Исходные данные для расчета экономической эффективности проекта.
а) Нагрузка потребителей, кВт:
10 домов по 120 квартир– РΣоу=1801,4 (КВА);
1 дом с 80 квартирами– РΣоу=130,55 (КВА);
14 домов по 40 квартир– РΣоу=1113,7 (КВА);
20 домов по 60 квартир– РΣоу=2080,4 (КВА);
29 дома по 20 квартир– РΣоу=1459,3 (КВА);
3 дома по 32 квартиры – РΣоу=203,2 (КВА) ;
5 домов по 6 квартир– РΣоу=156,1 (КВА);
Общественные учреждения – РΣоу=501,498 (КВА);
б) Максимальное число часов использования нагрузки в год согласно ДБН 360 – 92 "Градостроительство, планировка и застройка городов и сельских поселений", ч/год:
для домов с электроплитами – Tmax.ждэ = 3837,5;
для общественных учреждений – Tmax.оу = 3599,9;
в) Коэффициент нормативных технологических потерь электроэнергии – Ктех.пот = 12,58%.
г) Нормативный срок строительства, лет – Тн = 1.
д) Удельные капиталовложения на 1км КЛ, руб:
Выше 1 кВ:
АВВБ 3х70 – ККЛ70 = 190 781;
АВВБ 3х95 – ККЛ95 = 243 382;
АВВБ 3х150 – ККЛ150 = 339 243;
До 1 кВ:
АВВБ 4х10– ККЛ10=57 673
АВВБ 4х16– ККЛ16=73 483
АВВБ 4х25– ККЛ25=101 430
АВВБ 4х35– ККЛ35=128 504
АВВБ 4х50– ККЛ50=176 048
АВВБ 4х70– ККЛ70=217 974
АВВБ 4х95– ККЛ95=298 926
е) Удельные капиталовложения на 1км ВЛ, руб:
1-цепная ВЛ 0,4 кВ (СИП2а–4х16) – КВЛ0,4-4х16 = 66 001;
ж) Стоимость трансформаторов:
ТМ 400/10/0,4 – 243 000 руб;
ТМ 630/10/0,4 – 371 000 руб;
ТМ 1000/10/0,4 – 550 600 руб.
з) Стоимость ТП в зависимости от мощности трансформаторов, руб:
ТП 2 х 400 – КТП400 = 3 486 000;
ТП 2 х 630 – КТП630 = 3 742 000 ;
ТП 2 х 1000 – КТП1000 = 4 101 200.
и) Ежегодные затраты на техническое обслуживание и ремонт электрических сетей, %:
ТП – Иор.ТП = 4,3;
КЛ 10 кВ – Иор.КЛ10 = 4,3;
КЛ 0,4 кВ – Иор.КЛ10 = 3,0;
ВЛ 0,4 кВ – Иор.ВЛ35 = 2,2;
к) Расчетный срок эксплуатации проекта, лет – Т = 24.
л) Нормы амортизационных отчислений, %:
КЛ кВ – НаКЛ = 4,0;
ВЛ 0,4 кВ – НаВЛ = 2,0;
Электрооборудование – НаЭО = 4,4.
м) Тариф на поставку электрической энергии, руб/кВт·ч – Тэ = 2,89.
н) Длины траншей с кабелями, м:
Выше 1 кВ:
АВВБ 3х70 – ℓКЛ70 = 1 140;
АВВБ 3х95 – ℓКЛ95 = 480;
АВВБ 3х150 – ℓКЛ150 = 400;
До 1 кВ:
АВВБ 4х10 – ℓКЛ10 = 005;
АВВБ 4х16 – ℓКЛ16 = 835;
АВВБ 4х25 – ℓКЛ25 = 165;
АВВБ 4х35 – ℓКЛ35 = 440;
АВВБ 4х50 – ℓКЛ50 = 0;
АВВБ 4х70 – ℓКЛ70 = 6;
АВВБ 4х95 – ℓКЛ95 = 5;
н) Длины ВЛ, м:
1-цепная ВЛ 0,4 кВ (СИП2а – 4х16) – ℓВЛ0,4-4х16 =6 950;
о) Кол-во ТП, шт:
ТП 2 х 400 – NТП400 = 1;
ТП 2 х 630 – NТП630 = 5;
ТП 2 х 1000 – NТП1000 = 1.
п) Норма транспортно-заготовительных отчислений, % – Нтз = 6.
Определение экономической эффективности проекта.
Определение потребляемой ЭЭ по группам потребителей.
Все формулы данной главы взяты [7].
Суммарная нагрузка для жилых домов с электрическими плитами.
ΣРmax.ждэ = 1801,4 + 130,55 + 1113,7 + 2080,4 + 1459,3 + 203,2 + 156,1 = 6944,65 (кВт);
Количество ЭЭ, потребляемое за год жилыми домами с электрическими плитами.
Wждэ = ΣРmax.ждэ · Тmax.ждэ = 6944,65 · 3 837,5 = 26 650 094,4 (кВт·ч);
Количество ЭЭ, потребляемое за год общественными учреждениями.
Wоу = РΣоу · Тmax.оу = 501,498 · 3 599,9 = 1 805 342,65 (кВт·ч).
Количество ЭЭ, потребляемое за год всеми потребителями района.
Wa = Wждэ + Wоу = 26 650 094,4 + 1 805 342,65 = 28 455 437,05 (кВт·ч).
Потери ЭЭ.
Количество ЭЭ, потребляемая за год всеми потребителями района с учетом потерь.
Wобщ = Wа – ΔWпот = 28 455 437,05 – 3 579 693,98 = 24 875 743,07 (кВт·ч).
Определение величины капитальных вложений.
Капитальные вложения – это инвестиции, направленные на создание основных фондов, которые определяются укрупненным методом. Расчет строительства представляет собой суммарную стоимость всей системы электроснабжения района города.
Стоимость прокладки кабелей.
В стоимость прокладки кабелей входят: стоимость кабелей, и прокладка их в траншеи. Стоимость прокладки кабеля находим по формуле 10.1
ΣККЛ = N · ℓКЛ · ККЛ(10.1)
где N – колличество кабелей в траншее.
ΣККЛ70 = 2 · 1,140 · 190 781 = 434 980,7 (руб);
На основании формулы 10.1 производим расчет прокладки КЛ и заносим результаты этих расчетов в таблицу 10.1
Таблица 10.1Стоимость прокладки кабелей
U кВ | Марка кабеля | Сечение мм2 | Общая длина м. | Стоимость 1 км в руб | Стоимость прокладки руб |
10 | АВВБ | 3х70 | 1 140 | 190 781 | 434 980,7 |
10 | АВВБ | 3х95 | 480 | 243 382 | 233 646,7 |
10 | АВВБ | 3х150 | 400 | 339 243 | 271 394,4 |
0,4 | АВВБ | 4х10 | 1 005 | 57 673 | 115 922,7 |
0,4 | АВВБ | 4х16 | 3 835 | 73 493 | 563 691,3 |
0,4 | АВВБ | 4х25 | 2 165 | 101 430 | 439 191,9 |
0,4 | АВВБ | 4х35 | 1 440 | 128 504 | 370 091,5 |
0,4 | АВВБ | 4х50 | 590 | 176 048 | 207 736,6 |
0,4 | АВВБ | 4х70 | 116 | 217 974 | 50 569,9 |
0,4 | АВВБ | 4х95 | 575 | 298 926 | 343 764,9 |
Общая стоимость кабельных линий.
ΣККЛ10 = 434 980,7+233 646,7+271 394,4= 940 021,8 (руб).
ΣККЛ0,4=115 922,7+563 691,3++439 191,9+370 091,5+207 736,6+50 569,9+343 764,9=2 090 969 (руб)
Общая стоимость КЛ:
ΣККЛ = 940 021,8 + 2 090 969 = 3 030 990,8 (руб)
Стоимость ВЛ.
ΣКВЛ0,4-4x16 = ℓВЛ0,4-4x16 · КВЛ0,4-4x16 = 6 950 · 66 001 = 458 706,9 (руб);
Общая стоимость
Стоимость ТП
ΣКТП= NТП ·КТП N
ΣКТП400= 1· 3 486 000 =3 486 000 (руб);
ΣКТП630= 5· 3 742 000 =18 710 000 (руб);
ΣКТП1000= 1·4 101 200 = 4 101 200 (руб).
Общая стоимость ТП. [1]
ΣКТП = ΣКТП400 + ΣКТП630 + ΣКТП1000(10.2)
ΣКТП = 3 486 000 + 18 710 0000 + 4 101 200 = 26 297 200 (руб).
Капитальные затраты.
ΣК = ΣККЛ + ΣКВЛ + ΣКТП(10.3)
ΣК = 3 030 990,8 + 458 706,9 + 26 297 200 = 29 786 897,7 (руб).
Капитальные затраты с учетом транспортно-заготовительных расходов.
Кобщ = ΣК · (1 + Нтз / 100)(10.4)
Кобщ = 29 786 897,7 · (1 + 6 / 100) = 31 574 111,6 (руб).
Годовые эксплуатационные издержки на электроснабжение города.
Ежегодные затраты на обслуживание.
ИорКЛ10 = ΣККЛ · ИорКЛ10% / 100(10.5)
ИорКЛ10 = 940 021,8 · 4,3 / 100 = 40 420,9 (руб);
ИорКЛ0,4 = 2 090 969 · 3/100 = 62 729,07 (руб)
ИорВЛ0,4 = 458 706,9 · 2,2/100 = 10 091,6 (руб)
ИорТП = 26 297 200 · 4,3/100 = 1 130 779,6 (руб)
Суммарные ежегодные затраты на обслуживание.
Иор = ИорКЛ10 + ИорВЛ0,4 + ИорКЛ0,4 + ИорТП (10.6)
Иор = 40 420,9+ 10 091,6 + 62 729,07 + 1 130 779,6 = 1 244 021,2 (руб).
Амортизационные отчисления.
Балансовая стоимость электрооборудования
Бст.эо = ΣКТП · (1 + Нтз / 100) (10.7)
Бст.эо = 26 297 200 · (1 + 6 / 100) = 27 875 032 (руб).
Балансовая стоимость линий.
Бст. = ΣККЛ · (1 + Нтз / 100)(10.8)
Бст.КЛ = 3 030 990,8 · (1 + 6 / 100) = 3 212 850,3 (руб);
Бст.ВЛ = 458 706,9 · (1 + 6 / 100) = 486 229,3 (руб)
Амортизационные отчисления на основные фонды.
Иа.эо = Бст.эо · На.эо / 100 (10.9)
Иа.эо = 27 875 032· 4,4 / 100 = 1 226 501,2 (руб);
Иа.КЛ = 128 514,1 (руб);Иа.ВЛ = 9724,6 (руб).
Суммарные амортизационные отчисления на основные фонды.
Иа = Иа.эо + Иа.КЛ + Иа.КЛ (10.10)
Иа = 1 226 501,2 + 128 514,1 + 9724,6 = 1 364 739,9 (руб).
Общепроизводственные годовые издержки.
Ипр = 0,55 · Иор (10.11)
Ипр = 0,55 · 1 244 021,2 = 684 211,7 (руб).
Доход от реализации услуг.
Дэ =Wа · Тэ (10.12)
Дэ = 28 455 437,05 · 2,89 = 82 236 213,1 (руб).
Коммерческие издержки
Иком = 0,03 · Дэ (10.13)
Иком = 0,03 · 82 236 213,1 = 2 467 086,4 (руб).
Суммарные издержки по энергоснабжению города.
ИΣ = Иор + Иа + Ипр + Иком (10.14)
ИΣ = 1 244 021,2+1 364 739,9+684 211,7+2 467 086,4=5 760 059,2 (руб).
Себестоимость услуг по поставке ЭЭ.
(10.15)Определение финансовых показателей проекта.
Доход от реализации услуг по поставке ЭЭ потребителям.
Дэ = 82 236 213,1 руб.
Рентабельность продукции.
Эксплуатационные расчеты без амортизационных отчислений.
Иэксп = ИΣ – Иа (10.17)
Иэксп = 5 760 059,2 – 1 364 739,9 = 4 395 319,3 (руб).
Налогооблагаемая прибыль.
Пнал = Дэ – ИΣ (10.18)
Пнал = 82 236 213,1 – 5 760 059,2 = 76 476 153,9 (руб).
Налог на прибыль.
Нпр = 0,13 · Пнал (10.19)
Нпр= 0,13 · 5 760 059,2 = 9 941 900 (руб).
Дисконтированные показатели проекта.
Чистая дисконтированная прибыль
,(10.20)где ПДС – чистая дисконтированная прибыль за весь срок эксплуатации,
Т – расчетный срок эксплуатации,
ДЭt - доход от реализации электроэнергии в год t в руб.,