Реферат: Экономическое обоснование эффективности инвестиционных проектов электроснабжения

Содержание

Введение……………………………………………………………………………….5

1 Определение инвестиций…………………………………………………………...6

1.1 Определение числа элементов ЛЭП……………………………………………..6

1.1.1 Определение числа опор………………………………………………………..6

1.1.2 Определение длины линии с учетом стрелы провеса………………………...6

1.1.3 Определение числа изоляторов………………………………………………...6

1.2 Определение количества элементов подстанций……………………………...10

1.3 Определение капитальных вложений в систему электроснабжения…………12

1.4 Инвестиции с учетом фактора времени………………………………………...14

2 Расчет текущих эксплуатационных затрат………………………………………14

2.1 Стоимость годовых потерь электроэнергии…………………………………...15

2.2 Амортизационные отчисления на реновацию основных

производственных фондов………………………………………………………19

2.3 Фонд оплаты труда обслуживающего персонала……………………………..20

2.4 Расчет фонда оплаты труда служащих…………………………………………23

2.5 Отчисления на социальные нужды (социальный налог)……………………..24

2.6 Отчисления на социальное страхование от несчастных

случаев на производстве…………………………………………………………25

2.7 Материальные затраты на все виды ремонтов и техническое

обслуживание электросетей и электрооборудования…………………………25

2.7.1 Формирование годовых планов-графиков ППР электрооборудования……25

2.7.2 Расчет стоимости материалов по ремонту электрооборудования………….30

2.7.3 Расчет запасных частей и комплектующих изделий для

трансформаторов и ВЛ………………………………………………………...33

2.7.4 Расчет материальных затрат на ремонт электрооборудования……………..36

2.8 Затраты на ремонт строительной части………………………………………..36

2.9 Отчисления на обязательное страхование имущества………………………..36

2.10 Оплата процентов за использование краткосрочных кредитов……..………37

2.11 Общесетевые расходы……………………………..…………………………..37

2.12 Прочие расходы……………………..………………………………………….37

2.13 Суммарные годовые эксплуатационные затраты при

передаче и распределении электроэнергии…………………………………..38

2.14 Математическое ожидание ущерба от перерывов в электроснабжении…...38

2.15 Годовые приведенные затраты………………………………………………...39

3 Экономическая оценка инвестиционных проектов……………………………...41

Заключение………………………………………………………………………….50

Список использованных источников………………………………………………51

Введение

В современной России важнейшую роль в экономическом развитии играет энергетическая отрасль. В условиях интенсивного строительства, разработки месторождений полезных ископаемых энергетика выходит на новый этап развития. В 2005 году экспорт электроэнергии из России составил 22-25 млрд. кВт/ч, к 2010 году эти показатели вырастут до 30-35 млрд. кВт/ч, а в «плане 2020», «Основные положения энергетической стратегии России на период до 2020 года», показатели по экспорту электроэнергии должны составить 40-75 млрд. кВт/ч, и это не учитывая развития инженерно-энергетического сектора в России.

Для обеспечения устойчивого роста, энергетическая отрасль нуждается в реконструкции и развитии производственных фондов и инфраструктурных сетей. Необходимо строить нефтеперерабатывающие заводы, гидроэлектростанции, АЭС и другие объекты, а так же развивать инфраструктуру страны. Необходимо добиться того, чтобы по всей территории России был свободный доступ к электроэнергии.

Лучшим способом передачи электроэнергии на большие расстояния, являются линии электропередачи ЛЭП. Их строительство и эксплуатация обладает экономическими преимуществами по сравнению с другими способами канализации электроэнергии. Это важно с точки зрения привлекательности для инвесторов как существующих сетей электроснабжения, так и планируемых к внедрению проектов. Чтобы инвестор мог полностью убедиться в целесообразности вложения средств в такую сеть, необходимо произвести сравнительную оценку эффективности предложенных проектов сетей. В данной курсовой работе приводится пример того, как могут быть определены показатели эффективности проектов схем электроснабжения.

1 Определение инвестиций

1.1 Определение числа элементов ЛЭП

1.1.1 Определение числа опор

Число анкерных опор вычисляется по формуле:

(1)

где А – число анкерных опор;

L – длина участка, км;

- расстояние между анкерными опорами, принимается равным 6 км.

Число промежуточных опор определяется по выражению:

(2)

где П – число промежуточных опор;

L – длина участка, км;

- расстояние между промежуточными опорами, 0,1 км.

1.1.2 Определение длины линии с учетом стрелы провеса

Длина линии с учетом стрелы провеса вычисляется по выражению:

(3)

где L_пров - длина провода, км;

К_пс – поправочный коэффициент на стрелу провеса, равен 1,15,

- число фаз, для одноцепной линии -3, для двухцепной -6.

1.1.3 Определение числа изоляторов

Количество изоляторов для проводов определяется по формуле:

(4)

где И_пр – изоляторы, служащие для подвески проводов;

- сумма одноцепных промежуточных опор;

- сумма одноцепных анкерных опор;

- сумма двухцепных промежуточных опор;

- сумма двухцепных анкерных опор.

Количество изоляторов для подвеса грозозащитного троса:

(5)

где И_тр – количество изоляторов для подвеса грозозащитного троса.

Грозозащитный трос подвешивается при помощи изоляторов на металлических и железобетонных анкерных опорах.

Пример расчета рассматривается для участка 0-1 магистрального варианта.

По формуле (1):

По формуле (2):

По формуле (3):

Длина троса принимается с учетом поправочного коэффициента на стрелу провеса:

По формуле (4):

По формуле (5):

Для остальных участков расчет проводится аналогично. Результаты расчета сведены в таблицы 1 и 2.

Таблица 1 - Результаты расчета числа элементов магистрального варианта

Таблица 2 - Результаты расчета элементов смешанного варианта

1.2 Определение количества элементов подстанций

Число трансформаторов указано в исходных данных, выключатели и разъединители считается по однолинейным схемам, приведенным на рисунках 1 и 2 для магистрального и смешанного вариантов соответственно. На один силовой трансформатор приходится 1 заземляющий нож, 7 ограничителей перенапряжения. На один выключатель – 3 трансформатора тока.

Число элементов подстанции представлено в таблицах 3 и 4.

Рисунок 1 – Однолинейная схема магистрального варианта сети

Рисунок 2 – Однолинейная схема смешанного варианта сети

Таблица 3 – Число элементов подстанций магистрального варианта

Таблица 4 – Число элементов подстанций смешанного варианта

1.3 Определение капитальных вложений в систему электроснабжения

Цены на электрооборудование определяются из коммерческих каталогов цен и фирменных справочников. Так, например, по /2/ стоимость трансформатора ТДН-16000 составляет 6000000 руб. Цены на остальные элементы сети и соответственно расчеты стоимости в зависимости от количества элементов приведены в таблице 5.

Таблица 5 – Инвестиции в сеть для магистрального и смешанного вариантов

1.4 Инвестиции с учетом фактора времени

На практике выход на режим нормальной эксплуатации затягивается на несколько лет. Предполагаемый срок строительства.

(6)

где - инвестиции i-года;

t – порядковый год строительства (t=1,2..4)

T – срок строительства в годах;

- норматив приведения разновременных затрат (0,1).

Таблица 6 – Инвестиции с учетом фактора времени

По формуле (6):

2 Расчет текущих эксплуатационных затрат

Ежегодные издержки при передаче и распределении электроэнергии (С)

определяются по формуле:

(7)

где С_э – стоимость годовых потерь электроэнергии, руб;

С_от – годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала, руб;

С_сн - отчисления на социальные нужды, руб;

С_нс - отчисления на социальное страхование от несчастных случаев на производстве, руб;

С_рэ – годовые материальные затраты на ремонт элементов электроснабжения, руб;

С_рс – годовые затраты на ремонт строительной части, руб;

С_а - амортизационные отчисления на полное восстановление основных фондов, руб;

С_ос – платежи по обязательному страхованию имущества предприятия, руб;

С_кр – затраты на оплату процентов по краткосрочным ссудам банков, руб;

С_об - общесетевые расходы, руб;

С_пр - прочие расходы, руб;

2.1 Стоимость годовых потерь электроэнергии

Стоимость потерь электрической энергии определяется исходя из действующих тарифов и потерь электроэнергии по формуле:

(8)

где - ставка за оплату потерь электроэнергии в сетях ВН, руб/кВт∙ч. Для Калужской области составляет 1120 руб/МВт∙ч.

- годовые потери электроэнергии в кВт·ч, определяемые по соответствующим формулам в зависимости от вида электрических установок.

(9)

где - годовые потери активной энергии в ЛЭП, кВт·ч;

- годовые потери активной энергии в трансформаторах, кВт·ч.

Потери в ЛЭП определяются:

(10)

где - наибольшие потери активной мощности, МВт;

- годовое время максимальных потерь, ч.

(11)

(12)

где - полная мощность подстанции, МВА;

- номинальное напряжение сети, кВ;

- сопротивление линии (с учетом протяженности линии и количества цепей – для двухцепных в 2 раза меньше), Ом.

(13)

где - коэффициент мощности потребителя, принимается равным 0,9.

Для магистрального варианта сети для участка 0-1, трехпроводной линии длиной 432,22 км, выполненной проводом АС-150, имеющего погонное активное сопротивление 1 км 0,198 Ом/км /3/ по формуле (12) потери в ЛЭП определяются:

МВт.

Результаты расчетов потерь для остальных участков магистрального варианта приведены в таблице 7.

Таблица 7 - Потери в ЛЭП магистрального варианта сети

Потери электроэнергии в ЛЭП по формуле (10) определяются:

МВт·ч.

Потери в трансформаторах определятся по формуле:

(14)

где - наибольшие потери активной мощности в трансформаторе, МВт.

(15)

Для 1-ой подстанции магистрального варианта потери в трансформаторе ТДН-16000 ( МВт, МВт) по формуле (15) определятся как:

МВт.

Результаты расчетов потерь в трансформаторах для остальных подстанций магистрального варианта сведены в таблицу 8.

Таблица 8 – Потери в трансформаторах магистрального варианта сети

Тогда потери электроэнергии по формуле (14) определятся:

МВт·ч.

Годовые потери по формуле () определятся:

МВт·ч.

Стоимость потерь электрической энергии:

руб.

Расчет стоимости потерь для смешанного варианта.

Для расчета потерь мощности на кольцевом участке ЛЭП смешанного варианта необходимо определить потокораспределение мощности по каждому из участков. Для этого кольцо размыкается по т. РЭС. Тогда мощность, протекающая, например, по участку 0-1 рассчитывается по формуле:

(16)

МВт.

По первому закону Кирхгофа мощность на участке 4-5 определяется как:

(17)

МВт.

Тогда на участке 0-5 протекающая мощность будет равна:

(18)

МВт.

Аналогично расчету потерь мощности в ЛЭП для магистрального варианта рассчитываются потери смешанного.

Таблица 9 – Потери в ЛЭП смешанного варианта сети

Потери электроэнергии в ЛЭП смешанного варианта по формуле (10) определяются:

МВт·ч.

Т.к. потери в трансформаторах зависят только от нагрузки и характеристик самих трансформаторов, то расчеты для смешанного варианта повторяют расчеты для магистрального.

Таблица 10 – Потери в трансформаторах смешанного варианта сети

Потери электроэнергии по формуле (14) определятся:

МВт·ч.

Годовые потери по формуле (9) определятся:

МВт·ч.

Стоимость потерь электрической энергии по формуле (8):

руб.

2.2 Амортизационные отчисления на реновацию основных производственных фондов

Годовая величина амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов определяется:

(19)

где- амортизационные отчисления на реновацию электрооборудования и электрических сетей, руб/год;

- инвестиции в электрооборудование и электрические сети, руб.;

- нормы амортизационных отчислений на реновацию оборудования и электрических сетей (6,5% для ЛЭП и 7,5% для подстанций в соответствии с приложением А /1/).

По формуле (19) для магистрального варианта:

руб.

По формуле (19) для смешанного варианта:

руб.

2.3 Фонд оплаты труда обслуживающего персонала

Годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала определяется как сумма основной и дополнительной заработной платы (включая стоимость продукции, выдаваемой работникам в порядке натуральной платы):

, (20)

где - основная заработная плата;

- доплаты до часового фонда заработной платы, принимаются в размере 85% от основной заработной платы:

- доплаты до дневного фонда, принимаются в размере 4% от часового фонда;

- доплаты до месячного фонда, учитываются в размере 6% от дневного фонда;

- доплаты по районному коэффициенту (1,0).

(21)

где- соответственно общая численность обслуживающего персонала, количество рабочих и служащих, чел.

- действительный фонд рабочего времени в год, час. (1850 ч.);

- часовая тарифная ставка для оплаты соответствующего разряда, руб.

Таблица 11 – Сводная таблица нормативной численности персонала РЭС МВ

Количество рабочих определяется по формуле:

(22)

По данным таблицы 11 и по формуле (22):

Составляется таблица 12 с использованием приложения Ц /1/.

Таблица 12 – Распределение рабочих по специальностям

Отсюда годовой фонд основной заработной платы рабочих по формуле (21) рассчитывается:

Тогда доплаты составят:

По формуле (20):

Для смешанного варианта сети расчеты нормативной численности персонала РЭС сведены в таблицу 13.

Таблица 13 - Сводная таблица нормативной численности персонала РЭС СВ

По данным таблицы и по формуле (22):

Составляется таблица 14 с использованием приложения Ц /1/.

Таблица 14 – Распределение рабочих по специальностям

Отсюда годовой фонд основной заработной платы рабочих по формуле (21) рассчитывается:

Тогда доплаты составят:

По формуле (20):

2.4 Расчет фонда оплаты труда служащих

(23)

где - месячная тарифная ставка или оклад работника, руб.;

m – номенклатура должностей, чел.;

- доплаты по районному коэффициенту (1,0);

- дополнительная заработная плата (1,85).

Всего служащих по расчету для магистрального варианта 2,88, из них:

Таблица 15– Распределение служащих по должностям МВ

Тогда по формуле (23) годовой фонд оплаты труда служащих составит:

В итоге годовой фонд заработной платы обслуживающего персонала схемы РЭС составит:

(24)

Служащих по расчету для смешанного варианта 3,11 из них:

Таблица 16 – Распределение служащих по должностям СВ

Тогда по формуле (23) годовой фонд оплаты труда служащих составит:

В итоге годовой фонд заработной платы обслуживающего персонала схемы РЭС по формуле (24) составит:

2.5 Отчисления на социальные нужды (социальный налог)

Отчисления на социальные нужды принимаются равными согласно законодательству 26% от фонда заработной платы:

- для МВ:

- для СВ:

2.6 Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев на производстве

Данные отчисления для электроэнергетики принимаются равными 5-6% от фонда оплаты труда:

- для МВ:

- для СВ:

2.7 Материальные затраты на ремонт и техническое обслуживание электросетей и оборудования

2.7.1 Формирование годовых планов-графиков ППР электрооборудования

О – осмотр, провода проверяются на наличие обрывов и оплавление отдельных фаз, наличие остерегающих знаков, состояние изоляторов, заземлителей. К – капитальный ремонт, основной объем работ при капитальном ремонте устанавливается при последнем текущем ремонте или осмотре.

Таблица 17 – Структура и продолжительность циклов технического обслуживания и ремонта подстанций

Таким образом, длительность ремонтного цикла для трансформаторов составляет 103680/8760=11,8 года, а межремонтного периода – 25920/8760=2,958 года. На основании данных, приведенных в таблицах 17 и 18, составляется годовой план-график ППР энергетического оборудования для трансформаторов – таблица 19. Данный график распространяется на оба варианта сетей.

Таблица 18 – Нормы трудоемкости ремонта подстанции, чел.-час

Таблица 19 – Годовой план-график ППР энергетического оборудования на 2010 год для трансформаторов

Таблица 20 – Структура и продолжительность циклов технического обслуживания и ремонта ВЛ

Таким образом, длительность ремонтного цикла для ВЛ составляет 126900/8760=14,48 года, а межремонтного периода – 8640/8760=0,98 года.

Для выбора линии, ставящейся на ремонт, определяется суммарная длина одноцепных участков и делится на длительность ремонтного цикла (двухцепные участки приводятся к одноцепным умножением на 2 фактического расстояния между подстанциями):

(25)

Для магистрального варианта:

Для смешанного варианта:

Для магистрального варианта к получившемуся значению ближе всего длина участка 4-5 – 72,04 км. Для смешанного выбирается участок 1-3 длиной 88,04 км, т.к. рассчитанная по формуле (25) длина участка меньше, чем каждый из рассматриваемых. Если участок ставится на ремонт, и при этом не полностью, то остальная часть участка ставится на текущий ремонт.

Таблица 21 – Нормы трудоемкости ремонта ВЛ, чел.-час

На основании данных, приведенных в таблицах 20 и 21, составляется годовые планы-графики ППР энергетического оборудования для ЛЭП 110 кВ для магистрального и смешанного вариантов сети.

Таблица 22 – Годовой план-график ППР энергетического оборудования на 2010 год для ЛЭП 110 кВ магистрального варианта

Таблица 23 – Годовой план-график ППР энергетического оборудования на 2010 год для ЛЭП 110 кВ смешанного варианта

2.7.2 Расчет стоимости материалов по ремонту электрооборудования

Используя полученные значения трудоемкости ремонтов трансформаторов и ВЛ, нормы расхода основных материалов, покупные цены на материалы, взятые из коммерческих каталогов, для обоих вариантов составляются сводные таблицы стоимости материалов по ремонту электрооборудования. При этом расход материалов определяется по формуле:

(26)

где - норма расхода основных материалов на 100 чел.-час. трудоемкости ремонта и технического обслуживания (принимается по таблице 15 /1/);

- суммарная трудоемкость за год (чел.час) ремонта и обслуживания подстанции или ВЛ (по данным таблиц 19, 22 и 23).

Стоимость материалов будет определятся по формуле:

(27)

где- цена на материал (принимается по каталогу цен /2/).

Так, например, расход электрокартона для ремонта трансформатора по формуле (26) равен:

Тогда стоимость электрокартона при цене на него 51, руб. по формуле (27) составит:

Стоимость остальных материалов необходимых в ходе обслуживания и ремонта трансформаторов рассчитывается аналогично. Результаты расчетов сведены в таблицу 24.

Расчеты стоимости материалов для ремонта ЛЭП проводятся аналогично расчетам, приведенным выше. Результаты расчетов для магистрального и смешанного вариантов сведены в таблицу 25.

Таблица 24 – Расчет стоимости материалов по ремонту трансформаторов

Таблица 25 – Расчет стоимости материалов по ремонту ВЛ

2.7.3 Расчет запасных частей и комплектующих изделий для трансформаторов и ВЛ

Покупная цена запасных частей рассчитывается в зависимости от стоимости трансформатора (Ц_тр ).

Ц_{Обмотка ВН} = 0,32 Ц_тр ;

Ц_{Обмотка НН} = 0,18 Ц_тр ;

Ц_{Проход. изолятор} = 0,003 Ц_тр ;

Ц_{Втулки проходные} = 0,00035 Ц_тр ;

Ц_{Радиаторный кран} = 0,00046 Ц_тр ;

Ц_{Термосигнализатор} = 0,0004 Ц_тр .

Для ТДН-16000:

Ц_{Обмотка ВН} = 0,32 6000000 = 1920000 руб;

Ц_{Обмотка НН} = 0,18 6000000 = 1080000 руб;

Ц_{Проход. изолятор} = 0,003 6000000 = 18000 руб;

Ц_{Втулки проходные} = 0,00035 6000000 = 2100 руб;

Ц_{Радиаторный кран} = 0,00046 6000000 = 2760 руб;

Ц_{Термосигнализатор} = 0,0004 6000000 = 2400 руб.

Для ТРДН-32000 – аналогично. Результаты расчетов сведены в таблицу 26.

Расчет запасных частей и комплектующих изделий для ВЛ проводится с использованием данных таблицы 27, в которую сведены общие данные по ЛЭП. Составляется таблица 28 с учетом норм расхода материалов (таблица 19 /1/) и данных таблицы 27.

Таблица 27 – Общие данные по ЛЭП (с учетом количества фаз)

Таблица 26 – Расчет стоимости запасных частей и комплектующих изделий по ремонту элетрооборудования

Таблица 28 – Расчет стоимости запасных и комплектующих изделий по ремонту ЛЭП

2.7.4 Расчет материальных затрат на ремонт электрооборудования

Итоговые материальные затраты на ремонт электрооборудования и электрических сетей (С_рэ ) складываются из следующих затрат: материалов (С_м ), запасных частей и комплектующих (С_з ):

С_рэ =С_м +С_з . (28)

С_м =С_м.тр +С_м.лэп . (29)

С_з =С_з.тр +С_з.лэп . (30)

Магистральный вариант.

По данным таблицы 24 и таблицы 25 по формуле (29):

С_м =С_м.тр +С_м.лэп =3394160,15+5266480,32=8660640,5 руб.

По данным таблицы 26 и таблицы 28 по формуле (30):

С_з =С_з.тр +С_з.лэп =7945314,00+6104756,79=14050070,8 руб.

По формуле (28):

С_рэ =С_м +С_з =8660640,5+14050070,8=22710711,3 руб.

Смешанный вариант.

По данным таблицы 24 и таблицы 25 по формуле (29):

С_м =С_м.тр +С_м.лэп = 3394160,15+ 5931508,60=9325668,8 руб.

По данным таблицы 26 и таблицы 28 по формуле (30):

С_з =С_з.тр +С_з.лэп =7945314+5774767,04=13720081 руб.

По формуле (28):

С_рэ =С_м +С_з =9325668,8+13720081=23045749,8 руб.

2.8 Затраты на ремонт строительной части

С_рс = 0,010,25К , (31)

где К- инвестиции в сеть электроснабжения, таблица 6.

Магистральный вариант:

С_рс =0,010,25714920080=1787300,2 руб.

Смешанный вариант:

С_рс =0,010,25819131240=2047828,1 руб.

2.9 Отчисления на обязательное страхование имущества

. (32)

Магистральный вариант:

Смешанный вариант:

2.10 Оплата процентов за использование краткосрочных кредитов

, (33)

где Ф_р - ставка рефинансирования, Ф_р = 0,09.

Для магистрального варианта:

Для смешанного варианта:

2.11 Общесетевые расходы

, (34)

Магистральный вариант:

Смешанный вариант:

2.12 Прочие расходы

; (35)

Магистральный вариант:

Смешанный вариант:

2.13 Суммарные годовые эксплуатационные затраты при передаче и распределении электроэнергии

Магистральный вариант:

Смешанный вариант:

2.14 Математическое ожидание ущерба от перерывов в электроснабжении

(36)

где У_уд – удельный ущерб от отключений электроснабжения, принимается 50 руб./кВтч;

Р_ср – мощность потребителей III категории, кВт;

h – продолжительность перерыва электроснабжения, ч;

q – коэффициент режима работы РЭС.

; (37)

;

Исходя из задания на проектирование:

Р_{ср III} = Р_п/ст1 +0,2 Р_п/ст2 +0,3 Р_п/ст3 =14000+0,2∙24000+0,3∙27000=26900 кВт;

По формуле (36) ущерб по вариантам:

магистральный:

.

смешанный:

.

Суммарные приведенные эксплуатационные затраты с учетом ущерба составляют:

. (38)

Для магистрального варианта:

Для смешанного варианта:

2.15 Годовые приведенные затраты

Годовые приведенные затраты определяются по формуле:

(39)

где - нормативный коэффициент экономической эффективности (для энергетики 0,15).

Для магистрального варианта:

Для смешанного варианта:

Сводная таблица 29 расчетов эксплуатационных затрат приведена ниже.

Таблица 29 – Сводная таблица расчета эксплуатационных и годовых приведенных затрат

3 Экономическая оценка инвестиционных проектов

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:

. (40)

Инвестирование в проект происходит в течение 3 лет, при этом вложения осуществляются согласно таблице 6.

При расчете учитывается, что величина дохода ежегодно увеличивается на 5%, а величина затрат – на 3% в год.

Доходы от деятельности предприятия электрических сетей принимаются 80% от тарифа на электроэнергию:

, (41)

где - число часов в году;

- мощность потребителей;

-доля сетей в тарифе на ЭЭ, принимается 1,296 руб.;

- налог на прибыль, 20%.

Затраты в первый год – затраты на проектирование, во 2-4 года распределяются согласно таблице 6. В 5-10 года затраты определяются по формуле:

, (42)

где С_э – годовые эксплуатационные затраты.

Текущая прибыль определяется как разность между доходами и затратами:

, (43)

где Р – текущая прибыль.

Дисконтированные затраты по годам:

, (44)

где - норма дисконта.

n - год.

Кроме основных затрат на производство предприятие платит налоги: НДС и налог на имущество:

; (45)

. (46)

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.

Текущая прибыль без налогов рассчитывается по формуле:

. (47)

Прибыль в распоряжении предприятия:

. (48)

Средства в распоряжении предприятия:

. (49)

Дисконтированная прибыль по годам определяется по формуле, начиная с 5 года:

. (50)

Чистый дисконтированный доход в первый год равен дисконтированным затратам по первому году, он определяется как сумма между предыдущим значением ЧДД и дисконтированной прибылью по соответствующему году. Срок окупаемости проекта будет считаться с момента получения предприятием дохода.

Фактический срок окупаемости:

, (51)

где - целое число лет от начала эксплуатации РЭС, когда ЧДД остается отрицательным;

- дробная часть срока окупаемости, определяемая по формуле:

(52)

где - абсолютная величина по модулю последнего отрицательного значения ЧДД;

- величина последующего после него положительного значения ЧДД.

Расчет НДС для магистрального варианта приводится в таблице 30.

Таблица 30 – Расчет налога на добавленную стоимость МВ

Расчет НДС для смешанного варианта приводится в таблице 31.

Таблица 31 – Расчет налога на добавленную стоимость СВ

Расчет показателей экономической эффективности для магистрального варианта приводится в таблице 31, для смешанного- в таблице 32.

Таблица 31 - Расчет показателей экономической эффективности для магистрального варианта

Таблица 32 - Расчет показателей экономической эффективности для смешанного варианта

Индекс рентабельности (строки 5 и 11 таблицы 31 и 32) определяется по формуле:

, (53)

Расчет внутренней нормы доходности для магистрального варианта (Е_в.н. ).

Внутренняя норма доходности определяется методом подбора. Необходимо подобрать такое значение, при котором левая и правая части выражения будут равны по абсолютной величине.

Принимается Е_в.н. = 0,135, тогда (данные строк 2 и 10 таблицы 31):

Аналогично для смешанного варианта находится Е_в.н. = 0,1.

Величину Е_в.н. можно также определить графическим методом. Для этого задаются двумя ставками дисконтирования: одна завышена по отношению к действующей, другая занижена. Затем находится ЧДД при завышенной и заниженной ставке. Полученные точки соединяются на графике зависимости ЧДД от Е_в.н. . Точка пересечения полученной прямой с осью абсцисс и будет являться величиной Е_в.н. .

Производится расчет для магистрального варианта. Задаются ставки дисконтирования: 0,08 и 0,16, затем находится ЧДД при заданных ставках:

Строятся графики зависимости ЧДД от величины внутренней нормы доходности с использованием полученных точек.

Рисунок 3 – Графический метод определения Е_в.н МВ

По графику определяется Е_в.н =0,142. Аналогично для смешанного варианта.

Рисунок 4 – Графический метод определения Е_в.н СВ

По графику для смешанного варианта сети определяется Е_в.н =0,115.

Таблица 33 – Таблица критериев экономической эффективности МВ

Таблица 34 – Таблица критериев экономической эффективности СВ

В итоге формируется таблица 35, куда заносятся основные показатели эффективности инвестиционных проектов для схем магистрального и смешанного вариантов.

Таблица 35 – Сводная таблица экономических показателей эффективности инвестиционного проекта схем районной электрической сети (магистральный и смешанный варианты)

Заключение

В результате проведенных в данной курсовой работе расчетов с экономической точки зрения была обоснована эффективность инвестиционного проекта магистрального варианта схемы электроснабжения по сравнению со смешанным вариантом. Оценка эффективности осуществлялась по нескольким критериям: минимуму приведенных затрат, величинам фактора времени, чистого дисконтированного дохода, внутренней нормы доходности и рентабельности инвестиций. Необходимо отметить, что показатели проекта смешанного варианта сети также позволяют ему найти реальное применение.

Список использованных источников

1 Кравченко Н.Ф. Экономическое обоснование эффективности инвестиционных проектов схем электроснабжения: методические указания. /Н.Ф. Кравченко.– Оренбург: ИПК ГОУ ОГУ, 2009.-122 с.

2 Материалы интернет-ресурсов www.arvis.ru, www.energoportal.ru.

3 Неклепаев Б.Н., Крючков Н.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – 4-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

4 Нелюбов В.М. Электрические сети и системы: Учебное пособие к курсовому проектированию.- Оренбург: ИПК ГОУ ОГУ, 2006.- 140 с.

5 Электротехнический справочник: В 4 т. Т. 3. Производство, передача и распределение электрической энергии/ В.Г. Герасимов.- 8-е изд. -
М.: Изд-во МЭИ, 2002.- 964 с.

6 Самсонов В.С. Экономика предприятий энергетического комплекса: учебник/ В.С. Самсонов, М.А. Вяткин.- 2-е изд. – М.: Высшая школа, 2003. -416 с.