Размещено на http://allbest.ru

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Самарский государственный технический университет»

Кафедра «Тепловые электрические станции»

КУРСОВАЯ РАБОТА

Тема:

«Финансово-экономический анализ инвестиционного проекта»

по дисциплине

«Энергоэффективность комбинированных энергетических установок»

Выполнил: студент Байбатуров А.А.

Принял:д.т.н., профессор Зиганшина С.К.

Самара 2024 г.



Содержание

Введение

1. Исходные данные для расчета на PC

2. Обоснование величины капитальных вложений в инвестиционный проект

3. Определение дополнительных отпусков электроэнергии и тепла

4. Определение эксплуатационных расходов для расширяемой части ТЭЦ

5. Определение показателей себестоимости электрической и тепловой энергии для расширяемой части ТЭЦ

6. Финансово-экономический анализ по программе «Альт-Инвест-Прим

Заключение

Библиографический список

Приложения



Введение

Электроэнергетика является важнейшей составной частью топливно- энергетического комплекса страны, обладает рядом специфических черт, делающих ее непохожей ни на одну отрасль промышленности.

В последние годы в электроэнергетике проведены акционирование и частная приватизация предприятий, осуществляется реструктуризация, вызванная неравномерным размещением генерирующих мощностей и зависимостью большинства регионов от межсистемных перетоков электроэнергии и мощности.

Вместе с тем функционирование частично реформированной электроэнергетики выявило ее слабые стороны, которые наряду с неблагоприятными внешними факторами привели к снижению отраслевой эффективности. Существенно снизилась эффективность инвестиционного процесса.

Сложные переходные процессы на предприятиях электроэнергетики требуют от инженерных кадров высокого уровня экономических знаний. Опыт показывает, что технические, организационные и управленческие решения, разрабатываемые и внедряемые без четкого и грамотного экономического обоснования, не только не приносят желаемого результата, но зачастую и тормозят развитие производства.

К числу фундаментальных понятий рыночной экономики относятся инвестиции - один из наиболее важных и дефицитных ресурсов любой национальной экономики, использование которого позволяет совершенствовать производство. При этом очень важно знать, как лучше распорядиться имеющимися инвестиционными ресурсами, уметь рассчитывать их эффективность, выбрать лучшие варианты вложений, прогнозировать их последствия.

Мировая экономическая практика давно выработала методы оценки инвестиционных проектов, которые учитывают все возможные условия их реализации и поэтому обладают универсальностью, что и позволяет использовать их для определения эффективности почти любого проекта с достаточной точностью.

Переход к рынку вызвал потребность в формировании принципиально нового механизма инвестирования в развитии энергетики, адекватного экономике рыночного типа) Если в условиях государственной собственности развитие энергетики финансировалась в основном из бюджета, то в современных условиях трансформации от- ношений собственности в России произошел отказ от бюджетного финансирования энергетики.

Период реформ ознаменовался резким сокращением капитального строительства в энергетике. Поэтому обновление производственных мощностей стало острейшей необходимостью. В свете назревших проблем перевооружения реального сектора экономики исключительную важность приобретает вопрос финансирования инвестиционных программ.

В условиях рыночной экономики решающим фактор финансовой устойчивости предприятия является эффективность вложения капитала в тот или иной инвестиционный проект. Поскольку капитальные вложения всегда ограничены финансовыми возможностями предприятия, а достижение результатов отдалено во времени, возникает необходимость планирования инвестиционных решений и оценки их экономической эффективности путем разработки инвестиционного проекта).



1. Исходные данные для расчета на РС

Вспомогательные показатели

1. Расчетная денежная единица - тыс.руб.

2. Коэффициент пересчета (курсовая разница) - 80 руб. /дол.

3. Интервал планирования, дней - 360.

4. Срок жизни проекта (количество интервалов планирования) - 12 лет.

5. Годовой объем (дополнительный) отпускаемой энергии (электрической и тепловой) - 1047,6 • 10⁶тыс. кВт•ч. и 951871,185 Гкал (из расчетов в п 3) .

6. Средние значения тарифов на отпускаемую электрическую и тепловую энергию (для ТЭЦ) - 3450 руб./1000 кВт•ч. и 1723 руб./Гкал (по исходным данным).

7. Средняя величина нормы амортизации, % от проектируемых полных капитальных вложений - 10%

8. График освоения дополнительных (проектных) мощностей: 1-й год - 30%; 2- й год - 60%; 3-й год 100%.

9. Налог на прибыль, % (по состоянию на текущий момент) - 24%.

10. Ставка дисконтирования (Е)

Основные показатели:

1. Инвестиционные затраты (кап. вложения) (по исходным данным).

2. График освоения инвестиций, % суммы капитальных вложений по годам: 1-й год - 70%; 2-й год - 30%.

3. Источники финансирования - собственные средства (О) или внешние заимствования (1).

4. Годовые (доп.) эксплуатационные затраты (по исходным данным).



1. Обоснование величины капитальных вложений в инвестиционный проект

Укрупненное обоснование полной величины капитальных вложений для оценки экономической целесообразности проектных разработок. В дипломном проекте уровень инвестиционных затрат (полных капитальных вложений) может быть рассчитан укрупнено исходя из следующего:

КВОБ - капитальные вложения на приобретение основного оборудования (котлов, турбин, газотурбинных установок),

? КВ - полная величина капитальных вложений составит уровень, рассчитанный по выражению

где ?ОБ доля стоимости оборудования в полных капитальных вложениях (из диапазона 0,4….0,6).

Капвложения в основное оборудование рассчитывается исходя из следующих примерных величин удельных капвложений:

для импортных ГТУ:

а) мощностью 10-50 МВт Кгту=400…350 долл./кВт;

б) мощностью 50-100 МВт Кгту =350…320 долл./кВт;

в) мощностью 100-240 МВт Кгту =320…390 долл./кВт;

для отечественных ГТУ удельные капвложения на 10-20% меньше;

для паровых турбин высоких параметров (при давлении острого пара больше 90 ата) с конденсатором Ктк =240-260 долл./кВт;

без конденсатора (типа Р, ТР и ПТР) - на 10-20% меньше;

для паровых турбин низких параметров («приключенных») с конденсатором Ктк=120-140 долл./кВт;

без конденсатора - на 10-20% меньше;

для энергетических котлов Кк= (50000…55000) долл./т/ч;

для водогрейных котлов Квк= (53000-58000) долл./Гкал/ч;

для котлов-утилизаторов за ГТУ стоимость составляет 0,2…0,3 от стоимости ГТУ.

Рассматривается вариант расширения ТЭЦ вводом одной ГТУ фирмы ЛМЗ «Авиадвигатель», а также одним котлом-утилизатором.

Принципиальная схема установки и ее характеристики приведены в приложении.

По принятому Кгту =240 долл./КВт (из диапазона 300-400) и мощности газовой турбины ГТЭ-180 определяется стоимость турбины:

Кгту = Кгт • ?? • 10³, млн долл.

Кгту = 240 • 180 • 10³ = 43,2 млн долл.

Стоимость котла-утилизатора:

Кк = 0,2 • 43,2 = 8,64 млн долл.

Определяется КВОБ - капитальные вложения на приобретение основного оборудования (котлов, турбин, газотурбинных установок):

КВОБ = (1 • Кк) + (1 • Кгту), млн долл.

КВОБ = (1 • 8,64) + (1 • 43,2) = 51,84 млн долл.

?ОБ - примем 0.6, тогда ? КВ - полная величина капитальных вложений составит:



Общие удельные капвложения оказались равными:

2. Определение дополнительных отпусков электроэнергии и тепла

Дополнительная установленная электрическая мощность:

???э = 180 • 1 = 180 МВт.

Задаемся числом часов использования дополнительной установленной электрической мощности:

hэ=6000, ч/год. (из диапазона 5500-6500)

Дополнительная годовая выработка электроэнергии:

инвестиционный себестоимость электрический тепловой энергия

?Эвыр = ???э • ?э = 180 • 6000 = 1080000 МВт • ч?год.

?Эвыр = 1080 • 10⁶ кВт•ч/год.

Принимая коэффициент собственных нужд на уровне ??^э =0.03,

подсчитываем дополнительный годовой отпуск электроэнергии:

?Эотп = ?Эвыр • (1 ? ??^э ), кВт•ч/год.

?Эотп = 1080 • 10⁶ • (1 ? 0,03) = 1047,6 • 10⁶ кВт•ч/год.

Увеличение установленной тепловой мощности ТЭЦ: Найдем ??у-удельный расход топлива в камеру сгорания ГТУ:



Найдем ??укс-расход топлива в камере сгорания ГТУ:

Найдем ?Q_Т ГТУ:

.

Принимается число часов использования дополнительной тепловой мощности:

hт=4500, ч/год. (из диапазона 4200-4800)

Дополнительная годовая выработка тепла:

???выр = 218,069 • 4500 = 981310,5 Гкал?год.

Из расчета коэффициента собственных нужд по использованию дополнительного тепла ??^т =0.03 определяется дополнительный отпуск тепла в год:

???отп = ?Qвыр • (1 ? ??^э ) Гкал/год

???отп = 981310,5 • (1 ? 0,03) =951871,185 Гкал/год



4. Определение эксплуатационных расходов для расширяемой части ТЭЦ

Годовые расходы условного топлива:

Суммарный годовой расход условного топлива:

Годовые затраты на топливо определяются исходя из стоимости условного топлива: Цут=6126 руб./т.у.т =76,58 долл./т.у.т и его годового расхода:

Ит = В • Цут , руб?год.

Ит = 100800 • 6126 = 617,5 • 10⁶ руб?год.

Годовые затраты на оплату труда (ФЗП) обслуживающего персонала ТЭЦ :

Изп = ??р • ЗПм • 10, руб/год.

Изп = 10 • 42000 • 12 = 5040000 руб/год.

Начисления на фонд (основной и дополнительный) заработной платы обслуживающего персонала единого социального налога (ЕСН - в пенсионный, социального страхования, медицинского страхования федерального и регионального фондов) - 30,2% от ФЗП:

ИЕСН = Изп • 30,2 • 0,01 = 5040000 • 30,2 • 0,01 = 1522080 руб/год.



Амортизационные отчисления по объектам основных производственных фондов (проектных), (средняя норма амортизации 5-15%):

ИА = ?кв • ??А • 0,01 = (8640 • 10⁶ ) • 10 • 0,01 = 864 • 10⁶ руб./год.

Прочие затраты в % от вышеперечисленных затрат за исключением

начисленного ЕСН и амортизационных отчислений, по программе Альт-Инвест- Прим «Прочие операционные затраты»:

Ипр = (ИТ + ИЗП + ИЕСН) • К% • 0,01 , руб/год.

Ипр = (617,5 • 10⁶ + 504 • 10⁴ + 1522080) • 36,5 • 0,01 = 227,782 • 10⁶ руб/год.

Итоги годовых эксплуатационных затрат:

И = Ит + Изп + ИЕСН + ИА + Ипр , руб/год.

И = 1,71584408 • 10⁹ руб/год.

5. Определение показателей себестоимости электрической и тепловой энергии для расширяемой части ТЭЦ

По действующим в энергетике России правилам при комбинированной выработке электроэнергии и тепла в основу определения себестоимости каждого вида энергии на ТЭЦ с 1996 года положен вместо ранее применявшегося “физического” метода пропорциональный метод распределения топливных затрат.

Его целью является стимулирование промышленного производства на наиболее энергоемких предприятиях, прежде всего химического и нефтехимического профиля, путем снижения за этот счет тарифов на тепловую энергию.

В расчетах по этой методике измеряют электрическую и тепловую энергию в одних единицах, применяя тепловой эквивалент 1Гкал = 1163 кВт-ч.

По указанной методике расчет удельных расходов топлива производится в следующем порядке:

Общий объем выработанной электрической и тепловой энергии:

?? = Э + ??т , кВт•ч/год.

?? = 1047,6 • 10⁶ + (1163 • 981310,5) = 2188,864111 • 10⁶ кВт•ч/год.

Относительные доли электрической и тепловой энергии от их общего произведенного объема:

Определяется расход условного топлива при варианте раздельного производства вырабатываемой электрической и тепловой энергии на КЭС и в районной котельной.

Принимается, что удельный расход условного топлива на КЭС ?? э ^КЭС=0,316 кг.у.т/кВт-ч и КПД районной котельной ?? рк = 0,82 .

Годовой расход условного топлива на КЭС:



Удельный расход условного топлива в районной котельной:

Годовой расход условного топлива в районной котельной:

Годовой расход топлива при раздельной выработке:

Ву = Вкот + В^КЭС, кг у.т./год.

Ву = 171,132 • 10⁶ + 331 • 10⁶ = 502,132 • 10⁶ кг у.т./год.

Находится величина возможной экономии расхода топлива при комбинированной выработке энергии на ТЭЦ по сравнению с раздельной:

?В = Ву ? В, кг у.т./год.

?В = 502,132 • 10⁶ ? 430,507 • 10⁶ = 71,625 • 10⁶ кг у.т./год.

Экономия топлива распределяется пропорционально относительным долям по видам вырабатываемой энергии:

?Вэ = ?В • ??э, кг у.т./год.

?Вэ = 71,625 • 10⁶ • 0,478 = 34,236 • 10⁶ кг у.т./год;

?Вт = ?В • ??т, кг у.т./год.

?Вт = 71,625 • 10⁶ • 0,522 = 37,388 • 10⁶ кг у.т./год.



Определяются среднегодовые значения удельных расходов топлива на ТЭЦ на выработанную электрическую энергию:

на выработанную тепловую энергию

Расчетные годовые расходы топлива на ТЭЦ на выработанную электрическую энергию.

В^ТЭЦ = Э?? • ??э , кг у.т./кВт•ч.

В^ТЭЦ = 1047,6 • 10⁶ • 0,2643 = 276,88 • 10⁶ кг у.т./кВт•ч.

на выработанную тепловую энергию:

В^ТЭЦ = ??т?? • ??т , кг у.т./кВт•ч.

В^ТЭЦ = (1163 • 981310,5) • 0,1171 = 133,64 • 10⁶ кг у.т./кВт•ч.

Условное значение суммарного расхода топлива, применяемое для определения долей расхода топлива на ТЭЦ:



Скорректированные доли расхода топлива на электрическую и тепловую энергию.

Годовые издержки на ТЭЦ относимые на производство электроэнергии:

Иэ = ??э • И , руб/год.

Иэ = 0,674 • 1,71584408 • 10⁹ = 1,1564789 • 10⁹ руб/год.

тепловой энергии:

Ит = ??т • И , руб/год.

Ит = 0,326 • 1,71584408 • 10⁹ = 55,9365217 • 10⁶ руб/год.

Себестоимость электрической и тепловой энергии расширяемой части ТЭЦ: Себестоимость электроэнергии:

Себестоимость тепловой энергии:



6. Финансово-экономический анализ по программе «Альт-Инвест-Прим»

№ п/п	Показатель	Единица измерения	Величина
1	Расчетная денежная единица	тыс. рублей
2	Коэффициент пересчета (курс валют)	1,0 долл. / руб..	80
3	Интервал планирования (ИП)	дней	360
4	Срок жизни проекта (количество интервалов планирования)	Интервал планирования	12
5	ОБЪЕМ ПРОИЗВОДСТВА И ПРОДАЖ:	% интервалам
	график освоения производства	планирования	I-75%
	электроэнергия, отпущенная потребителям (100%-3%=97%		II-100%
	от произведенной с учетом внутрипроизводственного потребления)	тыс. кВт-ч/год	1015667,6
	тепловая энергия , отпущенная потребителям (100%- 3%=97% от произведенной с учетом	Гкал/год	951871,476
	внутрипроизводственного потребления)
6	Выручка от реализации:
	Средний тариф (средняя доходная ставка) за 1000 кВт-час	руб./1000 кВт-ч	3450
	электроэнергии	руб./Гкал	1723
	Средний тариф (средняя доходная ставка) за Гкал тепловой
	энергии
7	Текущие затраты(годовые):
	топливо	тыс.руб	617500
	заработная плата эксплуатационных рабочих	тыс.руб	5040
	отчисления на социальное страхование (ЕСН)	%	30,2
	прочие операционные затраты	%	35,89
8	Инвестиционные затраты: график освоения инвестиций (по интервалам планирования)	%	I-70
	постоянные инвестиционные затраты амортизационные отчисления (средняя норма амортизации)	% тыс.руб	II-30 10 3000000
9	Источники финансирования: оптимальный график кредитования (собственные средства Самараэнерго) проценты за кредит (среднегодовые)	- %	0 0
10	Отчет о прибыли: налоги до налога на прибыль (средняя налоговая ставка) налог на прибыль (налоговая ставка) налоги после налога на прибыль (средняя налоговая ставка)	% % %	1 24 1
11	Анализ эффективности проекта: Ставка сравнения и индексы дисконтирования	%	верх.табл-12 нижн.табл- 15

В приложении приведены основные фрагменты листинга реализации рассматриваемого проекта по программе «Альт-Инвест». Расчеты показателей экономической эффективности проекта проведены в базовых ценах.

Ниже приведены основные итоговые результаты оценки эффективности проекта (из распечатки).

Для индекса дисконтирования Е=12% :

Простой срок окупаемости: Ток=5,2 лет;

Чистый поток денежных средств нарастающим итогом

(ЧПДС или ЧД):ЧД=4311896 тыс.руб. за 12 лет;

Внутренняя норма доходности (прибыли):

ВНД или IRR - 22,9%;

Чистая текущая стоимость проекта:

NPV - 1203999 тыс. руб;

Рентабельность инвестиций: NPVR - 41,7%;

Дисконтированный чистый поток денежных средств нарастающим итогом:

ДЧПДС или ЧДД =1203999тыс. руб;

Дисконтированный срок окупаемости: Т₍ок)д = 6,9 лет.

Для индекса дисконтирования Е=15% :

Простой срок окупаемости: Ток=5,2 лет;

Чистый поток денежных средств нарастающим итогом

(ЧПДС или ЧД):ЧД=4311896 тыс.руб. за 12 лет;

Внутренняя норма доходности (прибыли):

ВНД или IRR - 22,9%;

Чистая текущая стоимость проекта:

NPV - 781217 тыс. руб;

Рентабельность инвестиций: NPVR - 27,3%;

Дисконтированный чистый поток денежных средств нарастающим итогом:

ДЧПДС или ЧДД = 781217 тыс. руб;

Дисконтированный срок окупаемости: Т₍ок)д = 7,6 лет.



Заключение

1. Результаты проведенного комплексного финансово-экономического анализа подтверждают предварительную гипотезу об эффективности инвестиционного проекта.

2. Анализируя эффективность проекта без учета внешнего коммерческого финансирования (за счет собственных средств), необходимо отметить, что простой срок окупаемости капитальных вложений составит 5,2 года, а дисконтированный срок окупаемости 6,9 года (при внутренней норме прибыли IRR = 22,9% и E = 12%).

3. Чистый дисконтированный доход (ЧДД) представляет собой разницу между суммой приведенных эффектов (чистого дисконтированного притока денежных средств) и дисконтированной к тому же моменту времени величиной капитальных вложений.

Полученное значение ЧДД =1203999 тыс. руб. говорит о том, что ЧДД> 0 при Е = 12,0%, проект является эффективным и может рассматриваться вопрос о его принятии. При Е = 15,0% ЧДД =781217 тыс. руб. это говорит о рентабельности проекта.

4. Расчетное значение оценочного показателя IRR (внутренняя норма прибыли, %) или внутренняя норма доходности ВНД = 22,9 % говорит о том, что при Е = 12% сумма дисконтируемых эффектов (чистый дисконтированный приток денежных средств) будет равен дисконтированным (к тому же моменту времени) капитальным вложениям. ВНД = 22,9 % - это предельно допустимая (максимальная) стоимость денежных средств (величина процентной ставки по кредиту, размер дивидендов по эмитируемым акциям и т.д.), которые могут привлекаться для финансирования проекта.

5. Если для реализации проекта потребуется получение банковской ссуды, то значение ВНД = 22,9% показывает верхнюю границу допустимого уровня банковской процентной ставки, выполнение которой делает проект убыточным; т.е. для анализируемого проекта процентная ставка не должна быть свыше 22,9%.

6. Расчетное значение рентабельности инвестиций (NPVR = 41,7%) говорит о том, что по проекту ожидается 0,279 руб.. чистого дисконтированного притока на каждый рубль дисконтированных инвестиционных расходов. Обычно расчет NPVR дополняют оценочным показателем NPV (или ЧДД).

7. Полученные значения простого срока окупаемости капитальных вложений (Ток= 5,2 года при Е = 12%) показывает, что 5,2 года необходимо для возмещения инвестиционных расходов. Это наглядно отображено на графике изменения накопленного дохода по временным интервалам (точка пересечения кривой накопленного дохода с осью временных интервалов).

Значение дисконтированного срока окупаемости (Ток(д) =6,9 лет для Е = 12,0%) показывает, что сумма эффектов, дисконтированных на момент завершения инвестиций через, 6,9 года будет равна сумме дисконтированных инвестиций.

8. С учетом того, что основной недостаток показателя срока окупаемости (как простого, так и дисконтированного) заключается в том, что он не учитывает весь период функционирования инвестиций и, следовательно, на него не влияет вся та отдача, которая лежит за пределами Ток. Поэтому показатель срока окупаемости (Ток) служит не столько оценочным показателем эффективности инвестиций, сколько в виде ограничения при принятии решения, т.е. если срок окупаемости проекта больше, чем принятые ограничения, то он исключается из списка возможных инвестиционных проектов.

9. Финансово - экономический анализ отчета прибыли наглядно отображает величину прибыли, получаемой предприятием за весь срок жизни проекта.

10. Анализируя полученные диаграммы изменения основных финансово - экономических показателей по годам жизни проекта (диаграмма изменения операционных затрат, себестоимости и выручки от реализации электрической и тепловой энергии; диаграммы формирования накопленной чистой прибыли; диаграмма притока и оттока денежных потоков и их накопление к 12-му году жизни проекта; диаграмма накопления чистого и чистого дисконтированного дохода), можно выявить (и весьма наглядно) механизмы формирования основных показателей эффективности дипломных разработок.



Библиографический список

1. Кудинов А.А. Тепловые электрические станции. Схемы и оборудование: учеб. пособие. М.: ИНФРА-М, 2012. 325 с.

2. Кудинов А.А., Зиганшина С.К. Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологиях. М.: Машиностроение, 2011. 374 с.

3. Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологиях / О.Л. Данилов, А.Б. Гаряев, И.В. Яковлев и др.; под ред. А.В. Клименко. М.: Издательский дом МЭИ, 2011. 424 с.

4. Оценка экономической эффективности реальных инвестиций в энергетике: учеб.методич. пособие / И.Н. Денисов, В.Д. Кузнецов, Л.П. Шелудько. Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2004. 58 с.

5. Кудинов А.А., Зиганшина С.К. Парогазовые установки тепловых электрических станций. Изд. 2-е, перераб. и доп. Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2019. 220 с.

6. Костюк А.Г., Фролов В.В., Булкин А.Е., Трухний А.Д. Турбины тепловых и атомных электрических станций: учебник для вузов. - 2-е изд. перераб. и доп. / под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. М.: Издательский дом МЭИ, 2001. 488 с.



Приложения

Таблица П1.1

Технические характеристики ГТУ фирмы Siemens тип V 64.3

Показатель	Значение
Электрическая мощность, МВт	180
Электрический КПД, %	36,5
Степень повышения давления воздуха в компрессоре	15
Начальная температура газов, ?С	1250
Расход выходных газов, кг/с	535
Температура выходных газов, ?С	552



Размещено на Allbest.ru