Бизнес-план проектирования подстанции 330 кВ

Малая гидроэнергетика, НВИЭ, котельные, работающие на твердом топливе, в балансе области составляют около 7,5%, что может представлять интерес только как локальные источники эффективных ресурсов для муниципальных образований.

Валовое потребление топливно-энергетических ресурсов в части ввозных ресурсов сбалансировано с поставками. Основные потребители топливно-энергетических ресурсов - нефтеперерабатывающая промышленность и производство энергии.

Особенностью Ленинградской области является высокая доля потребления электроэнергии для обогрева коттеджей.

Конечное потребление энергии в промышленности показывает специфику производства в Ленинградской области: переработка нефти -- 35,3%, прочая промышленность -- 34%, в том числе целлюлозно-бумажное производство -- 14,4%, производство цемента - 10,5%, производство алюминия и др. Такой подход позволяет отслеживать параметры технической эффективности производства и вносить соответствующие корректировки при изменении инвестиционных планов компаний.

Экономические перспективы Ленинградской области связаны, в первую очередь, с реализацией ряда инвестиционных проектов (строительство нового порта в Усть-Луге, создание автомобильного завода в Выборге, строительство Балтийской транспортной системы, включающей трубопроводы, порты, подъездные пути, развитие сети международных автомобильных дорог, строительство новых и модернизация старых транспортных портовых комплексов, строительство Газопровода «Грязовец- Выборг»). Создание благоприятного инвестиционного климата обеспечивает стабильное привлечение российских и иностранных инвестиций в развитие экономики и социальной сферы Ленинградской области.

Ежегодно возрастают объемы жилищного строительства. Объемы ввода жилья в 2014 году превышают уровень 2000 года в 2, 3 раза. Показатели ввода жилья по Ленинградской области превышают в 1,5 раза общероссийские и в 1,49 раза окружные.

В связи с приростом строительства количество предоставляемой энергии не соответствует необходимому. К тому же качество электроэнергии не всегда находится на высшем уровне.

Поэтому основными направлениями развития энергосистемы Ленинградской области является энергосбережение, повышение надежности электроснабжения потребителей, строительство новых ПС. Решить проблему дефицита мощности и надежности электроснабжения поможет строительство данной ПС.

2.2 Характеристика проектируемой подстанции

Подстанция расположена на территории Ленинградской области и находится в собственности ОАО «ФСК ЕЭС». Подстанция является проходной и предназначается для питания потребителей 2 и 3 категории. На стороне высшего напряжения (ВН) 330 кВ подстанции 2 присоединения. Исходя из этих требований и руководствуясь типовыми решениями применяем схему электрических соединений типа «четырехугольник».

Рис.1. Схема «четырехугольник»



А на стороне 110 кВ применяем типовую схему электрических соединений «Одна рабочая секционированная выключателем система шин».

Рис.2. «Одна рабочая секционированная выключателем система шин».

Обе схемы являются простыми и наглядными. Электромагнитные блокировки и операции с разъединителями просты и однотипны. Как следствие минимизированы отказы по вине персонала.

Схема «Четырехугольник» сравнительно дешевая схема с учетом количества присоединений для заданной конфигурации сети. Автотрансформаторы подключаются к двум источникам питания через развилку выключателей, что является дополнительным преимуществом схемы в ремонтных и послеаварийных режимах.

На проектируемой подстанция предлагается установить следующее оборудование:

Для связи высшего и среднего напряжения предлагается установить 2 группы 3фазных АТ мощностью 125 МВА каждый.

В качестве трансформаторов собственных нужд установленны трансформаторы трехфазные сухие трансформаторы мощность 250 кВА.

На ОРУ ВН (330кВ) устанавливаются:

- элегазовые выключатели типа ВГУ с номинальным током 3150 А,

-разъединители РНДЗ-330/3200,

-трансформаторы тока ТФУМ-330.

Н ОРУ СН (110кВ):

- элегазовые выключатели ВЭК с номинальным током 2000 А,

- разъединители РНДЗ-110/1000У1

- трансформаторы тока ТФЗМ-110.

На шинах высшего и среднего напряжения устанавливаются трансформаторы напряжения типа НАМИ, соответствующего напряжения.

На стороне НН применяем комплектное распределительное устройство внутренней установки (КРУ) со шкафами серии К-63. В которые укомплектованы выключатели типа ВВЭ-10-20/630 и трансформаторы тока типа ТПЛ-10. Также в отдельные ячейки укомплектованы два трансформатора напряжения типа НАМИ-10.

Проверка основного оборудования на подстанции показала, что оно удовлетворяет требованиям термической и электродинамической стойкости, обеспечивает передачу необходимой мощности через подстанцию, трансформаторы тока по вторичной нагрузке позволяют работать в заданном классе точности.

Для запитки подстанции по высшему напряжению необходимо спроектировать две воздушные линии 330 кВ. Кроме того от РУ 110кВ планируется запитать 3 подстанций 110 кВ находящихся в подчинение ОАО «Ленэнерго». То есть в полной мере инвестиционный проект будет включать в себя строительство подстанции, двух линий 330кВ и 3 линий 110кВ. При этом затраты на строительство кабелей для электроснабжения потребителей 6кВ не учитываются, в виду их низкой стоимости в сравнении с ВЛ 330 и 110кВ.

Для линий электропередач выбираем железобетонные унифицированные опоры с подвеской одной цепи.

Для проектируемых линий принимаем провода сталеалюминевые марки АС.

Таблица 1. Параметры ЛЭП

Участок	Марка провода	Длина участка, км	RЛ, Ом	ХЛ, Ом	ВЛ, мкСм
0-1	АС - 240	50,4	5,94	16,68	191,02
0-2	АС - 240	48,6	5,73	16,08	184,2
0-3	АС - 120	66,3	7.82	28,3	176,23
0-4	АС - 120	10,2	2,48	4,36	27,1
0-5	АС - 120	25,4	6,2	10,85	67,5

Таблица 2. Параметры трансформаторов

Тип транс.	Sнт, МВА	Число транс	Uнвн, кВ	Uн сн, кВ	Uн нн, кВ	Д Рхх, кВт	Д Ркз, кВт	Iхх, %
АТДЦТН-125000/330/110	125	2	330	115	6,6	370	115	0,5



Глава 3. Расчет экономической эффективности инвестиционного проекта

3.1 Определение капиталовложений в строительство подстанции

Базисные показатели стоимости электрооборудования взяты из справочника по проектированию электрических сетей Д. Л. Файбисовича. Базисные показатели стоимости указаны на 2000 год. Для перерасчета цен на 2014 год используется индекс изменения сметной стоимости оборудования цен на 1 квартал 2014 года равный 3,94.

Прямые капитальные затраты во вновь сооружаемые ЛЭП могут определятся следующим образом:

где - затраты на строительство воздушной линии по базисным показателям, руб;

- затраты на вырубку просеки, руб;

- затраты на устройство лежневых дорог, руб;

- затраты на закупку и установку противоаварийной автоматики, руб;

- зональный коэффициент;

Для участка двухцепной ЛЭП 0-1 протяженностью 50,4 км (залессенность трассы 20 км), с проводом марки АС-240 находим величину капитальных вложений.

Затраты на строительство воздушной линии находятся по следующей формуле



где C - стоимость одного километра строительства ВЛ, руб;

тыс. руб.

Затраты на вырубку просеки

где C - стоимость вырубки 1 км просеки, руб.

тыс. руб,

Затраты на устройство лежневых дорог:

где С - стоимость устройства 1 км лежневых дорог, руб.

тыс. руб.

Для участка двухцепной ЛЭП 0-2 протяженностью 50,4 км (залессенность трассы 32 км, протяженность лежневых дорог 5 км), с проводом марки АС-240 находим величину капитальных вложений.

Затраты на строительство воздушной линии находятся по следующей формуле:

где C - стоимость одного километра строительства ВЛ, руб;

тыс. руб.

Затраты на вырубку просеки

где C - стоимость вырубки 1 км просеки, руб.

тыс. руб,

Затраты на устройство лежневых дорог:

где С - стоимость устройства 1 км лежневых дорог, руб.

тыс. руб.

Для участка двухцепной ЛЭП 0-3 протяженностью 66,3 км (залессенность трассы 12 км, протяженность лежневых дорог 9 км), с проводом марки АС-240 находим величину капитальных вложений.

Затраты на строительство воздушной линии находятся по следующей формуле:

где C - стоимость одного километра строительства ВЛ, руб;

тыс. руб.

Затраты на вырубку просеки:



где C - стоимость вырубки 1 км просеки, руб.

тыс. руб,

Затраты на устройство лежневых дорог:

где С - стоимость устройства 1 км лежневых дорог, руб.

тыс. руб.

Для участка двухцепной ЛЭП 0-4 протяженностью 10,2 км (залессенность трассы 28 км, протяженность лежневых дорог 4 км), с проводом марки АС-240 находим величину капитальных вложений.

Затраты на строительство воздушной линии находятся по следующей формуле

где C - стоимость одного километра строительства ВЛ, руб;

Затраты на вырубку просеки:

где C - стоимость вырубки 1 км просеки, руб.

тыс. руб,

Затраты на устройство лежневых дорог:

где С - стоимость устройства 1 км лежневых дорог, руб.

тыс. руб.

Для участка двухцепной ЛЭП 0-5 протяженностью 25,4 км (залессенность трассы 22 км, протяженность лежневых дорог 5 км), с проводом марки АС-240 находим величину капитальных вложений.

Затраты на строительство воздушной линии находятся по следующей формуле:

где C - стоимость одного километра строительства ВЛ, руб;

тыс. руб.

Затраты на вырубку просеки:

где C - стоимость вырубки 1 км просеки, руб.

тыс. руб,

Затраты на устройство лежневых дорог:

где С - стоимость устройства 1 км лежневых дорог, руб.

тыс. руб.

Капитальные затраты на строительство ЛЭП составят:

Таблица 3.Капитальные вложения для строительства ПС

Наименование и тип элементов подстанции	Количество	Стоимость, тыс.руб.
		единицы	всего
1. РУВН (число ячеек выключателей)	4	20000·3,94=78800	315200
2. РУСН (число ячеек выключателей)	16	7000·3,94=27580	441280
3. РУНН (число ячеек выключателей)	47	160·3,94=630,4	29628,8
4.Установка двух силовых автотранcформаторов АТДЦТН-125000/330/110	2	25800·3,94=101652	203304
5. Противоаварийная автоматика	-	1570·3,94=6185,8	6158,8
6. Постоянная часть затрат(ПС)	-	61000·3,94=240340	240340
Итого			1235911,6

Находим суммарные капитальные вложения:

?К=КЛЭП+Кп/ст=325847,5+1235911,6=1561759,1 тыс.руб.

На практике выход на режим нормальной эксплуатации затягивается на несколько лет, в результате это приносит вред народному хозяйству в связи с «замораживанием» капитальных вложений. Предполагаемый срок строительства - 4 года.

где t - порядковый год от начала строительства,

Кt - капиталовложение t - ого года,

Т - срок строительства в годах,

Ен - норматив приведения разновременных затрат (0,15).

Таблица 4. Капитальные вложения с учетом фактора времени

Год строительства
	%	КI, тыс. руб
1	40	624703,64
2	30	468527,73
3	15	234263,865
4	15	234263,865
Итого	100	1561759,1

Капитальные вложения с учётом временного фактора:

3.2 Расчет текущих эксплуатационных затрат

Ежегодные издержки при передаче и распределении электроэнергии (С) определяются по формуле:

С = Сэ + Со.т + Ссн + Снс + Са + Сос + Спр + Соб

где Сэ - стоимость годовых потерь электроэнергии (для случая, когда сравниваются два и более вариантов);

Со.т - годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала, руб.;

Ссн - отчисления на социальные нужды от затрат на оплату труда обслуживающего персонала, руб.;

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

Са - амортизационные отчисления на полное восстановление от основных фондов, руб.,

Сос - платежи по обязательному страхованию имущества предприятий, руб.,

Спр - прочие расходы, руб.;

Соб - общесетевые расходы, руб.,

Стоимость годовых потерь электроэнергии

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

Сэ = Zэ·ДWГ

где Zэ - действующие тарифы, тыс.руб.,

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

ДWГ = ДWЛЭП + ДWтр ;

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

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

Потери в ЛЭП

ДWЛЭП = ДРЛЭП ?·фм ;

где ДРЛЭП ? - наибольшие потери активной мощности, МВт;

фм - годовое время максимальных потерь, ч.

где Тм - время использования максимальной нагрузки энергосистемы, ч;

Sn - полная мощность подстанции МВА;

Uc - номинальное напряжение сети кВ;

R - сопротивление линии (с учетом протяженности линий) Ом.

ДWЛЭП =(0.42+0.481+1.397+0.879+1.43)·3186 = 14677,902 МВт·ч

Потери в трансформаторах

ДWтр = ДРтр ?·фм

где ДР тр ? - наибольшие потери активной мощности в трансформаторе, кВт;

ДWтр =0,417·3186 = 1328,6 МВт·ч

Годовые потери электроэнергии:

ДWГ = 14677,902 + 1328,6 = 16006,502 МВт·ч

Стоимость потерь электрической энергии:

СЭ = 3,53 Ч16006,502 = 56502,95 тыс.руб.

Амортизационные отчисления на реновацию основных производственных фондов

Годовая величина амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов (Са) определяется:

где Соб, Сэ.с - амортизационные отчисления на реновацию электрооборудования и электрических сетей руб./год;

Коб, Кэ.с - капиталовложения в электрооборудование и электрические сети руб.;

Роб, Рэ.с - нормы амортизационных отчислений на реновацию оборудования и электрических сетей (5,0% для ЛЭП и 7,5% для подстанций).

Фонд оплаты труда обслуживающего персонала.

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

Сфот.раб = Фор + Д

Фор =12 ?Ri·Mm

где Mm - месячная тарифная ставка для оплаты работы соответствующего разряда;

Ri - соответственно общая численность обслуживающего персонала, количество рабочих и служащих, чел;



Таблица 5. Нормативная численность оперативного персонала

Группа оборудования	Поправочный коэффициент	Нормативная численность персонала	Расчетная численность персоонала
Подстанция 330 кВ	1,331	6,3	8,3853

Таблица 6.Нормативная численность ремонтного персонала

Группа оборудования	Количество оборудования, 100 ед.	Поправочный коэффициент	Нормативная численность персонала на 100ед.	Расчетная численность персонала
Силовой трансфоратор	0,02	1,331	15,14	0,403
Присоединение с элегазовым выключателем 330 кВ	0,04	1,331	13,5	0,71874
Присоединение с элегазовым выключателем 110 кВ	0,06	1,331	3,66	0,2923
Присоединение с вакуумным выключателем 6 кВ	0,84	1,331	3,77	4,21
Итого				5,62

Тарифная ставка рабочих из числа оперативного персоонала составляется 21425 рублей, из числа ремонтного персонала 19528 рублей. (Для упрощения расчетов взяты усредненные тарифные ставки).

Фор =12· (5,62·19528+8,3853 ·21425) = 3472,824 тыс.руб.

Д = 0,1·Фор = 0,1·289,402 = 347,2824 тыс.руб.

Сфот.раб. = 289,402+28,9402 = 3820,106 тыс.руб.

Расчет фонда оплаты труда руководящего персонала и специалистов

Фос = 12·УRi·Mi ;

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

Ri - количество работников, чел.



Таблица 7. Распределение служащих по специальностям

Специальность	Количество человек	Месячный оклад, руб.
Начальник ПС	1	28500
Мастер	1	25600

Фор=(12·(28500·1+25600·1)=649,200 тыс. руб.

Расчет фонда оплаты труда

Сфот = Сфот р + Сфот с = 3820,106 + 649,200 = 4469,106 тыс.руб.

Отчисления на социальные нужды.

Отчисления на социальные нужды принимаются равными 26 % от фонда оплаты труда, в том числе:

- в пенсионный фонд - 20 %;

- на социальное страхование - 3%;

- на медицинское страхование -3% .

Ссн = 0,26·Сфот

Ссн = 4469,106 ·0,26 = 1162,019 тыс.руб.

Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев на производстве

Ссп = 0,08·Со.т

Ссп = 0,08·4469,106 = 357,53 тыс.руб.

Отчисления на обязательное страхование имущества

Эта составляющая издержек производства определяется в размере 0,15% от капиталовложений, т.е.

Со.с = 0,0015·Кi ;

Со.с = 0,0015·1561759,1= 235,13 тыс.руб.;

Общесетевые расходы

Соб = 0,01·Кi

Соб = 0,01·156759,1= 1567,591 тыс.руб.;

Прочие расходы

Величина этих затрат принимается 3% от фонда оплаты труда.

Спр = 0,03·Со.т;

Спр = 0,03·4469,106= 134,07 тыс.руб

Суммарные годовые эксплуатационные затраты при передаче и распределении электроэнергии

С = Сэ+Са+Сфот+Сс.н+Сн.с+Сос.+Соб+Спр;

С =56502,95+86234,1+4469,106+1162,019+357,53+235,13+1567,591+134,07 = 150662,556 тыс.руб.;

Годовые приведенные затраты.

Сравнительная экономическая эффективность капитальных вложений используется при сопоставлении вариантов хозяйственных или технических решений.

Выбор оптимального варианта по этому критерию производится на основе сопоставления ряда вариантов технических решений при условии их энергетической и экономической сопоставимости по формуле:

Зi = рнКi + Сi



где Зi - годовые приведенные затраты, руб.;

рн - нормативный коэффициент экономической эффективности, принимаемый в энергетике равным 0,12;

Кi - единовременные капитальные вложения i -го варианта, вызываемые проектируемым объектом, руб.;

Сi - ежегодные издержки производства или эксплуатационные расходы i-гo варианта, руб.;

ЗI = 0,12·1561759,1+ 150662,556 = 338073,648 тыс.руб.;

3.3 Показателей экономической эффективности инвестиционного проекта строительства подстанции

Доходы (результаты) эксплуатационной деятельности ПС можно рассматривать как выручку от продажи потребителям электрической энергии (W) по действующим тарифам (Z) за вычетом налога на прибыль. Долю электрических сетей в отпускном тарифе в зависимости от структуры генерирующих мощностей, вида топлива на электростанциях, технического состояния сетей можно принять в размере 25-40%, налог на прибыль - 24%. Величина налогов, включаемых в себестоимость энергии составляет: налог на добавленную стоимость (НДС) - 18% от добавленной стоимости (укрупнению: добавленная стоимость включает фонд заработной платы, все виды отчислений от нее и прибыль), налог на имущество - 2,2% от остаточной стоимости имущества (при средней норме амортизации ЛЭП и подстанций - 5% в год, остаточная стоимость имущества ежегодно уменьшается в 1,05 раза).

Примем следующую структуру инвестиционного цикла Т: длительность инвестиционного периода Т = 12 лет, проектная фаза (разработка бизнес-плана создания ПС - То=1 год, со стоимостью этой разработки 5% от стоимости инвестиций, т.е. (0,05·156,176) = 7,838 млн. рублей; инвестиционная фаза Т1 = 4 года, эксплуатационная фаза Т2 = 7 лет, т.е. Т = Т0 + Т1 + Т2.

Предположим, что доходы от эксплуатационной деятельности ежегодно будут возрастать на 5% (индекс 1,05), а затраты - на 3% (индекс - 1,03).

Таблица 8. Расчет показателей экономической эффективности инвестиционного проекта строительства ПС (млн.руб.)

Показатели	Обозначения	Инвестиционный цикл Т, его фазы и годы
		Т0	Т1	Т2
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1. Доходы: 0,4·Тг·Sn·Z	индекс 1,05	-	-	-	-	-	-	1	1,05	1,10	1,15	1,20	1,25	1,30
	млн.руб.	Рt	-	-	-	-	-	1145,3	1202,6	1262,73	1325,87	1392,16	1461,77	1534,86
2. Затраты	индекс 1,03	-	-	-	-	-	-	1,00	1,03	1,06	1,09	1,12	1,15	1,18
	млн.руб.	Зt	7,838	624,7	468,53	234,26	234,26	150,7	155,2	159,9	164,7	169,6	174,7	179,9
3. Текущая прибыль (п.1 - п.2)	Пt	-7,838	-624,7	-468,53	-234,26	-234,26	994,6	1047,4	1102,83	1161,2	1222,56	1287,07	1354,96
4. Дисконтированные затраты по годам		6,99	498,2	334,7	149,2	133,1	76,49	70,22	74,73	59,45	54,62	50,34	46,24
5. Налоги, включаемые в себестоимость: - налог на добавленную стоимость (НДС) - налог на имущество	-				-	-	180,11 34,36	189,64 36,08	199,65 37,88	210,22 39,78	221,31 41,76	232,95 43,85	245,23 46,05
6. Текущая прибыль с учетом налогов (п.3 - п.5)	Пt.n.	-7,838	-624,7	-468,53	-234,26	-234,26	780,13	821,68	865,3	911,2	959,49	1010,27	1063,68
7. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия: 76% от п.6	Пt.n.	-7,838	-624,7	-468,53	-234,26	-234,26	592,89	624,47	657,6	692,5	729,2	767,8	808,4
8. Амортизация с индексацией на 1,03	AГ	-	-	-	-	-	26,49	27,29	28,1	28,9	29,8	30,7	31,7
9. Сальдо прибыли и амортизации (п.7+п.8)	Пс	-7,838	-624,7	-468,53	-234,26	-234,26	619,38	651,76	685,7	721,4	759	798,5	840,1
10. Дисконтированная прибыль по годам		-6,99	-498,2	-334,7	-149,2	-133,1	314,4	294,9	277,6	260,4	244,44	230,11	215,96
11. Чистый дисконтированный доход (сумма п.11)	ЧДД	-6,99	-505,19	-839,89	-989,09	-1122,19	-807,79	-512,89	-235,29	25,11	269,55	499,66	715,62
12. Внутренняя норма доходности, год	Ев.н						0,22
13. Срок окупаемости инвестиций, год	Тф.ок						3,45
14. Рентабельность инвестиции, ед.							0,18ч0,29

Величина дохода для первого года эксплуатации (шестого порядкового года инвестиционного цикла) определяется:

Рt = 1,53·114,56·4791 = 1145,296 млн.руб.

где 169,6 мВт - полная электрическая мощность;

4791 час - годовое время включения электроустановок;

В остальные годы доходы определяются путем индексирования доходов первого года на 1,05.

Расчет налога на добавленную стоимость (НДС) приведен в табл. 9.

Таблица 9. Расчет налога на добавленную стоимость (млн.руб.)

Показатели	Годы эксплуатационной фазы Т2
1. Фонд заработной платы с отчислениями на социальные нужды и на страхование от несчастных случаев с индексацией на 1,03	5,988	6,168	6,353	6,739	6,941	7,15	7,36
2. Текущая прибыль (п.3 табл. 29)	994,6	1047,4	1102,83	1161,2	1222,56	1287,07	1354,96
3. Всего добавленная стоимость (п.1+п.2)	1000,59	1053,57	1109,18	1167,9	1229,5	1294,22	1362,32
4. Налог на добавленную стоимость (18% от п.3)	180,11	189,64	199,65	210,22	221,31	232,95	245,23

Расчет внутренней нормы доходности - Ев.н.

Внутренняя норма доходности определяется методом подбора

Примем Ев.н. = 0,2, тогда:

В итоге: 855,3 1012,8

Правило: Если правая часть больше левой, то Ев.н. надо увеличить и наоборот. В нашем примере, следовательно, Ев.н. надо уменишить.

Примем Ев.н. = 0,22 и заново прорешав уравнение, убеждаемся в правильности этого результата.

Расчет фактического срока окупаемости инвестиций - Тф.ок.

Срок окупаемости определяется из формулы:

Тф.ок = Тц + Д Тф.ок

где Тц - целое число лет от начала эксплуатации, когда чистый дисконтированный доход остается отрицательным (п.12, табл. 29);

Д Тф.ок - дробная часть года срока окупаемости, определяется по формуле:

где |Дt| - абсолютная величина по модулю последнего отрицательного значения чистого дисконтированного дохода (п.12, табл. 29);

Дt+1 - величина последнего после него положительного значения чистого дисконтированного дохода.

В нашем примере:

Расчет индекса доходности (рентабельности) инвестиций.

В нашем примере (строки 5 и 11):

Отсюда рентабельность инвестиций равна:

1,64(0,09ч0,14) = 0,15ч0,23

По результатам расчетов составим таблица критериев экономической эффективности инвестиционного проекта.

Таблица 10. Таблица критериев экономической эффективности инвестиционного проекта РЭС

Критерии (показатели) эффективности	Значение показателей	Вывод об эффективности
	по расчету	по нормативу
1. Чистый дисконтированный доход, Д, год	715,62	>0	Проект эффективен
2. Внутренняя норма доходности, Ев.н., ед.	0,22	(0,09ч0,14)	Проект эффективен
3. Срок окупаемости инвестиций, год	3,9	< 7	Проект эффективен
4. Рентабельность инвестиций, ед.	0,15ч0,23	0,09ч0,14	Проект эффективен



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Данный дипломный проект на тему «Бизнес-план подстанции 330 кВ» состоит из трех разделов. В первом разделе рассматриваются особенности бизнес -планирования на энергетических предприятиях при этом отдельно рассматривается каждый раздел. Во второй главе дипломного проекта приведена краткая характеристика объекта инвестирования. И сделаны выводы о необходимости строительства подстанции в данном регионе. В 3 разделе были определены капиталовложения и ежегодные издержки при проектировании линий электропередач, определены капитальные вложения в строительство электрической подстанции. Произведён расчёт текущих эксплуатационных затрат включающий в себя: амортизационные отчисления, фонд оплаты труда, отчисления на социальные нужды, отчисления на социальное страхование от несчастных случаев, затраты на ремонт и техническое обслуживание электрических сетей и электрооборудования.

На основании результатов вычислений получены показатели экономической эффективности инвестиционного проекта и сделан вывод о целесообразности его реализации.

БИБИЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Самсонов В.С., Вяткин М.А. Экономика предприятий энергетического комплекса. Учебник. Издание второе М., Высшая школа, 2003

2. Афанасьев Н.А., Юсипов М.А. Система технического обслуживания и ремонта оборудования энергохозяйств промышленных предприятий. - М., Энергоатомиздат, 1989

3. Кравченко Н.Ф. Экономика и маркетинг электроснабжения. Методические указания к курсовому и дипломному проекту. Издание четвертое, Оренбург, 2000

4. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. Утв. Минэкономики РФ и др. 21.06.99 г., №ВК-477

5. Электротехнический справочник в 3-х томах. Под ред. И.Н. Орлова, 7-е издание, том 3, книга 1, раздел 49

6. Положение о составе затрат по производству и реализации продукции (работ, услуг) включаемых в себестоимость продукции. Утв. Постановлением Правительства РФ 5.08.92 г., №552

7. Неклепаев Б.Н., Крючков Н.П. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебное пособие. М., Энергоаотмиздат, 1989

8. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей. Под ред. В.М. Блок. Учебное пособие. М., Высшая школа, 1990

Размещено на Allbest.ur