономической эффективности строительства станции

Чистый дисконтированный доход, млн.руб:

,

где К - стоимость строительства станции, млн. руб. ;

- себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч. ;

- годовой отпуск энергии с шин станции, МВт;

- текущий год;

тариф на отпущенный кВт ч с учётом планируемой рентабельности, руб./кВт ч. В расчетах принят равным 0.94.

Таблица 2.6 Показатели экономической эффективности

Показатели	Расчетный период
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1) Денежный поток по инвестиционной деятельности - капитальные вложения (К)	-18018,84	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2) Денежный поток по основной деятельности	-	757,81	757,81	757,81	757,81	757,81	757,81	757,81	757,81	757,81	757,81
3) Чистый денежный поток	8018,84	2998,27	2998,27	2998,27	2998,27	2998,27	2998,27	2998,27	2998,27	2998,27	2998,27
4) Коэффициент дисконтирования	1	0,909	0,826	0,751	0,683	0,620	0,564	0,513	0,466	0,424	0,385
5) Чистый дисконтированный доход	-18018,84	2725,43	2476,570	2251,70	2047,82	1861,93	1691,02	1538,11	1397,19	1271,27	1154,33
6) ЧДД нарастающим итогом	-18018,84	-15293,41	-12816,84	-10565,14	-8517,32	-6655,39	-4964,37	-3426,26	-2029,06	-757,80	396,54

Срок окупаемости станции с составом оборудования 1ЧПТ-80+ 2ЧР-50+5ЧТ-110 осуществляется на десятом году эксплуатации станции.

3 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕКОНСТРУКЦИИ ДЕЙСТВУЮЩЕЙ ТЭС

3.1 Показатели эффективности инвестиционного проекта

Экономическая оценка мероприятий по реконструкции существующих ТЭС предполагает расчет коммерческой эффективности инвестиций, направляемых на данные цели, которая определяется на основе анализа хозрасчетных показателей предприятий.

Для оценки коммерческой эффективности рассчитываются показатели, устанавливающие соотношения финансовых затрат и результатов, обусловленных реализацией инвестиций инвестиционного проекта: чистый доход, срок окупаемости, рентабельность, внутренняя норма доходности.

Показатели эффективности могут определяться разными методами. Статические методы не учитывают изменения движения капитала в течение времени осуществления проекта, методы дисконтирования позволяют учесть неравноценность одинаковых сумм поступлений и платежей, относящихся к разным периодам времени осуществления проекта.

Первый в системе показателей коммерческой эффективности - чистый доход, который определяется как превышение интегральных результатов над интегральными затратами.

С учетом разграничения общей суммы затрат, стоимостной оценкой результата является, во-первых, прирост прибыли, достигаемый при внедрении на практике тех или иных мероприятий, а во-вторых, «амортизационные отчисления», являющиеся не статьей расхода, а наравне с прибылью - внутренним источником финансирования:



, (3.1)

где - доход в j-м году расчетного периода;

- амортизационные отчисления в j-м году;

- прирост прибыли предприятия в том же году.

В качестве основного подхода к расчету результата от внедрения мероприятий в энергетике предлагается использовать расчленение полного (интегрального) результата на отдельные составляющие. Так, прирост прибыли предприятия наблюдается как вследствие увеличения выручки от реализации продукции основного производства, продукции вспомогательного производства, оказания прочих видов услуг, так и вследствие экономии текущих затрат по производству продукции.

Величина чистого дохода определяется по формуле:

, (3.2)

где - доход в периоде j;

- продолжительность периода отдачи от инвестиций;

- инвестиционные расходы в периоде t;

- продолжительность процесса инвестиций.

Оценка планируемых затрат и результатов осуществляется в пределах расчетного периода, включающего продолжительность процесса инвестиций и продолжительность периода отдачи от инвестиций.

Для стоимостной оценки результатов и затрат в расчетах курсового проектирования рекомендуется использовать базисные цены, под которыми понимают цены, сложившиеся в народном хозяйстве на определенный момент времени. Базисная цена на любую продукцию и ресурсы считается неизменной в течение всего расчетного периода.

Срок окупаемости - это период (измеряемый в месяцах, кварталах или годах), начиная с которого первоначальные затраты покрываются суммарными затратами результатами. Другими словами, это интервал времени, в течение которого общий объем капитальных затрат остается большим суммы амортизационных отчислений и прироста прибыли предприятия.

Расчетный показатель срока окупаемости сопоставляется или с рекомендуемым его значением, или с требованием инвестора. Заключение об эффективности инвестиционного анализа.

Перечисленные показатели эффективности наряду со стратегическими методами могут рассчитываться и методами дисконтирования, позволяющие определить, насколько будущие поступления оправдают сегодняшние затраты. В этом случае соизмерение разновременных показателей осуществляется путем приведения (дисконтирования) их к ценности в начальном периоде.

Для приведения разновременных затрат и результатов используется ставка сравнения (Е), равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал. Ставка сравнения определяет темп снижения ценности денежных ресурсов с течением времени.

Приведение к базисному году затрат и результатов, имеющих место в t-м году реализация проекта, производится путем умножения на коэффициент дисконтирования а(t), определяемый для постоянной ставки сравнения Е как:

, (3.3)

где t - номер года (t - 0,1,2…T);

T - горизонт счета.

Рассмотренные выше показатели определяются по следующим формулам.

Чистый дисконтированный доход:

, (3.4)

где - доход в периоде j;

- продолжительность периода отдачи от инвестиций;

- коэффициент дисконтирования по ставке сравнения;

- первоначальные затраты;

- продолжительность процесса инвестиций.

Если отдача начинается спустя после начала осуществления проекта, т.е. , то вместо следует применять .

Подчеркнем, что в формуле (3.4) годом приведения является год начала инвестиций, что согласуется с рекомендуемым ранее расчетом всех величин в базисных ценах.

Если расписать коэффициент дисконтирования, то формула чистого дисконтированного дохода имеет вид:

, (3.5)

Наиболее распространенным условием при выполнении работы является небольшой период существования первоначальных затрат. В этом случае допустимо считать осуществление инвестиций разовой суммой, тогда формула расчета чистого дисконтированного дохода имеет вид:



. (3.6)

3.2 Экономическая оценка эффективности проекта

В данном разделе использованы основные положения методических рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования, утвержденные Госстроем России, Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ и Госкомпромом России 2000 г., общие принципы которых применимы от отраслевых и региональных особенностей. Для учета в расчетах особенностей электроэнергетики здесь использованы отраслевые методы экономического обоснования результатов НИР и новой техники в энергетике, утвержденные Министерством энергетики и электрификации в 2002 году.

3.2.1 Стоимостная оценка производственных результатов проекта

Карта выявленных производственных результатов и их стоимостная оценка приводятся в таблицах 3.1 и 3.2 соответственно. После реконструкции турбоагрегат К-160-130 обозначается Т-135-130.

Таблица 3.1 Выявленные результаты реконструкции действующей ТЭС

Наименование показателей	Условное обозначение	Способ расчёта	Значение показателей
			до внедрения	после внедрения
Установленная электрическая мощность, МВт	NЭуст	по заданию	160	135
Установленная тепловая мощность отборов, МВт	Qуст	по заданию	40	150
Число часов использования установленной мощности, ч	фуст.мощ	по заданию	8250	8250
Число часов использования максимума тепловой нагрузки, ч	фmax.теп	по заданию	3500	3500
КПД турбоустановки по производству электроэнергии	зэ	(2.42) /с.25, с.39/	0,455	0,55
КПД турбоустановки по производству тепловой энергии	зm	(2.43) /с.25, с.40/	0,98	0,98
Удельный расход тепла на выработку электроэнергии, кДж/кВт.ч	qэту	(2.46), /с.29, с.41/	7912,1	6545,5
КПД нетто	зн	(2.49), /с.30, с.42/	0,381	0,461
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии, кг/кВт.ч	bотпэ	(2.51), /с.30, с.42/	0,323	0,267
Удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии, кг/ГДж	bтотп	(2.55), /с.30, с.42/	39,47	39,47
Изменение установленной электрической мощности, МВт	?Nэуст	Nэ1уст-Nэ2уст	Ч	25
Изменение установленной тепловой мощности, МВт	?Qуст	Q1уст-Q2уст	Ч	110
Изменение расхода топлива на отпуск электроэнергии, тыс. т.у.т.	?Вэ	bотпэ . ?Wотп	Ч	54,88

Таблица 3.2 Стоимостная оценка производственных результатов

Показатели	Обозначение	Способ определения	Значение
Цена топлива, руб/т.у.т		Данные энергосистемы	720
Снижение затрат на топливо на производство электроэнергии, млн. руб/год			44,9
Тариф на электроэнергию, коп/(кВт ч)		Данные из лаб.раб. №2	87,22
Себестоимость электроэнергии, коп/(кВт ч)		Данные из лаб.раб. №2	62,3
Тариф на теплоэнергию, руб/Гкал		Данные из лаб.раб. №2	394,97
Себестоимость теплоэнергии, руб/Гкал		Данные из лаб.раб. №2	225,7
Снижение дохода от реализации электроэнергии млн.руб/год			51,397
Доход от реализации дополнительной теплоэнергию, млн.руб			65,171
Амортизация на прирост стоимости основных производственных фондов			1,12
Экономический результат от реализации реконструкции, млн.руб			59,8

3.2.2 Оценка экономической привлекательности проекта

Смета затрат на реконструкцию приведена в таблице 3.3.

Таблица 3.3 Смета затрат на реконструкцию

Наименование (шифр) документа	Наименование работ и затрат	Единица измерения	Кол-во единиц	Стоимость единицы, руб.	Стоимость общая, руб.
01010103	Разборка цилиндров: - ЦВД - ЦСД	шт. -//-	1 1	40305 20135	40305 20135
01010304	Разборка проточной части: -ЦВД -ЦСД	-//- -//-	1 1	39270 27346	39270 27346
01020204	Полная замена крепежа корпусов ЦВД	-//-	1	84145	84145
01020501	Полная замена крепежа корпусов ЦСД	-//-	1	48195	48195
01030103	Ремонт каминных уплотнений ЦВД	-//-	1	16485	16485
01030209	Ремонт каминных уплотнений ЦСД	-//-	1	4316	4316
01040201	Ремонт обойм диафрагм со смещением обойм в осевом направлении, ЦВД	-//-	1	72542	72542
01040401	Ремонт обойм диафрагм со смещением обойм в осевом направлении, ЦСД	-//-	1	30381	30381
01050508	Ремонт диафрагм ЦВД с восстановлением осевых зазоров и шабрением горизонтального разъема турбин	-//-	1	176965	176965
01070107	Ремонт наружного корпуса ЦВД	-//-	1	127842	127842
01070202	Ремонт наружного корпуса ЦСД	-//-	1	126449	126449
01071002	Перецентровка корпуса цилиндра ЦВД	-//-	1	24419	24419
01071004	Перецентровка корпуса цилиндра ЦСД	-//-	1	24419	24419
01071505	Ремонт обшивы турбины: -ЦВД -ЦСД	-//- -//-	1 1	3713 4177	3713 4177
01071801	Замена соплового аппарата	-//-	1	8340	8340
01071904	Замена направляющего аппарата регулирующей ступени	-//-	1	8961	8961
01080104	Контрольная сборка ЦВД	-//-	3	35057	105171
01080202	Контрольная сборка ЦСД	-//-	3	32166	96498
01080404	Сборка и закрытие ЦВД	-//-	1	77576	77576
01090202	Ремонт со снятием корпуса подшипника	-//-	2	75321	150642
02010106	Ремонт ГШ-350-16	-//-	2	12281	24562
08030107	Замена элементов каркаса и металлоконструкций ГШ-350-16	т	10	6910	69100
02020105	Ремонт ПВ-425-230	шт	2	34451	68902
08030107	Замена элементов каркаса и металлоконструкций ПВ-425-230	т	24	6910	165840
02030308	Ремонт ПСГ-1300-3-8	шт	1	16500	16500
08030107	Замена элементов каркаса и металлоконструкций ПСГ-1300-3-8	т	7	6910	48370
02030309	Ремонт ПСГ-2300-3-	шт	3	17065	51195
08030107	Замена элементов каркаса и металлоконструкций ПСГ-2300-3-8	т	21	6910	145110
	Прочие работы (10-15%)				230145
	Итого:				2148016
	Итого с учетом коэффициентов		2757503
	Общие затраты на реконструкцию				5013642

Для осуществления реконструкции необходимы капиталовложения, млн.руб, которые складываются из затрат на приобретение оборудование и затрат на строительно-монтажные работы.



, (3.7)

где - затраты на строительно-монтажные работы, млн.руб,

- затраты на приобретение оборудования, млн.руб.

, (3.8)

где - коэффициент удорожания, равный 118.

Оценочно их величина составит 16,001 млн.руб. т.к. сумма является достаточно приемлемой, то осуществляем капиталовложения в течение одного года (время, необходимое для осуществления реконструкции).

Далее проводим расчет показателей экономической эффективности.

Годовой доход от реализации реконструкции:

, (3.9)

где - коэффициент, учитывающий инвестиционный риск, равный 0,7.

Годовой чистый доход:



, (3.10)

кде - капиталовложения, млн.руб.

Коэффициент дисконтирования (KD):

, (3.11)

где Е - ставка дисконтирования, равная 0,1;

n - порядковый номер года.

Чистый дисконтированный доход:

, (3.12)

Результат расчетов заносим в таблицу 3.4.

Таблица 3.4 Показатели экономической эффективности капитальных вложений

Показатели	Расчетный период
	0	1	2	3
Денежный поток по инвестиционной деятельности - кап. вложения (К)	-16,001	-	-	-
Денежный поток по основной деятельности:	-	41,86	41,86	41,86
Чистый денежный поток	-16,001	41,86	41,86	41,86
Коэффициент дисконтирования	1	0,909	0,826	0,751
Чистый дисконтированный доход	-16,001	38,054	34,595	31,45
ЧДД нарастающим итогом	-16,001	22,054	56,649	88,099



Так как ЧДД нарастающим итогом становится больше нуля на первом году, следовательно, срок окупаемости проекта составляет около одного года, что является хорошим показателем.

Таким образом, экономически целесообразно реализовать данный проект по реконструкции турбоагрегата К-210/215-130.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В курсовой работе была рассмотрена оценка эффективности инвестиций в объекте энергетики. Оценка производилась в соответствии с методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования, утвержденные Госстроем России, Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ и Госкомпромом России 2000 г.

В первом разделе произведена оценка эффективности строительства КЭС. В качестве рекомендуемого состава основного оборудования принимается три блока К-200-130 с котельными агрегатами производительностью 640 тонн пара в час, что обеспечивает экономический эффект на уровне станции в сумме 32,167 млн.руб./год.

Во втором разделе произведена оценка эффективности строительства ТЭЦ. По результатам расчетов выбираем сопоставляемый вариант 1ЧПТ-80+ 2ЧР-50+5ЧТ-110. По себес...