Экономика и управление энергетическими предприятиями. Оценка экономической эффективности инвестиций в энергетические объекты

Министерство образования и науки Российской Федерации Сибирский федеральный университет

ЭКОНОМИКА И УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ ПРЕДПРИЯТИЯМИ Оценка экономической эффективности инвестиций в энергетические объекты Учебно-методическое пособие Электронное издание

Красноярск СФУ 2014

1

УДК 621.31:338.4(07) ББК 65.305.142я73 Э40 Составители: Астраханцева Ирина Анатольевна Голованова Лилия Владленовна Зубова Марина Витальевна Э40 Экономика и управление энергетическими предприятиями. Оценка экономической эффективности инвестиций в энергетические объекты: учеб.-метод. пособие [Электронный ресурс] / Сост. И.А. Астраханцева, Л.В. Голованова, М.В. Зубова. – Электрон. дан. – Красноярск: Сиб. федер. ун-т, 2014. – Систем. требования: PC не ниже класса Pentium I; 128 Mb RAM; Windows 98/XP/7; Adobe Reader V8.0 и выше. – Загл. с экрана. Учебно-методическое пособие позволяет освоить методику оценки экономической эффективности инвестиций в энергетические объекты. Предназначено для студентов, обучающихся по направлению 140100.62 «Теплоэнергетика и теплотехника» всех форм обучения.        УДК 621.31:338.4(07) ББК 65.305.142я73 © Сибирский федеральный университет, 2014

Электронное учебное издание Подготовлено к публикации Издательским центром БИК СФУ Подписано в свет 10.02.2014 г. Заказ 35. Тиражируется на машиночитаемых носителях. Издательский центр Библиотечно-издательского комплекса Сибирского федерального университета 660041, г. Красноярск, пр. Свободный, 79 Тел/факс (391)206-21-49. E-mail [email protected] http://rio.sfu-kras.ru

2

ОГЛАВЛЕНИЕ 1. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА КЭС 1.1. Расчёт основных технико-экономических показателей проектируемой конденсационной электростанции 1.1.1. Определение ежегодных издержек, связанных с эксплуатацией 1.1.2. Расчёт себестоимости единицы электроэнергии 1.2. Экономическое обоснование состава основного оборудования по критерию приведенных затрат 1.3. Экономическое обоснование состава основного оборудования по критерию себестоимости энергетической продукции 1.4. Расчёт показателей экономической эффективности строительства КЭС 2. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА ТЭЦ 2.1. Выбор вариантов состава основного оборудования и оптимизация коэффициента теплофикации 2.2. Экономическое обоснование состава основного оборудования по критерию приведенных затрат 2.3. Экономическое обоснование состава основного оборудования по критерию себестоимости энергетической продукции 2.4. Расчёт показателей экономической эффективности строительства ТЭЦ 3. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕКОНСТРУКЦИИ ДЕЙСТВУЮЩЕЙ ТЭС 3.1. Характеристика производственных результатов проекта 3.2. Стоимостная оценка производственных результатов проекта 3.3. Расчет инвестиционных расходов на осуществление проекта 3.4. Оценка коммерческой эффективности проекта реконструкции действующей ТЭС Библиографический список Приложения

3

4 4 4 7 9 10 10 14 14 16 17 19 21 21 23 26 29 30 32

1. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА КЭС 1.1. Расчёт основных технико-экономических показателей проектируемой конденсационной электростанции 1.1.1. Определение ежегодных издержек, связанных с эксплуатацией Эксплуатационные расходы в проектных технико-экономических расчётах, группируются в укрупнённые статьи калькуляции, млн. руб./год:

U э  U т  U зп  U а  U тр  U пр ,

(1.1)

где U т – затраты на топливо; U зп – расходы на оплату труда; U а – амортизация основных производственных средств; U тр – расходы на ремонт основных средств;

U пр – прочие расходы. Расчёт затрат на топливо

Число часов работы основного оборудования, т. е. календарное время за вычетом времени простоя в капитальном и текущем ремонте, час/год:

Tр  8760  Tрем ,

(1.2)

где Tрем – время простоя в ремонте, ч, Выработка электроэнергии на ТЭС, МВт ч: W  N уст  Tуст ,

(1.3)

где N уст – установленная мощность станции, МВт; Tуст – число часов использования установленной мощности, ч. Средняя нагрузка электростанции, МВт: Pкэс  W/Tр , где Tр – число часов фактической работы, ч. Среднегодовая нагрузка энергоблока, МВт:

4

(1.4)

Pбл  Pкэс /n бл ,

(1.5)

где n бл – число блоков. Годовой расход топлива блоками КЭС на выработку электрической нагрузки в установившемся режиме, т у.т./год: В уст  b хх  Р н  b1  Pбл  b 2  b1   Pбл  Pэк   Т р  n бл ,

(1.6)

где b хх – удельный расход условного топлива на холостой ход агрегата, т у.т./МВт ч.; b1 и b 2 – относительный прирост расхода топлива соответственно до точки экономической мощности и в зоне перегрузки, т у.т./МВт ч.; Pэк и Pн – экономическая и номинальная мощности, МВт. Потери топлива в неустановившемся режиме, т у.т./год: Внеуст  В П 610 ч  n П 610 ч  n бл  В П х.с.  n П х.с.  n бл ,

(1.7)

где В П 610 ч и В П х.с. .– пусковые потери соответственно при останове на 6–10 часов, и при пуске из холодного состояния, т у.т.; n П 610 ч и n П х.с. – число пусков и остановов соответственно на 6 – 10 часов, и из холодного состояния. Годовой расход топлива на КЭС, т у.т./год: В  В уст  Внеуст ,

(1.8)

Затраты на топливо, млн. руб./год: U т  Ц  В  10 6 ,

(1.9)

где Ц – цена топлива, руб./т у.т. Расходы на оплату труда

Для приближённых расчётов заработной платы по станции можно использовать формулу, млн. руб./год: U зп  N у  n у  Ф зп  10 6 ,

где n у – штатный коэффициент, чел./МВт;

5

(1.10)

Ф зп – средняя зарплата одного работника за год.

Амортизационные отчисления

Размер амортизационных отчислений, млн. руб./год:

Uа  K  Hа ,

(1.11)

где H а – средняя норма амортизации станции в целом; K – капитальные вложения в ТЭС, млн. руб./год: K  (K   K бл  (n бл  1))  d i  k уд ,

(1.12)

где K  и K бл – капитальные вложения, связанные с установкой одного блока головного и каждого последующего, млн. руб.; d i – коэффициент, учитывающий район размещения; k уд – коэффициент удорожания в ценах текущего года. Расходы на ремонт основных средств

Расходы по ремонту, млн. руб./год:

U тр  K  H тр ,

(1.13)

где H тр – норма отчислений на ремонтное обслуживание от капитальных вложений в ТЭС. Прочие расходы

К прочим расходам относятся: – общецеховые и общестанционные расходы; – расходы по охране труда и техники безопасности; – налоги и сборы; – плата за землю – и др. Их величина принимается 20 – 30 % от суммарных затрат на амортизацию, ремонт и зарплату, с учётом страховых взносов, млн. руб./год: U пр  0,2  (U а  U тр  U зп )  СОЦ ,

(1.14)

где СОЦ – страховые взносы во внебюджетные фонды, млн. руб./год

6

СОЦ  Н св  U зп

где Нсв – норматив страховых взносов, доли Для оценки достоверности расчётов топливной составляющей себестоимости:

определяется

удельный

Т уд.в  U т /U э ,

вес

(1.15)

Размер топливной составляющей позволяет сделать вывод о приемлемости результатов расчёта издержек производства, если он составляет 30-50% от полной производственной себестоимости. 1.1.2. Расчёт себестоимости единицы электроэнергии

Годовой отпуск электроэнергии с шин станции, МВт ч: Wотп  W  1  a сн  ,

(1.16)

где a сн – коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды станции. Себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч: э U отп  U э /Wотп ,

(1.17)

Себестоимость выработанной энергии, руб./кВт ч: э U выр  U э /W ,

(1.18)

Удельный расход условного топлива на выработанный кВт ч, кг у.т/кВт ч:

Bвыр  В/W ,

(1.19)

Удельный расход условного топлива на отпущенный кВт ч, кг у.т./кВт ч:

Bотп  В/Wотп ,

(1.20)

Расчёт технико-экономических показателей станции и себестоимости единицы электроэнергии в таблицу 1.1.

7

Таблица 1.1 – Расчёт технико-экономических показателей станции и себестоимости единицы электроэнергии Единица Расчёт Наименование показателя измерения показателя Число часов фактической работы турбоагрегата ч. Выработка установленной мощности на КЭС МВт ч Средняя нагрузка электростанции МВт Среднегодовая нагрузка блока МВт Годовой расход топлива т у.т./год Потери топлива в неустановишемся режиме т у.т./год Расход топлива на КЭС т у.т./год Затраты на топливо млн.руб./год Расходы по оплате труда млн.руб./год Амортизационные отчисления млн.руб./год Расходы по ремонтному обслуживанию млн.руб./год Прочие расходы млн.руб./год Эксплуатационные расходы млн.руб./год Годовой отпуск энергии с шин ТЭС МВт ч Себестоимость отпущенной энергии руб./кВт ч Себестоимость выработанной энергии руб./кВт ч Удельный расход топлива на выработанный кВт ч г у.т./кВт ч Удельный расход топлива на отпущенный кВт ч г у.т./кВт ч Результаты расчётов двух вариантов сводят в таблицу 1.2 Таблица 1.2 – Основные технико-экономические показатели станции Наименование Единицы Значение показателя Показателя измерения вариант 1 вариант 2 Установленная мощность МВт Состав основного оборудования Число часов использования ч./год установленной мощности Выработка электроэнергии на ТЭС МВт ч Годовой отпуск энергии с шин станции МВт ч Удельный расход условного г у.т./кВт ч топлива на выработанный кВт ч Удельный расход условного г у.т./кВт ч топлива на отпущенный кВт ч Себестоимость единицы электроэнергии: руб./кВт ч а) выработанной б) отпущенной Штатный коэффициент чел./МВт млн. Удельные капитальные вложения руб./МВт

8

1.2. Экономическое обоснование состава основного оборудования по критерию приведенных затрат

Техническое решение по составу основного оборудования принимается в результате экономической оценки приведенных затрат по альтернативным вариантам, обеспечивающей взаимоувязку отраслевых интересов топливноэнергетического комплекса и народного хозяйства в целом. Оптимальным является вариант оборудования, обеспечивающий минимальную величину приведенных затрат. При сравнении вариантов по минимуму приведенных затрат необходимо выполнение следующих условий: 1) Сравниваемые варианты должны быть технически сопоставимы и взаимозаменяемы. 2) Варианты должны обеспечивать одинаковый энергетический эффект, т.е. они должны уравниваться по полезному отпуску энергии и мощности на основе использования системы замыкающих затрат и установок. 3) Все проектируемые мероприятия финансируются из одного источника. Экономическое обоснование предполагает расчет потенциального народнохозяйственного эффекта в результате экономии приведенных затрат по рекомендуемому варианту состава основного оборудования по сравнению с сопоставляемым вариантом. Экономический эффект на макроуровне определяем по формуле: Эмакр. = Зс – Зр = ΔКЕн + ΔU,

(1.21)

где Зр – приведенные затраты по рекомендуемому варианту, млн.руб.; Зс – приведенные затраты по сопоставляемому варианту, млн.руб.; ΔК, ΔU – соответственно изменение единовременных и текущих затрат на производство энергии по конкурсным вариантам, млн.руб.; Ен – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, принимается в соответствии с рекомендациями инвестора. При анализе результатов расчета необходимо учитывать их неопределенность, что отражает возможность отклонения фактических результатов по осуществлению проекта от запланированных. Причинами такого отклонения могут быть: недостижение ожидаемых техникоэкономических показателей из-за просчетов на этапе проектирования; завышение исходных данных при расчете потенциального экономического эффекта; несовершенство методических указаний по расчету. Поэтому при разнице приведенных затрат в пределах ±5% варианты состава оборудования могут считаться равноэкономичными.

9

1.3. Экономическое обоснование состава основного оборудования по критерию себестоимости энергетической продукции

Данный подход основывается на учете экономических интересов предприятия и учитывает изменение его основных технико-экономических показателей. По показателю проектной себестоимости определяется предпочтительный вариант строительства КЭС, который становится рекомендуемым. Экономическое обоснование предполагает расчет потенциального микроэкономического эффекта в результате снижения себестоимости производства электроэнергии по рекомендуемому варианту. Экономический эффект на уровне станции составит, млн.руб./год: отп Э х.р.   U отп рек  U соп   Wотп ,

(1.22)

себестоимость единицы отпущенной электроэнергии по где U отп рек – рекомендуемому варианту, руб./кВт ч.; себестоимость единицы отпущенной электроэнергии по U отп соп – сопоставляемому варианту состава основного оборудования, руб./кВт ч.; Wотп – годовой отпуск электроэнергии по рекомендуемому варианту, МВт ч. 1.4. Расчёт показателей экономической эффективности строительства КЭС

Для оценки коммерческой эффективности капитальных вложений рассчитываются показатели, устанавливающие соотношения финансовых затрат и результатов, обусловленных реализацией инвестиционного проекта: чистый доход, срок окупаемости, рентабельность, внутренняя норма доходности. Показатели эффективности могут определяться разными методами. Статические методы не учитывают изменения движения капитала в течение времени осуществления проекта, методы дисконтирования позволяют учесть неравноценность одинаковых сумм поступлений и платежей, относящихся к разным периодам времени осуществления проекта. Первый в системе показателей коммерческой эффективности – чистый доход, который определяется как превышение интегральных результатов над интегральными затратами. С учетом разграничения общей суммы затрат, стоимостной оценкой результата является, во-первых, прирост прибыли, достигаемый при внедрении на практике тех или иных мероприятий, а во-вторых, «амортизационные отчисле-

10

ния», являющиеся не статьей расхода, а наравне с прибылью – внутренним источником финансирования: Dj  AMO j  ППР j ,

(1.23)

где Dj - доход в j-м году расчетного периода; AMO j - амортизационные отчисления в j-м году; ППР j - прирост прибыли предприятия в j-м году. В качестве основного подхода к расчету результата от внедрения мероприятий в энергетике предлагается использовать расчленение полного (интегрального) результата на отдельные составляющие. Так, прирост прибыли предприятия наблюдается как вследствие увеличения выручки от реализации продукции основного производства, продукции вспомогательного производства, оказания прочих видов услуг, так и вследствие экономии текущих затрат по производству продукции. Величина чистого дохода определяется по формуле:

 

,

(1.24)

где Д - доход в периоде j; j

n2 - продолжительность периода отдачи от инвестиций; K t - инвестиционные расходы в периоде t; n1 - продолжительность процесса инвестиций.

Оценка планируемых затрат и результатов осуществляется в пределах расчетного периода, включающего продолжительность процесса инвестиций и продолжительность периода отдачи от инвестиций. Для стоимостной оценки результатов и затрат в расчетах рекомендуется использовать базисные цены, под которыми понимают цены, сложившиеся в народном хозяйстве на определенный момент времени. Базисная цена на любую продукцию и ресурсы считается неизменной в течение всего расчетного периода. Срок окупаемости – это период (измеряемый в месяцах, кварталах или годах), начиная с которого первоначальные затраты покрываются суммарными результатами. Расчетный показатель срока окупаемости сопоставляется или с рекомендуемым его значением, или с требованием инвестора. Перечисленные показатели эффективности могут рассчитываться и методами дисконтирования, позволяющими определить, насколько будущие

11

поступления оправдают сегодняшние затраты. В этом случае соизмерение разновременных показателей осуществляется путем приведения (дисконтирования) их к настоящему моменту времени. Для приведения разновременных затрат и результатов используется ставка сравнения (Е), равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал. Ставка сравнения определяет темп снижения ценности денежных ресурсов с течением времени. Приведение к базисному году затрат и результатов, имеющих место в t-м году реализация проекта, производится путем умножения на коэффициент дисконтирования а(t), определяемый для постоянной ставки сравнения Е: a t  

1

1  E 

t

,

(1.25)

где t - номер года (t - 0,1,2…T); T - горизонт расчета. Рассмотренные выше показатели определяются с учетом фактора времени по следующим формулам. Чистый дисконтированный доход:

,                         

(1.26)

Если расписать коэффициент дисконтирования, то формула чистого дисконтированного дохода имеет вид:  

,

(1.27)

В случае небольшого периода осуществления инвестиционных затрат допустимо считать осуществление инвестиций разовой суммой, тогда формула расчета чистого дисконтированного дохода имеет вид:  

,

12

(1.28)

Если ЧДД больше нуля то все затраты по проекту окупаются доходами, т.е. данный проект инвестиций можно рекомендовать к практической реализации. Чистый дисконтированный доход проекта строительства КЭС может определяться по формуле: t  1 э ЧДД    (T  U отп )  Wотп  U а  (1  Е) n n o 





   K , 

(1.29)

где К – капитальные вложения в строительство станции, руб. ; э U отп – себестоимость отпущенной энергии, руб./МВтч; Wотп – годовой отпуск энергии с шин станции, МВтч; n – текущий год; t – горизонт расчета; Т – тариф на отпущенный МВт ч с учётом планируемой рентабельности (Р), руб./МВт ч. э T  Р  U отп ,

(1.30)

Расчёт показателей эффективности инвестиций в рекомендуемый вариант строительства КЭС сводится в таблицу 1.3 Таблица 1.3 – Расчёт показателей эффективности инвестиций в рекомендуемый вариант строительства КЭС Расчетный период Показатели 0 1 … t 1.Денежный поток по инвестиционной деятельности – капиталовложения (К) 2.Денежный поток по основной деятельности, в том числе: -амортизационные отчисления; -доход в форме прибыли по отпущенной электроэнергии 3.Чистый денежный поток 4.Коэффициент дисконтирования 5.Чистый дисконтированный доход 6.ЧДД нарастающим итогом

13

2. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА ТЭЦ 2.1. Выбор вариантов состава основного оборудования и оптимизация коэффициента теплофикации

Формирование конкурсных вариантов состава основного оборудования выполняется в следующей последовательности: определение возможного сочетания типоразмеров основного оборудования; определение количественного состава разнотипного оборудования. Исходным условием на первом этапе является заданная структура тепловых нагрузок, которая определяет вид ТЭЦ: отопительные или промышленно-отопительные ТЭЦ. К установке могут приниматься турбины с противодавлением (Р-50-130 и Р-100-130), турбины теплофикационные с двумя регулируемыми отборами (ПТ-60-130, ПТ-80-130 и ПТ-135-130) и турбины с отопительными отборами (Т-100-130, Т-175-130, Т-180-130). При формировании состава оборудования ориентируются на следующие рекомендации: в случае чисто отопительной ТЭЦ необходимо стремиться к блочной схеме; при смешанной тепловой нагрузке следует также рассмотреть возможность применения блочной схемы на ТЭЦ или ее части; число агрегатов целесообразно сокращать до минимума за счет большей единичной мощности; при значительной технологической нагрузке следует рассматривать вопрос об установке турбин типа «Р» для покрытия базовой части нагрузки; на ТЭЦ, работающей в энергосистеме, электрический резерв, как правило, не предусматривается; целесообразной является установка на ТЭЦ однотипных котлов, что требует унификации теплофикационных турбин различных типов по расходу пара; мощность агрегатов ТЭЦ прежде всего определяется надежностью котлов; на ТЭС обычно устанавливают 4-6 котлов. На втором этапе число турбин каждого типоразмера определяется методом подбора, исходя из двух ограничивающих условий. Первое – это заданная величина установленной мощности ТЭЦ (Ny), которой должна соответствовать сумма номинальных мощностей турбоагрегатов станции (Nном i). Второе условие – расчетное значение коэффициента теплофикации по пару и по горячей воде – &ТЭЦр должно укладываться в диапазон рекомендуемых значений коэффициента теплофикации, т.е. должно выполняться следующее соотношение

14

&ТЭЦmin