Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовой проект по экономике и управлению экономики предприятия

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика играет ведущую роль в развитии всех отраслей народного хозяйства. На современном этапе эта роль возрастает.

Энергетика - базис всей промышленности в нашей стране, да и во всем мире. Огромную роль играют тепловые электрические станции, так как именно на них вырабатывается около 80% всей производимой электроэнергии. Поэтому в нашей стране уделяется особое внимание именно топливно-энергетическому комплексу и его развитию.

Россия обладает одним из самых больших в мире потенциалов топливно-энергетических ресурсов. На ее территории, занимающей примерно 10% суши Земли, сосредоточено 45% разведанных запасов газа, 6% нефти и 32% угля.

В рассматриваемый период правительство РФ не собирается отказываться от планов строительства новых электростанций, учитывая, что в настоящее время выработали свой ресурс в 35 млн.кВт генерирующих мощностей, а еще через 30 лет выработавших свой ресурс мощностей станет уже около 90 млн.кВт. Ввод новых мощностей не изменит структуру установленной мощности электростанции. Достигнутый уровень развития теплофикации, в большинстве регионов должен сохранится в течение 10-15 лет. Так объёмы ввода мощностей на ТЭЦ предполагаются следующими: 7.8 млн. кВт к 2007г., 10.8 млн. кВт к 2014г.

Прирост производства электроэнергии планируется за счёт наращивания использования ядерной энергетики и гидроэнергетики. Но основными производителями электроэнергии останутся в ближайшем будущем тепловые электрические станции. Строительство новых жилых и производственных массивов предопределяет ввод в строй новых энергетических мощностей, т.к. старых не хватает, в том числе и из-за того, что оборудование выработало свой ресурс и пришло в негодность.

1. Экономическая часть

1.1 Актуальность курсового проекта

Актуальность курсового проекта обосновывается целями и приоритетами энергетической стратегии России на период 2020 года. Развитие электроэнергетики должно обеспечить необходимыми энергетическими ресурсами начавшийся экономический рост во всех отраслях народного хозяйства.

Для обеспечения прогнозируемых уровней электро и теплопотребления при оптимистическом варианте развития необходимо создание генерирующих мощностей на электрических станциях России (с учетом замены и модернизации) 2005-2020г.г. не менее177 млн.кВт, в том числе на гидро и гидроаккумулирующих электростанциях 11,2 млн.кВт, на атомных 23 млн.кВт и на тепловых 143 млн.кВт (из них с парогазовыми и газотурбинными установками 37 млн.кВт). При умеренном варианте развития планируется ввод в действие генерирующих мощностей 121 млн. кВт, в том числе на тепловых электрических станциях (ТЭС) 97 млн. кВт.

Актуальность темы дополнительно обосновывается состоянием основных фондов в электроэнергетике, износ активной части которых составляет 60-65%. Наличие в энергосистемах изношенного, выработавшего свой ресурс оборудования, доля которого уже превышена на 15% всех мощностей, определяет целесообразность исследований по реконструкции, модернизации действующих ТЭС.

Таким образом, энергетической стратегии ввод новых мощностей не изменит структуру установленной мощности электрических станций, в которой наибольший удельный вес занимает ТЭС.

1.2 Расчёт основных технико-экономических показателей проектируемой конденсационной электростанции

1.2.1 Определение ежегодных издержек, связанных с эксплуатацией

В курсовом проекте рассчитана себестоимость электрической энергии на проектируемой станции 1000 МВт. В качестве основного оборудования используются: турбины К-200-130 и котельные агрегаты производительностью 1000 тонн пара в час, работающее на твёрдом топливе.

Эксплуатационные расходы в проектных технико-экономических расчётах, группируются в укрупненные статьи калькуляции, млн.руб/год.

; (1.1)

Где - затраты на топливо;

- расходы на оплату труда;

- амортизация основных производственных фондов;

- расходы на ремонт основных фондов;

- прочие расходы;

1.2.2 Расчёт затрат на топливо

Число часов фактической работы турбоагрегата, т.е. календарное время за вычетом простоя в капитальном и текущем ремонте, час/год:

, (1.2)

где - время простоя в ремонте, ч;

Выработка электроэнергии на ТЭС, МВт ч:

, (1.3)

где - установленная мощность станции, МВт;

- число часов использования установленной мощности, ч;

Средняя нагрузка электростанции, МВт :

, (1.4)

где - число часов фактической работы, ч;

Среднегодовая нагрузка энергоблока, МВт :

, (1.5)

где - число блоков;

Годовой расход топлива блоками КЭС на выработку электрической нагрузки в установленном режиме, т у.т./год:

, (1.6)

где - удельный расход условного топлива на холостой ход агрегата, т у.т./МВт ч;

и - относительный прирост расхода топлива соответственно до точки экономической мощности и в зоне перегрузки, т у.т./МВт ч.;

и - экономическая и номинальная мощности, МВт;

Потери топлива в неустановившемся режиме, т у.т./год:

_, (1.7)

где и - пусковые потери соответственно при останове на 6-10 часов и при пуске из холодного состояния.

и - число пусков и остановов соответственно на 6-10 часов и из холодного состояния.

Расход топлива на КЭС, т у.т./год:

, (1.8)

Затраты на топливо, млн. руб./год:

, (1.9)

где - цена топлива, руб./т у.т.

1.2.3 Расходы на оплату труда

Для приближённых расчётов заработной платы по станции можно использовать формулу, млн. руб./год:

, (1.10)

где - штатный коэффициент;

- средняя зарплата одного работника за год;

1.2.4 Амортизационные отчисления

Размер амортизационных отчислений, млн. руб./год:

, (1.11)

где - средняя норма амортизации станции в целом; - капитальные вложения в ТЭС, млн. руб./год:

, (1.12)

где и - капитальные вложения, связанные с установкой одного блока головного и каждого последующего, млн. руб./год.; - коэффициент, учитывающий район размещения; - коэффициент удорожания в ценах текущего года;

1.2.5 Расходы по ремонтному обслуживанию

Расходы по ремонту, млн. руб./год:

, (1.13)

где - норма отчислений на ремонтное обслуживание от капитальных вложений в ТЭС;

1.2.6 Прочие расходы

К прочим расходам относятся:

- обще-цеховые и обще-станционные расходы;

- расходы по охране труда и технике безопасности;

- налоги и сборы;

- плата за землю;

Их величина принимается 20-30% от суммарных затрат на амортизацию, ремонт и зарплату, с учётом единого социального налога, млн. руб./год:

, (1.14)

где - единый социальный налог, рассчитываемый по ставке 26% от расходов на оплату труда;

Эксплуатационные расходы составят, млн. руб./год:

Для оценки достоверности расчётов определим удельный вес топливной составляющей:

_, (1.15)

Таким образом, топливная составляющая себестоимости занимает немного более 35% от полной производственной себестоимости, что позволяет сделать вывод о неприемлемости результатов расчёта издержек производства.

1.3 Расчёт себестоимости единицы электроэнергии

Годовой отпуск энергии с шин станции, МВт ч;

, (1.16)

где - коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды станции;

Себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч:

, (1.17)

Себестоимость выработанной энергии, руб./кВт ч:

, (1.18)

Удельный расход условного топлива на выработанный кВт ч, кг у.т/кВт

, (1.19)

Удельный расход условного топлива на отпущенный кВт ч, кг у.т./кВт ч:

, (1.20)

Во втором варианте расчёта установленная мощность КЭС остаётся прежней, состав основного оборудования: 2 блока К-500-240 с котельными агрегатами производительностью 1600 т/ч.

Второй вариант расчёта сведём в таблицу 1.1 , т.к. методика расчёта повторяет методику, описанную выше.

Таблица 1.1 - Расчёт технико-экономических показателей станции по альтернативному варианту.

Наименование показателя	Единица измерения	Значение показателя
Число часов фактической работы турбоагрегата	ч
Выработка установленной мощности на КЭС	МВт ч
Средняя нагрузка электростанции	МВт
Среднегодовая нагрузка блока	МВт
Годовой расход топлива	т у.т./год	2273000
Потери топлива в неустановившемся режиме	т у.т./год
Расход топлива на КЭС	т у.т./год	2278200
Затраты на топливо	млн.руб./год
Расходы по оплате труда	млн.руб./год
Амортизационные отчисления	млн.руб./год	881
Расходы по ремонтному обслуживанию	млн.руб./год
Прочие расходы	млн.руб./год
Эксплуатационные расходы	млн.руб./год	3392
Наименование показателя	Единица измерения	Значение показателя
Годовой отпуск энергии с шин ТЭС	МВт ч
Себестоимость отпущенной энергии	руб./кВт ч
Себестоимость выработанной энергии	руб./кВт ч
Удельный расход топлива на выработанный кВтч	кг у.т./кВт ч
Удельный расход топлива на отпущенный кВт ч	кг у.т./кВт ч

Результаты расчётов двух вариантов сводим в таблицу 1.2

Таблица 1.2 Основные технико-экономические показатели станции.

Наименование показателя	Единицы измерения	Значение показателя
		Вариант1	Вариант2
Установленная мощность	МВт	1000	1000
Состав основного оборудования		5*К-200	2*К-500
Число часов использования установленной мощности	ч./год	7200	7200
Выработка электроэнергии на ТЭС	МВт ч	7200000	7200000
Годовой отпуск энергии с шин станции	МВт ч	6753600	6786000
Удельный расход условного топлива на выработанный кВт ч	кг у.т.кВт ч	0,318	0,316
Удельный расход условного топлива на отпущенный кВт ч	кг у.т.кВт ч	0,32	0,331
Себестоимость единицы электроэнергии: а) выработанной б) отпущенной	руб./кВт ч	0,50 0,53	0,47 0,49
Штатный коэффициент	чел./МВт	0,46	0,42
Удельные капитальные вложения	млн.руб./МВт	11,516	11,75

Таким образом по показателю проектной себестоимости первый вариант с составом основного оборудования: пять блоков К-200-130 - является более предпочтительным.

1.4 Расчёт срока окупаемости капитальных вложений по проекту КЭС

Срок окупаемости - это период (измеряемый в месяцах, кварталах или годах), начиная с которого первоначальные затраты покрываются суммарными результатами. Другими словами, это интервал времени, в течении которого общий объём капитальных затрат остаётся большим суммы амортизационных отчислений и прироста прибыли предприятия.

Соотношение между доходами и расходами по реализации проекта определяется показателем чистого дисконтированного дохода (ЧДД). Если ЧДД больше нуля, то все затраты по проекту окупаются доходами, т.е. данный проект инвестиций можно рекомендовать к практической реализации.

Чистый дисконтированный доход, млн. руб.:

где - стоимость строительства станции, млн.руб.;

- себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч.;

- амортизация основных производственных фондов

- годовой отпуск энергии с шин станции, МВт;

- текущий год;

- тариф на отпущенный кВт ч с учётом планируемой рентабельности, руб./кВт ч.;

Расчёт срока окупаемости станции с пятью блоками К-200-130 сведём в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 - Срок окупаемости капитальных вложений с уровнем рентабельности 15%.

Показатели	Расчётный период
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1)Денежный поток по инвестиционной деятельности-кап.вложения(К)	-11516	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2)Денежный поток по основной деятельности: -амортизационные отчисления -доход по отпущенной эл.энергии	-	539,95 863,7 1403,65	539,95 863,7 1403,65	539,95 863,7 1403,65	539,95 863,7 1403,65	539,95 863,7 1403,65	539,95 863,7 1403,65	539,95 863,7 1403,65	539,95 863,7 1403,65	539,95 863,7 1403,65	539,95 863,7 1403,65
3)Чистый денежный поток	-11516	1403,65	1403,65	1403,65	1403,65	1403,65	1403,65	1403,65	1403,65	1403,65	1403,65
4)Коэффициент дисконтирования 1/(1+0,1)n	1	0.909	0,826	0,751	0,683	0,62	0,564	0,513	0,466	0,424	0,385
5)Чистый дисконтированный доход	-11516	1275,92	1159,41	1054,14	958,69	870,26	791,66	720,07	654,1	595,15	540,41
6)ЧДД нарастающим итогом	-11516	-10240,08	-9080,67	-8026,53	-7067,84	-6197,58	-5405,92	-4685,85	-4031,25	-3436,6	-2896,9

Поскольку период окупаемости превышает 10 лет, то выполним расчёт при повышенном уровне рентабельности производства электроэнергии

Таблица 1.4 - Срок окупаемости капитальных вложений при условии увеличения рентабельности производства электроэнергии.

Показатели	Расчётный период
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1)Денежный поток по инвестиционной деятельности кап. вложения(К)	-11516	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2)Денежный поток по основной деятельности: -амортизационные отчисления -доход в форме прибыли по отпущенной эл.энергии	-	1079,9 863,7 1943,6
3)Чистый денежный поток	-11516	1943,6
4)Коэффициент дисконтирования 1/(1+0,1)n	1	0.909	0,826	0,751	0,683	0,62	0,564	0,513	0,466	0,424	0,385
5)Чистый дисконтированный доход	-11516	1766,73	1605,41	1459,64	1327,48	1250,03	1096,19	997,07	905,72	824,09	748,29
6)ЧДД нарастающим итогом	-11516	-9749,27	-8142,86	-6684,22	-5356,74	-4151,71	-3055,52	-2058,45	-1152,73	-328,64	419,65

Капитальные вложения в проект ГРЭС 1000 МВт с пятью блоками К-200-130 окупается на девятый год эксплуатации при условии, что уровень рентабельности принимается выше 15%.

В качестве рекомендуемого состава основного оборудования принимается в дальнейших расчётах пять блоков К-200-130 с котельными агрегатами производительностью 1000 тонн пара в час.

2. Оценка себестоимости проекта

2.1 Экономическое обоснование состава основного оборудования на основе народнохозяйственного подхода

Техническое решение по составу основного оборудования может приниматься в результате экономической оценки, исходя из народнохозяйственного подхода, обеспечивающего взаимоувязку отраслевых интересов топливно-энергетического комплекса и народного хозяйства в целом. Данный подход реализуется посредством применения показателя приведенных затрат, который рассчитывается по каждому из конкурсных вариантов в соответствии с методическими рекомендациями, разработанными в КГТУ, расчет выполняется с помощью табличного процессора Excel. При сравнении вариантов по минимуму приведенных затрат необходимо выполнение следующих условий:

1. Сравниваемые варианты должны быть технически сопоставимы и взаимозаменяемы.

2. Варианты должны обеспечивать одинаковый энергетический эффект, т.е. они должны уравниваться по полезному отпуску энергии и мощности на основе использования системы замыкающих затрат и установок.

3. Все проектируемые мероприятия финансируются из одного источника. Экономическое обоснование предполагает расчет потенциального народнохозяйственного эффекта в результате экономии приведенных затрат по рекомендуемому варианту состава основного оборудования по сравнению с сопоставляемым вариантом Для определения оптимального состава основного оборудования в качестве конкурсных вариантов принимаем три турбины ПТ-135 и (вариант 1), а (вариант 2) - пять турбин ПТ-80.

Таблица 2.1 - Исходные данные для расчёта

В Ы Б О Р О Б О Р У Д О В А Н И Я Т Э Ц
Место проектирования ТЭЦ	("Восточная-Сибирь")
Вид топлива		Бурый уголь
Тепловые нагрузки потребителей:
a) в паре(QRP)	Гкал/час.	680
б) в горячей воде(QRG)	Гкал/час.	650
Годовой коэф-т теплофикации по пару(ALFAGP)		0,9
Год. коэф-т теплофикации по гор. воде(ALFAGG)		0,85
Число час.исп. максимума тепловой нагрузки:
a) в паре(HPMAX)	час./год	5500
б) в горячей воде(HGMAX)	час./год	3500
Электрическая нагрузка потребителей (Pmax)	МВт	405
Число час.исп. максимума эл.нагрузки (Hmax)	час./год	6500
Число час.исп. номинал.уст.мощности ТЭЦ (Hу)	час./год	6500
Производительность энергетического котла (DK)	т/час.	500
Коэффициент полезного действия котла	%	93
Число часов работы турбин (TR)	час./год	7200
Замыкающие затраты на топливо (Zт.)	руб/т у.т.	560
Замыкающие затраты на э/энергию (Zэл.)	руб./кВт*ч.	1,35
Коэффициент удорожания капитальных вложений		76,92
Среднегодовой фонд оплаты труда 1 работающего	руб./год	192000
Районный коэффициент		1,3
Отчисления в социальные фонды (в % к ФОТ)	%	26

2.2 Экономический эффект по народно-хозяйственному подходу

Экономический эффект определяется по формуле:

где - приведенные затраты по первому варианту (млн.руб.);

- приведенные затраты по второму варианту (млн.руб.) .

Таблица 2.2 - Связь ТЭЦ и потребителей с электрической системой и приведённые затраты ТЭЦ

Связь по эл.энергии млн.кВт ч.	Затраты на перетоки эл.энергии млн.руб.	Связь с системой по мощности	Приведённые затраты по ТЭЦмлн.руб.
Полезный отпуск эл.энергии с ТЭЦ	передача в систему (-) из системы (+)		Установленная мощность ТЭЦ, МВт	Мощность собственных нужд, %	Полезно выдаваемая мощность %	Передача в систему (-) из системы (+), МВт
2468	165	222,12	405	5.00	385	20	3469,82
2438	195	263,25	400	5.00	380	25	3519,79

Определим расхождение между вторым и первым вариантами:

Так как приведенные затраты по первому (рекомендуемому) варианту состава основного оборудования (3хПТ-135) меньше приведенных затрат по второму (сопоставляемому) (5хПТ-80) на 1,42%, то в качестве основного оборудования ТЭЦ выбираем рекомендуемый вариант потому что он является экономически выгодным. Результаты расчетов приведены в таблицах А1-А13.

Таблица 2.3 - Исходные данные к расчету себестоимости

Показатели состава оборудования	Условные обозначения	1рекомендуемый 3хПТ-135	2сопоставляемый 5хПТ-80
Полезный отпуск электроэнергии с ТЭЦ млн. кВт / ч		2467,97	2437,5
Годовое производство тепла на ТЭЦ, тыс.Гкал		6015	6015
Годовой расход топлива по ТЭЦ, тыс. т.у.т.		1470,95	1453,73
Расход топлива на производство э /э		536,66	519,44
На производство т / э		934,29	934,29
Эксплуатационные расходы ,млн.руб.		2172,03	2180,83
Затраты на топливо, млн. руб		823,73	814,09
Амортизация, млн. руб		699,19	699,21
Расходы на оплату труда, млн.руб.		198,13	212,28
Расход на текущий ремонт, млн.руб.		139,84	139,84
Прочие расходы, млн.руб.		311,15	315,4

2.3 Экономическое обоснование на основе хозрасчетного подхода

Данный подход основывается на учете экономических интересов предприятий и учитывает изменение его основных хозрасчетных показателей. Экономическое обоснование предполагает расчет потенциального внутрихозяйственного эффекта по предприятию в результате снижения себестоимости производства электро и теплоэнергии по рекомендуемому варианту. Проектная себестоимость рассчитывается по каждому варианту.

Таблица 2.4 - Калькуляция себестоимости электрической и тепловой энергии (рекомендуемый вариант)

Стадия производства	Элементы затрат (млн.руб.)	Всего затрат	В том числе (млн.руб.)
	UТ	UАМ	UРЕМ	UЗП	UПР		э/э	т/э
ТТЦ и КЦ	823,7	349,59	69,92	69,35	-	1312,59	478,88	833,71
Машинный зал, ЭЦ	-	314,63	62,93	69,35	-	446,91	446,91	-
Общестанционные расходы	-	34,96	6,99	59,44	311,15	412,54	217,06	195,47
Всего по ТЭЦ	823,7	699,19	139,8	198,1	311,15	2172,03	1142,85	1029,18
Себестоимость единицы электроэнергии коп./кВт•ч	46
Единицы теплоэнергии руб/Гкал	171,1

а) Затраты по каждой стадии распределяются на два вида энергии по физическому методу, т.е. пропорционально расходу топлива, млн.руб.:

,

,

,

б) Общестанционные расходы на два вида энергии распределяются пропорционально затратам по двум предыдущим стадиям, млн.руб.:

,

в) Расчет себестоимости единицы энергии с учетом результата по пункту 5 и отпуска энергии из таблицы исходных данных (таблица 1.1).

,

Таблица 2.5 - Калькуляция себестоимости электрической и тепловой энергии (сопоставляемый вариант)

Стадия производства	Элементы затрат (млн.руб.)	Всего затрат (млн. р)	В том числе (млн.руб.)
	UТ	UАМ	UРЕМ	UЗП	UПР		э/э	т/э
ТТЦ и КЦ	814,09	349,61	69,92	74,30	-	1307,91	467,33	840,58
Машинный зал, ЭЦ	-	314,65	62,93	74,30	-	451,87	451,87	-
Общестанционные расходы	-	34,96	6,99	63,69	315,40	421,04	219,93	201,11
Всего по ТЭЦ	814,09	699,21	139,84	212,28	315,40	2180,83	1139,13	1041,69
Себестоимость единицы электроэнергии коп./кВт•ч	47
Единицы теплоэнергии руб/Гкал	173,18

а) Затраты по каждой стадии распределяются на два вида энергии по физическому методу, т.е. пропорционально расходу топлива, млн.руб.:

,

,

,

б) Общестанционные расходы на два вида энергии распределяются пропорционально затратам по двум предыдущим стадиям, млн.руб.:

,



в) Расчет себестоимости единицы энергии с учетом результата по пункту 5 и отпуска энергии из таблицы исходных данных (таблица 1.1).

Как показывают расчёты, в качестве основного оборудования выбираем рекомендуемый вариант (3хПТ-135).

2.4 Расчет срока окупаемости инвестиций по рекомендуемому составу основного оборудования

Срок окупаемости - это период (измеряемый в месяцах, кварталах или годах), начиная с которого первоначальные затраты покрываются суммарными результатами. Другими словами, это интервал времени, в течении которого общий объём капитальных затрат остаётся большим суммы амортизационных отчислений и прироста прибыли предприятия.

Соотношение между доходами и расходами по реализации проекта определяется показателем чистого дисконтированного дохода (ЧДД). Если ЧДД больше нуля, то все затраты по проекту окупаются доходами, т.е. данный проект инвестиций можно рекомендовать к практической реализации.

Таблица 2.6 - Срок окупаемости капитальных вложений

Показатели	Расчетный период
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1) Денежный поток по инвестиционной деятельности	-8963,91
2) Денежный поток по основной деятельности: - амортизационные отчисления - доход от отпуска э/э - доход от отпуска э/т	771,89 342,85699 191813,93
3) Денежный поток, чистый доход	-8963,91
4)Коэффициент дисконтирования,	1	0,909	0,826	0,751	0,683	0,621	0,564	0,513	0,466	0,424	0,385
5) Чистый дисконтированный доход	-8963,91	1648,86	1498,303	1362,26	1238,91	1126,45	1023,05	930,54	845,29	769,10	698,36
6) ЧДД нарастающим итогом	-8963,91	-7315,05	-5816,75	- 4454,49	-3215,58	-2089,13	-1066,07	- 135,53	709,76

Срок окупаемости станции с тремя блоками ПТ-135 осуществляется на восьмом году эксплуатации станции.

3. Оценка эффективности инвестиций в проекте реконструкции ТЭЦ

3.1 Показатели эффективности инвестиционного проекта

Экономическая оценка мероприятий по реконструкции и техническому перевооружению существующих ТЭС предполагает расчет коммерческой эффективности инвестиций, направляемых на данные цели, которая определяется на основе анализа хозрасчетных показателей предприятий. Для оценки коммерческой эффективности рассчитываются показатели, устанавливающие соотношения финансовых затрат и результатов, обусловленных реализацией инвестиций инвестиционного проекта: чистый доход, срок окупаемости, рентабельность, внутренняя норма доходности.

Показатели эффективности могут определяться разными методами. Статические методы не учитывают изменения движения капитала в течение времени осуществления проекта, методы дисконтирования позволяют учесть неравноценность одинаковых сумм поступлений и платежей, относящихся к разным периодам времени осуществления проекта. Первый в системе показателей коммерческой эффективности - чистый доход, который определяется как превышение интегральных результатов над интегральными затратами. С учетом разграничения общей суммы затрат, стоимостной оценкой результата является, во-первых, прирост прибыли, достигаемый при внедрении на практике тех или иных мероприятий, а во-вторых, «амортизационные отчисления», являющиеся не статьей расхода, а наравне с прибылью - внутренним источником финансирования:

,(3.1)

где - доход в j-м году расчетного периода;

- амортизационные отчисления в j-м году;

- прирост прибыли предприятия в том же году.

В качестве основного подхода к расчету результата от внедрения мероприятий в энергетике предлагается использовать расчленение полного (интегрального) результата на отдельные составляющие. Так, прирост прибыли предприятия наблюдается как вследствие увеличения выручки от реализации продукции основного производства, продукции вспомогательного производства, оказания прочих видов услуг, так и вследствие экономии текущих затрат по производству продукции.

Величина чистого дохода определяется по формуле:

,(3.2)

где - доход в периоде j;

- продолжительность периода отдачи от инвестиций;

- инвестиционные расходы в периоде t;

- продолжительность процесса инвестиций.

Оценка планируемых затрат и результатов осуществляется в пределах расчетного периода, включающего продолжительность процесса инвестиций и продолжительность периода отдачи от инвестиций.

Для стоимостной оценки результатов и затрат в расчетах дипломного проектирования рекомендуется использовать базисные цены, под которыми понимают цены, сложившиеся в народном хозяйстве на определенный момент времени. Базисная цена на любую продукцию и ресурсы считается неизменной в течение всего расчетного периода.

Срок окупаемости - это период (измеряемый в месяцах, кварталах или годах), начиная с которого первоначальные затраты покрываются суммарными затратами результатами. Другими словами, это интервал времени, в течение которого общий объем капитальных затрат остается большим суммы амортизационных отчислений и прироста прибыли предприятия.

Расчетный показатель срока окупаемости сопоставляется или с рекомендуемым его значением, или с требованием инвестора. Заключение об эффективности инвестиционного анализа.

Перечисленные показатели эффективности наряду со стратегическими методами могут рассчитываться и методами дисконтирования, позволяющие определить, насколько будущие поступления оправдают сегодняшние затраты. В этом случае соизмерение разновременных показателей осуществляется путем приведения (дисконтирования) их к ценности в начальном периоде.

Для приведения разновременных затрат и результатов используется ставка сравнения (Е), равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал. Ставка сравнения определяет темп снижения ценности денежных ресурсов с течением времени.

Приведение к базисному году затрат и результатов, имеющих место в t-м году реализация проекта, производится путем умножения на коэффициент дисконтирования а(t), определяемый для постоянной ставки сравнения Е как:

,(3.3)

где t - номер года (t - 0,1,2…T);

T - горизонт счета.

Рассмотренные выше показатели определяются по следующим формулам. Чистый дисконтированный доход:

,(3.4)

где - доход в периоде j;

- продолжительность периода отдачи от инвестиций;

- коэффициент дисконтирования по ставке сравнения;

- первоначальные затраты;

- продолжительность процесса инвестиций.

Если отдача начинается спустя после начала осуществления проекта, т.е. , то вместо следует применять .

Подчеркнем, что в формуле (3.4) годом приведения является год начала инвестиций, что согласуется с рекомендуемым ранее расчетом всех величин в базисных ценах.

Если расписать коэффициент дисконтирования, то формула чистого дисконтированного дохода имеет вид:

,(3.5)

Наиболее распространенным условием при выполнении дипломного проект является небольшой период существования первоначальных затрат. В этом случае допустимо считать осуществление инвестиций разовой суммой, тогда формула расчета чистого дисконтированного дохода имеет вид:

,(3.6)

В процессе выполнения данного раздела дипломного проекта студент должен выбрать метод расчета показателя эффективности по согласованию с консультантом по экономической части проекта.

3.2 Экономическая оценка эффективности проекта

В данном разделе использованы основные положения методических рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования, утвержденные Госстроем России, Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ и Госкомпромом России 2000 г., общие принципы которых применимы от отраслевых и региональных особенностей. Для учета в расчетах особенностей электроэнергетики здесь использованы отраслевые методы экономического обоснования результатов НИР и новой техники в энергетике, утвержденные Министерством энергетики и электрификации в 2002 году.

электростанция конденсационный себестоимость

3.3 Стоимостная оценка производственных результатов проекта

Таблица 3.2 - Стоимостная оценка производственных результатов

Показатели	Обозначение	Способ определения	Значение
Цена топлива, руб/т.у.т		Данные энергосистемы	560
Снижение затрат на топливо на производство э/э, млн.руб/год			69,25
Тариф на э/э, коп/(кВт ч)		Данные энергосистемы	59,8
Себестоимость э/э, коп/(кВт ч)		Данные энергосистемы	46
Тариф на т/э, руб/Гкал		Данные энергосистемы	299,43
Себестоимость т/э, руб/Гкал		Данные энергосистемы	171,1
Снижение дохода от реализации э/э, млн.руб/год			23,19
Доход от реализации дополнительной т/э, млн.руб			89,83
Амортизация на прирост стоимости основных производственных фондов			0,816
Экономический результат от реализации реконструкции, млн.руб			136,71

3.4 Оценка экономической привлекательности проекта

Таблица 3.3 - Смета затрат на реконструкцию

Наименование (шифр) документа	Наименование работ и затрат	Единица измерения	Кол-во единиц	Стоимость единицы, руб	Стоимость общая, руб
01010103	Разборка цилиндров: - ЦВД -ЦСД	шт. -//-	1 1	40305 20135	40305 20135
01010304	Разборка проточной части: -ЦВД -ЦСД	-//- -//-	1 1	39270 27346	39270 27346
01020204	Полная замена крепежа корпусов ЦВД	-//-	1	84145	84145
01020501	Полная замена крепежа корпусов ЦСД	-//-	1	48195	48195
01030103	Ремонт каминных уплотнений ЦВД	-//-	1	16485	16485
01030209	Ремонт каминных уплотнений ЦСД	-//-	1	4316	4316
01040201	Ремонт обойм диафрагм со смещением обойм в осевом направлении, ЦВД	-//-	1	72542	72542
01040401	Ремонт обойм диафрагм со смещением обойм в осевом направлении, ЦСД	-//-	1	30381	30381
01050508	Ремонт диафрагм ЦВД с восстановлением осевых зазоров и шабрением горизонтального разъема турбин	-//-	1	176965	176965
01070107	Ремонт наружного корпуса ЦВД	-//-	1	127842	127842
01070202	Ремонт наружного корпуса ЦСД	-//-	1	126449	126449
01071002	Перецентровка корпуса цилиндра ЦВД	-//-	1	24419	24419
01071004	Перецентровка корпуса цилиндра ЦСД	-//-	1	24419	24419
01071505	Ремонт обшивы турбины: -ЦВД -ЦСД	-//- -//-	1 1	3713 4177	3713 4177
01071801	Замена соплового аппарата	-//-	1	8340	8340
01071904	Замена направляющего аппарата регулирующей ступени	-//-	1	8961	8961
01080104	Контрольная сборка ЦВД	-//-	3	35057	105171
01080202	Контрольная сборка ЦСД	-//-	3	32166	96498
01080404	Сборка и закрытие ЦВД	-//-	1	77576	77576
01090202	Ремонт со снятием корпуса подшипника	-//-	2	75321	150642
02010106	Ремонт ГШ-350-16	-//-	2	12281	24562
08030107	Замена элементов каркаса и металлоконструкций ГШ-350-16	т	10	6910	69100
02020105	Ремонт ПВ-425-230	шт	2	34451	68902
08030107	Замена элементов каркаса и металлоконструкций ПВ-425-230	т	24	6910	165840
02030308	Ремонт ПСГ-1300-3-8	шт	1	16500	16500
08030107	Замена элементов каркаса и металлоконструкций ПСГ-1300-3-8	т	7	6910	48370
02030309	Ремонт ПСГ-2300-3-	шт	3	17065	51195
08030107	Замена элементов каркаса и металлоконструкций ПСГ-2300-3-8	т	21	6910	145110
	Прочие работы (10-15%)				230145
	Итого:				2148016
	Итого с учетом коэффициентов		2471008
	Общие затраты на реконструкцию				4492742

Для осуществления реконструкции необходимы капиталовложения, которые складываются из затрат на приобретение оборудование и затрат на строительно-монтажные работы.

,(3.7)

где - затраты на приобретение оборудования.

, (3.8)

где - коэффициент удорожания, равный 76,92.

Оценочно их величина составит 11,664 млн.руб. Т.к. сумма является достаточно приемлемой, то осуществляем капиталовложения в течение одного года (время, необходимое для осуществления реконструкции).

Далее проводим расчет показателей экономической эффективности.

Годовой доход от реализации реконструкции:

,(3.9)

где - коэффициент, учитывающий инвестиционный риск, равный 0,7.

Так как длительность работ по реконструкции составляет около года, то доход будем получать только по истечении этого времени, т.е. на второй год.

Чистый доход:

,(3.10)

кде - капиталовложения, млн.руб.

Коэффициент дисконтирования:

,(3.11)

где Е - ставка рефинансирования ЦБ РФ, равная 0,10;

n - порядковый номер года.

Чистый дисконтированный доход:

,(3.12)

Результат расчетов заносим в таблицу 3.4.

Показатели	Расчетный период
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1) Денежный поток по инвестиционной деятельности	-11,664
2) Денежный поток по основной деятельности: - амортизационные отчисления - доход от отпуска э/э - доход от отпуска э/т -доход от экономии топлива при производстве электроэнергии	69,25 89,83 23,19 0,816 95,7
3) Денежный поток, чистый доход	-11,664	95,7
4) Коэффициент дисконтирования,	1	0,909	0,826	0,751	0,683	0,621	0,564	0,513	0,466	0,424	0,385
5) Чистый дисконтированный доход	-11,664	86,99	79,05	71,88	65,36	59,43	53,97	49,09	44,59	40,58	36,84
6) ЧДД нарастающим итогом	-11,664	75,326

Так как ЧДД нарастающим итогом становится больше нуля на первом году, следовательно, срок окупаемости проекта составляет около одного года, что является хорошим показателем.

Таким образом, экономически целесообразно реализовать данный проект по реконструкции турбоагрегата К-210/215-130.

Размещено на Allbest.ru