6. Методы оценки эффективности инвестиционных проектов в условиях рынка.

1. Методы оценки эффективности инвестиций не учитывающие дисконтирование.

Более простые методы, не учитывают изменение показателей в динамики. Данные методы используются для оценки проектов:

- капитальные затраты в которые вкладываются в течении одного года; - проекты с коротким жизненным циклом; - проектов, требующих для своей реализации небольших инвестиций.

К данной группе методов относятся:

- методы оценки эффективности по наименьшим текущим затратам (издержкам). В общем случае снижение издержек, как правило, достигается за счет вложения дополнительных кап. затрат, например: снижение топливных затрат на ТЭС достигается за счет роста начальных параметров пара. Поэтому в большинстве случаев имеют место соотношения: если К₁ > К₂ , то И₁ < И₂, но при таком соотношении К и И выбор эффективного варианта по наименьшим издержкам затруднен и не целесообразен.

- Данный критерий И = min целесообразно использовать в случаях: метод оценки эффективности инвестиций по максимум прибыли.

П_чист = ВР - И – Н П_чист = max Где Н – налоги;

- метод оценки эффективности инвестиций по максимум рентабильности капитальных вложений.

Р = П_чист / К Р = max.

- метод оценки эффективности инвестиций по сроку окупаемости.

Срок окупаемости – это период времени в течении которого капитальные затраты в проект окупаются (возвращаются) за счет получения прибыли. Для выбора эффективного варианта расчетный срок окупаемости сравнивается с периодом, который устраивает инвестора.

2. Методы оценки эффективности с учетом дисконтирования.

Эти методы основываются на концепции потока реальных денег, предполагающей соизмерение на каждом шаге расчета притоков и оттоков средств по проекту на протяжении всего инвестиционного периода (жизненного цикла объекта). Шагом расчета проекта, как правило, является 1 год. R_t = Пt – Оt

Где: R – элемень потока реальных денег.

Пt = ВР_прод. + ВР_имущ + ОПС_{ликвидац.} Оt = К + И’ + Н

Учитывая, что амортизационные отчисления с одной стороны являются расходами, а с др. стороны доходами, в оттоках средств И учитываются без И_ам. И’ = И – И_ам.

Суть дисконтирования состоит в том, что разновременные вложения и поступления средств приводятся в сопоставимый вид (чаще всего оно осуществляется к первому или к нулевому году – для упрощения расчетов первый год принимается как нулевой).

- Метод оценки эффективности инвестиций по наибольшей величине чистого дисконтированного дохода.

Где: Т – последний год инвестиционного периода,

t – любой год инвестиционного периода.

1+Р – коэф. дисконтирования, Р – норма дисконта, характеризует альтернативную цену денег, т.е. уровень доходности, который рассчитывает получить инвестор:

- если в проект вкладываются собств. Ср-ва, то Р должно быть больше чем доходность в альтернативном варианте, ктр является вложение средств в банк (т.е. больше банковского процента).

- При вложении акционерного капитала Р должно быть больше выплат по дивидендам.

- Если привлекают заемный капитал, то Р должно быть больше банковского процента.

- При использовании для инвестора проекта всех источников Р определяется как средневзвешенная величина.

При определении Р должны учитываться альтернативная стоимость, уровень инфляции и рискованность проекта.

Р = a + b + с Где: a – процентная ставка на капитал, b – темп инфляции, с – рисковая премия, зависящая от риска инвестирования.

Если ЧДД > 0, то вложения инвестиций эффективно.

Если ЧДД < 0, то нельзя сказать, что проект эффективен.

- Метод оценки эффективности инвестиций по сроку окупаемости.

В отличии от ЧДД Т_окуп характеризует не эффективность а рискованность вложения средств. Чем выше Т_окуп, тем выше риск инвестирования.

Для инвестора существует граница Т_окуп, при превышении которой он не будет вкладывать инвестиции в проект.

Определение Т_окуп предполагает:

1. Расчет дисконтированных элементов потока реальных денег по годам инвестиционного периода,

2. Суммирование нарастающим итогом дисконтированных элементов по одам инвестиционного периода до тех пор пока сумма не изменит знак. Изменение знака говорит о том, что между этими двумя годами находится Т_окуп.

→ t < Т_окуп < t+1

М етод оценки эффективности инвестиций по внутренней норме доходности.

ВНД – это норма доходности, при которой сумма дисконтированных притоков равна сумме дисконтированных оттоков за весь инвестиционный период.

Е сли при Р₁ ЧДД > 0, производится вторая итерация, при этом Р₂ выбирается больше чем Р₁. И т.д. пока ЧДД не поменяет знак (в данном случае с + на -). Если при Р₁ ЧДД < 0, Р₂ выбирается меньше чем Р_{1 и т.д.}. При выборе последующих значений Р рекомендуется изменять их величину на 1-2%. В диапазоне 2-х последних значений ЧДД и Р определяется ВНД

Г де: Р₂ – норма дисконта, при которой ЧДД изменил знак, Р₁ – предпоследняя норма дисконта.Для принятия решения об эффективности проекта, ВНД необходимо сраврить с ценой капитала.

При сравнении альтернативных проектов наиболее эффективному соответствует наибольшая величина ВНД. Чаще всего ВНД используется при высокой степени неопределенности информации.

- Метод оценки эффективности инвестиций по индексу доходности.

ИД – характеризует сколько рублей дисконтированных притоков приходится на каждый рубль дисконтированных оттоков за весь инвестиционный период.

Е сли ИД > 1, то вложение инвестиций в проект эффективно. При равнении альтернативных вариантов наиболее эффективному соответствует наибольшая величина ИД. ИД используется в случае жесткого ограничения по инвестициям. Существует взаимосвязь этих методов оценки эффективности инвестиций:

При сравнении вариантов следует рассматривать всю совокупность показателей.

Однако, инвестор в зависимости от преследуемой цели может выбрать вариант по одному или нескольким критериям.

7. Технико-экономические показатели электроэнергетических компаний: выработка, отпуск электроэнергии с шин электростанций, полезный отпуск и отпуск потребителям энергии. Расход энергии и мощности на собственные нужды электростанций. Удельные расходы топлива и факторы на них влияющие.

Показатели выработки и отпуска электроэнергии

- Выработка электроэнергии электростанциями за отчетный период определяется по разности показаний счетчиков на конец и начало отчетного периода, установленных на выводах генераторов.

Э_выр = N_y * h_y , кВт*ч/год где h_y – число часов использования установленной мощности час/год.

- Отпуск электроэнергии с шин электростанции меньше выработки электроэнергии на величину расхода электроэнергии на собственные нужды, т.е. на привод механизмов собственных нужд станции

Э_{отп.ш.ст.} = Э_выр – Э_с.н. = Э_выр *(1 – К_с.н) = N_y * h_y*(1 – К_с.н), кВт*ч/год

- Полезный отпуск электроэнергии меньше отпуска электроэнергии с шин электростанций на величину пристанционных потерь.

Э_п.о.. = Э_{отп. с шин} – Э_{прист.пот..} = Э_{отп с шин.} *(1 – К_{прист.пот}) = Э_выр *(1 – К_с.н) *(1-К_{прист.пот})

- Отпуск электроэнергии на шины потребителей меньше отпуска электроэнергии с шин электростанции на величину технологического расхода электроэнергии при транспорте электроэнергии по ЛЭП

Э_{потреб.}=Э_п.о–Э_{пот.ЛЭП.}=Э_п.о.*(1–К_{пот.ЛЭП})=Э_выр*(1–К_с.н)*(1-К_{прист.пот})(1 – К_{пот.ЛЭП}) , кВт*ч/год где Э_{пот.ЛЭП} – технологический расход электроэнергии при транспорте энергии по ЛЭП.

Увеличение доли технологического расхода в последние годы, что обусловлено высоким износом ОПС сетевых предприятий, переходом части ЛЭП в собственность других государств (Казахстан, Украина и т.д.) и необходимостью передачи электроэнергии по другим сетям (что нарушает их оптимальную загрузку) или же по ЛЭП более низкого класса напряжения. К тому же кризисные ситуации из-за отсутствия топлива на ТЭС ввиду нехватки платежных средств вызывают изменения объемов и направлений потоков энергии, увеличивая потери.

Для энергоснабжения потребителей электроэнергетические компании наряду с электроэнергией собственного производства включают в технологический процесс покупную электроэнергию.

Э_пол = [Э_выр^ст.(1 - К_сн^ст) + Э_пок.](1 – К_пот), кВт*ч/год Где Э_пок – покупка электроэнергии

Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций

Расход электроэнергии на СН - потребление э/э механизмами, обеспечивающими необходимые условия работы электростанций и подстанций. Основные составляющие расхода электроэнергии (мощности) на СН тепловых электростанций:

- Расход электроэнергии на СН котельного цеха (механизмы, обслуживающие разгрузочные устройства и склады топлива – вагоноопрокидыватели, краны и т.д.; механизмы по подаче и дроблению топлива –лебедки, дробилки, элеваторы и др.; механизмы по размолу угля и т.д.)

- Расход э/э на СН турбинного и электроцеха (циркуляционные насосы, вентиляторы градирен, конденсационные насосы, системы охлаждения генераторов и трансформаторов и т.д.)

- Расход э/э на СН теплофикационного отделения ТЭЦ (сетевые, подпиточные и подкачивающие насосы теплосети, конденсационные насосы подогревателей сетевой воды).

Дополнительно учитываются расходы э/э на освещение и вентиляцию производственных помещений, а также потери э/э в трансформаторах СН. При планировании используются нормы расхода электроэнергии на собственные нужды:

- на производство электроэнергии в процентах от выработки электроэнергии: Э_сн^э = К_сн/100%* Э_выр , кВт/год,

- на производство тепловой энергии в кВтч на отпущенную с коллекторов ТЭЦ или РК Гкал тепла

Э_сн^q = Э_q * Q_отп, кВтч/год, где Э_q - норма расхода электроэнергии на отпуск Гкал тепла с коллектров кВт*ч/Гкал;

Q_отп - отпуск тепла Гкал/год. Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды зависит от типа эл.ст.:

К_сн^аэс К_сн^тэц К_сн^кэс К_сн^гаэс К_сн^гэс

При всех прочих равных условиях (одинаковой установленной мощности, выработке электроэнергии; для ТЭС - одинаковом виде топлива) наибольший коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды имеет место для АЭС, т.к. для данного типа электростанций с реакторами ВВЭР характерна двухконтурная, для РБН - трехконтурная тепловая схема, что увеличивает количество и мощность механизмов собственных нужд.

Кроме того, на АЭС расходуется электроэнергия на очистку воздуха, автоматические устройства, осуществляющие перегрузку ТВЭЛ в активной зоне реактора. Работа турбин АЭС на насыщенном паре увеличивает пропуск пара в конденсаторы турбин и соответственно имеет место больший по сравнению с равновеликой по мощности КЭС расход электроэнергии на циркуляционные насосы.

Расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ больше по сравнению с КЭС, т.к. при одинаковой выработке электроэнергии от ТЭЦ отпускается тепло в результате расход топлива, а значит и расход электроэнергии на его подготовку больше, чем на КЭС. К тому же на ТЭЦ имеет место дополнительный расход электроэнергии на сетевые насосы, насосы подпитки тепловой сети.

Расход электроэнергии на собственные нужды ТЭС зависит от вида топлива: для ТЭС, работающих на твердом топливе, К_сн больше, чем для ТЭС, работающих на мазуте или природном газе, за счет дополнительного расхода электроэнергии на подготовку к сжиганию твердого топлива (на разгрузку, подачу, размол, подсушку).

На величину К_сн влияет количество блоков и уровень концентрации их мощности. При неизменной мощности электростанции и установке меньшего числа блоков большей мощности сокращается число механизмов собственных нужд, расход электроэнергии на холостой ход этих механизмов и в результате коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды. Так, для КЭС мощностью 1200 МВт при установке энергетических блоков разной мощности 6хК - 200 - 130 и 4хК - 300 - 240 К_сн1  К_сн2.

Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций зависит от организации эксплуатации оборудования. Работа механизмов собственных нужд в оптимальном режиме, отключение незагруженных механизмов сокращают К_сн.

Отсутствие на ГЭС парогенераторов, систем подготовки топлива, циркуляционных, конденсатных, питательных насосов и др. обеспечивает ГЭС минимальный расход электроэнергии на собственные нужды.

Очевидно, что К_сн^ГАЭС > К_сн^ГЭС за счет расхода электроэнергии на заряд ГАЭС, т.е. на перекачку воды в ночное время из нижнего водохранилища в верхнее.

В среднем коэффициенты расхода электроэнергии на собственные нужды электростанций равны:

К_сн^АЭС= 7-9%, К_сн^ГЭС= 2-3%, К_сн^ТЭС= 5-7%.

Удельный расход топлива

- на произведенный кВт*ч характеризует эффективность использования топлива на тепловых электростанциях.

Фактический удельный расход топлива на произведенный кВт*ч определяется исходя из годового фактического расхода топлива на производство электроэнергии (В_год) и годовой выработки электроэнергии на ТЭС (Э_выр^год), т.е.

b^э_выр= В^э_год/ Э_выр^год кгу.т./кВт*ч

- на отпущенный с шин электростанции кВт*ч определяется

b^э_{отп.с шин.}=B_ГОД^э / Э_{отп. ш. ст}^год= В_год^э /Э_выр^год (1-К_сн)= b^э_выр /1-К_сн кгу.т./кВт*ч

- на полезно отпущенный кВт*ч

b^э_п.о. = B_ГОД^э / Э_п.о.^год= В_год^э /Э_выр^год (1-К_сн)(1-К_{прист.пот} )= b^э_выр /(1-К_сн )(1-К_{прист.пот}) кгу.т./кВт*ч

- на переданный потребителям кВт*ч

b^э_потреб = B_ГОД^э / Э_{п.отреб.}^год= В_год^э /Э_выр^год (1-К_сн)(1-К_{прист.пот} )(1-К_{пот.ЛЭП}) = b^э_выр /(1-К_сн )(1-К_{прист.пот})(1-К_{пот.ЛЭП} ) кгу.т./кВт*ч

При определении удельных расходов топлива фактический годовой расход топлива В_год неизменный, в то время как Э_выр^год > Э_{отп.ш.ст}^год > Э_п.о.^год>Э_потреб^год , в результате удельный расход топлива на выработанный кВт*ч меньше, чем на кВт*ч отпущенный с шин электростанции, который в свою очередь ниже удельного расхода топлива на кВт*ч, отпущенный на шины потребителя, т.е.

в_выр^э < в_{отп.ш.ст} < в_п.о.< в_потреб

В процессе плановых и перспективных технико-экономических расчетов, когда неизвестен годовой расход топлива, удельные расходы топлива на кВт*ч определяются исходя из удельного расхода топлива на производство электроэнергии в идеальном цикле и величины КПД электростанции.

- Удельный расход топлива на выработанный кВт*ч в идеальном цикле производства электроэнергии, т.е. при коэффициенте полезного действия электростанции по производству электроэнергии, равном 100%, составляет:

b^э_{выр.идеал}=(860ккал/кВт*ч)/(7000ккал/кгут)=0,123кг у.т/кВт*ч

Где 860 ккал/кВт*ч - удельный расход тепла на производство 1 кВт*ч в идеальном цикле; 7000 ккал/кг у.т - теплотворная способность (Q_р^н) килограмма условного топлива.

- Удельный расход топлива на произведенный кВт*ч в реальном цикле может быть определен исходя из величины в_{выр.идеал}^э:

в_{выр.идеал}^э=0,123/_ТЭС^бр кг.ут/кВт*ч

где _ТЭС^бр - кпд брутто тепловой электростанции по производству электроэнергии.

- Удельный расход топлива на кВт*ч, отпущенный с шин ТЭС:

В_{отп.с.шин}^э=0,123/_ТЭС^бр(1- К_сн^ТЭС) кг.ут/кВт*ч

- Удельный расход топлива на отпущенную Гкал тепла с коллекторов ТЭЦ или РК за отчетный период определяется как отношение годового расхода топлива на производство тепла (В_год^q) к годовому отпуску тепла с коллекторов ТЭЦ или РК (Q_отп^год):

в_отп^q = В_год^q/ Q_отп^год кг у.т/ Гкал

- Удельный расход топлива на отпущенную с коллекторов Гкал может быть определен через удельный расход топлива на производство 1 Гкал тепла в идеальном цикле

в_идеал^q =10⁶/7000=143 кг у.т/ Гкал

где 10⁶ ккал/Гкал - количество (10⁶) ккал в 1 Гкал; 7000 ккал/кг у.т - теплотворная способность одного кг условного топлива;

143 кг у.т/Гкал - это удельный расход топлива на производство 1 Гкал тепла в идеальном цикле производства тепла при КПД брутто котла или парогенератора, равном 100%.

В реальности КПД брутто теплогенерирующей установки (парогенератора или котла котельной) меньше 100%, т.е. _пг = 100% - q_потерь , q_потерь - потери тепла в котле или парогенераторе, %; q_потерь = q_{физ.нед} + q_{хим.нед} + q_ух.год + q_зол + q_окр.ср , где q_{физ.нед} - потери тепла в парогенераторе с физическим недожогом топлива, которые зависят от вида топлива. Эти потери характерны для твердого топлива и определяются тониной помола топлива;

q_{хим.нед} - потери тепла в парогенераторе с химическим недожогом топлива, зависящие от степени окисления топлива в процессе горения топлива. Наибольшая величина этих потерь характерна для твердого топлива;

q_ух.год - потери тепла с уходящими газами, зависят от вида топлива, соотношения “топливо-воздух”, коэффициента избытка воздуха в топке парогенератора. Чем ниже способность топлива к окислению, тем больше коэффициент избытка воздуха и больше потери тепла с уходящими газами;

q_зол - потери тепла с золошлаковыми отходами, удаляемыми из топки парогенератора. Характерны лишь для твердого топлива.

- Удельный расход топлива на отпущенную Гкал тепла с коллекторов ТЭЦ или котельной равен:

в_{отп.с колл}^q =143/_пг^бр (1-К_сн^q) кг у.т/ Гкал, где К_сн^q - коэффициент расхода тепла на собственные нужды ТЭЦ или РК.

- Удельный расход топлива на отпущенную Гкал тепла потребителям

в_{отп.потр}^q =143/_пг^бр (1-К_сн^q)(1-К_пот^q)= в_{отп.с колл}^q/(1-К_пот^q) кг у.т/ Гкал, где К_пот^q - коэффициент технологического расхода тепла на передачу тепла по тепловым сетям.

Электроэнергетика - топливоемкая отрасль. В себестоимости электроэнергии и тепла затраты на топливо составляют 60-70

В процессе проектирования энергетического оборудования снижение удельных расходов топлива на производство электроэнергии достигается:

- повышением начальных параметров пара (параметров острого пара) перед турбиной, снижением параметров пара в отборах и повышением вакуума в конденсаторах турбин, в результате увеличивается удельная выработка электроэнергии с единицы тепла (Гкал или тонны пара) и снижается удельный расход топлива на производство одного кВт*ч электроэнергии;

- увеличением единичной мощности агрегатов в пределах одной ступени параметров пара, за счет снижения расхода топлива на холостой ход более мощного агрегата по сравнению с несколькими агрегатами меньшей мощности;

- увеличением загрузки отборов турбин ТЭЦ и в результате ростом выработки электроэнергии по теплофикационному режиму, для которого удельный расход топлива на произведенный кВт*ч значительно меньше, чем на КЭС в результате отсутствия потерь тепла с конденсацией пара, что имеет место в конденсационном режиме;

- использованием новых энергетических технологий с высокими КПД по производству электроэнергии, в частности ПГУ (_ПГУ^э = 50-53%) и ГТУ (_ГТУ^э  45%), детандерных газовых турбин, использующих для вращения ротора избыточное давление газа в магистральных газопроводах и т.д.

На стадии эксплуатации ТЭС снижение удельного расхода топлива на производство электроэнергии достигается в результате:

- оптимизации режима работы ТЭС и в целом энергосистемы;

- контроля за режимом горения топлива в парогенераторе и оперативного регулирования процесса;

- учета прихода и расхода топлива и снижения потерь топлива на складах и в процессе подачи топлива в парогенератор;

- работы электростанции на проектных видах топлива;

- сокращения потерь тепла и топлива в целом на ТЭС (в котельном, турбинном, топливно-транспортном цехах).