Расчет показателей экономической эффективности инвестиций

 

Капитальные вложения в подстанцию определены по УСП в ценах 2011 г. и составляют 34,032 млн руб.

Стоимостная оценка результатов строительства подстанции выражается в увеличении дохода от реализации дополнительно отпущенной электроэнергии:

 

Ор = Т(W - DW)+DП, (5.5.1)

 

где Т - тариф на передачу электроэнергию 0,85 руб./ кВт·ч.; W-дополнительный отпуск электроэнергии в связи с подключением нагрузок к ПС, млн кВт·ч; DW - изменение потерь, млн кВт·ч ( коэффициент потерь k принят в расчете 5 % ); DП - увеличение прибыли за счет повышения надежности трансформаторов (в расчете не учитывается).

Дополнительный отпуск электроэнергии в связи с подключением нагрузок Р определяется в зависимости от числа часов использования максимума Тmax:

 

W = Р× Тmax. (5.5.2)

 

При расчете выручки от реализации электроэнергии учтены прогнозируемые темпы инфляции (см. табл. 5.1).

Балансовая прибыль от реализации дополнительной электроэнергии определена по формуле

 

П = Ор - И. (5.5.3)

 

Чистая прибыль определена исходя из ставки налога на прибыль
aн = 20 %:

 

Пч = П (1- aн). (5.5.4)

 

В расчете рассматривается нарастание нагрузки и инфляция по годам расчетного периода.

Расчет прибыли представлен в табл. 5.2.

Ниже представлены краткие пояснения для первых двух лет расчетного периода.

Краткие пояснения к расчету для первых 2 лет

Присоединяемая нагрузка, исходя из мощности устанавливаемых трансформаторов от 2 до 6 МВт.

Для второго года расчетного периода (1-го года эксплуатации):

·   количество электроэнергии, принятой в сеть

·   потери электроэнергии

·   доход от реализации дополнительно отпущенной электроэнергии (тариф принимается с учетом индекса расчетной инфляции, для второго года 1,08 - из табл. 5.1)

 

 

= 0,85×1,08×(12-0,9) = 10,46 млн руб.;

 

·   ежегодные постоянные издержки

 

 

·   балансовая прибыль от реализации электроэнергии

 

П2 = Ор2 - Ип2 = 10,46 - 3,668 = 6,791 млн руб.

 

·   чистая прибыль от реализации электроэнергии

 

Пч2 = П2 (1- aн) = 6,791 × (1-0,2) = 5,433 млн руб.

НДП2 = Пч2 + Иа2 = 5,433 + 1,5 = 6,933 млн руб.

 

Номинальный денежный поток нарастающим итогом:

·   для одного года

·   для двух лет

 

НДПсумм = НДП1 + НДП2 = -34,032 + 6,933 = -27,099 млн руб.

 

Простой срок окупаемости определяется моментом перехода из (-) в (+) по строке «Номинальный денежный поток нарастающим итогом», для более точного определения используется интерполяция:

·   от начала расчетного периода Ток. пр = 3,87 г.;

·   от начала эксплуатации Ток. пр = 2,87 г.

Дисконтирование осуществлено при ставке доходности Е=10 %.

для первого года:

коэффициент приведения

 

дисконтированный денежный поток

 

ДДП1= НДП1×k1 = -34,032 ×0.909 =-30,935 млн руб.;

 

для второго года:

коэффициент приведения

 

;

 

дисконтированный денежный поток

ДДП2 = 6,933 × 0,826 = 5,72 млн руб.

Дисконтированный денежный поток с нарастающим итогом определяется аналогично номинальному денежному потоку с нарастающим итогом.

Динамический срок окупаемости определяется моментом перехода из (-) в (+):

·   от начала расчетного периода Ток. д = 4,29г.;

·   от начала эксплуатации Ток. д = 3,29 г.

Чистый доход за расчетный период 17 лет составляет 486,32 млн руб., а чистый дисконтированный доход 166,84 млн руб.

Индекс доходности:

 

.

 

Внутренняя норма доходности:

·   зададимся большей ставкой доходности Е=49 %, при которой ЧДД<0 (расчет в Microsoft Excel табл. 5.1-5.3)

 

 

·   уточним при Е1=48 % и Е2=49 %

Расчет произведен в Microsoft Excel. В расчете использованы как простые (статические), так и динамические показатели (интегральные). Результаты расчета при Е=10 % представлены в табл. 5.3 и на рис. 5.1. Результаты расчета для двух вариантов ставки доходности приведены ниже:

 

Таблица 5.1

Наименование показателей	Величина показателя
	при Е=10 %	при Е=15 %
Простой (статический) срок окупаемости инвестиций) от начала эксплуатации, лет	1,77
То же, от начала расчетного периода	2,77
Дисконтированный срок окупаемости от начала эксплуатации, лет	2,002	3,112
Чистый доход, млн руб.	683,78
Чистый дисконтированный доход, млн руб.	245,88	158,67
Индекс доходности, руб./руб.	12,06	8,46
Внутренняя норма доходности, %	77,54 %

 

 

Таблица 5.1 Исходные данные для расчета экономической эффективности строительства ПС 35/6 кВ

Годы
Мощность трансформаторов		Сумма	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Присоединяемая нагрузка	МВ·А		2*4
Число часов использования максимума	МВт			2	3	4	5	6	6	6	6	6	6	6	6	6
Коэффициент потерь	ч			6000	6000	6000	6000	6000	6000	6000	6000	6000	6000	6000	6000	6000
Норма амортизационных отчислений	%			5	5	5	5	5	5	5	5	5	5	5	5	5
ПС
ВЛ	%			4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4
КЛ	%
Постоянные эксплуатационные издержки	%
ПС
ВЛ	%			5,9	5,9	5,9	5,9	5,9	5,9	5,9	5,9	5,9	5,9	5,9	5,9	5,9
КЛ	%
Cоставляющая тарифа, относимая на ПС	%
Ставка налога на прибыль	руб/кВт·ч		0,85
Год приведения затрат	%		20	20	20	20	20	20	20	20	20	20	20	20	20	20
Норма дисконта			0
Расчётный уровень инфляции на тариф	отн.ед.		0,1
Индекс расчётной инфляции	%			8	8	7	7	6	6	5	4	3	3	3	3	3
То же, базисный				1,080	1,080	1,070	1,070	1,060	1,060	1,050	1,040	1,030	1,030	1,030	1,030	1,030
Тариф с учётом инфляции				1,080	1,166	1,248	1,335	1,416	1,500	1,575	1,639	1,688	1,738	1,790	1,844	1,956

 

Таблица 5.2 Расчет прибыли от реализации проекта строительства ПС 35/6 кВ

Годы		Сумма	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
Количество электроэнергии, принятой в сеть	млн кВт·ч			12	18	24	30	36	36	36	36	36	36	36	36	36	36	36	36
Потери электроэнергии	млн кВт·ч			0,6	0,9	1,2	1,5	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8
Полезная отпущенная электроэнергия	млн кВт·ч			11,4	17,1	22,8	28,5	34,2	34,2	34,2	34,2	34,2	34,2	34,2	34,2	34,2	34,2	34,2	34,2
Выручка от реализации электроэнергии	млн руб.			10,47	16,95	24,19	32,35	41,15	43,62	45,80	47,63	49,06	50,53	52,05	53,61	55,22	56,87	58,58	60,34
Необходимые капиталовложения	млн. руб.		34,03
в том числе: оборудованте ПС	млн. руб.		34,03
ВЛ	млн. руб.
КЛ	млн. руб.
Накопленные капиталовложения	млн. руб.		34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03
в том числе: оборудование ПС	млн. руб.		34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03
ВЛ	млн. руб.		0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
КЛ	млн. руб.
Основные фонды	млн. руб.			34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03
в том числе: оборудование ПС	млн. руб.			34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03	34,03
ВЛ	млн. руб.			0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
КЛ	млн. руб.
Ежегодные постоянные издержки	млн. руб.			3,666	4,003	4,179	4,340	4,510	4,661	4,787	4,886	4,988	5,092	5,200	5,311	5,426	5,544	5,665	5,665
в том числе: на обслуживание	млн. руб.			2,169	2,506	2,681	2,842	3,013	3,163	3,290	3,389	3,490	3,595	3,703	3,814	3,928	4,046	4,168	4,168
ПС 5,9 %	млн. руб.			2,169	2,506	2,681	2,842	3,013	3,163	3,290	3,389	3,490	3,595	3,703	3,814	3,928	4,046	4,168	4,168
ВЛ 0,8 %	млн. руб.			0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
КЛ	млн. руб.
амортизационные отчисления	млн. руб.			1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497
ПС 4,4 %	млн. руб.			1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497	1,497
ВЛ 2,0 %	млн. руб.			0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
КЛ	млн. руб.
Прибыль, подлежащая налогообложению				6,80	12,95	20,01	28,01	36,64	38,96	41,01	42,75	44,07	45,44	46,85	48,30	49,79	51,33	52,92	54,67

 

 

Проведенные расчеты показали, что инвестиции в строительство новой подстанции 35/6 кВ экономически целесообразны. Инвестиции окупаются за приемлемый срок 3,87 года (простой срок окупаемости от начала эксплуатации).

Динамический срок окупаемости по данным табл. 5.3 также ниже нормативного и принятого в энергетике. При этом не учитывалось повышение надежности.

 

Рис. 5.1. Финансовый профиль проекта строительства ПС 35/6 кВ

 

 

Заключение

 

Проанализировав проведенные расчеты можно сделать вывод: выполненная замена трансформаторов и установка выключателя обеспечивают бесперебойную работу, а также возможность перспективного развития потребителей, повышает надежность электроснабжения и качество электроэнергии, увеличивает эффективность защиты оборудования. На подстанции были установлены два трансформатора типа ТМ-4000/35 мощностью 4 МВА и напряжением 35/6 кВ и элегазовые выключатели на шинах и35 кВ типа, а на шинах 6 кВ вакуумные типа ВВ/TEL-10.

В разделе «Безопасность жизнедеятельности», были произведены расчеты молниезащиты.

Результаты, полученные при расчетах в организационно-экономической части подтверждают экономическую эффективность проведения реконструкции ПС «Т»-35/6 кВ. Затраты на реконструкцию подстанции имеют достаточно высокие показатели эффективности. Срок окупаемости инвестиций составляет от 3,87-4,29 лет.

 

 

Литература

 

1.    Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебное пособие для ВУЗов изд 4-е перераб и доп. М... Энергоатомиздат,1986. Справочник по проектированию электрических систем / Под ред. С.С. Рокотяна, И.М. Шапиро. - М.: Энергия, 1997.

2. Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций подстанций: Учеб. -М.: Энергоатомиздат, 1980.- 600с

.   Электротехнический справочник: В 3 т. Т. 3. В 2 кн. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии (Под общ. ред. профессоров МЭИ: И.Н. Орлова (гл. ред.) и др.) 7-е изд., испр. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 880 с.: ил.

.   Справочник по проектированию электрических сетей; Под ред. Д.Л. Файбисовича. - 2-е изд. Перераб. И доп. - М.: «Издательство НЦ ЭНАС, 2006 - с 345, с 224.

5.    Правила устройства электроустановок. 7-е изд., 2002год 146с.

6. Диагностика, реконструкция и эксплуатация воздушных линий электропередачи в гололедных районах/ И.И. Левченко, А.С. Засыпкин, А.А. Аллилуев, Е.И. Сацук: Учеб. пособие/Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. Новочеркасск: ЮРГТУ, 2006.-494 с.

.   Пономарева Н.А., Отверченко Л.Ф. Учебно-методическое пособие к организационно-экономической части дипломных проектов для специальностей «Электроэнергетические системы и сети» и «Электроснабжение промышленных предприятий и городов»

8.    Долин П.А. Основы техники безопасности в электроустановках: Учеб.Пособие для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М: Энергоатомиздат, 1984.-448 с, ил.

9. Охрана труда в электроустановках: Учеб. Под ред. Князевского Б.А.. -3-е изд. перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1983 г. 336 с.

.   Тарамалы Л.З., Шихкеримов И.А., Галкин А.И. Электрическая часть станций и подстанций. Методические указания к контрольным работам и курсовому проектированию. - 2-е изд. перераб. и доп./ Новочеркасск: ЮРГТУ, 2002. 52с.

.   Мандрыкин С.А., Филатов А.А. Эксплуатация и ремонт электрооборудования электрических станций и сетей. - М.: Энергия, 1975

.   А.В. Фролов, И.Н. Бакаева. Безопасность жизнедеятельности. Охрана труда. Учебное издание. Ростов-на-Дону: Феникс, 2005г, 736с.

.   Методические указания к курсовому проекту по дисциплине «Электрические системы и сети»/Составители: Бураков И.Ф., Кудинов И.Д., Петрачёв С. Н./Новочеркасский политехнический институт, 1988. - 48 с.