7 Экономическая часть / 7 Экономическая часть (Расчёт)
.pdfПРИЛОЖЕНИЕ 4
П4.1. Расчет технико-экономических показателей КЭС
Оценка эффективности проведена по системе следующих взаимосвязанных показателей:
1)показатель доходности (рентабельность);
2)срок окупаемости;
3)дисконтированные затраты;
4)чистый дисконтированный доход (ЧДД);
5)внутренняя норма дохода.
Число часов использования установленной мощности определено по фор-
муле /10/:
h |
Wгод |
, |
(4.1) |
|
|||
у |
Ру |
|
|
|
|
где Wг - годовая выработка электроэнергии, определенная из графика нагрузки ге-
нераторов (рис. 2.2), МВт·ч; Ру - установленная мощность станции, МВт.
Годовая выработка электроэнергии/10/:
|
|
|
|
nбл |
Wг |
Pзi tзi Nз Pлi tлi Nл |
|||
|
i |
i |
|
|
8 [165 200 6 350 18 200 350 6 500 18 ] 27660000 МВт ч/год.
Установленная мощность КЭС:
Nу Nбл nбл 500 8 4000МВт , где
Nбл – мощность одного блока.
116
Тогда по формуле (5.1):
27660000
hу 4000 6915 ч.
Годовой отпуск электроэнергии равен[10]:
|
|
|
|
|
Wг.отп Wг 1 |
|
сб.н , |
(4.2) |
|
|
|
100 |
|
где сб.н - расход на собственные нужды, равный 3,2 % (принят из расчета тепло-
вой части проекта).
В соответствии с (4.2):
W |
27 660 000 |
|
1 |
3, 2 |
|
26774880 МВт ч /год |
г.отп |
|
|
|
100 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Годовой расход топлива на КЭС на один агрегат рассчитано по топливным характеристикам турбоагрегата К-500-240 из/11/:
|
|
|
|
Wгод |
|
|
B |
0,97 14,8 |
h |
0, 292 |
|
||
|
||||||
т.бл |
|
p |
|
|
|
|
|
|
|
|
nбл |
Число часов работы агрегата в году принято равным 7800 ч.
В соответствии с (4.3):
B |
0,97 14,8 7800 0,292 |
27 660000 |
1 113 977 тут/год |
|
т.бл |
|
8 |
|
|
|
|
|
|
Годовой расход условного топлива для выработки электроэнергии на элек-
тростанции:
Bгод nбл Вт.бл 8 1 113 977 8911816,8т.у.т./год .
Удельный расход топлива на выработку электрической энергии:
ввыр |
|
Вгод |
|
8 911816, 8 |
322,191 |
г.у.т. / кВт ч |
|
|
|||||
ээ |
Wгод |
27 660 000 |
|
|
||
|
|
|
Удельный расход топлива на отпущенную электрическую энергию:
вотп |
|
Вгод |
|
8 911816, 8 |
332,842 |
г.у.т. / кВт ч |
|
|
|||||
ээ |
Wг.отп |
26 774880 |
|
|
||
|
|
|
117
Капиталовложения на сооружение КЭС составляют:
К ' К1 К2 nбл 1 k тk пер ,
где К1 , К2 – капитальные вложения соответственно в первый и последующий аг-
регаты, определенные по нормативам на уровне стоимости 1991 г; k т – коэффи-
циент, учитывающий вид топлива, для газа равен 1; k пер – коэффициент пересчета с учетом дефляции (удорожания), принят равным 66,04 (на третий квартал 2012
года согласно «Индексы изменения сметной стоимости прочих работ и затрат на
III квартал 2012 года»).
К ' 139, 66 |
(8 |
- 1) 82, 2 1 66, 04 47 222,562 млн.руб. |
С учетом строительно-монтажных работ и района сооружения капитало- |
||
вложения в КЭС равны: |
|
|
|
К |
0,57 К ' kрайон 0, 43 К ' ,где |
kрайон– коэффициент, учитывающий район сооружения, для центральной России равен 0,98; 0,57 и 0,43 – доли капиталовложений в строительно-монтажные рабо-
ты и оборудование соответственно.
Тогда капиталовложения в строительство КЭС составят:
К= 0,57 47 222, 562 0,98+0,43 47 222,562 = 46684,225 млн.руб; |
|
Удельные капиталовложения в строительство КЭС, руб/кВт, найдены из |
|
выражения |
|
k К |
46684, 225 11, 671 тыс.руб/кВт |
Nуст |
4000 |
Издержки на топливо на КЭС/10/:
|
|
Bгод |
|
|
|
|
п |
|
|
|
Ит |
|
|
Цтопл |
1 |
|
|
|
|
, |
(4.6) |
kэкв |
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
100 |
|
|
|
118
где Цтопл ‒ цена газа принята равной 2659 руб/тнт (по данным Федеральной службы по тарифам РФ); αп - коэффициент потерь топлива при транспортировке, для газа равен 0; kэкв - калорийный эквивалент, принят равным 0,85.
По формуле (4.6):
|
|
8911816,8 |
|
|
0 |
|
|
|
Ит |
|
|
2659 1 |
|
|
|
|
19913,043млн.руб./год. |
|
|
|
||||||
|
|
1,19 |
|
|
100 |
|
|
Годовые издержки на амортизацию определены как доля от капиталовложе-
ний в КЭС. Средняя норма амортизации для КЭС принята равной ам = 3,5 %, то-
гда
И |
|
|
αам |
К |
, |
ам |
|
||||
|
100 |
|
|
||
|
|
|
|
||
Иам = 0,035∙46 684,225 = 1 633,948 млн.руб/год. |
|||||
Издержки на ремонт составляют /10/: |
|
|
|||
Ирем рем К , |
|
(4.7) |
где коэффициент, учитывающий долю затрат на ремонты в долях от капитальных вложений, равен
ремон 1, 2 10 2 3,5 0, 007 0, 049
(3,5% - норма амортизационных отчислений на капитальный ремонт в соответствии с /11/).
По формуле (4.7):
Ирем = 0,049·46 684,225 = 2 287,527 млн.руб/год.
Издержки на оплату труда/10/:
_ |
|
|
Иот n Nу Ф 12 |
1,34 , |
(4.8) |
_
где n - удельная численность персонала КЭС, чел./МВт, по /11/для четырёх бло-
ков по 500 МВт, работающих на газе, равна 0,5 чел./МВт; Ф - фонд заработной платы, принят равным 40 тыс.руб./(чел.мес); 1,34 - отчисления в социальные фонды.
119
По формуле (4.8):
Иот = 0,5·4000·40000·12·1,34 = 1 286,4 млн.руб/год.
Прочие издержки/10/:
Ипроч 0,25 (Иам Ирем Иот ) ;
Ипроч = 0,25·(1633,948 + 2287,527 + 1286,4) = 1 301,969 млн.руб/год.
Себестоимость выработанной электроэнергии определена как отношение годовых эксплуатационных издержек к годовой выработке электроэнергии/10/:
|
|
|
S выр |
Ит Иам Ирем Иот Ипроч |
; |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
ээ |
Wг |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
(19913,043 1633,948+2287,527+1286,4 1301,969) |
95,53 коп/кВт·ч |
||||
|
S |
ээвыр |
||||
|
|
27 660000 |
|
|||
|
|
|
|
|
|
Себестоимость отпущенной электроэнергии определена с учетом расхода на собственные нужды [10]:
|
|
|
S отп |
Ит Иам Ирем Иот Ипроч |
; |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
ээ |
Wг.отп |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
отп |
(19913,043 1633,948+2287,527+1286,4 1301,969) |
98,69 коп/кВт ч |
||
S |
||||||
|
ээ |
|
26774880 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
120
Результаты расчета технико-экономических показателей сведены в табл. П4.1
|
|
|
Таблица П4.1 |
|
|
Технико-экономические показатели КЭС |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Показатель |
|
Значение |
|
|
|
|
||
Установленная мощность электростанции, МВт |
4000 |
|
||
|
|
|
|
|
Количество и тип агрегатов |
|
8хК-500-240 |
|
|
|
|
|
||
Число часов использования установленной мощности, ч |
6915 |
|
||
|
|
|
||
Годовая выработка электроэнергии,кВт·ч |
27 660 000 |
|
||
|
|
|
|
|
Годовой отпуск электроэнергии, кВт·ч |
|
26 774 880 |
|
|
|
|
|
||
Годовой расход условного топлива, т.у.т |
7 055 840 |
|
||
|
|
|
||
Удельный расход условного топлива (брутто), |
322,191 |
|
||
|
|
|
||
Удельный расход условного топлива (нетто), г.у.т./ |
332,842 |
|
||
|
|
|
|
|
КПД станции (брутто), % |
|
35,5 |
|
|
|
|
|
|
|
КПД станции (нетто), % |
|
34,4 |
|
|
|
|
|
||
Расход электроэнергии на собственные нужды,% |
3,2 |
|
||
|
|
|
|
|
Себестоимость |
выработанной |
электроэнергии, |
95,5 |
|
|
|
|
|
|
Себестоимость |
отпущенной |
электроэнергии, |
98,7 |
|
|
|
|
|
|
121
П4.2.1. Расчет простых критериев Простым критериями эффективности инвестиций являются показатель до-
ходности (рентабельность) и срок окупаемости.
Порядок расчета.
Объем реализации электроэнергии определен по формуле:
Ор Цээ Wг.отп ,
где цена электроэнергии составляет 149 коп/кВт·ч
Общая прибыль определена по формуле:
По Ор И ,
где И - суммарные годовые издержки.
Налог составляет:
Н 0, 2 По .
Чистая прибыль определена по формуле:
Пч По Н .
Простая норма прибыли составляет:
R Пч 100% .
Косв
Далее рассчитана сумма чистой прибыли и издержек на амортизацию. Срок окупаемости определен как момент когда данная сумма превысит капиталовло-
жения для строительства КЭС с учетом района строительства. Месяц окупаемости получен интерполяцией.
Результаты расчетов сведены в табл. П4.3.
Срок окупаемости КЭС, в соответствии с данными табл. П4.3, составляет
7 лет и 5 месяцев.
122
|
|
|
|
|
|
|
Таблица П4.2 |
||
Результаты расчета капиталовложений, издержек и себестоимости электроэнергии на электростанции |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Показатели |
года |
|
|
|
|
|
|
Всего |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|||
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ki ,% |
10 |
20 |
40 |
20 |
10 |
|
|
100 |
|
Ki, млн.руб. |
4668 |
9337 |
18674 |
9337 |
4668 |
|
|
46684,225 |
|
Kакц, млн.руб. |
4668 |
9337 |
18674 |
3112 |
1556 |
|
|
37347,38 |
|
Kзаем, млн.руб. |
|
|
|
|
4668 |
|
|
4668,4225 |
|
Эi, % |
|
|
|
70 |
80 |
100 |
100 |
|
|
Погашение кредита, млн.руб |
|
|
|
|
1556,14 |
1556,14 |
1556,14 |
4668,4225 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Годовые % по кредиту, |
|
|
|
|
560,21 |
373,47 |
186,74 |
1120,4214 |
|
млн.руб |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Ит, млн.руб. |
|
|
|
13939,13 |
15930,43 |
19913,04 |
19913,04 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Иам, млн.руб. |
|
|
|
1143,76 |
1307,16 |
1633,95 |
1633,95 |
|
|
Ирем, млн.руб. |
|
|
|
1601,27 |
1830,02 |
2287,53 |
2287,53 |
|
|
Иот, млн.руб. |
|
|
|
900,48 |
1029,12 |
1286,40 |
1286,40 |
|
|
Ипроч, млн.руб. |
|
|
|
911,38 |
1041,58 |
1301,97 |
1301,97 |
|
|
ИКЭС, млн.руб. |
|
|
|
18496,02 |
21138,31 |
26422,89 |
26422,89 |
|
|
Sвыр, коп/кВтч |
|
|
|
66,87 |
76,42 |
95,53 |
95,53 |
|
|
Sотп, коп/кВтч |
|
|
|
69,08 |
78,95 |
98,69 |
98,69 |
|
123
Таблица П4.3 Рентабельность и срок окупаемости КЭС
Показатели |
|
|
|
|
года |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
||
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ki ,% |
10 |
20 |
40 |
20 |
10 |
|
|
|
|
|
Ki, млн.руб. |
4668,42 |
9336,85 |
18673,69 |
9336,85 |
4668,42 |
|
|
|
|
|
Kосв, млн.руб. |
|
|
|
46684 |
46684 |
46684 |
46684 |
46684 |
46684 |
|
Эi, % |
|
|
|
70,00 |
80,00 |
100,00 |
100,00 |
100,00 |
100,00 |
|
Эотп, МВтч |
|
|
|
18742416 |
21419904 |
26774880 |
26774880 |
26774880 |
26774880 |
|
Op, млн.руб. |
|
|
|
27926,20 |
31915,66 |
39894,57 |
39894,57 |
39894,57 |
39894,57 |
|
ИКЭС, млн.руб. |
|
|
|
18496,02 |
21138,31 |
21138,31 |
21138,31 |
21138,31 |
21138,31 |
|
П0, млн.руб. |
|
|
|
9430,18 |
10777,35 |
18756,26 |
18756,26 |
18756,26 |
18756,26 |
|
Н, млн.руб. |
|
|
|
1886,04 |
2155,47 |
3751,25 |
3751,25 |
3751,25 |
3751,25 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пч, млн.руб. |
|
|
|
7544,14 |
8621,88 |
15005,01 |
15005,01 |
15005,01 |
15005,01 |
|
R, % |
|
|
|
16,16 |
18,47 |
32,14 |
32,14 |
32,14 |
32,14 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Иам, млн.руб. |
|
|
|
1143,76 |
1307,16 |
1307,16 |
1307,16 |
1307,16 |
1307,16 |
|
Пч+Иам, млн.руб. |
|
|
|
8687,91 |
9929,04 |
16312,17 |
16312,17 |
16312,17 |
16312,17 |
|
нак. Пч+Иам, |
|
|
|
8687,91 |
18616,94 |
34929,11 |
51241,28 |
67553,45 |
83865,62 |
|
млн.руб. |
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
124
П5.4.2. Расчетинтегральных критериев Интегральными критериями эффективности инвестиций являются дискон-
тированные затраты, чистый дисконтированный доход (ЧДД) и внутренняя норма доходности.
Порядок расчета.
Ликвидная стоимость в i-ом году составляет:
i
Клi Косвi Иамп . n 1
Затраты в i-ом году определены из формулы:
Зi Кi (Иi Иамi ) Кл ,
где ликвидная стоимость учитывается только в последний год срока службы элек-
трооборудования.
Чтобы определить дисконтированные затраты в i-ом году, необходимо раз-
делить затраты этого года на (1+Еср)i:
Здi |
Зi |
|
, |
(1 Е |
)i |
||
|
cр |
|
|
где Еср – уровень доходности, принятый равным 12 %.
Приток денежных средств от реализации проекта в i-ом году составляет:
ПРТi Орi Иамi Кл ,
где ликвидная стоимость учитывается только в последний год срока службы элек-
трооборудования.
Отток денежных средств при реализации инвестиционного проекта в i-ом году расчетного периода составляет:
ОТТi Какцi Кпогашi Кпроцi (Иi Иамi ) Нi ;
Чистый доход в i-ом году – это разница между притоком и оттоком денежных средств. Соответственно чистый дисконтированный доход в i-ом году составляет:
ЧДД i ЧДД i (1 Еcр )i .