Автор: nattal**@yandex.ru
Министерство образования и науки Российской Федерации
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ
ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«ОРЕНБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Факультет экономики и управления
Кафедра экономики и организации производства
КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА
по дисциплине«Экономика и организация энергетического производства»
Экономическое обоснование эффективности инвестиционных проектов схем электроснабжения
ОГУ 13.03.02.4017134 О
Руководитель
канд. эконом.наук, доцент
____________В. В. Романов
«___»________________2017 г.
Студент группы 13ЭЭ(ба)Э-2
____________Н.А.Борисова
«___» ________________2017 г.
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное агентство по образованию
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Оренбургский государственный университет»
Задание на контрольную работу
Провести технико-экономическое обоснование варианта схемы электро-снабжения.
Таблица 1 – Характеристика кабельных линий варианта сети
|
Участок сети |
Марка КЛ |
m,шт |
L, км |
|
ГПП-АД1 |
АПвП (3х50) |
2 |
0,035 |
|
ГПП-СД1 |
АПвП (3х50) |
2 |
0,077 |
|
ГПП-ТП1 |
АПвП (3х120) |
1 |
0,08 |
|
ГПП-ТП2 |
АПвП (3х50) |
1 |
0,396 |
|
РП-ТП3 |
АПвП (3х120) |
2 |
0,23 |
|
ГПП-РП |
АПвП (1х400) |
12 |
0,6 |
|
РП-ТП5 |
АПвП (3х50) |
1 |
0,03 |
|
РП-СД2 |
АПвП (3х50) |
1 |
0,05 |
|
РП-ТП6 |
АПвП (1х300) |
6 |
0,250 |
|
ТП6-ТП7 |
АПвП (3х240) |
2 |
0,05 |
|
ТП3-ТП8 |
АПвП (3х50) |
2 |
0,08 |
|
ГПП-СД3 |
АПвП (1х50) |
4 |
0,678 |
|
итого |
|
|
2,556 |
Таблица 2 – Характеристики КТП варианта сети
|
Наименование |
Тип |
Количество |
|
2 КТПП-2500/10/0,4 |
Тупиковая |
2 |
|
2 КТПП-2500/10/0,4 |
Проходная |
1 |
|
2 КТПП-1600/10/0,4 |
Проходная |
1 |
|
1 КТПП-630/10/0,4 |
Тупиковая |
1 |
|
2 КТПП 1000/10/0,4 |
Тупиковая |
2 |
|
Итого |
|
7 |
Таблица 3 – Характеристики ячеек варианта сети
|
Наименование |
Тип |
Количество |
|
КРУ-61МУЗ |
Вводная |
2 |
|
КРУ-СЭЩ-63 |
Секционная |
1 |
|
Отходящая |
18 |
|
|
итого |
|
21 |
Таблица 4 – Нагрузки потребителей
|
Номер КТП |
Количество трансформато-ров, шт |
Мощность трансформато-ров, кВА |
Мощность потребите-лей, кВА |
Потери в трансформато-рах, кВт*ч |
|
1 |
2 |
400 |
608,4 |
44531,930 |
|
2 |
2 |
630 |
796,884 |
41295,090 |
|
3 |
2 |
1000 |
1385,153 |
70447,360 |
|
4 |
2 |
1000 |
1385,153 |
106316,380 |
|
5 |
1 |
1000 |
1385,153 |
66211,260 |
|
6 |
2 |
400 |
547,288 |
97907,340 |
|
7 |
2 |
400 |
503,306 |
97907,340 |
|
8 |
2 |
630 |
977,593 |
28577,480 |
|
Итого |
15 |
5460 |
7588,93 |
553194,180 |
Таблица 5 – Потери в линиях
|
Участок сети |
Сечение кабеля*n кабелей, мм2 |
Sp, присоединенная к участку сети, кВА |
Потери энергии, кВт*ч |
|
ГПП-АД1 |
50·3 |
1428,571 |
990,055 |
|
ГПП-СД1 |
50·3 |
800 |
683,059 |
|
ГПП-ТП1 |
120·3 |
1367,201 |
1639,018 |
|
ГПП-ТП2 |
50·3 |
1065,869 |
12471,548 |
|
РП-ТП3 |
120·3 |
2181,025 |
5995,814 |
|
ГПП-РП |
400 1 |
14124,114 |
34311,388 |
|
РП-ТП5 |
50·3 |
605,106 |
304,510 |
|
РП-СД2 |
50·3 |
1600 |
3548,358 |
|
РП-ТП6 |
300·1 |
6036,136 |
14962,086 |
|
ТП6-ТП7 |
240·3 |
3018,068 |
1236,430 |
|
ТП3-ТП8 |
50·3 |
475,112 |
250,305 |
|
ГПП-СД3 |
50·1 |
3200 |
48115,739 |
|
Итого |
35901,202 |
124508,310 |
|
Число часов использования максимума нагрузки: Т2= 4964,7ч;
Район расположения сети: г. Заринск
Дата выдачи задания
Задание подготовил Романов В.В.
Исполнитель Борисова Н.А.
Студент группы 13ЭЭ(ба)Э-2
Срок защиты проекта до « » _____________2017 г.
Содержание
1 Технико-экономическое обоснование варианта схемы электроснабжения завода. 5
1.1 Расчет капитальных затрат на кабельные линии. 5
1.2 Расчёт капитальных затрат на сооружение подстанций и распределительных пунктов. 6
1.3 Определение суммарных капитальных вложений. 8
1.4 Определение ежегодных эксплуатационных расходов. 9
1.5 Математическое ожидание ущерба от перерывов в электроснабжении. 15
1.6 Годовые приведенные затраты.. 16
1.7 Экономическая оценка инвестиционного проекта. 16
Список использованных источников. 23
ё
- Технико-экономическое обоснование варианта схемы электроснабжения завода
1.1 Расчет капитальных затрат на кабельные линии
Капитальные затраты на кабельные линии (КЛ) вычисляются, с учётом прокладки их в кабельных каналах, по формуле [3]
|
(1.1) |
|
|
где – протяженность участка кабельной линии (Таблица 1), км; – удельная стоимость 1 км кабельной линии[4],тыс.руб/км; = 1,6- поправочный коэффициент к стоимости строительства (для Алтайского края); – капитальные затраты на монтаж линий, составляют 1118,206; 1576,67; 2207,338 для линий,выполненных одним кабелем, двумя и тремя кабелями, соответственно, тыс.руб/км[11]; m – количество кабелей (Таблица 1). |
|
Таблица 6–Расчет капитальных затрат на кабельные линии
|
Участок |
Марка КЛ |
m, шт |
L, км |
Цена 1 км КЛ в тыс.руб |
Стоимость монтажа тыс.руб/км |
Общая цена в тыс. руб. |
|
ГПП-АД1 |
АПвП (3х50) |
2 |
0,035 |
590,12 |
1576,67 |
172,909842 |
|
ГПП-СД1 |
АПвП (3х50) |
2 |
0,077 |
590,12 |
1576,67 |
380,4016524 |
|
ГПП-ТП1 |
АПвП (3х120) |
1 |
0,08 |
1165,25 |
1118,206 |
208,2511872 |
|
ГПП-ТП2 |
АПвП (3х50) |
1 |
0,396 |
590,12 |
1118,206 |
771,2066894 |
|
РП-ТП3 |
АПвП (3х120) |
2 |
0,23 |
1165,25 |
1576,67 |
1437,862848 |
|
ГПП-РП |
АПвП (1х400) |
12 |
0,6 |
550,79 |
9762,325065 |
84650,04845 |
|
РП-ТП5 |
АПвП (3х50) |
1 |
0,03 |
590,12 |
1118,206 |
58,4247492 |
|
РП-СД2 |
АПвП (3х50) |
1 |
0,05 |
590,12 |
1118,206 |
97,374582 |
|
РП-ТП6 |
АПвП (1х300) |
6 |
0,250 |
615,21 |
3269,382912 |
6642,65388 |
|
ТП6-ТП7 |
АПвП (3х240) |
2 |
0,05 |
1372,45 |
1576,67 |
336,19968 |
|
ТП3-ТП8 |
АПвП (3х50) |
2 |
0,08 |
590,12 |
1576,67 |
395,222496 |
|
ГПП-СД3 |
АПвП (1х50) |
4 |
0,678 |
213,89 |
2270,4048 |
7680,644547 |
|
Итого |
102831,2006 |
|||||
1.2 Расчёт капитальных затрат на сооружение подстанций и распределительных пунктов
1.2.1 Капитальные затраты на сооружение трансформаторных подстанций
Капитальные затраты складываются из стоимости монтажа и стоимости оборудования.
1.2.1.1 Стоимость монтажа трансформаторных подстанций
Стоимость монтажа двухтрансформаторных ТП составляет 327,136 тыс. руб и 125,422 тыс. руб. для однотрансформаторных ТП.
Стоимость монтажа 8-ми ТП составляет
Кмонт.ТП = 7 327,136 + 125,422= 2415,374 тыс. руб.
1.2.1.2 Стоимость оборудования трансформаторных подстанций
Стоимость КТП зависит от типа (проходная, тупиковая) и от мощности устанавливаемого трансформатора. Стоимости КТП [5] и трансформаторов [12] представлены в таблице 7.
Таблица 7 – Стоимость оборудования трансформаторных подстанций
|
Наименование |
Тип |
Количество |
Цена, тыс.руб |
Стоимость,тыс.руб |
|
2 КТП-2500/10/0,4 |
Тупиковая |
2 |
796 |
1592 |
|
2 КТП-2500/10/0,4 |
Проходная |
1 |
950 |
950 |
|
2 КТП-1600/10/0,4 |
Проходная |
1 |
642 |
642 |
|
1 КТП-630/10/0,4 |
Тупиковая |
1 |
158 |
158 |
|
2 КТП 1000/10/0,4 |
Тупиковая |
2 |
418 |
836 |
|
ТМГ-2500/10/0,4 |
|
6 |
1110 |
6660 |
|
ТМГ-1600/10/04 |
|
2 |
760 |
1520 |
|
ТМГ-630/10/0,4 |
|
1 |
315 |
315 |
|
ТМГ-1000/10/0,4 |
|
2 |
470 |
940 |
|
Итого |
13613 |
|||
1.2.2 Капитальные затраты на сооружение распределительных устройств
Капитальные затраты складываются из стоимости зданий и стоимости оборудования и его монтажа.
1.2.2.1 Капитальные затраты на сооружение зданий ЗРУ ГПП
Площадь ЗРУ ГПП и РП определяется количеством ячеек КРУ. Учитываются вводные, секционные ячейки, ячейки отходящих линий, трансформаторов напряжения и трансформаторов собственных нужд.
При двухрядной установке ячеек ширина зданий РУ с учетом коридоров обслуживания составляет 4,6 метров. Длина зданий РУ определяется согласно таблице 8. Стоимость строительства здания определяется площадью и удельной стоимостью промышленного здания, которая составляет 16тыс. руб/м2[10].
Таблица 8 – Стоимость зданий РУ
|
Наименование |
Схема установки ячеек |
Количество ячеек, шт. |
Длина, м |
Ширина, м |
Площадь, м2 |
Стоимость, тыс. руб. |
|
|
ЗРУ ГПП |
Двухрядная |
21 |
10,875 |
5,93 |
64,48875 |
1031,82 |
1.2.2.2 Капитальные затраты на оборудование РУ и его монтаж
Стоимость ячеек КРУ «Классика D12P» зависит от типа устанавливаемого оборудованияи номинального тока. Стоимости ячеек и их монтаж представлены в таблице 9.
Таблица 9 – Стоимость зданий РУ
|
Наименование |
Тип |
Количество |
Стоимость единицы, тыс. руб. |
Стоимость монтажа единицы, тыс. руб. |
Общая стоимость, тыс. руб. |
|
КРУ-61М |
Вводная |
2 |
645 |
56,78 |
1403,56 |
|
Секционная |
1 |
544 |
56,78 |
600,78 |
|
|
КРУ-СЭЩ-63 |
Отходящая |
18 |
565 |
56,78 |
11192,04 |
|
Итого |
|
21 |
|
13196,38 |
|
1.3Определение суммарных капитальных вложений
|
(1.2) |
|
|
гдеk1=1,6– районный коэффициент для Алтайского края = 102831,2006 – капитальные затраты на кабельные линии (Таблица 6), тыс.руб; = 2415,374 – капитальные затраты на монтаж ТП, тыс.руб; = 13613 – стоимость оборудования ТП (Таблица 7), тыс. руб; = 1031,82– стоимость здания РУ, тыс.руб; = 13196,38– стоимость оборудования РУ (Таблица 9), тыс. руб; =55751,87– размер платы за технологическое присоединение [8], тыс. руб. |
|
|
К = 102831,2006+ (2415,374 + 13613 + 1031,82+ 13196,38) ∙ 1,6 +55751,87= 213597,3463 тыс. руб |
|
1.4Определение ежегодных эксплуатационных расходов
Ежегодные издержки при передаче и распределении электроэнергии
|
С = Сэ + Сот + Ссн + Снс + Срэ+ Срс+ Са + Сос + Скр + Соб+ Спр, |
(1.3) |
|
где Сэ – стоимость годовых потерь электроэнергии; Сот – годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала; Ссн – отчисления страховых взносов во внебюджетные фонды; Снс – отчисления на социальное страхование от несчастных случаев на производстве; Срэ – годовые материальные затраты на ремонт элементов электроснабжения; Срс– годовые затраты на ремонт строительной части; Са – амортизационные отчисления на полное восстановление основных фондов; Сос – платежи по обязательному страхованию имущества предприятия; Скр – затраты на оплату процентов по краткосрочным ссудам банков; Соб – общесетевые расходы; Спр – прочие расходы. |
|
1.4.1 Расчет стоимости годовых потерь электроэнергии
Годовые потери электроэнергии вычисляются по формуле
|
(1.4) |
|
|
где = 933295,643 – годовые потери активной энергии в КЛ (Таблица 5), кВт·ч; = 1716079,54– годовые потери активной энергии в трансформаторах (Таблица 4), кВт·ч; |
|
|
кВт·ч |
|
Стоимость потерь электрической энергии вычисляется исходя из действующих тарифов и потерь электроэнергии по формуле
|
(1.5) |
|
|
где = 2005,29 –ставка на оплату потерь электроэнергии в сетях [7],руб/МВт∙ч |
|
|
|
|
1.4.2 Фонд оплаты труда обслуживающего персонала
Годовой фонд оплаты труда рабочих вычисляется по формуле
|
(1.6) |
|
|
где – основная заработная плата, тыс. руб; – доплаты до часового фонда заработной платы, принимаются в размере 85% от основной заработной платы [3], тыс. руб; – доплаты до дневного фонда, принимаются в размере 4% от часового фонда [3], тыс. руб; – доплаты до месячного фонда, учитываются в размере 6% от дневного фонда [3], тыс. руб; = 1,25 – доплаты по районному коэффициенту (для Алтайского края). |
|
Основная заработная плата вычисляется по формуле
|
(1.7) |
|
|
где – общая численность обслуживающего персонала, чел; – количество рабочих, чел; – количество служащих, чел; = 1700 – действительный фонд рабочего времени в год, ч ; – часовая тарифная ставка для оплаты соответствующего разряда, руб. |
|
Нормативы численности персонала по ремонту и техническому обслуживанию:
- для КЛ напряжением 10 кВ– 3,81 человек на 100 км линии[3];
- для двухтрансформаторной КТП напряжением 10 кВ 2,87 человек на 100 единиц;
- для трансформатора 10 кВ 1,71 человек на 100 единиц[3];
- для ячейки КРУ – 0,88 человек на 100 единиц[3];
- для оперативного персонала ПС – 0,66 человек [3].
Расчетная численность персонала:
- для КЛ: (3,81 15,12)/ 100 = 0,576 чел.;
- для КТП: (2,87· 21) / 100 = 0,603 чел.;
- для трансформаторов: (1,71·42) / 100 = 0,718 чел.;
- для ячеек КРУ: (0,88· 50) / 100 = 0,44 чел.;
- для ПС (оперативный персонал): 0,66· 21 = 13,86 чел.
Поправочные коэффициенты:
К1 = 1,11; К2 = 1,1; К3 = 1,15 (для КЛ 10 кВ) и К3 = 1,1 (для КТП, КРУ, трансформаторов и оперативного персонала) [3].
Результаты сводятся в таблицу 10.
Таблица 10 – Сводная таблица нормативной численности персонала
|
Группа оборудования |
Расчетная численность |
Поправочные коэффициенты |
Нормативная численность персонала |
В том числе специалисты, руководители, служащие |
|
|
К1*К2*К3 |
% |
чел. |
|||
|
КЛ 10 кВ
|
0,838 |
1,404 |
1,176 |
30 |
0,353 |
|
КТП |
0,230 |
1,404 |
0,322 |
20 |
0,064 |
|
Трансформаторы |
0,257 |
1,404 |
0,360 |
30 |
0,108 |
|
Ячейки КРУ |
0,185 |
1,404 |
0,259 |
30 |
0,078 |
|
Оперативный персонал |
13,200 |
1,404 |
18,535 |
20 |
3,707 |
|
Итого
|
20,653 |
4,310 |
|||
Количество рабочихвычисляют по формуле
|
(1.8) |
|
|
|
|
Распределение рабочих по специальностям производится согласно [3] (Таблица 11).
Таблица 11 – Распределение рабочих по специальностям
|
Разряд |
Специальность |
Кол-во чел. |
Часовая тарифная ставка, руб. |
|
III |
Электромонтер связи |
1 |
72 |
|
Слесарь по ремонту электрооборудования |
5 |
||
|
Электромонтер по обслуживанию подстанций |
5 |
||
|
IV |
Электромонтер по обслуживанию подстанций |
2 |
81 |
|
Электромонтер по ремонту обмоток |
3,343 |
Размер основной заработной платы вычисляется по формуле (1.7)
Доплаты вычисляются по формулам
|
(1.9) |
|
|
|
|
|
(1.10) |
|
|
|
|
|
(1.11) |
|
|
|
|
Годовой фонд оплаты труда рабочих вычисляется по формуле (1.6)
Годовой фонд оплаты труда служащих вычисляется по формуле
|
(1.12) |
|
|
где - месячная тарифная ставка или оклад работника, руб.; m – номенклатура должностей, чел.; = 1,25 – доплаты по районному коэффициенту (для Алтайского края); = 1,85 – дополнительная заработная плата. |
|
Всего служащих по расчету 4,594 чел. Распределение служащих по должностям производится согласно [3] (Таблица 12).
Таблица 12 – Распределение служащих по должностям
|
Должность |
Количество, чел |
Месячный оклад, руб |
|
Главный энергетик |
1 |
40000 |
|
Инженер-энергетик |
3,31 |
25000 |
|
Всего |
4,31 |
- |
Годовой фонд оплаты труда служащих вычисляется по формуле (1.12)
В итоге годовой фонд заработной платы обслуживающего персонала
|
(1.13) |
|
|
|
|
1.4.3 Отчисления страховых взносов во внебюджетные фонды
Согласно [6], страховые взносы во внебюджетные фонды составляют 30% от фонда заработной платы
|
(1.14) |
|
|
|
|
1.4.4 Отчисления на страхование от несчастных случаев на производстве
|
(1.15) |
|
|
|
|
1.4.5Годовые материальные затраты на ремонт элементов электроснабжения
Материальные затраты на ремонт кабельных линий и электрооборудования
|
(1.16) |
|
|
где НрКЛ = 2,3 –нормы отчислений на ремонт и обслуживание электрических сетей, %; НрТП = 3,9 –нормы отчислений на ремонт и обслуживание оборудования, %. |
|
|
|
|
1.4.6 Затраты на ремонт строительной части
|
(1.17) |
|
|
гдеK = 213597,3463– инвестиции в сеть электроснабжения, тыс. руб. |
|
|
|
|
1.4.7 Отчисления на обязательное страхование имущества
|
(1.18) |
|
|
|
|
1.4.8 Оплата процентов за использование краткосрочных кредитов
|
(1.19) |
|
|
где = 0,12 – ставка по краткосрочному кредиту [8]. |
|
|
|
|
1.4.9 Общесетевые расходы
|
(1.20) |
|
|
|
|
1.4.10 Прочие расходы
|
(1.21) |
|
|
|
|
1.4.11 Амортизационные отчисления на реновацию основных производственных фондов
Годовая величина амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов вычисляется по формуле
|
(1.22) |
|
|
где – амортизационные отчисления на реновацию электрооборудования, руб/год; – амортизационные отчисления на реновацию электрических сетей, руб/год; = 110766,1– инвестиции в электрооборудование, руб; = 102831,2006– инвестиции в электрические сети, руб; = 7,5 – нормы амортизационных отчислений на реновацию КЛ[3], %; = 5 – нормы амортизационных отчислений на реновацию оборудования [3], %. |
|
|
|
|
Ежегодные издержки при передаче и распределении электроэнергии вычисляются по формуле (1.3)
|
С = 8714,289+2614,286794+ 34,85715725+ 3450,924414+ 533,9933657+ +320,3960194+ 920,9010626+ 2135,973463+ 340,9029979+ 8691,493152+ 1342,333378= 29100,351тыс. руб
|
1.5 Математическое ожидание ущерба от перерывов в электроснабжении
Вероятная величина ушерба от перерывов в электроснабжении
определяется по формуле:
(1.23)
где Ууд - стоимость 1 кВт. ч. ушерба от перерывов в электроснабжении [7]. таблица 6.36:
Рср.. - среднегодовая мощность потребителей:
h - вероятное число часов на отыскание повреждения и
восстановление электроснабжения (определяется путём
суммирования продолжительности отключения ЛЭП
трансформаторов и выключателей по [7]. таблица 6.37);
q - коэффициент режима работы электроустановок:
(1.24)
где Тм, - время максимальных нагрузок, час.;
Тг, - 8760 час..
В окончательном виде приведённые эксплуатационные затраты, закладываемые в расчёт критериев экономической эффективности инвестиционного проекта схемы электроснабжения, определяются по формуле:
Спр= Сi+Уi, (1.25)
где Сi - годовые эксплуатационные затраты, определяемые по формуле (1.3):
Уi: - математическое ожидание ушерба от перерывов в электроснабжении.
Спр=29100,351+0,54622=29100,351 тыс.руб,
1.6 Годовые приведенные затраты
Годовые приведенные затраты вычисляются по формуле
|
(1.23) |
|
|
где = 0,15 – нормативный коэффициент экономической эффективности[3]. |
|
|
|
|
1.7Экономическая оценка инвестиционного проекта
Инвестирование проводится поэтапно в течение 3-х лет (Таблица 13).
Таблица 13 – Распределение капитальных вложений по годам
|
Распределение капитальных вложений по годам |
||
|
Год строительства |
Доля ежегодных вложений, % |
Величина годовых капитальных вложений,руб |
|
1 |
45 |
96118,80582 |
|
2 |
30 |
64079,20388 |
|
3 |
25 |
53399,33657 |
|
Итого |
100% |
213597,3463 |
Капитальные вложения с учетом фактора времени вычисляются по формуле
|
(1.24) |
|
|
где - инвестиции i-года; t = 1÷3 – порядковый год строительства; T – срок строительства в годах; = 0,15 – норматив приведения разновременных затрат[3]. |
|
|
|
|
Для оценки инвестиционного проекта необходимо рассмотреть полный инвестиционный цикл. Для этого предполагается, что первый год требуется для проектирования и согласования проекта, при этом стоимость этих работ принимается 5% от капитальных вложений
|
(1.25) |
Инвестирование в проект происходит в течение трех лет, при этом вложения осуществляются согласно таблице 13.
При расчете учитывается, что величина дохода ежегодно увеличивается на 5%, а величина затрат – на 3% в год [3].
Доходы от деятельности предприятия электрических сетей вычисляются по формуле
|
(1.26) |
|
|
где = 20549 – расчетная активная нагрузка по заводу, кВт; = 0,71 – тариф на услуги по передаче электроэнергии по сетям предприятия. |
|
|
|
|
Затраты в первый год – затраты на проектирование, во 2-4 года распределяются согласно таблице 13. В 5-11 года затраты вычисляются по формуле
|
(1.27) |
Текущая прибыль определяется как разность между доходами и затратами
|
(1.28) |
|
|
где Р – текущая прибыль. |
|
Дисконтированные затраты по годам вычисляются по формуле
|
(1.29) |
|
|
где nд – норма дисконта [3]; n–год. |
|
Кроме основных затрат на производство предприятие платит НДС и налог на имущество
|
(1.30) |
|
|
(1.31) |
Сумма НДС, выплачиваемая предприятием, будет увеличиваться пропорционально затратам на 3%, а налог на имущество снижаться, т.к. при начислении амортизации стоимость ОПФ будет уменьшаться на 5% в год[3].
Текущая прибыль без налогов вычисляется по формуле
|
(1.32) |
Прибыль в распоряжении предприятия вычисляется по формуле
|
(1.33) |
Средства в распоряжении предприятия
|
(1.34) |
Дисконтированная прибыль по годам вычисляется по формуле, начиная с 5 года
|
(1.35) |
Чистый дисконтированный доход (ЧДД) в первый год равен дисконтированным затратам по первому году, далее ЧДД определяется как сумма между предыдущим значением ЧДД и дисконтированной прибылью по соответствующему году. Срок окупаемости проекта будет считаться с момента получения предприятием дохода[3].
Фактический срок окупаемости вычисляется по формуле
|
(1.36) |
|
|
где – целое число лет от начала эксплуатации РЭС, когда ЧДД остается отрицательным; – дробная часть срока окупаемости вычисляется по формуле |
|
|
(1.37) |
|
|
где = -10,58 – абсолютная величина по модулю последнего отрицательного значения ЧДД (Таблица 15); = 19,02 –величина последующего после него положительного значения ЧДД (Таблица 15). |
|
Индекс рентабельности вычисляется по формуле
|
(1.38) |
|
|
где Пд – дисконтированная прибыль; Зд – дисконтированные затраты. |
|
Расчет НДС приводится в таблице 15.
Расчеты показателей экономической эффективности приведены в таблице 14.
Рентабельность инвестиций вычисляется по формуле
|
(1.39) |
|
Расчет внутренней нормы доходности Ев.н производится аналитическим методом. В данном методе задаются величиной Ев.н и определяют разницу между дисконтированными затратами и доходами[3].
Если разница равна 0, то заданная принятая величина внутренней нормы доходности является истинным значением. Принимается для проекта , тогда
Обе части выражения равны, следовательно, .
Таблица 14 – Расчет налога на добавленную стоимость
|
Показатели |
Годы эксплуатационной фазы Т2 |
||||||
|
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
|
Фонд заработной платы с отчислениями на социальные нужды и на страхование от несчастных случаев с индексацией на 1,03 млн.руб |
11,363 |
11,704 |
12,055 |
12,417 |
12,790 |
13,173 |
13,569 |
|
Текущая прибыль, млн.руб |
71,09 |
74,67 |
78,43 |
82,38 |
86,53 |
90,89 |
95,46 |
|
Всего добавленная стоимость, млн.руб |
82,454 |
86,377 |
90,489 |
94,801 |
99,322 |
104,063 |
109,033 |
|
Налог на добавленную стоимость, млн.руб |
14,84 |
15,55 |
16,29 |
17,06 |
17,88 |
18,73 |
19,63 |
Таблица 15 – Расчет показателей экономической эффективности
|
Расчет показателей экономической эффективности |
|||||||||||||||
|
Показатели |
Обозначение |
Инвестиционный цикл Т, его фазы и годы |
|||||||||||||
|
Т0 |
Т1 |
Т2 |
|||||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|||||
|
1. Доходы |
Индекс 1,05 |
|
- |
- |
- |
- |
1 |
1,050 |
1,103 |
1,158 |
1,216 |
1,276 |
1,340 |
||
|
млн.руб |
Рt |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
72,43 |
76,06 |
79,86 |
83,85 |
88,04 |
92,45 |
97,07 |
|||
|
2. Затраты |
Индекс 1,03 |
|
- |
- |
- |
- |
1 |
1,030 |
1,061 |
1,093 |
1,126 |
1,159 |
1,194 |
||
|
млн.руб |
Зt |
12,71 |
127,12 |
73,69 |
53,40 |
1,34 |
1,38 |
1,42 |
1,47 |
1,51 |
1,56 |
1,60 |
|||
|
3. Текущая прибыль, млн.руб |
Пt |
-12,71 |
-127,12 |
-73,69 |
-53,40 |
71,09 |
74,67 |
78,43 |
82,38 |
86,53 |
90,89 |
95,46 |
|||
|
4. Норма дисконта |
nд |
0,14 |
0,13 |
0,13 |
0,12 |
0,12 |
0,11 |
0,11 |
0,10 |
0,10 |
0,09 |
0,09 |
|||
|
5. Дисконтированные затраты по годам |
Зt/(1+nд)^t |
11,15 |
99,55 |
51,07 |
33,94 |
0,76 |
0,74 |
0,69 |
0,68 |
0,64 |
0,66 |
0,62 |
|||
|
6. Налоги, включаемые в себестоимость |
|||||||||||||||
|
6.1 НДС |
- |
|
|
|
|
14,84 |
15,55 |
16,29 |
17,06 |
17,88 |
18,73 |
19,63 |
|||
|
6.2 Налог на имущество |
- |
- |
- |
- |
4,70 |
4,46 |
4,24 |
4,03 |
3,83 |
3,64 |
3,45 |
||||
|
6.3 Всего |
|
|
|
|
19,54 |
20,01 |
20,53 |
21,09 |
21,71 |
22,37 |
23,08 |
||||
|
7. Текущая прибыль без налогов |
Пtн |
-12,71 |
-127,12 |
-73,69 |
-53,40 |
51,55 |
54,66 |
57,90 |
61,29 |
64,83 |
68,52 |
72,38 |
|||
|
8. Прибыль остающаяся у предприятия |
П |
-12,71 |
-127,12 |
-73,69 |
-53,40 |
41,24 |
43,73 |
46,32 |
49,03 |
51,86 |
54,82 |
57,91 |
|||
|
9. Амортизация с индексацией на 1,03 |
Ar |
0 |
0 |
0 |
0 |
15,46 |
15,92 |
16,40 |
16,89 |
17,40 |
17,92 |
18,46 |
|||
|
10. Сальдо прибыли и амортизации |
Пс |
-12,71 |
-127,12 |
-73,69 |
-53,40 |
56,70 |
59,65 |
62,72 |
65,93 |
69,26 |
72,74 |
76,37 |
|||
|
11. Дисконтированная прибыль по годам |
П/(1+nд)^t |
-11,15 |
-99,55 |
-51,07 |
-33,94 |
32,17 |
31,89 |
30,21 |
30,75 |
29,37 |
30,73 |
29,59 |
|||
|
12. Чистый дисконтированный доход |
Дч |
-11,15 |
-110,70 |
-161,77 |
-195,71 |
-163,54 |
-131,64 |
-101,43 |
-70,68 |
-41,30 |
-10,58 |
19,02 |
|||
|
13. Внутренняя норма доходности |
Евн |
0,108 |
|||||||||||||
|
14. Срок окупаемости инвистиций, год |
Тф.ок |
6,36 |
|||||||||||||
|
15. Рентабельность инвестиций |
|
0,103..0,16 |
|||||||||||||
Таблица 16 – Таблица критериев экономической эффективности
|
Критерии (показатели) эффективности |
Значение показателей |
Вывод по эффективности
|
|
|
по расчету |
по нормативу |
||
|
Чистый дисконтированный доход Д, млн. руб |
19,02 |
> 0 |
проект эффективен |
|
Внутренняя норма доходности, Евн, ед. |
0,108 |
0,09-0,14 |
проект эффективен |
|
Срок окупаемости инвестиций, год |
6,36 |
<7 |
проект эффективен |
|
Рентабельность инвестиций, ед. |
0,103-0,16 |
0,09-0,14 |
проект эффективен |
Таблица 17 – Сводная таблица экономических показателей эффективности инвестиционного проекта схем районной электрической сети
|
Показатели |
Смешанный вариант |
|
1 Первоначальные инвестиции |
213597,346 |
|
2 Инвестиции с учетом фактора времени |
213597,3463 |
|
3 Текущие эксплуатационные затраты |
29100,351 |
|
3.1 Стоимость годовых потерь электроэнергии |
1342,333378 |
|
3.2 Амортизационные отчисления |
8691,493152 |
|
3.3 Фонд оплаты труда |
3406,3125 |
|
3.4 Страховые взносы во внебюджетные фонды |
2614,286794 |
|
3.5 Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев на производстве |
34,85715725 |
|
3.6 Материальные затраты на ремонт и техническое обслуживание электросетей и оборудования |
3450,924414 |
|
3.7 Затраты на ремонт строительной части |
533,9933657 |
|
3.8 Отчисления на обязательное страхование имущества |
320,3960194 |
|
3.9 Плата за пользование краткосрочным кредитом |
920,9010626 |
|
3.10 Общесетевые расходы |
2135,973463 |
|
3.11 Прочие расходы |
340,9029979 |
|
4 Ущерб от перерывов в электроснабжении |
0,546227121 |
|
5 Годовые приведенные затраты |
61141,04551 |
|
6 Показатели экономической эффективности инвестиционного проекта схемы РЭС: 6.1 ЧДД |
19,02 |
|
6.2 Внутренняя норма доходности инвестиций, ед. |
0,108 |
|
6.3 Фактический срок окупаемости, год. |
6,36 |
|
6.4 Рентабельность, ед. |
0,103-0,16 |
Вывод: по показателям экономической эффективности инвестиционного проекта, выбранный вариант схемы электроснабжения коксохимического завода, является выгодным поскольку срок окупаемости менее 7 лет, а чистый дисконтированный доход больше 0.
Список использованных источников
- СТО 02069024.001-2015 Работы студенческие. Общие требования и правила оформления. – Введ. 2015 – 12 – 28.
- Правила устройства электроустановок: все действующие разделы шестого и седьмого изданий с изменениями и дополнениями по состоянию на 1 февраля 2016 года. – Москва: КноРус, 2015. – 488 с.
- Кравченко Н.Ф., Экономическое обоснование эффективности инвестиционных проектов схем электроснабжения: методические указания / Н.Ф. Кравченко. – Оренбург: ГОУ ОГУ, 2009. – 122 с.
- Кабели силовые с пластмассовой изоляцией. АПвП // Кабель.РФ [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www. cable.ru – 17.03.2017.
- Комплектные трансформаторные подстанции // ООО ЗЭТО «Импульс» [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www. http://trans-ktp.ru– 15.03.2017.
- Пенсионный фонд Российской Федерации. Информация для жителей региона // ПФР [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.pfrf.ru – 10.03.2017.
- Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов Учебное пособие. – 2-е изд., перераб. и доп. Под ред. В.М.Блок. – М.: Высш. шк. 1990. - 383 с.: ил.
- Процентные ставки и структура кредитов и депозитов по срочности // Банк России [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://cbr.ru – 20.03.2017.
- Расчет ориентировочных расходов (затрат) на ТУ // ОАО «ФСК ЕЭС» [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://portaltp.fsk-ees.ru – 10.03.2017.
- Сборник укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции) подстанций и линий электропередачи для нужд ОАО «Холдинг МРСК» // ОАО «Холдинг МРСК» [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://cmet4uk.ru – 18.03.2017.
- Территориальные сметные нормативы. Территориальные единичные расценки на монтаж оборудования. Алтайский край. ТЕРм 81-03-08-2001. Часть 8. Электротехнические установки [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.altairegionru – 17.03.2017.
- Трансформаторы масляные серии ТМГ // ООО ЗЭТО «Импульс» [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www. http://trans-ktp.ru– 15.03.2017.
- Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 УХЛ2 // ОЭНТ Самара [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://granteksvet.ru – 15.03.2017.
- Трехфазный силовой трансформатор ТЛС–СЭЩ 160/10 // ЗАО «ВолгаЭнергоКомплект» [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://zaovec.ru – 15.03.2017.
Скачать: