Дипломная работа. Проект мини-ТЭЦ в г. Речица. 2007 г. / ДП набранный / 9. Экономика

9. Технико-экономическое обоснование проекта.

Любой инвестиционный проект вне зависимости от источников финансирования должен быть экономически оправдан, т.е. выгода полученная от проекта должна покрывать затраты необходимые для его реализации. Для оценки экономической эффективности внедрения мини-ТЭЦ проведем расчет основных экономических показателей.

9.1 Технико-экономическое обоснование установки

котла для сжигания лигнина.

В данном разделе приведены результаты выполненной оценки эффективности использования инвестиционных ресурсов на реализацию проекта установки котла для сжигания лигнина на проектируемой мини-ТЭЦ. Цель проведения данных расчетных исследований состоит в получении научно-обоснованной информации для принятия решения об инвестировании проекта.

Поскольку инвестиции представляют собой долгосрочное вложение экономических ресурсов с целью создания и получения чистых выгод в будущем, для оценки эффективности инвестирования необходимо все требуемые вложения и отдачу по проекту оценить с учетом временной ценности денег. Т.е. с учетом того обстоятельства, что сумма денег, находящаяся в распоряжении инвестора в настоящее время, обладает большей ценностью, чем такая же сумма в будущем. Поэтому при оценке эффективности вариантов используется принцип дисконтирования потока реальных денег.

При установке котла сжигающего местные виды топлива экономический эффект достигается за счет разности в стоимости сжигаемого топлива (замещение импортируемого газа местным видом топлива – лигнином).

Определим капиталовложения и простой срок окупаемости проекта.

Стоимость оборудования составляет 108,66 млн. долл. США.

Стоимость строительно-монтажных работ составляет 25% от стоимости оборудования и равна – 27,165 млн. долл. США.

Стоимость проектных работ составляет 10% от стоимости строительно-монтажных работ и равна – 2,7165 млн. долл. США.

Стоимость пуско-наладочных работ составляет 4% от стоимости оборудования и равна – 4,35 млн. долл. США.

Капиталовложения в мероприятие:

К_МВТ=108,66+27,165+2,7165+4,35=142,8915 млн. долл. США.

Определяем годовые затраты на сжигаемое топливо (если бы топливо был газ и существующее - лигнин), млн. долл. США

З=В_Ч·Т_Ч·n·C_Т·10^-9,

где В_Ч – часовой расход топлива работающими котлами (см. раздел 2.3 «Тепловой расчет котлоагрегата БКЗ-75-37-440 ФБ»);

Т_Ч – число часов работы котлов в год, 8760ч;

n – число работающих котлоагрегатов, n=2;

C_Т – стоимость топлива, долл./ тнт.

З_ГАЗ=5671·8760·2·110·10^-9=10,93 млн. долл. США

З_МВТ=35000·8760·2·2,33·10^-9=1,429 млн. долл. США

Определяем разность в стоимости сжигаемого топлива, млн. долл. США

∆C= З_ГАЗ- З_МВТ=10,93-1,429=9,501 млн. долл. США.

Определяем срок окупаемости мероприятия за счет разности в стоимости сжигаемого топлива, год

С учетом того, что 90% постоянных издержек составляет топливная составляющая, для укрупненного расчета другими издержками можно пренебречь.

Ср_ок= К_МВТ/∆C=142,8915/9,501=15,0 лет.

Определим экономическую эффективность методом динамического срока окупаемости.

Метод динамического срока окупаемости обладает преимуществами благодаря более объективному отражению экономической ситуации. Это достигается путем учета изменения стоимости денег, посредством коэффициента дисконта.

Таблица 9.1.1

Расчет уровня внутренней доходности.

годы	Кап. вложения (млн. долл. США)	Экономия (млн. долл. США)	d=10%	d=20%	Настоящая стоимость при 10%	Настоящая стоимость при 20%	Чистый дисконтированный доход при 10%	Чистый дисконтированный доход при 20%
1	2	3	4	5	6	7	8	9
0	142,89		1	1			-142,89	-142,89
1		9,501	0,9524	0,9434	9,05	8,96	-133,84	-133,93
2		9,501	0,9070	0,8900	8,62	8,46	-125,23	-125,47
3		9,501	0,8638	0,8396	8,21	7,98	-117,02	-117,50
4		9,501	0,8227	0,7921	7,82	7,53	-109,20	-109,97
5		9,501	0,7835	0,7473	7,44	7,10	-101,76	-102,87
6		9,501	0,7462	0,7050	7,09	6,70	-94,67	-96,17
7		9,501	0,7107	0,6651	6,75	6,32	-87,92	-89,85
8		9,501	0,6768	0,6274	6,43	5,96	-81,48	-83,89
9		9,501	0,6446	0,5919	6,12	5,62	-75,36	-78,27

Продолжение табл. 9.1.1

1	2	3	4	5	6	7	8	9
10		9,501	0,6139	0,5584	5,83	5,31	-69,53	-72,96
11		9,501	0,5847	0,5268	5,56	5,01	-63,97	-67,96
12		9,501	0,5568	0,4970	5,29	4,72	-58,68	-63,24
13		9,501	0,5303	0,4688	5,04	4,45	-53,64	-58,78
14		9,501	0,5051	0,4423	4,80	4,20	-48,84	-54,58
15		9,501	0,4810	0,4173	4,57	3,96	-44,27	-50,62
16		9,501	0,4581	0,3936	4,35	3,74	-39,92	-46,88
17		9,501	0,4363	0,3714	4,15	3,53	-35,78	-43,35
18		9,501	0,4155	0,3503	3,95	3,33	-31,83	-40,02
19		9,501	0,3957	0,3305	3,76	3,14	-28,07	-36,88
20		9,501	0,3769	0,3118	3,58	2,96	-24,49	-33,92
21		9,501	0,3589	0,2942	3,41	2,79	-21,08	-31,12
22		9,501	0,3418	0,2775	3,25	2,64	-17,83	-28,48
23		9,501	0,3256	0,2618	3,09	2,49	-14,74	-26,00
24		9,501	0,3101	0,2470	2,95	2,35	-11,79	-23,65
25		9,501	0,2953	0,2330	2,81	2,21	-8,98	-21,44
26		9,501	0,2812	0,2198	2,67	2,09	-6,31	-19,35
27		9,501	0,2678	0,2074	2,54	1,97	-3,77	-17,38
28		9,501	0,2551	0,1956	2,42	1,86	-1,34	-15,52
29		9,501	0,2429	0,1846	2,31	1,75	0,96	-13,77
30		9,501	0,2314	0,1741	2,20	1,65	3,16	-12,11
31		9,501	0,2204	0,1643	2,09	1,56	5,26	-10,55
32		9,501	0,2099	0,1550	1,99	1,47	7,25	-9,08
33		9,501	0,1999	0,1462	1,90	1,39	9,15	-7,69
34		9,501	0,1904	0,1379	1,81	1,31	10,96	-6,38
35		9,501	0,1813	0,1301	1,72	1,24	12,68	-5,14
36		9,501	0,1727	0,1227	1,64	1,17	14,32	-3,98
37		9,501	0,1644	0,1158	1,56	1,10	15,88	-2,88
38		9,501	0,1566	0,1092	1,49	1,04	17,37	-1,84
39		9,501	0,1491	0,1031	1,42	0,98	18,79	-0,86
40		9,501	0,1420	0,0972	1,35	0,92	20,14	0,06

Рис. 9.1 Норма внутренней рентабельности.

Рис. 9.2 Распределение дисконтированного дохода по годам.

Основные показатели экономической эффективности мероприятия:

1. простой срок окупаемости – 15,0 лет;

2. динамический срок окупаемости – 28,6 лет;

3. чистый дисконтированный доход – 20,14 млн. долл. США;

4. внутренняя норма доходности – 11%.

Основные причины относительно низкой эффективности рассматриваемого проекта состоят в достаточно высокой стоимости проекта. При увеличении стоимости замещаемого топлива ежегодная прибыль от реализации проекта возрастает.

9.2 Технико-экономическое обоснование внедрения

турбогенераторной установки.

Расчёт энергетической эффективности производится в полном соответствии с «Методическими рекомендациями по составлению технико-экономических обоснований для энергосберегающих мероприятий», разработанных Комитетом по энергоэффективности при Совете Министров Республики Беларусь в 2003 году.

Предусматривается установка одного противодавленческого турбоагрегата с одним регулируемым (промышленным) отбором пара производства Калужского турбинного завода. Установленная электрическая мощность турбины 12 МВт с параметрами пара 3,4 МПа и температурой 435°C.

Часовой расход пара на турбоагрегат: =104,3 т/час.

Часовой расход тепла на турбоагрегат на выработку электроэнергии:

Удельный расход тепла на 1 кВт*ч:

[3830,5 кДж/кВт·ч]

Для определения годовых расходов тепла и топлива принимаем, что турбоагрегат будет работать постоянно, за исключением технического обслуживания. В этом случае число часов использования установленной мощности турбоагрегата определяется в размере 8500 часов в год.

Годовая выработка электроэнергии турбоагрегата:

Годовое потребление тепла на производство электроэнергии до реконструкции:

[390710 ГДж/год]

Годовой расход топлива на производство электроэнергии на турбоагрегате до реконструкции:

где к.п.д. котла (нетто) определён с учётом расхода тепла на собственные нужды в размере 5,0 % (η_к^нт=η_к^бр*0,95). η_к^бр=0,8468.

η_тр – потеря тепла в паропроводах, η_тр=0,98.

Приняв расход электроэнергии на собственные нужды турбоагрегата в размере 0,5%, определим удельный расход топлива на отпуск электроэнергии.

Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии:

Годовой расход топлива, при использовании ТЭЦ в качестве топлива газа:

Годовая экономия топлива в энергосистеме, полученная в результате работы турбоагрегата (при сжигании лигнина):

32640-16896,3=15743,7 т.у.т/год

Цена топлива равна 143,59долл.США/т.у.т, тогда стоимость сэкономленного в энергосистеме газообразного топлива составит:

С_топл=2068,93·143,59=2251 тыс.долл./год=4,83 млрд. руб

Капиталовложения в мероприятия составляют:

Стоимость турбогенератора составляет 1376000 долл.США.

Стоимость электротехнических устройств составляет ориентировочно 15% от стоимости турбогенератора – 206,4 тыс. долл.США;

Стоимость тепломеханической части (паропроводы и др.) составляет ориентировочно 15% от стоимости турбогенератора – 206,4 тыс. долл.США;

Стоимость оборудования : С_ОБ=1376+206,4+206,4=1788,8 тыс. долл.США.

Стоимость строительно-монтажных работ при размещении турбогенератора в котельной 15% от стоимости оборудования – 268,32 тыс. долл.США;

Стоимость проектно-изыскательных работ 10% от стоимости строительно-монтажных работ – 26,83 тыс. долл.США;

Стоимость пуско-наладочных 3% от стоимости оборудования – 53,66 тыс. долл.США.

К_ТГ=1788,8+268,32+26,83+53,66=2137,61 тыс. долл.США.

Срок окупаемости капиталовложений за счёт разности в стоимости топлива составит:

Т_ок=К_ТГ/С_топл=2137,61 /2251=0,95 года

Годовой фонд заработной платы.

Численность персонала, необходимая для обслуживания котлоагрегатов и турбоустановки составляет 104 человека.

=(52·130000·1,57·1,1·12·1,8)+(52·130000·1,63·1,1·12·1,8)=513976,32 тыс. руб =

=239,616 тыс. долл. /год.

где Ч – численность обслуживающего персонала, чел;

Т_ст1 – месячная тарифная ставка первого разряда, руб. мес.;

k_тар1, k_тар2– тарифные коэффициенты, принимается в соответствии с действующей тарифной сеткой для работников производственных отраслей экономики РБ. Принимаем значение k_тар1 равное 1,57, что соответствует четвёртому разряду и значение k_тар2 равное 1,63, что соответствует пятому разряду ;

k_тхн – коэффициент технологических видов работ, равен 1,1.

k_пр.доп – коэффициент, учитывающий премиальные начисления и доплаты. Принимаем его равным 1,8.

Отчисления на социальные нужды определяются в соответствии с их составом и нормативами отчислений и платежей по действующему законодательству:

- нормы отчислений: отчисления в фонд социальной защиты населения 35%;

- в фонд занятости – 1%;

- чрезвычайный налог – 3%.

И_соц=И_зп·0,39=513976,32 ·0,39=200,45 тыс.руб=93,45 тыс. долл./год

Амортизационные отчисления:

И_ам=Н_ам·К_об=4,5·153,33/100=6,9 млн. долл./год

где Н_ам – норма амортизации. Принимаем значение 4,5;

К_об – стоимость оборудования;

Затраты на ремонтно-эксплутационное обслуживание:

И_рэо= Н_рэо· К_об=5·153,33/100=7,67 млн. долл./год

где Н_рэо – норма отчислений на ремонт и обслуживание. Принимаем равным 5.

Прочие расходы:

И_пр=Н_пр·И_зп=1,5·239,616=359,42 тыс. долл./год

где Н_пр – норма прочих расходов. Принимаем значение 150%.

Таблица 9.2.1

Расчёт уровня внутренней доходности.

годы	Кап. вложения (тыс. долл. США)	Экономия (тыс. долл. США)	d=10%	d=20%	Настоящая стоимость при 10%	Настоящая стоимость при 20%	Чистый дисконтированный доход при ставке 10%.	Чистый дисконтированный доход при ставке 20%.
0	2137,61		1	1			-2137,61	-2137,61
1		2251	0,9091	0,8333	2046,4	1875,8	-91,2	-261,8
2		2251	0,8264	0,6944	1860,3	1563,2	1769,1	1301,4
3		2251	0,7513	0,5787	1691,2	1302,7	3460,3	2604,1
4		2251	0,6830	0,4823	1537,5	1085,6	4997,8	3689,6
5		2251	0,6209	0,4019	1397,7	904,6	6395,5	4594,3