Экономика отрасли

Экономика отрасли

Методические указания к выполнению экономической части выпускных работ (для бакалавров, обучающихся по направлению «Электроэнергетика»)

Алматы 2011

АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

Кафедра

экономики, органи- зации и управления производством

Некоммерческое акционерное общество

СОСТАВИТЕЛИ: А.А. Жакупов, Р.С. Хижняк. Методические указания к выполнению экономической части выпускных работ (для бакалавров, обучаю- щихся по направлению «Электроэнергетика»). – Алматы: АИЭС, 2011. – 28 с.

Методические указания предназначены для студентов, обучающихся по направлению электроэнергетика. Изложены основные вопросы экономиче- ской части дипломного проекта, даны рекомендации и необходимые справоч- ные данные к расчётам.

Табл. – 16, библиогр. – 8 назв.

Рецензент: канд. техн. наук, доц. К.К. Тохтибакиев.

Печатается по плану издания некоммерческого акционерного общества

«Алматинский университет энергетики и связи» на 2011г.

© НАО «Алматинский университет энергетики и связи», 2011 г.

Содержание 1 Общая часть

1.1 Цели разработки проекта стр. 6 1.2 Анализ рынка сбыта стр. 6 1.3 Тарифы на электроэнергию стр. 7 1.4 План производства стр. 7 1.5 Организационный план стр. 7 1.6 Юридический план стр. 8 1.7 Экологическая информация стр. 8 2 Расчет технико-экономических показателей подстанции

2.1 Определение капитальных вложений в строительство

Подстанции стр. 8 2.2 Определение капитальных вложений в строительство

прилегающих сетей стр. 9 2.3 Определение ежегодных издержек производства стр. 10

2.3.1 Расчет затрат электросетевых хозяйств на ремон- тно-эксплуатационное обслуживание сетей определяя-

ется по укрупненным показателям стр. 11 2.3.2 Определение издержек, связанных с потерями

Энергии стр. 12 2.3.3 Переменные потери энергии и издержки, связанные с ними стр. 13

2.3.4 Постоянные потери энергии и издержки, связанные с ними стр. 14 2.4 Себестоимость стр. 14 2.5 Объем реализации стр. 14 3 Показатели финансово-экономической эффективности

Инвестиций стр. 15 4 Анализ влияния внешних факторов на показатели финансово-

экономической эффективности инвестиций в объект стр. 19 4.1 Влияние структуры финансирования стр. 19 4.2 Влияние нормы дисконтирования стр. 20

4.3 Влияние величины тарифа, действующего в энергосис-

теме на электроэнергию стр. 20 5 Общие выводы стр. 20 Список литературы стр. 22

Экономическая и финансовая эффективность инвестиций в энергообъект

1 Общая часть

1.1 Цели разработки проекта

В данном разделе необходимо описать цель разработки данного проекта.

Дать описание исследуемого объекта – его тип (станция, подстанция, ЛЭП) с прилегающими к нему элементами сети; охарактеризовать потребителей услуг изучаемого объекта; дать характеристику района, в котором находится объект (тип местности, напор ветра, район по гололеду).

Также объяснить необходимость строительства/реконструкции/модерни- зации объекта.

1.2 Анализ рынка сбыта

В разделе необходимо рассмотреть перспективы роста нагрузки в дан- ном регионе, дать ее структуру и охарактеризовать потребителей.

Для определения показателей экономической и финансовой эффективно- сти расчетный период принимается в пределах 20-30 лет. Расчетный период включает в себя время строительства энергообъекта, период временной экс- плуатации и годы с режимом нормальной эксплуатации до окончательного фи- зического срока службы основного энергетического оборудования п/ст и при- легающих сетей.

1.3 Тарифы на электроэнергию

В этом разделе рассматриваются существующие тарифы на электроэнер- гию в данном регионе, а также структура тарифа.

1.4 План производства

Требуется дать описание строительства/реконструкции/модернизации объекта и указать срок всех работ. Определяется программа отпуска электро- энергии на шинах п/ст, представленная в виде таблицы 1.

Т а б л и ц а 1 – Программа отпуска электроэнергии на шинах п/ст.

Показатели Годы строительства и эксплуатации

1 2 … n

Коэффициент роста нагрузки, % Поступление энергии в сеть, млн.кВт.час

Потери энергии, млн.кВт.час:

нагрузочные постоянные Всего

1.5 Организационный план

Необходимо предложить организационную структуру управления дан- ным объектом.

1.6 Юридический план

Юридически определиться с типом предприятия, а также с путями при- влечения средств на осуществление строительства/реконструкции/модерниза- ции объекта и схемами выплаты кредитов при их наличии.

1.7 Экологическая информация

Требуется дать описание существующей экологической ситуации в реги- оне, в котором производятся работы, а также влияние объектов на ситуацию после ввода в работу.

2 Расчет технико-экономических показателей подстанции

2.1 Определение капитальных вложений в строительство подстан- ции

Капиталовложения в подстанцию определяются по приведенным в спра- вочнике укрупненным показателям стоимости суммированием следующих составляющих:

- РУ всех напряжений;

- трансформаторы (автотрансформаторы (AT));

- компенсирующие устройства и реакторы;

- постоянная часть затрат.

Капитальные затраты на сооружение подстанции определяются составом оборудования:

КП/СТ = (∑Кi · ni + Кпост) · αр, (1) где Ki - расчетные стоимости распределительных устройств, трансфор- маторов, токоограничивающих реакторов, а также дополнительные капитало- вложения линейных ячеек, оборудованных высокочастотной связью;

ni - соответственно число единиц перечисленного оборудования;

Кпост - постоянная часть затрат по подстанции, мало зависящая от мощ- ности подстанции;

а_р - коэффициент, учитывающий район сооружения.

Расчетная стоимость ячеек РУ должна учитывать стоимость выключате- лей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, ОПН, аппаратуры управления, сигнализации, РЗ и А, контрольных кабелей, ошиновки, строи- тельных конструкций и фундаментов, а также соответствующих строительно- монтажных работ. Также дополнительно учитываются затраты на оборудова-

ние высокочастотной связи для линейных ячеек.

Расчетная стоимость автотрансформаторов и трансформаторов должна включать затраты на ошиновку, шинопроводы, грозозащиту, заземление, кон- трольные кабели, РЗ, строительные конструкции и строительно-монтажные работы.

Показатели постоянной части затрат по подстанции учитывают полную расчетную стоимость подготовки и благоустройства территории, общепод- станционного пункта управления, устройств расхода на собственные нужды, аккумуляторной батареи, компрессорной, подъездных и внутриплощадочных дорог, средств связи и телемеханики, маслохозяйства, водопровода, канализа- ции, наружного освещения и прочих общеподстанционных элементов.

Все расчеты капиталовложений в подстанции сводятся в таблицу 2.

Т а б л и ц а 2 – Капиталовложения в объект РУ или оборудование Число ячеек или

элементов обору- дования

Цена одной ячейки или единицы обо-

рудования, млн.тенге.

Общая стои- мость, млн.тенге.

РУ 500 кВ

а) без ВЧ-аппаратуры б) с ВЧ-аппаратурой РУ 220 кВ

а) без ВЧ-аппаратуры б) с ВЧ-аппаратурой РУ 110 кВ

а) без ВЧ-аппаратуры б) с ВЧ-аппаратурой РУ 35кВ

РУ 10кВ

Трансформаторы Автотрансформаторы Шунтовые реакторы Токоограничивающие реакторы

Постоянные затраты Итого:

2.2 Определение капитальных вложений в строительство прилегающих сетей

Стоимость сооружения ЛЭП определяется основными ее параметрами:

напряжением, типом опор, маркой проводов и конструкцией фазы, районом строительства, характеристикой трассы и климатическими условиями и рас-

считывается по выражению:

К_ЛЭП = k_уд · L · α_нв · α_р + ΔК_р.пр. + ΔК_д.гр. + n_р.б. · К_р.б. + К_св. (2) где Куд.i - удельные показатели стоимости 1 км линии, соответствующие уровню напряжения и количеству цепей, а также учитывающий определенные условия прохождения трассы (по равнине, лес - не более 10% от длины трас- сы, доставка грузов до трассы - не более 20 км и развозка оборудования по трассе - не более 10 км);

L - длина линии;

α_нв - поправочный коэффициент, учитывающий скоростной напор ветра;

а_р - коэффициент, учитывающий район прохождения трассы;

ΔКр.пр - затраты, учитывающие рубку просеки в лесу, если лес состав- ляет более 10% длины трассы;

ΔКДТр. - затраты, учитывающие доставку грузов к линии, если условия доставки отличаются от вышеуказанных;

n_р.б. - количество ремонтных баз вдоль линии;

Кр.б. - затраты на создание и оснащение одной ремонтной базы;

Ксв. - затраты на создание линий связи вдоль ЛЭП.

В расчете затраты на создание и оснащение ремонтных баз, а также на создание линий связи принимаются в размере 10%.

Стоимость сооружения КЛ определяется как:

,

(3)

где k_уд - удельные капитальные затраты на сооружение кабельных линий, учитывающие затраты на кабель, оборудование, строительно-монтажные ра- боты, специальные переходы, разборку и восстановление асфальтобетонных покрытий;

Lкл - протяженность кабельной сети.

Все расчеты капиталовложений в линии электропередач сводятся в фор- му таблицы 3

Т а б л и ц а 3 – Капитальные вложения в ЛЭП Линия Общая длина

линии, км

Стоимость одного км.

длины линии, млн.тенге.

Общая стоимость линии, млн.тенге. (с учетом рем.баз и линий связи) ВЛ 500 кВ

ВЛ 220 кВ ВЛ 110 кВ ВЛ 35 кВ ВЛ 10 кВ КЛ 10 кВ Итого:

КЛ уд

КЛ k L

K  

Общие капитальные вложения в строительство энергообъекта составят:

К_ЭС = К_П/СТ + К_ЛЭП. (4) 2.3 Определение ежегодных издержек производства

Издержки производства п/ст и прилегающих сетей связаны с затратами на содержание подстанции, распределительных устройств и линий электропе- редач.

Кроме того, передача и распределение электроэнергии связаны с частич- ной потерей ее при транспортировке по линиям электропередач и трансфор- мации. Поскольку такие потери связаны с процессом передачи, то их стои- мость включается в состав ежегодных издержек:

Иперед = Иэкс + Ипот. (5)

где И_экс - суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей, тенге./год;

И_пот - суммарная стоимость потерь в сетях системы, тенге./год.

2.3.1 Расчет затрат электросетевых хозяйств на ремонтно- эксплуатационное обслуживание сетей определяется по укрупненным по- казателям

И_экс = И_ам + И_об/рем. (6)

где И_ам - ежегодные издержки на амортизацию (реновацию), тенге/год:

(7)

‘

где а_ам - нормы отчислений на амортизацию, %/год;

И_об/рем - издержки на обслуживание и ремонты (капитальный и текущие), тенге/год:

ЭС рем об/ рем

об/ К

И 100 

 ‘ (8)

где α_об/рем - нормы отчислений на обслуживание электрических сетей и ремонты, %/год.

Расчет эксплуатационных издержек сводится в виде таблиц 4 и 5.

ЭС ам

ам К

И 100 

Т а б л и ц а 4 – Эксплуатационные издержки распределения энергии

Элемент Кап. вло-

жения, млн.тенге.

αам,% αоб,% Иам, млн. тен-

ге/год

Иобсл, млн. тен-

ге/год

Иэкспл, млн. тен-

ге/год РУ 500 кВ

РУ 220 кВ РУ 110 кВ РУ 35 кВ РУ 10 кВ

Автотрансформаторы Трансформаторы Токоограничивающие реакторы

Итого:

Т а б л и ц а 5 – Эксплуатационные издержки передачи энергии.

Элемент Кап. вло- жения, млн.тенге.

αам,% αоб,% Иам,млн.

тенге/год

Иобсл, млн. тен-

ге/год

Иэкспл, млн. тен-

ге/год ВЛ 500 кВ

ВЛ 220 кВ ВЛ 110кВ

ВЛ 35 кВ ВЛ 10 кВ КЛ 10кВ Итого:

2.3.2 Определение издержек, связанных с потерями энергии Издержки на потерю энергии рассчитываются по выражению:

И_пот⁼Э∙Ц_пот.∙К_цен.. (9) где Э - величина потерь энергии;

Ц_пот. - стоимость 1 кВт-ч потерянной энергии.

Годовые потери энергии в ЛЭП:

Э=Ркор∙8760 + Рmах∙τ. (10) где Р_кор - среднегодовые потери мощности на корону;

Рmах - потери мощности при максимальной нагрузке;

τ - годовое время максимальных потерь.

Потери мощности на корону определяются по выражению:

Ркор = р_уд.кор.∙L. (11)

где РУД.КОР.--потери мощности на корону на 1 км длины ЛЭП 110-500 кВ, L- длина ЛЭП.

Потери мощности при максимальной нагрузке определяются по выраже- нию:

U L

P S ₂

2 max

max  

 ’ (12)

где S_max - мощность, передаваемая по ЛЭП при максимальной нагрузке;

U - напряжение линии;

ρ - удельное активное сопротивление линии 10-500 кВ;

α - коэффициент, учитывающий изменение сопротивления линии при температуре, отличной от 20 С°;

L - длина линии.

Годовое время максимальных потерь, потери энергии в автотрансформа- торах и удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии рассчитыва- ются для выбранного оборудования.

Потери энергии в реакторе определяются по выражению:

Э=0,005∙QP∙n∙8760. (13) где n - количество реакторов.

Потери энергии делятся на условно постоянные (не зависящие от пере- даваемой мощности) и условно переменные (зависящие от передаваемой мощности).

Расчет издержек, связанных с потерями энергии, представляется в виде таблиц 6 и 7.

Т а б л и ц а 6 – Издержки, связанные с потерями при трансформации энергии

Элемент Постоянные

потери, МВт-ч

Переменные потери, МВт-ч

И_пот, млн.тенге/год Трансформатор

Автотрансформатор

Токоограничивающий реактор Итого:

Т а б л и ц а 7 . Издержки, связанные с потерями при передаче энергии Элемент Постоянные потери,

МВт-ч

Переменные потери, МВт-ч

Ипот, млн.тенге/год BЛ500 KB

BЛ220 KB BЛ 110 кB ВЛ 35 кВ ВЛ 10 кВ КЛ 10 кВ Итого:

2.3.3 Переменные потери энергии и издержки, связанные с ними Переменные потери определяются переменными потерями в автотранс- форматорах и реакторах подстанции и потерями в активном сопротивлении проводов и кабелей линий.

Значения переменных потерь в трансформаторах и автотрансформаторах находятся по формулам:

Sнно max Т S

Pк Э_{переменАТ} n  

 (14)

где Pк – потери короткого замыкания

2.3.4 Постоянные потери энергии и издержки, связанные с ними Постоянные потери определяются постоянными потерями в автотранс- форматорах на подстанции и потерями на корону в ЛЭП 110 - 500 кВ.

Значения постоянных потерь в трансформаторах находятся по формулам:

8760 P

Э_{пост.тр р} n _ХХ

 _ (15)

где n – количество трансформаторов или автотрансформаторов,

PХХ

 – потери на холостой ход в трансформаторе или автотрансформато- ре.

2.4 Себестоимость

Полная себестоимость передачи электроэнергии по сетям энергосистемы определяется суммарными издержками, связанными с передачей и распреде- лением электроэнергии, и количеством энергии отпущенной потребителю (определяется из графика нагрузки ВН):

И=И_перем + И_пост, (16)

,

(17)

год

перед Э

s  И^

2.5 Объем реализации

Объем реализации (стоимость реализованной электроэнергии) возраста- ет ежегодно в соответствии с освоением нагрузки и определяется как:

Оp.t = Цээ ∙ (∙Эt - Эпот.t). (18) где Ц_ээ - цена на электроэнергию;

 - коэффициент долевого участия;

Эt - объем переданной ЭЭ, в зависимости от освоения нагрузки и имеет зависимость:

Эt = kосв.t ∙ Э;

Эпот.t – потери ЭЭ в рассматриваемой сети, в зависимости от освоения нагрузки имеет зависимость:

Эпот.t = Эпост + k²_осв.t ∙ Эперем (19)

Объем реализации электроэнергии проектируемого энергообъекта в за- висимости от освоения нагрузки представляется в виде таблицы 8.

Т а б л и ц а 8 – Объем реализации электроэнергии за расчетный период

Показатели Годы строительства и эксплу- атации

1 2 … n

Коэффициент роста нагрузки, %

Поступление энергии в сеть, млн.кВт.час Потери энергии, млн.кВт.час:

нагрузочные постоянные всего

Потери энергии, %

Объем реализации ЭЭ, млн.тенге.

3 Показатели финансово-экономической эффективности инвестиций

В качестве основных показателей и критериев финансово-экономической эффективности инвестиций в условиях рыночных отношений использованы

– простые показатели:

• простая норма прибыли - простая норма рентабельности инвестиций;

сравнение расчетной величины с минимальным или средним уровнем доход- ности (процентной ставки по кредитам, облигациям, ценным бумагам, депо- зитным вкладам) приводит к заключению о целесообразности дальнейшего анализа данного проекта;

• простой срок окупаемости капитальных вложений; представляет со- бой период времени, в течении которого сумма чистых доходов покрывает ин- вестиции, определяет период в течении которого объект будет работать на "се- бя", т.е. получаемый объем чистого дохода засчитывается как возврат первона- чально инвестированного капитала;

• срок предельно-возможного полного возврата банковских кредитов и процентов по ним; определяет период в течении которого полностью возвра- щаются банковские ссуды за счет дохода от реализации продукции (определя- ется при наличии заемного капитала).

– интегральные показатели:

• чистый дисконтированный доход; расчет этого показателя произво- дится дисконтированием чистого потока платежей (чистого дохода); критери- ем финансовой эффективности инвестиций в сооружение объекта является условие: Э_д > 0, тогда доходность инвестиций превышает величину среднего норматива дисконтирования (или средней стоимости капитала);

• внутренняя норма доходности; определяется значением нормы дис- контирования, при котором чистый дисконтированный доход становится рав- ным нулю; критерием эффективности инвестиций в сооружение проектируе- мого объекта служит условие превышения внутренней нормы доходности над средней величиной норматива дисконтирования: Е_Вн^>Е_ср;

• срок окупаемости дисконтированных затрат; характеризует период, в течение которого полностью возмещаются дисконтированные кацитальные вложения за счет чистого дохода, получаемого при эксплуатации объекта; кри- терием экономической эффективности инвестиций в сооружение объекта слу- жит выражение Т_ок < Т_р.

Для инвестиционных проектов принята система оценочных критериев, которые позволяют определить его эффективность, выбрать из нескольких ин- вестиционных проектов наиболее приемлемый с точки зрения инвестора, определить отдачу денежных потоков, выбрать наиболее рациональную цену капитала, а так же решить ряд других задач.

Система критериев характеризуется следующими особенностями:

 Инвестиции и денежные потоки должны быть сопоставимыми как во времени инвестиционного проекта, так и по месту их реализации. Мини- мальный период оценки один год.

 В систему входят несколько методов оценки. Каждый проект дол- жен оцениваться по всему набору методов оценки.

 Сопоставимость денежных показателей необходима:

а) при инфляции;

б) при существовании различных инвесторов;

в) при разновременности инвестиций и созданных в период реализации инвестиционного проекта денежных потоков;

г) при реализации инвестиционного проекта в разные промежутки вре- мени:

В инвестиционной практике денежные потоки могут быть либо в виде чистых оттоков, либо в виде чистых притоков.

Чистый отток - это превышение различных видов расходов над различ- ными видами доходов, имеют знак "-"

Чистый приток - это превышение различных видов доходов над различ- ными видами расходов, имеют знак "+"

Расчеты эффективности обычно базируются на нулевом или первом го- ду реализации инвестиционного проекта. Величины инвестиций и денежных потоков рассматриваются как годовые величины.

Система оценок делится на две группы:

1 Дисконтированные оценки или временные оценки. Они включают в себя:

1) ЧПС (NPV) - чистая приведенная стоимость (чистый приведенный эффект, чистый приведенный доход, чистая приведенная прибыль);

2) ИРИ (PI) - индекс рентабельности инвестиций;

3) ВНП(IRR) - внутренняя норма прибыли(внутренняя норма доходно- сти. Норма окупаемости);

4) МВНП (MIRR) - модифицированная норма прибыли

5) ДСОИ(DPP) - дисконтированный срок окупаемости инвестиций;

2 Простые оценки:

6) СОИ(PP) - срок окупаемости инвестиций;

7) КЭИ(ARR) - коэффициент эффективности инвестиций.

Необходимость использования всех методов оценки вызвана тем, что оценки по различным методам могут иметь противоречивый характер. Срав- нивая оцени инвестиций по различным методам аналитик делает выводы о приемлемости того или иного проекта.

ЧПС (NPV) "Чистая приведенная стоимость"

Этот метод основан на сопоставлении дисконтированных денежных по- токов с инвестициями. При этом ЧПС(NPV) может использоваться в двух ва- риантах:

1) ЧПС = ⁿt=1 FVt/(1+rt)ⁿ - Ic, (20) где FVt -будущая стоимость (ценность) денег или возвратная стоимость;

rt -темп прироста - ставка - банковская процентная ставка;

n - количество лет;

Ic - инвестиции.

FVt = PVt (1+rt)ⁿ, где:

PVt - сегодняшняя (текущая) стоимость денег (ценностей)

2) ЧПС = ⁿt=1 FVt/(1+rt)ⁿ - ⁿt =1 Ict /(1+rt)ⁿ (21) Лучшим инвестиционным проектом, по данному методу, будет считаться

тот у которого:

ЧПС(NPV)0 и по максимальной его величине, следовательно фирма по- лучает дополнительную рыночную стоимость.

ЧПС(NPV) = 0 , то аналитик обязан провести дополнительные исследо- вания по рассматриваемым проектам с учетом выплачиваемых налогов.

ЧПС(NPV)  0, то проект отвергается, т.к. рыночная стоимость имуще- ства уменьшается.

ВНП (IRR) "Внутренняя норма прибыли"

Внутренняя норма прибыли равна показателю цены капитала или ЧПС=0.

Для определения цены капитала:

1) аналитически выполняется несколько расчетов с тем чтобы довести ЧПС = 0, изменяя при этом r_t/;

2) рассчитывается по формуле:

ВНП(IRR) = r₁*( ЧПС1

+ +(r2 -r1) / ЧПС1

+ + ЧПС2

- ), (22) где ЧПС1+

- ЧПС при расчете капитала (процентной ставки) r1

ЧПС₂^- - ЧПС при расчете капитала (процентной ставки) r₂

r₁ - цена капитала (процентная ставка) при которой ЧПС минимально превышает 0

r2 - цена капитала (процентная ставка) при которой ЧПС минимально меньше 0

Оценка ВНП(IRR) имеет следующие свойства:

1) не зависит от вида денежного потока;

2) не линейная форма зависимости;

3) представляет собой убывающую функцию;

4) не обладает свойством адетивности;

5) позволяет предположить ожидать ли максимальную прибыль (норму доходности).

СОИ (PP) "Срок окупаемости инвестиций"

Это простой метод рассчитывается по формуле:

PP =Ic/CF (23) где Ic – инвестиции

CF – денежный поток

Недостатки метода СОИ (PP):

1) не учитывает влияние денежных притоков последних лет;

2) не делает различия между накопленными денежными потоками и их распределением по годам;

3) не обладает свойством аддитивности.

Преимущества данного метода:

1) прост для расчетов;

2) способствует расчетам ликвидности предприятия, т.е. окупаемости инвестиций;

3) показывает степень рискованности того или иного инвестиционного проекта, чем меньше срок окупаемости тем меньше риск и наоборот.

Индекс рентабельности (PI)

Индекс рентабельности – это отношение суммарного дисконтированного дохода к суммарным дисконтированным затратам. Если инвестиции осу- ществлены разовым вложением, то данный показатель рассчитывается по формуле:



 

 ⁿ

1 i

i 0

i K

) r 1 (

PI P (24)

Если инвестиции представляют собой некоторый поток, распределенный во времени, то индекс рентабельности рассчитывается по следующей форму- ле:



 ⁿ 

1 i

i i i

i

) r 1 (

K )

r 1 (

PI P (25) Очевидно, что если:

PI > 1, то проект следует принять;

PI < 1, то проект следует отвергнуть;

PI = 1, проект ни прибыльный, ни убыточный.

В отличие от чистого дисконтированного дохода индекс рентабельности является относительным показателем. Благодаря этому он очень удобен при выборе одного проекта из ряда альтернативных, имеющих примерно одинако- вые значения NPV, либо при комплектовании портфеля инвестиций с макси- мальным суммарным значением NPV.

Проектируемый энергообъект необходимо охарактеризовать следующи- ми технико-экономическими показателями:

Т а б л и ц а 9 – Технико-экономические показатели энергообъекта

• установленная мощность

• число часов использования максимальной нагрузки

• годовой объем переданной электроэнергии

• годовые потери электроэнергии

• суммарные капиталовложения

• полная себестоимость передачи электроэнергии

• срок окупаемости

• общая рентабельность

Продолжение таблицы 9

По полученным расчетным данным требуется сделать основные выводы по показателям финансового состояния проекта и их отрицательным момен- там.

4 Анализ влияния внешних факторов на показатели финансово- экономической эффективности инвестиций в объект

В данной части рассматривается влияние таких внешних факторов, как структура финансирования, норма дисконтирования и величина тарифа на электроэнергию на такие основные показатели, как простой срок окупаемости, внутренняя норма доходности и чистый дисконтированный доход. Для нагляд- ности результаты анализа необходимо представить в виде графиков.

4.1 Влияние структуры финансирования

На основе полученных графиков необходимо сделать выводы:

1. Влияние структуры финансирования на показатели финансово- экономической эффективности.

2. Предпосылки изменения срока окупаемости.

3. Условия зависимости или независимости внутренней нормы доходно- сти по объекту, а также чистого дисконтированного дохода.

4.2 Влияние нормы дисконтирования

На основе полученных графиков по влиянию нормы дисконтирования необходимо сделать следующие выводы:

1. Влияние нормы дисконтирования на показатели финасово- экономической эффективности.

2. Последствия увеличения ставки банковского дисконта для предприя- тия.

4.3 Влияние величины тарифа, действующего в энергосистеме, на электроэнергию

На основе приведенных графиков необходимо сделать выводы:

1. Влияние величины тарифа на электроэнергию на показатели финан- сово-экономической эффективности.

2. Зависимость основных финансово-экономических показателей от та- рифа.

• рентабельность акционерных вложений

• внутренняя норма доходности акций

• внутренняя норма доходности объекта

• чистый дисконтируемый доход

5. Общие выводы

На основании вышеизложенного требуется сделать основные выводы и предложения по способам достижения более приемлемых показателей финан- сово-экономической эффективности инвестиций в объект.

Т а б л и ц а 1 0 – Показатели финансово-экономической эффек- тивности инвестиций

Показатель 1 2 … n

Капитальные вложения, %

Капитальные вложения Кет, млн.тенге.

Акционерный капитал Какц, млн.тенге.

Заемный капитал Кз, млн.тенге.

Выплата кредита, млн.тенге.

Оплата процентов, млн.тенге.

Эгод, %

Эгод*1000, МВт*ч

Постоянные потери Эпот.пост*1000, МВт*ч Переменные потери Эпот.пер*1000, МВт*ч Издержки на амортизацию Иам, млн.тенге/год Издержки на обслуживание Иобсл,

млн.тенге/год

Эксплуатационные издержки Иэкспл, млн.тенге/год

Объем реализации Ор, млн.тенге Прибыль балансовая Пбал, млн.тенге.

Налог на прибыль Н, млн.тенге.

Прибыль чистая Пчист, млн.тенге.

Дивиденды Д, млн.тенге.

Поток наличности Эналич, млн.тенге.

Рентабельность суммарная RcyM Рентабельность акционерная Ракц

Эналич. с нарастающим итогом, млн.тенге.

Срок окупаемости

Поток чистых платежей на Какц, млн.тенге.

Поток чистых платежей объекта, млн.тенге.

ЧДД на Какц, млн.тенге.

для Еср=0,1 для Еср=0,2 для Еср=0,3 для Еср=0,4 для Еср=0,5

Продолжение таблицы 10 ЧДД по объекту, млн.тенге.

для Еср=0,1 для Еср=0,2 для Еср=0,3 для Еср=0,4 для Еср=0,5

Внутренняя норма доходности Евнд.полн=0,175

Приложение 1

УКРУПНЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ СТОИМОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей предназначены для выполнения:

технико-экономических расчетов при сопоставлении вариантных решений выбора схем электрических сетей («схемное» проектирование);

оценки эффективности и разработки инвестиционных проектов и бизне- спланов;

оценки объемов инвестиций при планировании электросетевого строитель- ства.

Т а б л и ц а 1 1 Составляющие стоимости строительных и монтажных ра- бот, оборудования и прочих затрат по ВЛ и ПС (тыс. тенге.)

Объект Напря-

жение, кВ

Строитель- ные работы

Монтаж Обору- дование

Прочие затраты Подстанции

Открытого типа 35 24937 8599 47295 5159

110-150 47982 17593 84769 9596 220 66935 26296 133869 11953 330 201767 79266 410740 28824 500 442058 180098 933233 81863 750 1462690 541737 2979554 433390 1150 4959903 1771394 92112489 1771394

Закрытого типа 110 601930 120386 911494 85990

220 1565018 313004 2369884 223574

КТПБ 35-220 0,14 0,07 0,73 0,06

Воздушные линии элек- тропередачи

На стальных опорах 35 5835 - 335 537

110-150 6356 - 361 506

220 8265 - 464 557

330 11557 - 1376 825

500 19037 - 3018 1161

750 31060 - 4067 1849

1150 54174 - 13931 9287

На железобетонных опорах 35 4880 - 283 511

110 4970 - 409 468

220 6733 - 542 464

330 - - - -

500 14446 - 2709 903

Продолжение таблицы 11

Т а б л и ц а 1 2 Базисные показатели стоимости открытых ПС 35—1150 кВ (цены 2006 г.)

Напря- жение, к В/к В

Количество и мощность трансфор- маторов, шт.-

МВ-А

Номер схемы РУ на стороне

Количество от- ходящих ВЛ,

шт.

Стоимость объекта в целом, тыс. тенге.

ВН СН НН ВН СН НН

35/10 2x4 35-5АН 10-1 2 16 85990

2x25 35-9 10-2 4 24 197777

110/10

2x25 110-5Н 10-2 2 32 206376

110-12 10-1 5 12 247651

+++++++

+++++++

+++++++

+++++++

+++++++

+++++++

+++++++

+++++++

+++++++

+++++++

+++++++

+++++++

+++++++

+++

110-12 10-2 7 32 330201

2x40 110-12 10-2 5 48 326762

110-12 10-2 7 48 381796

110/35/10

2x6,3 110-4 35-9 10-1 2 4 16 159941 110-5Н 35-9 10-1 2 4 12 211535 110-12 35-9 10-1 5 4 12 306124 2x25 110-5 35-9 10-1 2 8 18 242492 110-12 35-9 10-1 5 8 18 359438 110-13 35-9 10-1 7 8 18 385235 2x40 110-5 35-9 10-2 2 10 48 297525 110-5Н 35-9 10-2 2 10 48 316443 110-12 35-9 10-2 5 10 48 411032 110-13 35-9 10-2 7 10 48 436829

220/10 2x63 220-5 10-2 2 42 364598

220-5Н 10-2 2 42 395554

220/35/10

1x25 220-ЗН 35-9 10-1 1 2 9 239052 2x25 220-4 35-9 10-1 2 4 18 340520 220-5 35-9 10-1 2 4 18 369757 220-5Н 35-9 10-1 2 4 18 398993

220/110

2x63 220-12 110-12 4 4 808306

220-13 110-12 7 4 916653

1x125 220-7 110-13 2 4 466066

2x125 220-7 110-13 2 7 667282

220-13 110-13 7 7 963088

1x200 220-7 110-13 2 6 560655

2x200 220-7 110-13 2 10 799707

330/110

1x125 330-ЗН 110-13 2 4 720596

2x125 330-7 110-13 2 6 1030160

1x200 330-7 110-13 2 6 780789

2x200 330-7 100-13 2 10 1117870

На деревян- ных опорах

35 0,84 - 0,8 0,8

110 0,81 - 0,11 0,8

220 0,82 - 0,11 0,7

Кабельные линии

35 722 9149 1806 361

110 30965 95965 23217 4643 220 33020 102363 24765 4953

Продолжение таблицы 12

Т а б л и ц а 1 3 Показатели стоимости ПС 35-220 кВ с закрытой ком- поновкой РУ и открытой установкой трансформаторов (цены 2006 г.)

Напряже- ние, кВ/кВ

Количество и мощность трансформато- ров, шт.-МВ-А

Номер схемы РУ на сто- роне

Количество от- ходящих ВЛ,

шт.

Стоимость объекта в целом, тыс. тенге.

ВН СН НН ВН СН НН

35/10 2x16 35-4Н 10-1 2 16 103188

110/10

2x25 110-4 10-1 2 32 361158

110-5 10-1 2 32 395554

2x63 110-4 10-1 2 48 412752

110-5 10-2 2 48 447148

110/10 2x63 110 кВ - 8

элегазовых ячеек 110-13 10-3 4 48 1719800 220/110

2x200 220 кВ - 4 элегазо-вые ячейки; 110 кВ - 9 элегазовых яче-

ек

220-7 110-13 10-1 2 6 48 4471480 Примечание.

Стоимости ПС приведены с учетом затрат на строительство здания.

500/110 1x250 500-7 110-13 2 6 1637250

2x250 500-7 110-13 2 7 2216822

500/220

1х(3х167)+167 500-7 220-13 2 4 2235740

2х(3х167) 500-7 220-13 2 7 2732762

2х(3х167) 500-15 220-13 4 7 3365649

2х(3х167) 500-17 220-13 6 8 4294340

1х(3х267)+267 500-7 220-13 2 4 2450715

500/220 2х(3х267) 500-7 220-13 2 7 3038887

2х(3х267) 500-17 220-13 6 8 4600465

500/330 1х(3х167)+167 500-7 330-16 2 4 2521227

2х(3х167) 500-7 330-16 2 6 3085321

750/330 1х(ЗхЗЗЗ)+333 750-7 330-17 2 2 5417370

2х(ЗхЗЗЗ) 750-7 330-17 2 4 6569636

750/500 1х(Зх417)+417 750-7 500-17 2 2 6122488

2х(3х417) 750-7 500-17 2 4 7395140

1150/500 1х(3х667)+667 1150-17 500-17 2 2 17713940 2х(3х667) 1150-17 500-17 2 4 21841460 Примечания.

1. Номер схемы РУ соответствует типовым схемам РУ 6-750 кВ ПС (ОАО

«Энергосетьпроект» № 14198тм-Т1).

2. В показателях стоимости ПС 500, 750 и 1150 кВ учтена стоимость уста- новки ШР: 500 кВ - 2х(Зх60 Мвар); 750/500 кВ - 2х(Зх110 Мвар) и 2х(Зх60 Мвар); 750/330 - 2х(Зх110 Мвар); 1150/500 кВ - 4х(Зх300 Мвар) и 2х(Зх60 Мвар).

Для определения полной стоимости ПС к базовым показателям до- бавляется стоимость постоянного отвода земли. Стоимость постоянного от- вода земли принимается с учетом нормативов.

Показатели стоимости ОРУ 35-1150 кВ учитывают установленное обо- рудование (выключатель, разъединитель, отделитель, трансформаторы тока и напряжения, разрядники); панели управления, РЗА, установленные в обще- подстанционном пункте управления (ОПУ), относящиеся к ОРУ или ячейке;

кабельное хозяйство в пределах ячейки и до панелей в ОПУ и др., а также строительные и монтажные работы

Стоимости ОРУ 35-220 кВ, выполненных по блочным и мостиковым схемам приведены в табл. 14. Стоимость ячейки ОРУ 35-1150 кВ с количе- ством выключателей более трех, а также ячейки ЗРУ10 кВ, включая строи- тельную часть здания, может быть принята по данным табл. 14.

Т а б л и ц а 1 4Стоимость ОРУ 35-220 кВ по блочным и мостико- вым схемам (цены 2006 г.)

Схема ОРУ на стороне ВН Номер схемы

Стоимость ОРУ, тыс. тен- ге.

35 кВ 110 кВ 220 кВ Блок линия—трансформатор с разъедините-

лем 1 688 3440 5503

Блок линия-трансформатор с отделителем 3 1204 3784 7739 Блок линия—трансформатор с выключа-

телем зн 1548 11695 23217

Два блока с отделителями и неавтомати-

ческой перемычкой 4 3784 10663 24249

Два блока с выключателями и неавтома-

тической перемычкой со стороны линии 4Н 6879 34052 70684 Мостик с выключателем в перемычке и

отделителями в цепях трансформаторов 5 5331 22357 53313 Мостик с выключателем в перемычке и в

цепях линий (или трансформаторов)

5Н

(5АН) 8427 40415 82550 Показатели стоимости трансформаторов (AT) учитывают установ- ленное оборудование (трансформаторы, кабельное хозяйство в пределах ячейки и до панелей в ОПУ, а также панели управления, РЗА, установленные в ОПУ, относящиеся к ячейке, гибкие связи трансформаторов и др.), строи- тельные и монтажные работы.

Т а б л и ц а 1 5Стоимость ячейки (на один комплект выключате- ля) ОРУ 35-1150 кВ с выключателями* (цены 2006 г.)

Напряжение, кВ Стоимость ячейки (на один комплект вы- ключателя), тыс. тенге.

Воздушный Масляный Элегазовый

10 - 791** -

35 12899 4300 -

110 220 15478 12898 49874

330 68792 36115 103188-137584

500 128985 - 161661

750 249371 - -

1150 378356 - 584732

1150 (включатель—отключатель) 464346 - 730915

* Для схем с числом выключателей более трех.

** Ячейка ЗРУ10 кВ, включая соответствующую часть здания.

Стоимость постоянной части затрат по ПС учитывает подготовку и благоустройство территории, ОПУ, устройство собственных нужд ПС, АБ, компрессорную, внутриплощадочные и подъездные дороги, средства связи и телемеханики, водоснабжение и канализацию, наружное освеще- ние, ограду и пр. (табл. 16).

Затраты на водоснабжение и канализацию учтены для условий воз- можности присоединения к существующим сетям.

Стоимость подъездных дорог учтены для условий расположения площадки ПС 35—750 кВ вблизи автодорог с твердым покрытием и же- лезнодорожных путей (на расстоянии до 500 м). При необходимости со- оружения к ПС дорог более 500 м следует учитывать дополнительные за- траты.

Т а б л и ц а 1 6Постоянная часть затрат по ПС 35—1150 кВ с от- крытой установкой оборудования (цены 2006 г.)

Напряжение,

кВ/кВ Схема ПС на стороне ВН Стоимость, тыс.

тенге.

35/10 Без выключателей 29236

С выключателями 34396

110/10;

110/35/10

Без выключателей 37835-49874

Мостик 61913-73951

Сборные шины 84270-92869

220/10;

220/35/10

Без выключателей 70512

Мостик 104908

Четырехугольник, сборные шины 134144

220/110 Без выключателей 116946

Мостик, четырехугольник 151342

Сборные шины 216695

Продолжение таблицы 16

220/110 Без выключателей 116946

Мостик, четырехугольник 151342

Сборные шины 216695

330 Четырехугольник 338801

Трансформатор-шины 512500

Полуторная 613969

500 Четырехугольник 701678

Трансформатор-шины 818625

Полуторная 1198701

750 Полуторная 1988089

1150 Два выключателя на присоединение 6879200 Примечания.

1.Большие значения соответствуют ПС с трехобмоточными транс- форматорами.

2.Постоянная часть затрат ПС 330—1150 кВ с элегазовым оборудо- ванием оценивается в размере 40 % соответствующих показателей ПС 330—1150 кВ с открытой установкой оборудования.

Список литературы

1. Лапицкий В.И. Организация и планирование энергетики - М. Выс- шая школа, 1979г.

2. Качан А.Д., Яковлев Б.В. Справочное пособие по технико- экономическим основам ТЭС. Минск, 1982г.

3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. /Под редакцией Рокотяна С.С. и Шапиро И.М.-М. Энергоатомиздат, 1985г.

4. Основы управления энергетическим производством. /Под редакцией Окорокова В.Р.-М. Высшая школа, 1987.г.

5. Концепция развития электроэнергетики Казахстана. Институт Энер- гия, 1995г.

6. Формирование цен на электроэнергию в Казахстане. Проект отчета.

Алматы, 1996г.

7. Энергетика и топливные ресурсы Казахстана. Отраслевой кварталь- ный журнал.С 2005года.

8. Индексы цен в строительстве. Выпуск 55. — М.: КО-ИНВЕСТ, 2006.

Сводный план 2011г., поз.

Жакупов Алмаз Аусыдыкович, Хижняк Роман Степанович

Экономика отрасли

Методические указания к выполнению экономической части выпускных ра- бот (для бакалавров, обучающихся по направлению «Электроэнергетика»)

Редактор Л. Сластихина

Специалист по стандартизации Н.М. Голева

Подписано в печать ___.___.___.

Тираж _25_ экз Объём ___ уч.-изд. л

Формат 60х84 1/16

Бумага типографская №1 Заказ_____. Цена ____.

Копировально-множительное бюро Некоммерческого акционерного общества

«Алматинский университет энергетики и связи»

050013, Алматы, Байтурсынова, 126