Курсовая Оценка эффективности инвестиций в электроэнергетике
Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-25Поможем написать учебную работу
Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
от 25%
Подписываем
договор
Саратовский Государственный Технический Университет
Кафедра ЭПП
Курсовая работа
по дисциплине «Экономика и организация энергетики»
на тему: «Оценка эффективности инвестиций в электроэнергетике»
Выполнил: ст-т гр. ЭПП-42
Возгалов А.В.
Проверил: доцент каф. ТЭС
Гусева Н.В.
Саратов 2006
Содержание
Введение
1. Интегральные показатели экономической эффективности и их использование
2. Показатели финансовой эффективности
3. Исходные данные
4. Ожидаемые ТЭП вариантов электроснабжения
5. Графическое определение срока окупаемости инвестиций
6. Порядок расчёта табл. 1, 2 "Ожидаемые технико-экономические показатели выбранного варианта электроснабжения
7. Пример расчёта ЧДД за 2009 год
8. Технико-экономическое обоснование вариантов электроснабжения
Выводы
Литература
Введение
B дипломном и курсовом проекте ведущее место занимают вопросы технико-экономического обоснования инженерных решений. Известно, что при проектировании системы электроснабжения города, района или промышленного предприятия все принимаемые решения (выбор схем электроснабжения проектируемого объекта и их напряжений, сечений проводников ЛЭП, числа и мощности трансформаторов ГПП и цеховых ТП и др.) должны быть технико-экономически обоснованы на основе определения экономической эффективности анализируемых вариантов. Все это определяет содержание курсовой работы.
1. Интегральные показатели экономической эффективности и их
использование
Сравнение различных вариантов схем электроснабжения проектируемого объекта и их напряжений, числа и мощности трансформаторов на ГПП и цеховых ТП, сечений проводников ЛЭП и выбор лучшего из них рекомендуется производить с использованием интегральных показателей относительной экономической эффективности.
При сравнении различных проектов (вариантов проекта) они должны быть приведены к сопоставимому виду.
К числу интегральных показателей экономической эффективности относятся [3]:
- интегральный эффект, или чистый дисконтированный доход (ЧДД);
- индекс доходности (ИД);
- внутренняя норма доходности (ВНД).
Интегральный эффект (Эинт) определяется как сумма текущих (годовых) эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).
Величина интегрального эффекта Эинт (чистого дисконтированного дохода) вычисляется по формуле:
где Rt- результат (доходы), достигаемый на t-м шаге расчета; 3t- затраты (без капитальных), осуществляемые на t-м шаге расчета; Т- продолжительность расчетного периода, или горизонт расчета (принимается по согласованию с руководителем проекта); αt- коэффициент дисконтирования:
где Е - норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал (принимается по рекомендации консультанта); t - номер шага расчета, как правило, по годам, начиная с момента начала осуществления проекта.
Величина дисконтированных капиталовложений
где КД - сумма дисконтированных капиталовложений; Kt-капиталовложения на t-м шаге.
Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений:
Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта ЕВН, при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям. Иными словами, ЕВН (ВНД) является решением уравнения.
Если расчет интегрального эффекта (ЧДД) проекта дает ответ на вопрос, является он эффективным или нет при заданной норме дисконта Е, то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. В случае, когда ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, капиталовложение в данный проект оправдано.
Срок окупаемости - минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) становится неотрицательным. Иными словами, это период (измеряемый в годах или месяцах), после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления. Срок окупаемости находится графически после определения интегральных эффектов.
2. Показатели финансовой эффективности
После определения интегральных показателей экономической эффективности проекта необходимо оценить финансовое состояние предлагаемого проекта (вариантов проекта). В качестве критериев финансовой оценки используются рентабельность производства, рентабельность продукции.
Рентабельность производства определяется по формуле:
где ПBt- валовая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности по годам расчетного периода Т, тыс.руб./год;
Рентабельность продукции вычисляется по формуле:
где ПЧt - чистая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности t-гo года, тыс.руб./год:; Rt - выручка от реализации t-ro года, тыс.руб./год.
В дополнение к стоимостным показателям в оценке эффективности проекта следует использовать производительность труда, удельные расходы и потери энергии, трудоемкость обслуживания системы электроснабжения, надежность электроснабжения.
3. Исходные данные
1. При определении капиталовложений в энергообъекты были использованы справочные материалы для курсового и дипломного проектирования [7] с учётом коэффициента удорожания КУД=35 (рекомендации консультанта).
2. Норма доходности рубля (норма дисконта) принимается согласно среднего процента по банковским кредитам (Е=10%=0,01) (рекомендации консультанта).
3. В работе использован прогноз тарифов на электроэнергию с 2006 по 2018 год (данные АО «Саратовэнерго»).
4. При определении затрат на обслуживание энергообъекта принимается норма на обслуживание р0=6% от капиталовложений(рекомендации консультанта).
5. Горизонт расчёта (период, за который определяются будущие расходы и доходы) определяется исходя из следующих факторов:
а) сроков строительства, эксплуатации и ликвидации объекта;
б) нормативных сроков службы технологического оборудования;
в) ожидаемой массы прибыли и т.д.
6. Срок строительства подстанции принят 3 года. Капиталовложения в энергообъект распределены по годам строительства следующим образом:
1 год – 20%
2 год – 50%
3 год – 30%
7. Капиталовложения в первый вариант экономичной мощности трансформаторов на подстанции составляют К1=23000 т.руб, соответственно К2=36000 т.руб.
Потери электроэнергии в трансформаторах соответственно по вариантам:
Объём электроэнергии, трансформируемой через подстанцию:
Результаты расчёты технико-экономических показателей по вариантам представлены в таблицах 1 и 2. Графическое определение сроков окупаемости проектов показано на рис.1 и 2.
| Ожидаемые технико-экономические показатели варианта 1 СЭС | | |||||||||||||||
| Показатели | Обозначения | Ед. изм. | Величина показателя по годам | | ||||||||||||
| 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2018 | |||
| Выручка от реализации | В | т.руб | - | - | - | 37800 | 40950 | 44100 | 45150 | 46200 | 47215 | 48300 | 50400 | 53550 | 56700 | 60750 |
| Капиталовложения | К | т.руб | 4600 | 11500 | 6900 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | | - |
| Тариф на электроэнергию | Ст | руб/ кВтч | 0,7 | 0,75 | 0,825 | 0,9 | 0,975 | 1,05 | 1,075 | 1,1 | 1,125 | 1,15 | 1,2 | 1,275 | 1,35 | 1,35 |
| Удельная себестоимость трансформации электроэнергии | SУ | руб/ кВтч | - | - | - | 0,1158 | 0,125 | 0,134 | 0,1372 | 0,1403 | 0,1432 | 0,1464 | 0,1525 | 0,1617 | 0,1708 | 0,25032 |
| Затраты на потери электроэнергии в СЭС | ИПОТ | т.руб | - | - | - | 450 | 487,5 | 525 | 537,5 | 550 | 563 | 575 | 600 | 638 | 675 | 1306,13 |
| Отчисления на эксплуатационное обслуживание | ИОБСЛ | т.руб | - | - | - | 1380 | 1380 | 1380 | 1380 | 1380 | 1380 | 1380 | 1380 | 1380 | 1380 | 1440 |
| Валовая прибыль | ПВАЛ | т.руб | - | - | - | 35970 | 39083 | 42195 | 43233 | 44270 | 45272 | 46345 | 48420 | 51532 | 54645 | 58003,9 |
| Налоги и сборы | Н | т.руб | - | - | - | 14388 | 15633 | 16878 | 17293 | 17708 | 18109 | 18538 | 19368 | 20613 | 21858 | 34802,3 |
| Чистая прибыль | ПЧИСТ | т.руб | - | - | - | 21582 | 23450 | 25317 | 25940 | 26562 | 27163 | 27807 | 29052 | 30919 | 32787 | |
| Чистый доход (без дисконтирования) | ЧД | т.руб | -4600 | -11500 | -6900 | 21582 | 23450 | 25317 | 25940 | 26562 | 27163 | 27807 | 29052 | 30919 | 32787 | 23201,6 |
| Коэффициент дисконтирования | а | о.е. | 1,331 | 1,21 | 1,1 | 1 | 0,91 | 0,83 | 0,75 | 0,68 | 0,62 | 0,56 | 0,51 | 0,47 | 0,42 | 0,42 |
| Чистый дисконтированный доход | ЧДД | т.руб | -6123 | -13915 | -7590 | 21582 | 21340 | 21013 | 19455 | 18062 | 16841 | 15572 | 14817 | 14532 | 13771 | 9744,65 |
| Чистый дисконтированный доход нарастающим итогом | ЭИНТ | т.руб | -6123 | -20038 | -27628 | -6046 | 15294 | 36307 | 55762 | 73824 | 90655 | 106237 | 121054 | 135586 | 149357 | 96434,9 |
| Рентабельность продукции | р | % | - | - | - | 57,1 | 57,26 | 57,41 | 57,45 | 57,49 | 57,53 | 57,57 | 57,64 | 57,74 | 57,83 | 38,1919 |
| Средняя рентабельность | рСР | % | 44,232 | | ||||||||||||
| Интегральный эффект | ЭИНТ | 96434,92575 | | |||||||||||||
| Ожидаемые технико-экономические показатели варианта 2 СЭС | | |||||||||||||||
| Показатели | Обозна-чения | Ед. изм. | Величина показателя по годам | |||||||||||||
| 2009 | 2010 | 2009 | 2010 | 2009 | 2010 | 2009 | 2010 | 2009 | 2010 | 2009 | 2010 | 2009 | 2010 | |||
| Выручка от реализации | В | т.руб | - | - | - | 40500 | 43875 | 47250 | 48375 | 49500 | 50625 | 51750 | 54000 | 57375 | 60750 | |
| Капиталовложения | К | т.руб | 7500 | 18750 | 11250 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | |
| Тариф на электроэнергию | Ст | Руб /кВтч | 0,7 | 0,75 | 0,825 | 0,9 | 0,975 | 1,05 | 1,075 | 1,1 | 1,125 | 1,15 | 1,2 | 1,275 | 1,35 | |
| Удельная себестоимость трансформации электроэнергии | SУ | руб/ кВтч | - | - | - | 0,16966 | 0,1833 | 0,197 | 0,2015 | 0,206 | 0,211 | 0,215 | 0,224 | 0,238 | 0,25148 | |
| Затраты на потери электроэнергии в СЭС | ИПОТ | т.руб | - | - | - | 621 | 672,75 | 724,5 | 741,75 | 759 | 776,3 | 793,5 | 828 | 879,8 | 931,5 | |
| Отчисления на эксплуатационное обслуживание | ИОБСЛ | т.руб | - | - | - | 2250 | 2250 | 2250 | 2250 | 2250 | 2250 | 2250 | 2250 | 2250 | 2250 | |
| Валовая прибыль | ПВАЛ | т.руб | - | - | - | 37629 | 40952 | 44276 | 45383 | 46491 | 47599 | 48707 | 50922 | 54245 | 57568,5 | |
| Налоги и сборы | Н | т.руб | - | - | - | 22577,4 | 24571 | 26565 | 27230 | 27895 | 28559 | 29224 | 30553 | 32547 | 34541,1 | |
| Чистая прибыль | ПЧИСТ | т.руб | - | - | - | 15051,6 | 16381 | 17710 | 18153 | 18596 | 19040 | 19483 | 20369 | 21698 | 23027,4 | |
| Чистый доход (без дисконтирования) | ЧД | т.руб | -7500 | -18750 | -11250 | 15051,6 | 16381 | 17710 | 18153 | 18596 | 19040 | 19483 | 20369 | 21698 | 23027,4 | |
| Коэффициент дисконтирования | а | о.е. | 1,331 | 1,21 | 1,1 | 1 | 0,91 | 0,83 | 0,75 | 0,68 | 0,62 | 0,56 | 0,51 | 0,47 | 0,42 | |
| Чистый дисконтированный доход | ЧДД | т.руб | -9983 | -22688 | -12375 | 15051,6 | 14907 | 14699 | 13615 | 12646 | 11804 | 10910 | 10388 | 10198 | 9671,51 | |
| Чистый дисконтированный доход нарастающим итогом | ЭИНТ | т.руб | -9983 | -32670 | -45045 | -29993 | -15087 | -387,3 | 13228 | 25873 | 37678 | 48588 | 58976 | 69174 | 78845,7 | |
| Рентабельность продукции | р | % | - | - | - | 37,1644 | 37,335 | 37,48 | 37,526 | 37,568 | 37,61 | 37,65 | 37,72 | 37,82 | 37,9052 | |
| Средняя рентабельность | рСР | % | 28,90585152 | | ||||||||||||
| Интегральный эффект | ЭИНТ | 78845,661 | | |||||||||||||
Таблица 1.
5. Графическое определение срока окупаемости инвестиций:
Рис.1
ТОК1=4,4 лет
ТОК2=5,45 лет
6. Порядок расчёта табл. 1, 2 "Ожидаемые технико-экономические
показатели выбранного варианта электроснабжения"
1. Принять (по указанию руководителя проекта) продолжительность расчетного периода (горизонт расчета), который может быть равен сроку службы системы электроснабжения. Структуру и распределение во времени доходов и расходов в таблицах показать по всем годам (за весь срок жизни проекта).
2. Учитывая особенности производства, передачи и распределения электроэнергии, а также невозможность (в рамках требований государственного стандарта и учебного плана) проследить и учесть все взаимосвязи и влияние работы проектируемой системы электроснабжения на конечные результаты деятельности предприятия в целом, рекомендуется в ряде случаев (по согласованию с консультантом) в качестве товарной продукции условно принимать объем передаваемой электроэнергии по системе электроснабжения. Выручка от реализации в этом случае рассчитывается по формуле:
где I - индекс к стоимости объема передаваемой электроэнергии (0,07 - 0,3); Wt - объем передаваемой электроэнергии по системе электроснабжения, кВт-ч/год; СЭt- тариф на электроэнергию, руб./кВт-ч.
3. Строку "Налоги и сборы" заполнять после расчета прибыли от реализации продукции в расчетном году. Сумма всех налогов и сборов по годам условно рассчитывается как произведение прибыли от реализации продукции и условной ставки (среднего коэффициента) суммы всех налогов и сборов и отчислений:
Значение условной ставки n=60-85%. При этом в сумме налогов и сборов учитываются следующие: налог на прибыль, налог на имущество, налог на содержание жилого фонда и объектов социально-культурной сферы, налог на пользователей автомобильных дорог, целевой сбор на содержание муниципальной милиции, целевой сбор на уборку территории, отчисления в резервный фонд и др.
4. Прежде, чем распределять по годам капитальные затраты, необходимо принять (по указанию консультанта по экономическому разделу проекта) продолжительность строительной стадии, т. е. количество лет или месяцев от начала осуществления проекта до момента ввода его в эксплуатацию, затем распределить равномерно (или неравномерно) по годам первоначальные капитальные вложения.
5. При выборе схем электроснабжения определение структуры Иt и расчет экономических элементов этого показателя производится согласно методическим указаниям кафедры ЭПП [1,2] по формуле:
где Иэt - стоимость потерь электроэнергии t-ro года, тыс.руб./год; Иot -отчисления на эксплуатационное обслуживание t-ro года, тыс.руб./год, Р – налоги и сборы, т.руб/год.
7. Пример расчёта ЧДД за 2009 год
Расчёт произведем для 2009 года
1)
2) Капиталовложения в СЭС распределим по годам строительства следующим образом:
2006 год – 20% от К = 4800 тыс.руб.
2007 год – 50% от К = 12000 тыс.руб.
2008 год – 30% от К = 7200 тыс.руб.
3)
4)
ИОБСЛ – рассчитывается с 2009 г. по 2018 г. Величина ИОБСЛ будет постоянной по годам этого периода.
5)
6)
7)
8)
9)
10)
11)
Где -6389 – это ЧДД за 2006 год,
-14520 - это ЧДД за 2007 год,
-7920 – это ЧДД за 2008 год,
15275,7 - это ЧДД за 2009 год,
12) Рентабельность продукции:
13) Средняя рентабельность рассчитывается после расчёта вышеуказанных показателей по всем годам по формуле:
14) Индекс доходности:
8. Технико-экономическое обоснование вариантов электроснабжения
Результаты расчёта интегральных показателей эффективности инвестиций и финансовых показателей представлены в таблице 3
ТЭО вариантов СЭС Таблица 2.
| Показатели | Единицы измерения | Вариант 1 | Вариант 1 |
| Напряжение | кВ | 110/10 | 110/10 |
| Мощность | МВ·А | 2х25 | 2х40 |
| Число часов использования max нагрузки | ч/год | 7000 | 7000 |
| Рентабельность реализованной продукции | % | 29,2 | 28,9 |
| Интегральный эффект | тыс. руб. | 96434,9 | 78845,7 |
| Индекс доходности | руб/руб | 3,345 | 1,75 |
| Дисконтированный срок окупаемости | лет | 4,4 | 5,45 |
Выводы
На основании анализа экономической эффективности рекомендуется продолжить работу над вариантом 1 выбора экономичной мощности трансформаторов на РПП (2хТРДН-25000/110), так как он имеет более высокие интегральные показатели (ЧДД, ИД), а также более низкий срок окупаемости . Анализ финансовой эффективности показал, что вариант 1 выигрывает у варианта 2 (2хТРДН-40000/110) и по показателю рентабельности продукции. Это объясняется тем, что в варианте 2 показатель чистой прибыли меньше, чем в варианте 1, в связи с большими затратами на потери электроэнергии в системе электроснабжения. Для улучшения показателей финансовой эффективности варианта 2 необходимо разработать технические и организационно-экономические мероприятия, направленные на снижение потерь электроэнергии в системе.
Литература
1. Электрические станции и подстанции систем электроснабжения // Методические указания по курсовому проектированию для студентов специальности 0303 / В.Д.Куликов - Саратов, изд-во Сарат. политехн, ин-та, 1988.-35с.
2. Шаткин Б.Н. Расчеты по электроснабжению промышленных предприятий.- Саратов, изд-во Сарат. политехн, ин-та, 1980.- 72 с.
3. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. Официальное издание. М.: Информ-энерго, 1994.- 80 с.
4. Шапиро В.Д. и др. Управление проектами (учебник для вузов) - Спб: "Два' ТРИ", 1996.-610 с.
5. Чернухин А.А., Флаксерман Ю.Н. Экономика энергетики СССР.- М.: Энергоатомиздат, 1985. - 416 с.
6. Экономика электроснабжения промышленных предприятий. Организация и маркетинг систем электроснабжения. Производственно-хозяйственный менеджмент// Методические указания по организационно-экономическому разделу дипломного проекта с приложениями для студентов специальности 1004 / В.Н. Менжерес - Саратов, изд-во Сарат. гос.техн. у-та, 1996.- с.38
7. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989.-608 с.
8. Оценка эффективности инвестиций в энергетике// Методические указания по курсовому и дипломному проектированию для студентов спец. 100400 / Н.В. Гусева, В.Д. Куликов – Саратов, изд-во СГТУ, 2003.
