Смекни!
smekni.com

Система тепло- и энергоснабжения промышленного предприятия (стр. 18 из 29)

Рис.20 Изменение мощности турбины в течение года

Анализируя (рис.20), можно сделать следующие выводы:

Мощность в течение года меняется сильно вследствие того, что нет отопительной нагрузки летом, а также снижается нагрузка горячего водоснабжения.

Изменение мощности турбины в течение года имеет ступенчатый характер. При выработке электрической энергии в месяцы январь и февраль часть пара сконденсирована для номинальной работы турбины.

При построении изменения мощности в месяцы март и апрель, а также в месяцы октябрь, ноябрь и декабрь, были взяты усредненные показатели.


5. Экономическая часть проекта

5.1 Экономическая оценка модернизации системы энергоснабжения за счет использования турбоагрегата для снижения давления пара

5.1.1Структура потребления и производства энергетических ресурсов

Топливо и электрическую энергию ЗАО "Термотрон-завод" покупает, тепловая энергия производится в собственной котельной.

Среднемесячный расход природного газа по котельной составляет 900-1900нм3/ч в отопительный период и 100нм3/ч в летний период. Стоимость топлива 1940 руб/1000нм3 без учета НДС.

Котельная предприятия оборудована 3 паровыми котлами ДКВР-20-13. Максимальная выработка пара составляет 60 т/ч.

Годовая выработка электрической энергии составит 50 млн. кВт ч. Средняя стоимость для предприятия электроэнергии – 0,53 руб/кВт ч.

5.1.2 Финансовая оценка проекта

Общие инвестиционные издержки на проект составляют 16000 тыс. руб. (без учета НДС), из них:

- проектные работы – 700 тыс. руб.;

- турбогенераторная установка ТГ 8/0,4 Р13/4,0 – 9500 тыс. руб.;

- строительные и монтажные работы – 4900 тыс. руб.;

- шефмонтажные и пусконаладочные работы – 900 тыс. руб.

В соответствии сданными Минэкономики РФ по ценовой динамике в области топливно-энергетических ресурсов, ожидается повышение цен на природный газ до 2,795 руб/нм3 к 2015 году и электроэнергию до 1,54 руб/кВт ч к 2015 году. Практика опровергает прогнозы Минэкономики. Реальный рост цен превышает планируемый.

Рост стоимости природного газа вероятнее всего будет происходить по плану Минэкономики РФ.Исходя из этих данных, финансовая оценка проекта проведена с учетом прогнозируемого изменения цен на газ и электроэнергию.

Таблица 29 Прогнозируемые изменения цен на газ и электроэнергию

Годы 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Газ, руб./1000нм3 1940 2172 2405 2483 2561 2639 2717 2795
Электроэнергия, руб./кВт ч 0,53 0,67 0,95 1,05 1,27 1,43 1,55 1,68

5.1.3 Производственные издержки

Стоимость дополнительно сжигаемого топлива определяется по формуле (97):

(97)

кг у.т./кВт ч – удельный расход условного топлива на выработку 1 кВт час;

- теплотворная способность условного топлива на выработку 1кВт час;

- средняя теплотворная способность используемого природного газа,;

- годовая выработка электроэнергии;

- прогнозируемая стоимость природного газа (без учета НДС) на первый полный год эксплуатации комплекса.

Годовые производственные затраты на выработку электроэнергии установкой (на первый полный год эксплуатации – 2009) без учета НДС приведены в табл. 30.


Таблица 30 Годовые производственные затраты

Топливо, руб 15299622,64
Оплата труда (4 смены по 1 человеку по 4000руб/мес), руб 192000
Отчисления на социальное страхование (26,2%), руб 50304
Вспомогательные материалы, руб 10000
Сервисное обслуживание, руб 15000
Амортизационные отчисления (3,7%), руб 592000
Итого: 16158926,64
Себестоимость, руб/кВт час 0,32

Исходя из табл.30, себестоимость 1кВт час электроэнергии равна 0,32руб. В соответствии с изменением цен на природный газ на протяжении эксплуатации энергокомплекса будет изменятся и себестоимость вырабатываемой электроэнергии.

5.1.4 Доход проекта

Доход проекта образуется за счет снижения затрат на приобретение электроэнергии. Прибыль годовая определяется следующим образом:

(98)

- годовая выработка электроэнергии;

- себестоимость вырабатываемой электроэнергии без учета НДС, рассчитанная в соответствии с прогнозом изменения цен;

- стоимость электроэнергии из внешней сети (без учета НДС) в соответствии с прогнозом изменения цен.

За первый полный год эксплуатации энергокомплекса (2009год) доход составит:

Выручка от выработки собственной электроэнергии – сумма, которую предприятие выплатило бы внешней энергоснабжающей организации за приобретение электроэнергии. Выручка от выработки собственной электроэнергии определяется по формуле (99):

(99)

- годовая выработка электроэнергии;

- стоимость электроэнергии из внешней сети (с учетом НДС) в каждом конкретном году в соответствии с прогнозом изменения цен.

Амортизационные отчисления – отчисления в амортизационный фонд в размере 3,7% от стоимости приобретаемого оборудования (3,7% - принятая в России норма амортизационных отчислений на паровые турбины в комплекте с генератором). Включаются в себестоимость продукции.

Прибыль от выработки электроэнергии определяется как разница между выручкой от выработки собственной электроэнергии без НДС и затратами на выработку электроэнергии.

Налог на имущество – объектом налогообложения в данном расчете является среднегодовая стоимость приобретаемого энергетического оборудования (ставка налога – 2%).

Таблица 31 Потоки денежных поступлений и выплат

Год 2009 2010 2011 2012 2013
1. Капитальные вложения, тыс.руб. 19200 - - - -
2. Выручка от реализации продукции, в т.ч., тыс.руб. - 89000 92000 94500 97500
2.1.НДС, тыс.руб. - 17800 18400 18900 19500
3. Выручка от реализации продукции за вычетом налогов, тыс.руб. - 71200 73600 75600 78000
4. Общие затраты на производство продукции, в т.ч., тыс.руб. - 17800,18 18349,62 18899,05 19448,49
4.1. Амортизационные отчисления, тыс.руб. - 658,61 678,94 699,26 719,59
5. Прибыль, тыс.руб. - 52741,21 54571,45 56001,68 57831,92
6. Налог на имущество, тыс.руб. - 1054,82 1091,43 1120,03 1156,64
7. Налогооблагаемая прибыль, тыс.руб. - 51686,38 53480,02 54881,65 56675,28
8. Налог на прибыль, тыс.руб. - 12404,73 12835,20 13171,60 13602,07
9. Чистая прибыль, тыс.руб. - 39281,65 40644,81 41710,05 43073,21
10. Сумма чистой прибыли и амортизационных отчислений с возвратом НДС, тыс.руб. - 39940,26 41323,75 42409,32 43792,81
11. Сальдо, тыс.руб. -19200 39940,26 41323,75 42409,32 43792,81
12. По нарастающему итогу, тыс.руб. -19200 20740,26 62064,01 104473,3 148266,1

5.1.5 Расчет срока окупаемости

Эффективность проекта оценивается с помощью показателя "срок окупаемости". Срок окупаемости представляет собой период времени с начала реализации проекта до момента, когда разность между накопленной суммой чистой прибыли и амортизационных отчислений и объемом капитальных затрат приобретет положительное значение.

Таблица 32 Расчет срока окупаемости

1. Год 2009 2010 2011 2012 2013
2. Капитальные затраты, тыс.руб 19200 - - - -
3. Сумма чистой прибыли и амортизационных отчислений с учетом возврата НДС, тыс.руб - 39940,26 41323,75 42409,32 43792,81
4. Сальдо (3-2), тыс.руб -19200 39940,26 41323,75 42409,32 43792,81
5. По нарастающему итогу, тыс. руб -19200 20740,26 62064,01 104473,33 148266,13

Анализируя данные табл.32, приходим к выводу, что срок окупаемости проекта 6 месяцев с начала реализации проекта.

5.1.6 Расчет основных технико-экономических показателей работы котельной

1.Годовой объем производства электрической энергии

- в стоимостном выражении:


руб.

2.Численность работников, в том числе ИТР и служащих:

Nр = 35 + 4 =39 чел.

3.Себестоимость годового выпуска продукции:

Сполн = 16158926,64 руб.

4.Производительность труда одного работающего:

- в стоимостном выражении