Система показателей и критериев экономической эффективности инвестиций

В основной части дипломного проекта производится выбор варианта из нескольких возможных, то есть производятся расчеты сравнительной экономической эффективности. В организационно-экономической части следует оценить абсолютную эффективность инвестиций в выбранный вариант.

Для оценки абсолютной эффективности капитальных вложений используются простые и интегральные критерии оценки экономической эффективности

Простые методы оценки экономической эффективности инвестиций не учитывают всю продолжительность срока жизни проекта и неравнозначность денежных потоков. Эти методы достаточно широко распространены и применяются в основном для экспресс-оценки проектов на предварительных стадиях разработки. К таким критериям относятся:

- простая норма прибыли или простая норма рентабельности (ПНП);

- простой срок окупаемости капитальных вложений.

Простая норма прибыли определяется как отношение чистой прибыли к суммарным инвестициям К

Величина чистой прибыли П_{ч t} численно равна балансовой прибыли П_{б t} за вычетом выплачиваемых налогов на прибыль Н_t:

где ? стоимостная оценка результатов деятельности объекта (объем реализованной продукции в год t ); И_t - суммарные эксплуатационные издержки в год t; ?ставка налога на прибыль, 0,2 (20 %).

Расчетная величина ПНП сравнивается с минимальным или средним уровнем доходности (процентной ставки по кредитам, ценным бумагам, депозитным вкладам).

Простой срок окупаемости капитальных вложений (Т_ок.п)

где t_с и t_п - соответственно срок завершения инвестиций (окончания строительства) и момент начала производства; К_t ? величина инвестиций в год t;И'_t ? суммарные эксплуатационные издержки без амортизационных отчислений; - амортизационные отчисления на реновацию.

При равномерном поступлении чистого дохода срок окупаемости можно определить по формуле

Интегральные (динамические) критерии экономической эффективности инвестиций оперируют с показателями работы проектируемых объектов по годам расчетного периода с учетом фактора времени. В интегральных критериях также могут быть учтены прогнозируемые темпы инфляции. В интегральных критериях расходы и доходы, разнесенные по времени, приводятся к одному (базовому) моменту времени. Базовым моментом времени обычно является дата начала реализации проекта или дата начала производственной деятельности.

Используется ряд показателей:

- чистый доход (ЧД);

- чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- индекс доходности (ИД);

- внутренняя норма доходности (ВНД);

- дисконтированный срок окупаемости капитальных вложений (Т_ок.д).

Чистый доход это разность между притоками и оттоками денежных средств за срок жизни проекта

,

где Т_р - расчетный период (срок жизни проекта), лет; К_{лик t} - ликвидационная стоимость объекта.

Для каждого года расчетного периода чистый доход, таким образом, представляет собой номинальный денежный поток НДП, то есть разность между притоком и оттоком денежных средств.

Чистый дисконтированный доход определяется дисконтированием чистого дохода. Дисконтирование разновременных затрат и результатов осуществляется с помощью коэффициента приведения

,

где Е ? норматив дисконтирования (ставка доходности); Т_пр ? год приведения.

Чистый дисконтированный доход определяется:

- в общем случае

-

- при приведении к началу расчетного периода (Т_пр=0):

- при выделении денежных потоков в период эксплуатации и в период строительства формула (5.8) примет вид

- при неизменности денежных потоков по годам ЧДД определяется через сумму коэффициентов дисконтирования по формуле

.

При этом определяется по специальным таблицам или по формулам.

Критерием финансовой эффективности инвестиций в сооружение объекта является условие ЧДД > 0.

Индекс доходности инвестиций определяется отношением дисконтированных положительных денежных потоков за расчетный период к дисконтированной величине инвестиций:

Поскольку это относительный показатель, он может использоваться при сравнении вариантов с разной величиной инвестиций, при ранжировании проектов.

Внутренняя норма доходности объекта характеризует норму дисконтирования Е, при которой ЧДД равен нулю. Используется в том случае, когда еще неизвестен источник финансирования.

Внутренняя норма доходности объекта в этом случае определяется из выражения

где Е_вн - внутренняя норма доходности, являющаяся в данном случае искомой величиной и обеспечивающая справедливость равенства.

ВНД может быть определена по формуле:

,

где ЧДД₁ - положительное значение чистого дисконтированного дохода при меньшей ставке доходности Е₁; ЧДД₂ - отрицательное значение чистого дисконтированного дохода при большей ставке доходности Е₂

При равенстве денежных потоков по годам расчетного периода ВНД может определяться по специальным таблицам.

Дисконтированный срок окупаемости затрат характеризует период, в течение которого полностью возмещаются дисконтированные капитальные вложения за счет чистого дохода, получаемого при эксплуатации объекта. Определяется при условии, что ЧДД равен нулю, из выражения

где Т_ок.д ? последний год периода, после которого величина чистого дохода, определяемая с фиксированной нормой дисконта Е, приобретает положительное значение ? искомая величина.

При приведении доходов и расходов к моменту начала вложения инвестиций срок окупаемости будет включать в себя и срок строительства.

Критерием экономической эффективности инвестиций в сооружение объекта служит выражение: Т_ок < Т_приемл, где Т_приемл ? приемлемый срок окупаемости.

Особенности экономического обоснования проектов развития электрических сетей

По своему назначению электросетевые объекты могут быть подразделены на сооружаемые для:

1) выдачи мощности электростанций;

2) увеличения пропускной способности участков сети в связи с ростом перетоков;

3) усиления электроснабжения узлов нагрузки и внешнего электроснабжения потребителей;

4) сокращения потерь электроэнергии в сети;

5) повышения надежности электроснабжения.

Практически каждый объект выполняет несколько из перечисленных функций. Основной фактор обоснования экономической эффективности для всех групп объектов 1-5 ? это возможность увеличения реализации электроэнергии потребителям и, как следствие, образование дополнительной прибыли в энергокомпании.

Как правило, сооружаемые объекты относятся к группам 1-3, для которых характерно, что ввод их приводит к увеличению пропускной способности сети. В результате обеспечивается передача дополнительной электроэнергии потребителям и образование прибыли в энергокомпании.

Определение эффективности капитальных вложений в объекты групп 4 и 5 сводятся к тому, что сокращение потерь или снижение ущерба от недоотпуска электроэнергии соответствует увеличению реализации и, как следствие, увеличению прибыли в энергосистеме.

Стоимостная оценка результата сооружения электрической сети определяется по формуле

где Т_э ? средневзвешенный тариф на транспортировку электроэнергии в данной энергосистеме; W ? дополнительное поступление электроэнергии в сеть, обусловленное сооружением электросетевого объекта; W - изменение потерь в сети; П ? увеличение прибыли за счет повышения надежности и других факторов, влияющих на экономический эффект.

Дополнительное поступление электроэнергии в сеть определяется по присоединяемой нагрузке Р и числу часов использования максимума Т_max

- если сооружаемый объект предназначен для выдачи мощности электростанции или внешнего электроснабжения узла нагрузки по радиальной схеме, то значение W соответствует энергии, поступившей в данный объект, а W ? потери электроэнергии в этом объекте (ВЛ, ПС);

- если объекты сооружаются в замкнутой цепи, и их ввод приводит к перераспределению потоков мощности в действующих элементах сети, то W соответствует дополнительной электроэнергии, которая будет поступать в сеть рассматриваемого района в связи с вводом проектируемых объектов, а W ? изменение потерь в этой сети (с соответствующим знаком):

,

где потери в сети после ввода объекта; потери в сети до ввода объекта (без учета дополнительной передачи электроэнергии).

Увеличение прибыли П может быть вызвано повышением надежности электроснабжения, которое оценивается либо снижением ущерба от недоотпуска электроэнергии, либо изменением договорного тарифа, зависящего от заданной надежности.

Снижение ущерба от недоотпуска электроэнергии оценивается исходя из удельного ущерба 90?120 руб./кВт·ч.

На увеличение прибыли также влияет топливный и мощностной эффекты, возникающие в результате оптимизации режима работы электростанций, объединяемых на параллельную работу сетью: снижение расхода топлива на производство единицы электроэнергии и максимума нагрузки энергосистемы.

4.3 Определение капитальных вложений в развитие сети

Капитальные вложения определяются суммой стоимостей объектов или их элементов, сооружаемых в соответствующем году расчетного периода.

Капитальные вложения могут быть определены следующими методами:

1. Стоимость строительства оценивается сметой ? пределом затрат на сооружение объекта. Сметы бывают объектные (для отдельных видов работ и затрат) и сводные. Сводная смета содержит затраты на строительные работы, оборудование, монтажные и прочие работы, которые вычисляются в соответствии с данными проекта по составу оборудования и объему работ. Основа расчета смет: цены на оборудование, нормы и расценки на строительные и монтажные работы, тарифы на транспортировку, накладные расходы (необходимые для организации и управления строительством), плановые накопления.

В дипломных проектах могут использоваться данные локальных сметных расчетов, которые определены в ценах года разработки проекта. Для определения инвестиций в ценах 2012 г. используются индексы-дефляторы, представленные ниже:

На предпроектных стадиях (схема, ТЭО, ТЭР) расчет капитальных вложений выполняется по укрупненным стоимостным показателям УСП. УСП разработаны на основе прейскурантов и тарифов 2000 г.

Для перехода от цен 2000 г. к ценам 2012 г. Использую коэффициент-дефлятор J = 5,094.

2. По данным заводов-изготовителей (К_об) с учетом затрат на транспортировку оборудования (К_тр) и затрат на строительно-монтажные работы (К_стр)



В расчетах можно принять:

- затраты на транспортировку - 15-20 % от стоимости оборудования;

- строительно-монтажные работы - 30-50 % от стоимости оборудования.

При таком методе расчет капитальных вложений осуществляется по всем единицам оборудования.

Капиталовложения в сооружение, реконструкцию и расширение электрической части электрических станций включают две составляющие:

- затраты на сооружение силовой части электрической станции;

- затраты на сооружение схемы выдачи мощности электрической станции.

Капитальные вложения в реконструкцию ПС

Наименование оборудования	Кол-во	Стоимость единицы в базовых ценах, тыс. руб.	Общая стоимость в базовых ценах, тыс. руб.	Расчет	Сметная стоимость в текущих ценах, млн руб.
Трансформаторы(110 кВ)	1	11125	11125	11,125•5,094	56,67
Выключатели:
110	1	15000	15000	15•5,094	76,41
Постоянная часть затрат			0,4•40500	24,3•5,094	123,78
Всего базовая стоимость					256,87
Базовая стоимость с учетом зонального коэффициента (1)				256,87•1	256,87
Затраты на ПИР, благоустройство и пр.(15,5 %)				0,155•256,87	39,8
Капитальные вложения в ПС					297,93

Общая стоимость реконструкции подстанции составила в ценах 2012 г. 297,93 млн руб.

4.4 Расчет эксплуатационных затрат на передачу и распределение электроэнергии

Годовые эксплуатационные расходы (ежегодные постоянные издержки) определяются по формулам

,

при этом затраты на обслуживание и амортизационные отчисления принимаются укрупнено в процентах от капитальных вложений

, (2),

где ? норма амортизационных отчислений на реновацию ПС;

К_ПС - инвестиции (величина капитальных вложений в ПС);

? норма отчислений на обслуживание и ремонт ПС.

Для затрат на обслуживание применяются такие же уровни инфляции, что и для тарифа на передачу электроэнергии.

Стоимостная оценка результатов реконструкции подстанции выражается в увеличении дохода от передачи дополнительно отпущенной электроэнергии:

О_р = Т(W - W)+П,

где Т- тариф на передачу электроэнергию 0,9 руб./ кВт·ч.;

W-дополнительный отпуск электроэнергии в связи с подключением нагрузок к ПС, млн кВт·ч;

W - изменение потерь, млнкВт·ч ( коэффициент потерь k принят в расчете 5 % );

П - увеличение прибыли за счет повышения надежности трансформаторов (в расчете не учитывается).

Дополнительный отпуск электроэнергии в связи с подключением нагрузок Р определяется в зависимости от числа часов использования максимума Тmax:

W = РТmax.

При расчете выручки от реализации электроэнергии учтены прогнозируемые темпы инфляции (см. табл. 1).

Балансовая прибыль от передачи электроэнергии определена по формуле:

П = Ор - И.

Чистая прибыль определена исходя из ставки налога на прибыль н = 20 %:

Пч= П(1- н).

4.5 Расчет показателей экономической эффективности инвестиций с учетом инфляции

При реконструкции подстанции меняются трансформаторы ТРДН-40000/110,S=40 МВА и P=S*cosф=40*0,8=32 МВт

В расчете рассматривается нарастание нагрузки и инфляция по годам расчетного периода.

Присоединяемая нагрузка задана от 25 до 32 МВт.

Для второго и третьего годов расчетного периода (1-го и 2-го годов эксплуатации):

- количество электроэнергии, принятой в сеть

W₂ = Р₂ Т_max =256300 = 157,5 млн кВтч;

W₃ = Р₃ Т_max =266300 = 163,8 млн кВтч;

- потери электроэнергии

k_потW₂= 0,05 157,5 = 7,875 млн кВтч;

k_потW₃= 0,05 163,8 = 8,19 млн кВтч;

- доход от передачи отпущенной электроэнергии (тариф принимается с учетом индекса расчетной инфляции, для второго года 1,09; для третьего года 1,188 - из табл. 1)

= 0,91,09(157,5 -7,875) = 146,78 млн руб.;

= 0,91,188(163,8 -8,19) = 166,39 млн руб.;

- ежегодные постоянные издержки

=13,11+19,16=32,269 млн руб.;

=13,11+19,16=35,664 млн руб.

- балансовая прибыль от реализации электроэнергии

П₂ = О_р2 - И_п2= 146,78 - 32,269= 114,51 млн руб.

П₃ = О_р3 - И_п3= 166,39 - 35,664 = 130,73 млн руб.

- чистая прибыль от реализации электроэнергии

П_ч2 = П₂(1- _н) = 114,51 (1-0,2) = 91,61млн руб.

П_ч3 = П₃(1- _н) = 130,73 (1-0,2) = 104,58 млн руб.

Номинальный денежный поток (или чистый доход):

- для первого года НДП₁= ЧД₁= - К = -297,93 млн руб.

- для второго года

НДП₂ = П_ч2 + И_а2 = 91,61 + 13,11= 104,72 млн руб.

- для третьего года

НДП₃ = П_ч3 + И_а3 = 104,58 + 13,11= 117,69 млн руб

Номинальный денежный поток нарастающим итогом:

- для одного года НДП_сумм = НДП₁ = -297,93 млн руб.

- для двух лет

НДП_сумм = НДП₁ +НДП₂ = -297,93 + 104,72 = -193,21 млн руб.

- для трех лет

НДП_сумм = НДП₂ +НДП₃ = -193,21 + 117,69 = -75,52 млн руб.

Простой срок окупаемости определяется моментом перехода из (-) в (+) по строке «Номинальный денежный поток нарастающим итогом», для более точного определения используется интерполяция:

- от начала расчетного периода

;

- от начала эксплуатации Т_{ок. п} = 2,595 г.

Дисконтирование осуществлено при ставке доходности Е=13 %.

для первого года:

коэффициент приведения

дисконтированный денежный поток

ДДП₁= НДП₁k₁= -297,930.885 =-263,655 млн руб.;

для второго года:

коэффициент приведения

;

дисконтированный денежный поток

ДДП₂= 104,72 0,783 = 82,01 млн руб.

для третьего года:

коэффициент приведения

;

дисконтированный денежный поток

ДДП₃= 117,69 0,693 = 81,57 млн руб.

Дисконтированный денежный поток нарастающим итогом определяется аналогично номинальному денежному потоку нарастающим итогом.

Динамический срок окупаемости определяется моментом перехода из (-) в (+) по строке «Дисконтированный денежный поток нарастающим итогом», для более точного определения используется интерполяция (аналогично определению Т_{ок. п}):

- от начала расчетного периода Т_ок.д = 4,287 г.;

- от начала эксплуатации Т_ок.д 3,287 г.

Чистый доход за расчетный период 17 лет составляет 2914,42 млн руб., а чистый дисконтированный доход 726,44 млн руб.

Индекс доходности:

электрическая подстанция трансформатор ток

.

Внутренняя норма доходности:

- зададимся большей ставкой доходности Е=45 %, при которой ЧДД<0 (расчет в MicrosoftExcel)

уточним при Е₁=44 % и Е₂=45 %

Расчет произведен в MicrosoftExcel. В расчете использованы как простые (статические), так и динамические показатели (интегральные). Результаты расчета при Е=13 % представлены в табл. 3 и на рис. 1. Результаты расчета для двух вариантов ставки доходности приведены ниже:

Наименование показателей	Величина показателя
	при Е=13 %	при Е=20 %
Простой (статический) срок окупаемости инвестиций) от начала эксплуатации, лет	3,595
То же, от начала расчетного периода	2,595
Дисконтированный срок окупаемости от начала эксплуатации, лет	3,29	3,8
Чистый доход, млн руб.	2914,42
Чистый дисконтированный доход, млн руб.	726,44	370,03
Индекс доходности, руб./руб.	2,793	2,49
Внутренняя норма доходности, %	44,375%

Выводы

Проведенные расчеты показали, что при принятых условиях инвестиции в реконструкцию подстанции 220кВ экономически целесообразны. Инвестиции окупаются за приемлемый срок 3,595 года (простой срок окупаемости от начала эксплуатации).

При этом не учитывалось повышение надежности.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломном проекте разработана электрическая часть П/ст 110/10/6 кВ.

К установке приняты два трансформатора типа ТРТН-40000/110УХЛ1.

Токи короткого замыкания на шинах 110 кВ составляют I⁽³⁾=4580А и I⁽¹⁾=4690А, на шинах 10 кВ составляют I⁽³⁾=16458А, на шинах 10 кВ составляют I⁽³⁾=23043А.

Произведён выбор и проверка аппаратов ОРУ-110 кВ, РУ-100 кВ и на напряжении 6 кВ.

В общей части также рассмотрены вопросы устройства релейной защиты автотрансформатора ТРТН-40000/110/35/6.

В спец. части разработаны технические мероприятия по эксплуатации дугогасительных реакторов РДМР.

В главе “Разработка вопросов обеспечения безопасности жизнедеятельности” выявлены вредные производственные факторы: идентификация и оценка опасных и вредных производственных факторов на ГТЭС, технические и организационные мероприятия по снижению негативных факторов. Выполнен расчет заземляющего устройства ОРУ - 110 кВ.

В главе “Экономика и организация производства” был произведен расчет капитальных вложений в расширение подстанции. Полученные показатели соответствуют среднеотраслевым данным.

Список литературы

1. Тарамалы Л.З., Шихкеримов И.А., Галкин А.И., Тютин А.В. Методическое указание к контрольным и курсовым работам. 2-е издание.

2. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций(1987 г.)

3. ТУ 16.К71-335-2004

4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов.

5. Б.Н.Неклепаев «Электрическая часть станций»: Учебник для вузов.- 2-е изд., перераб. и доп.-М.: Энергоатомиздат

6. «Основы проектирования релейной защиты электрических систем». А.В. Дьяков, В.В. Платонов.-М.: Энергия, 1974

7. Руководящие указания по релейной защите. Вып.5. Защита блоков генератор-трансформатор и генератор-автотрансформатор. М.:-Энергия,1963

8. Справочник по проектированию электрическихсетей / Под ред. Д.Л.Файбисовича .-М.:Изд-во НЦ ЭНАС

9. Охрана труда в электроустановках: Учеб. Под ред. Князевского Б.А.-3-е изд. Перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1983

10. Казьмина Г.В., Новиков С.И. Методические указания к курсовому и дипломному проектированию по курсу «Безопасность жизнедеятельности»

11. Пономарева Н.А., Пономарев Н.Р., Отверченко Л.Ф. Экономика и управления системами энергоснабжения: уч. пособие / ЮРГТУ (НПИ), 2010г. - 130 с

12. Пономарева Н.А., Отверченко Л.Ф. Оценка экономической эффективности инвестиций в развитие электрических сетей: учебно-методическое пособие / Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. (НПИ) ? Новочеркасск: ЮРГТУ (НПИ), 2011. ? 104 с.

Приложение А

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА:

Имя сети : SMETANKI

Число узлов КЗ: 1

Число поясов: 1

Число коммутаций: 0

Число дополнительных ветвей: 0

Вид КЗ 1

МЕСТО КЗ 3 Uпа 8.70 0

суммарные величины в месте несимметрии

Z1 (0.19 1.09) Z2 (0.19 1.09) Z0 (0.11 1.03)

I1 1542 -81 I2 1542 -81 3I0 4646 -81

ЗАМЕРЯЕМЫЕ ВЕЛИЧИНЫ

3-1 I1 -839 -81 3I0 -1077 -76

3-2 I1 -703 -82 3I0 -807 -78

3-4 I1 0 0 3I0 -2752 -85

Вид КЗ 3

МЕСТО КЗ 3 Uпа 8.70 0

суммарные величины в месте несимметрии

Z1 (0.19 1.09)

I1 4531 -80

ЗАМЕРЯЕМЫЕ ВЕЛИЧИНЫ

3-1 I1 -2465 -79

3-2 I1 -2067 -81

3-4 I1 0 0

3 июня 2012 12 час 53 мин 50 сек

Время оформления 0 сек

Расчет трехфазного и двухфазного КЗ в точке К2

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА:

Имя сети : SMETANKI

Число узлов КЗ: 1

Число поясов: 1

Число коммутаций: 0

Число дополнительных ветвей: 0

Вид КЗ 2

МЕСТО КЗ 6 Uпа 95.20 0

суммарные величины в месте несимметрии

Z1 (0.30 3.34) Z2 (0.30 3.34)

I1 8197 -85 I2 -8197 -85

ЗАМЕРЯЕМЫЕ ВЕЛИЧИНЫ

6-4 I1 -8197 -85 I2 8197 -85

Вид КЗ 3

МЕСТО КЗ 6 Uпа 95.20 0

суммарные величины в месте несимметрии

Z1 (0.30 3.34)

I1 16395 -85

ЗАМЕРЯЕМЫЕ ВЕЛИЧИНЫ

6-4 I1 -16394 -85

3 июня 2012 13 час 0 мин 52 сек

Время оформления 0 сек

Расчет трехфазного и двухфазного КЗ в точке К3

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА:

Имя сети : SMETANKI

Число узлов КЗ: 1

Число поясов: 1

Число коммутаций: 0

Число дополнительных ветвей: 0

Вид КЗ 2

МЕСТО КЗ 5 Uпа 158.70 0

суммарные величины в месте несимметрии

Z1 (0.30 3.97) Z2 (0.30 3.97)

I1 11522 -86 I2 -11522 -86

ЗАМЕРЯЕМЫЕ ВЕЛИЧИНЫ

5-4 I1 -11521 -86 I2 11521 -86

Вид КЗ 3

МЕСТО КЗ 5 Uпа 158.70 0

суммарные величины в месте несимметрии

Z1 (0.30 3.97)

I1 23043 -86

ЗАМЕРЯЕМЫЕ ВЕЛИЧИНЫ

5-4 I1 -23043 -86

3 июня 2012 13 час 4 мин 3 сек

Время оформления 0 сек

Размещено на Allbest.ru