Расчет показателей экономической эффективности схемы электроснабжения

Введение

Основная цель экономической части дипломных проектов – нахождение оптимального варианта электрообеспечения предприятий различных отраслей промышленности.

Задачами, которые при этом приходится решать, являются:

· выбор оптимального варианта схемы электроснабжения;

· снижение технологических потерь во всех элементах схемы электроснабжения.

Варианты электроснабжения предприятий различных отраслей промышленности, подлежащие выбору, должны соответствовать требованиям нормативных документов и руководящих указаний по проектированию и обеспечивать одинаковый энергетический эффект у потребителей. Под энергетическим эффектом понимается одинаковое количество и качество энергии, получаемое потребителем или же последующим звеном энергетической цепи.

Поэтому:

· различные варианты сети должны обеспечивать одинаковую мощность и годовое количество электрической энергии для потребителей, нагрузки которых относятся к одинаковому расчетному периоду;

· выбираемое оборудование должно быть приобретено по сегодняшним ценам;

· элементы сети и сеть в целом должны работать в оптимальных условиях.

Технические показатели схемы электроснабжения, которые следует учитывать при выборе экономически обоснованного варианта – это:

· бесперебойность электроснабжения, обеспечивается применением надежного оборудования и созданием определенного резерва мощности для потребителей первой категории;

· соответствие параметрам качества электроэнергии, выражается в обеспечении соответствующего напряжения и его допустимыми колебаниями;

· устойчивость параллельной работы, если она обусловлена схемой электроснабжения.

Эти показатели достигаются применением схем с использованием различных элементов оборудования и других составляющих.

При наличии потребителей первой категории экономическому сопоставлению подвергаются варианты, равноценные в техническом отношении. Однако, в некоторых случаях, при наличии потребителей второй и третьей категорий возможно сопоставление вариантов сети, неравноценных по бесперебойности и качеству напряжения. [1]

Сопоставляемые варианты должны соответствовать нормативным требованиям к надежности электроснабжения.

Непосредственный учет надежности в расчетах эффективности рекомендуется в случаях:

· сопоставление различных мероприятий, предусматриваемых для обеспечения требуемой потребителем степени надежности;

· обоснования экономической целесообразности повышения надежности сверх нормативных требований.

Если уровень надежности по вариантам различается, но не ниже нормативной, выравнивать варианты по этому показателю не требуется.

Все экономические показатели должны определяться в ценах одного года и по источникам равной достоверности.

Этапы выбора экономически эффективного варианта следующие.

На первом - выявляются возможные альтернативные варианты решения поставленной задачи.

На втором - для каждого из отобранных вариантов рассчитываются технико-экономические показатели,

На третьем - проверяются условия сопоставимости и при необходимости проводятся дополнительные расчеты (надежности, ущербов от перерыва электроснабжения), оптимизируются основные технические параметры, служащие исходными данными для последующих этапов.

На четвертом - проводится сравнение и выбор варианта проекта на основе существующих методик экономической эффективности.

На заключительном этапе анализируется чувствительность показателей проекта к изменениям рыночной ситуации в связи с изменением тарифов на энергию, стоимости основных фондов, рабочей силы, экологических требований, изменением налоговых ставок и льгот, банковских ставок по кредитам, возможных отклонений от прогнозируемой потребности в электрической энергии.

Экономическое обоснование выбора вариантов схемы электроснабжения

Для обоснования выбора схемы электроснабжения необходимо рассчитать:

1) основной результат, а также (если имеются данные), сопутствующий и социальный результаты (Р);

2) инвестиции (капитальные вложения) (К);

3) текущие затраты или эксплуатационные расходы с зависимости от сферы производства или обращения (И);

4) средневзвешенную стоимость капитала или ставку дисконтирования, а также коэффициент приведения затрат (q)

При этом следует учитывать ряд особенностей.

· Первая заключатся в том, что прибыль образуется на всех этапах производства, передачи и распределения электроэнергии. Поэтому, для электросетевых объектов учитывается только часть общей прибыли энергосистемы от реализации продукции.

· Вторая состоит в том, что по своему назначению электросетевые объекты могут быть подразделены на сооружаемые для различных целей, каждая из которых приводит к увеличению пропускной способности сети а, значит, и к образованию дополнительной прибыли в энергосистеме. Сетевые объекты, специально сооружаемые для сокращения потерь или повышения надежности, практически не встречаются.

Определение эффективности капитальных вложений (инвестиций) в эти объекты сводится к тому, что сокращение потерь или снижение ущерба от недоотпуска электроэнергии соответствует увеличению реализации и, как следствие, увеличению прибыли в энергосистеме.

Основной результат и его стоимостная оценка при сооружении электрической сети определяется по формуле:

(1.1)

где Т_э – тариф на электроэнергию в данной энергосистеме (руб./МВт. час);

j – доля стоимости реализации электроэнергии, относимая на электрическую сеть;

W – дополнительное поступление электроэнергии в сеть, обусловленное сооружением электросетевого объекта (МВт. час.);

∆ W – потери в сети (МВт. час);

∆М(У) – увеличение прибыли за счет повышения надежности и других факторов (математическое ожидание ущерба), руб.

Численное значение стоимости, для упрощения расчетов, принимается в долях (j) и оценивается величиной, равной примерно 0,3 -0,4.

Если проектируемый электросетевой объект предназначен для выдачи мощности, то W соответствует электроэнергии, поступающей в данный объект, а ∆ W – потерям электроэнергии в этом объекте.

Если объект сооружения вводится в замкнутой сети и его ввод приведет к перераспределению потоков мощности на соседних участках сети, то W должно соответствовать дополнительной электроэнергии, которая будет поступать в рассматриваемый участок сети в связи с вводом проектируемого объекта, а ∆ W – изменению потерь в этой сети (с соответствующим знаком),

где W – потери в сети после ввода объекта;

W – потери в сети до ввода объекта.

Увеличение прибыли может быть вызвано также и повышением надежности вводимого электросетевого объекта, выражающейся в основном в снижение ущерба от недоотпуска электроэнергии.

На прирост прибыли могут воздействовать также другие факторы, возникающие в результате оптимизации режима работы электростанций, включенных в параллельную работу.

Стоимость годовых потерь электроэнергии определяют по формуле:

(1.2)

где ΔW_i — годовые потери электроэнергии в элементах схемы, МВт∙ч.;

γ — удельная стоимость электроэнергии (потерь), руб./МВт∙ч. Величина γ зависит от тарифов на электроэнергию в данной энергосистеме [П2], от режима потребления электроэнергии и определяется выражением:

(1.3)

где а — основная ставка двухставочного тарифа, руб./МВт, месяц;

b — дополнительная ставка двухставочного тарифа за потребляемую энергию, руб./МВт∙ч.

Число часов использования максимальной нагрузки определяется по выражению:

(1.4)

Математическое ожидание ущерба от перерыва в электроснабжении промышленного предприятия может быть определено по формуле 1.5

М(У) = у_оМ (W) (1.5)

где у_о — удельная стоимость, руб./МВт∙ч, определяемая по формуле 1.3.

M ( W ) — математическое ожидание недоотпуска электроэнергии потребителям из-за аварийных перерывов в системе электроснабжения, МВт∙ч, для одноцепной линии с резервной кабельной линией:

M(W) = (P_p — P_p₁) h₁ T_max (1.6)

для двухцепной линии:

M(W) = P_p = h₂'' T_max + (P_p — P_p₁) h₂' T_max (1.7)

где P_p₁ — расчетная активная нагрузка потребителей первой категории, МВт;

h₁ — вероятность аварийного перерыва в электроснабжении для одноцепной линии;

h ₂ ' и h ₂ '' — вероятность аварийного перерыва в электроснабжении для двухцепной линии соответственно для одной и двух цепей.

Для одной цепи вероятность аварийного перерыва может быть определена как сумма вероятностей аварийного отключения последовательных элементов цепи:

(1.8)

где h_i — вероятность аварийного отключения i-того элемента цепи;

m_i — ожидаемое число повреждений i-того элемента цепи за год, раз/год;

t_ав_i — число часов аварийного простоя i-того элемента цепи за один отказ, ч.

Величины m_i и t_ав_i определяются на основе справочников.

По формуле 1.9 определяется и вероятность аварийного перерыва для каждой цепи двухцепной линии h_1ц и h_2ц. Можно принимать:

h_ц = h_1ц = h_2ц (1.9)

Для двухцепной линии вероятность аварийного отказа:

· одной линии

h ₂ ' = (1 — h_1ц) h_2ц + (1 — h_2ц) h_1ц = 2 h_ц (1 — h_ц) (1.10)

· двух цепей одновременно:

h ₂ '' = h_1ц h_2ц = h_ц² (1.11)

Инвестиции (капитальные затраты) на сооружение системы электроснабжения включают расходы на оборудование, а также строительные и монтажные (демонтажные) работы:

К _i = К_об + К_ст + К_м (1.12)

где К _i — капитальные затраты на i-тый элемент схемы электроснабжения, руб.;

К_об, К_ст, К_м — соответственно затраты на оборудование, строительные, монтажные (демонтажные) работы, руб.;

К_об определяют по соответствующим прейскурантам для различных видов оборудования.

Для расчета К_ст и К_м можно пользоваться справочными данными по ценам на строительно-монтажные работы или принимать в размере 10—20% от стоимости оборудования.

Чаще всего, при экономическом обосновании рассматриваются четыре схемы электроснабжения, различающиеся количеством цепей (одно или двух цепная) и напряжением.

Поэтому инвестиции (капитальные затраты) для рассматриваемых схем включают:

К = К_л + K _ГПП +К_кл (1.13)

где К_л — инвестиции (капитальные затраты) в одноцепную или двухцепную линию;

K _ГПП — то же по ГПП с одним или двумя трансформаторами;

К_кл — то же для резервной кабельной линии.

Капитальные затраты в линии могут быть определены по формуле:

К_л = к_л.уд. l (1.14)

где к_л.уд — удельные затраты на один км. линий, которые можно определить по справочным материалам или принять равными от 500 до 700 тыс. руб.

Аналогично рассчитывают инвестиции в кабельные линии, взяв необходимые данные из справочников по ценам.

Капитальные затраты на ГПП могут быть определены также по справочным материалам, а при отсутствии типовых проектов ГПП с выбранными типами трансформаторов для определения капитальных вложений можно использовать следующую формулу:

(1.15)

где К'_ГПП — капитальные затраты для типовой ГПП, руб.;

S_нт — мощность трансформаторов, выбранных по расчету, кВ∙А;

S '_нт — мощность трансформаторов типовой ГПП, кВ∙А.

Расчет годовых эксплуатационных расходов производится в соответствии с формулой:

И = ∑С _ai + ∑С _oi (1.16)

где ∑С_ai — сумма амортизации, рассчитанная исходя из среднегодовой стоимости соответствующих групп основных фондов и норм амортизации по всем элементам схемы, руб.;

∑С_oi — суммарные годовые расходы на обслуживание системы электроснабжения (заработная плата рабочих, занятых обслуживанием и текущим ремонтом, стоимость расходуемых при эксплуатации и текущем ремонте материалов), руб.;

Сумма амортизационных отчислений определяют по элементам схемы электроснабжения:

(1.17)

где Н_а _i — норма амортизации для i-того элемента схемы электроснабжения;

п — количество разнотипных элементов схемы.

Затраты на обслуживание и текущий ремонт можно определять в процентах от капитальных затрат:

(1.18)

где Н_о _i — годовой норматив расходов на обслуживание для i-того элемента схемы электроснабжения. Обычно этот показатель составляет от 20 – 30%.

Ставка дисконтирования учитывает источник финансирования инвестиций и ставку доходности по каждому источнику. Состоит эта ставка из двух элементов: безрисковой (базовой, опорной) нормы доходности и премии за риск. В качестве безрисковой нормы доходности можно использовать:

· действующий уровень рентабельности,

· ставку дивиденда по привилегированным акциям;

· ключевую ставку Банка России (4,5%).

С учетом текущей экономической ситуации, уровня отраслевого развития и уровня риска рекомендованная ставка дисконтирования 18%

Ставка дисконтирования или процентная ставка, таким образом, зависит от удельного веса источника финансирования и степени доходности по каждому источнику. Серьезным фактором при определении процентной ставки, используемой для дисконтирования, является учет риска. Риск в инвестиционном процессе, предстает в виде возможного уменьшения реальной отдачи от вложенного капитала по сравнению с ожидаемой. В данном проекте учет риска можно не производить.

Расчет показателей экономической эффективности схемы электроснабжения

Для обоснования экономически выгодного варианта все расчеты необходимо представить в итоговую таблицу и провести необходимые расчеты показателей экономической эффективности по методике КОМФАР, разработанной подразделением ООН ЮНИДО.[]

· Если инвестиции (капитальные вложения) и годовые эксплуатационные расходы (текущие затраты) в одном из вариантов оказываются наименьшими, то этот вариант признается экономически целесообразными возможность выбора не вызывает сомнения.

· Если сравниваемые варианты одинаковы по качеству электроснабжения, но различаются по срокам службы, то расчёт эффективного варианта следует осуществлять с учетом разного периода эксплуатации по формуле эквивалентного аннуитета.

Расчёт аннуитированных затрат

(2.1)

где К – общие капитальные затраты;

q – процентная ставка (ставка дисконтирования);

t – нормативный срок эксплуатации схемы электроснабжения

· Если же соотношение величин инвестиций (капитальных затрат) и эксплуатационных расходов таково, что сразу нельзя сделать вывод о преимуществах какого-то варианта, то для выбора одного из них, следует воспользоваться следующими показателями экономической эффективности.

1. Чистая дисконтированная стоимость (NPV )

2. Внутренняя норма доходности инвестиций ( IRR )

3. Период возврата инвестиций (PBP )

4. Индекс доходности (прибыльности) (BCR)

Чистая дисконтированная стоимость отражает прогнозную оценку изменения экономического потенциала предприятия в случае принятия рассматриваемого проекта. Показатель NPV аддитивен во времени, т.е. NPV различных проектов можно суммировать. Это очень важное свойство, выделяющий этот критерий из всех остальных и позволяющее использовать его в качестве основного при формировании инвестиционного портфеля.

Чистая дисконтированная стоимость – NPV ( next present value ), определяется следующим образом: из текущей стоимости денежных притоков вычитаются текущие стоимости оттоков,

(2.2)

где P ₁ , P ₂ ,…, P_n – результат (годовые денежные поступления в течение n-лет);

И – стартовые инвестиции (капитальные вложения);

q – ставка дисконтирования

Очевидно, что при:

NPV ≥0 – проект следует принять;

NPV ≤ 0 – проект должен быть отвергнут;

NPV =0 – проект не прибылен, но и не убыточен.

2. Метод расчета внутренней нормы доходности инвестиций (IRR ) позволяет оценить эффективность инвестиций путём сравнения внутренней (предельной) нормы окупаемости инвестиций с эффективной ставкой процента. Внутренняя норма окупаемости соответствует такой ставке процента, при которой достигается чистая нулевая дисконтированная стоимость.

Критерием выбора по этому методу является то, что значение IRR показывает верхнюю границу допустимого уровня банковской процентной ставки (СС), превышение которой делает проект убыточным.

Если IRR>CC, то проект следует принять;

IRR<CC, проект следует отвергнуть;

IRR=CC, проект ни прибыльный, ни убыточный;

3. Период возврата затрат (инвестиций) проекта (PBP) – это время, за которое сумма поступлений от реализации проекта покроет сумму затрат. Обычно измеряется в годах (месяцах).

Если не учитывать фактор времени, т. е. когда равные суммы дохода, получаемые в разное время, рассматриваются как равноценные, то этот показатель можно определить по формуле:

Выбор инвестиционного решения осуществляется по принципу: чем короче срок полного возмещения капиталовложений, тем они эффективнее. Если рассчитанный период окупаемости меньше срока эксплуатации, то проект принимается, если нет – отвергается.

Наряду с наглядностью и простотой этот показатель имеет один существенный недостаток – он не учитывает ценность поступлений будущих периодов.

Для устранения указанного недостатка все основные показатели эффективности инвестиций рассчитываются только с использованием приведенных (дисконтированных) денежных потоков.

4. Индекс прибыльности (BCR ) – критерий оценки инвестиционного проекта, определяемый как частное от деления суммы приведенных поступлений на приведенную стоимость затрат.

Если инвестиции осуществлены разовым вложением, то данный показатель рассчитывается по формуле:

(2.4)

Если BCR=1, доходность инвестиций точно соответствует ставке дисконтирования;

При BCR <1 инвестиции нерентабельны;

При BCR >1 инвестиции рентабельны.

Индекс прибыльности также является одним из основных показателей, на основании, которого производится сравнение различных проектов, и принимается решение о финансировании.

Принимая инвестиционные решения, необходимо учесть различного рода риски. Чем длиннее инвестиционный цикл, тем при прочих равных условиях инвестиции более рискованны.

Названные показатели в совокупности дают наиболее реальную картину для принятия инвестиционных решений.

После того, как выбран наиболее эффективный вариант схемы электроснабжения, необходимо рассчитать электроэнергетическую слагаемую себестоимости производимой продукции по этому варианту.

Дата добавления: 2021-07-19; просмотров: 264; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

12 3 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!