Статические показатели эффективности реконструкции

При неизменном объеме реализации электроэнергии в сеть потребителя до и после проведения реконструкции прирост прибыли будет равен снижению эксплуатационных издержек после замены трансформаторов:

П_б =И_с - И_н = 59,4 - 35,4 = 24 тыс. руб./год.

Чистая прибыль определяется с учетом ставки налога на прибыль 24 % (3.4).

Рентабельность инвестиций (простоя норма прибыли) при этом составит

.

Динамические показатели эффективности

В качестве критерия эффективности инвестиций принимаем минимум суммарных дисконтированных затрат .

Суммарная величина дисконтированных затрат по эксплуатации на подстанции старых трансформаторов за расчетный период Т_р:

, (3.5)

где З_с1 − затраты непосредственно на подстанцию;

З_с2 − затраты, свя­занные с выравниванием вариантов по надежности электроснабжения из-за разной величины аварийности трансформаторов;

З_с3 − затраты, учиты­вающие разный срок службы альтернативных вариантов.

Формула (3.5) в развернутом виде:

,

где − ежегодные издержки эксплуатации старых трансформаторов, подсчитанные без отчислений на реновацию;

У_t − ущерб от недоотпуска электроэнергии (аварийность старых трансформаторов в среднем на 20 % выше, чем у современных трансформаторов);

− капиталовложения в новые трансформаторы, осуществленные из-за физического старения ста­рых, отработавших нормативный срок службы Т_э;

− стоимость демонтажа действующих трансформато­ров;

− ликвида­ционное сальдо в случае, если расчетный период меньше амортизационно­го периода новых трансформаторов;

− ежегодные издержки эксплуа­тации новых трансформаторов без отчислений на реновацию;

Е − норматив дисконтирования (в расчете принято Е = 0,1 или 10 %).

Замена трансформаторов осуществляется исключительно из-за мораль­ного их старения. В расчете не учитывалось снижение надежности и стоимость в альтернативном варианте цветных металлов (ликвидационная стоимость).

Суммарная величина дисконтированных затрат по замене действующих физически годных трансформаторов из-за морального старения на новые с соответственно лучшими технико-экономическими характеристиками за расчетный период определяется по формуле

Результаты сравнения вариантов приведены в табл. 3.5.

Пояснения к расчету

Эксплуатационные издержки и стоимость потерь электроэнергии принимаются по данным табл. 3.4.

Суммарные затраты определяются для года t суммой инвестиций и годовых эксплуатационных затрат.

Например, для 15-го года в варианте 2:

120 + 12,4 + 23 = 155,4 тыс. руб.

Коэффициент дисконтирования определяется по выражению

(затраты приводятся к началу расчетного периода).

Дисконтированные затраты определены с учетом коэффициента дисконтирования

.

Например, для варианта 1:

· для t = 1

;

· для t = 2

и т.д.

Суммарные дисконтированные затраты нарастающим итогом получают, определяя их за один год, за два года, за три года и т.д. до конца расчетного периода 29 лет:

Для варианта 1:

· за один год 109 тыс. руб.;

· за два года 109 + 29,2 = 138,2 тыс. руб.;

· за три года 138,2 + 26,6 = 164,8 тыс.руб. и т.д.

Из результатов расчетов интегральные (дисконтированные) затраты за расчет­ный период составили по вариантам соответственно 408,2 и
536,8 тыс. руб.

Таким образом, применительно к условиям рассматриваемого примера целесообразнее заменить на подстанции 110 кВ морально устаревшие трансформаторы. Это может обеспечить снижение потерь мощности и энергии соответственно на 49 кВт при холостом ходе, 75 кВт нагрузочных потерь (короткого замыкания) и 539 кВт·ч ежедневно.

Таблица 3.5

Расчет дисконтированных затрат по вариантам реконструкции подстанции

3.3. Реконструкция ОРУ-110 кВ подстанции 110/35/10 кВ с заменой трансформатора

Техперевооружение действующей ПС 110/35/6 кВ Б-3, построенной в 1953 г., обусловлено необходимостью замены трансформатора Т-2 мощностью 16МВА и реконструкции ОРУ 11О кВ.

На подстанции установлены три трансформатора 110/35/10 кВ. Трансформатор Т-1 − 31,5 MB∙А находится в эксплуатации с 1956 года,

Т-2 – 16 МВ∙А эксплуатируется с момента ввода подстанции, Т-3 — 40,5 МВ∙А установлен в 1973 г. Трансформаторы Т-1 и Т-2 уже давно выработали свой эксплуатационный ресурс и по своему техническому состоянию должны быть выведены из эксплуатации. Т-1 в последние годы практически постоянно находится в ремонте или резерве, Т-2 используется при максимальной нагрузке подстанции или при выводе в ремонт Т-1 и Т-3.

Максимальная нагрузка подстанции Б-3 в 2002 г. составляла 41,4 МВ·А. Расчетная нагрузка подстанции к 2010 г. при прогнозируемых темпах ее роста (2-2,5 % в год) составит 46-48 МВ∙А.

В соответствии с расчетной нагрузкой на подстанции проектом реконструкции предусматривается замена трансформатора Т-2 110/35/10 кВ мощностью 16 МВ∙А на 40 МВ∙А и вывод из эксплуатации Т-1 31,5 МВ∙А. Кроме того, проектом предусматривается реконструкция ОРУ 11О кВ с обустройством обходной системы шин и заменой оборудования двух линейных и одной трансформаторной ячеек.

Технико-экономические показатели подстанции после ее реконструкции и технического перевооружения:

Мощность трансформаторов, МВ∙А 1 х 40,5

1x40

Расчетная электрическая нагрузка, МВ∙А 48

Необходимые инвестиции по сметному

расчету тыс.руб. в ценах 2003 г., всего: 48201,47

в т.ч. СМР 7198,84

оборудование 37913,76

прочие 3088,87
Продолжительность строительства, мес 5

Эффективность инвестиций, направляемых на реконструкцию и тех-перевооружение подстанции, должна обеспечиваться за счет сохранения работоспособности ПС, сохранения (или увеличения) объема отпускаемой электроэнергии через ПС после проведения ее реконструкции.

При оценке эффективности реконструкции и техперевооружения ПС 110/35/10 кВ приняты следующие технико-экономические параметры:

- выполнение реконструкции - 2004 г.;

- нормальная эксплуатация - с 2005 г.;

- средний отпускной тариф на 2004 г. - 0,85 руб./кВт∙ ч.;

- среднегодовой рост тарифа в период последующей эксплуатации под­
станции принят от 8 % в начале, до 3% в последующие годы;

- постоянные эксплуатационные издержки (затраты на обслуживание и амортизационные отчисления) приняты соответственно в размере 5,9 и 4,4 % от вновь созданных основных фондов. Затраты на обслуживание определяются с учетом уровня инфляции аналогично изменению тарифа на электроэнергию в период нормальной эксплуатации ПС.

Оценка эффективности инвестиций, направляемых на реконструкцию подстанции, выполнена исходя из условия снижения ущерба у потребите­лей от недоотпуска электроэнергии при выводе одного из трансформато­ров 110/35/10 кВ в аварийный или плановый ремонт.

После замены трансформатора Т-2 на ПС электроснабжение ее расчетной нагрузки будет обеспечиваться без ограничений. Без замены трансформатора Т-2 вывод в ремонт или аварийное отключение трансформатора Т-3 мощностью 40,5 МВ·А будут приводить к ограничению нагрузки подстанции до величины 20-22 МВ∙А (обеспечивается установленной мощностью Т-2 16 МВ·А с учетом его перегрузочной способности). При максимальной нагрузке подстанции в 2005 г. 42 МВ·А величина нагрузки потребителей, которая должна быть отключена на время проведения ремонта трансформатора Т-3, составит 18 МВт. Текущий ремонт трансформатора производится 1 раз в 1,5 года, продолжительность ремонта - 28 часов.

Недооотпуск электроэнергии за время проведения ремонта трансформатора составит:

18 · 28 · 5000 / 8760 = 288 тыс. кВт∙ч,

где 5000 − число часов использования максимума нагрузки;

8760 − число часов в году.

В среднем ежегодный недоотпуск электроэнергии потребителям без реконструкции ПС 110 кВ составит 192 тыс. кВт∙ч., который и учитывается одинаковой величиной в течение всего расчетного периода.

Исходные условия и результаты расчетов по оценке эффективности инвестиций, направляемых на реконструкцию и техперевооружение ПС 110/35/10 кВ приведены в табл. 3.6, 3.7 и на рис. 3.3.

Пояснения к расчету

Снижение недоотпуска электроэнергии рассматривается как дополнительный отпуск потребителям по тарифам соответствующего года t

=0,192 млн кВт∙ч − const по всем годам расчетного периода t.

Выручка от реализации электроэнергии определяется исходя из тарифа с учетом инфляции Т_t и количества дополнительного отпуска электроэнергии (табл. 3.6)

:

· для t = 2 (1-й год эксплуатации):

Т₂ = 0,85∙1,08 = 0,92 (см. табл. 3.6), О_р2 = 0,92∙0,192 = 0,176 млн руб.;

· для t = 3 (2-й год эксплуатации):

Т₃ = 0,92∙1,07 = 0,98 (см. табл. 3.6), О_р3 = 0,98∙0,192 = 0,189 млн руб.

Снижение ущерба от недоотпуска электроэнергии определяется исходя из удельной стоимости ущерба (по данным ОАО “Южэнергосетьпроект” удельный ущерб принят 120 руб./кВт∙ч) и снижения недоотпуска электроэнергии (табл. 3,6)

= 120∙0,192 = 23,04 млн руб. − const.

Ежегодные постоянные издержки складываются из затрат на обслуживание и амортизационных отчислений

,

при этом затраты на обслуживание и амортизационные отчисленияпринимаются укрупнено в процентах от капитальных вложений (см. формулы 2.2 и 2.3), исходные данные – в табл. 3.6.

Амортизационные отчисления

= 0,044 ∙ 48,201 = 2,121 млн руб. − const.

Затраты на обслуживание: ,

· для t = 2 (1-й год эксплуатации):

= 0,059 ∙ 1,08 ∙ 48,201 = 3,071 млн руб.

· для t = 3 (2-й год эксплуатации):

= 0,059 ∙ 1,08 ∙ 1,07 ∙ 48,201 = 3,286 млн руб.

Ежегодные постоянные издержки:

· для t = 2 (1-й год эксплуатации) И_п2 = 2,121 + 3,071 = 5,192 млн руб.;

· для t = 3 (2-й год эксплуатации) И_п3 = 2,121 + 3,286 = 5,407 млн руб.

Затраты по проекту: на этой строке для года t со знаком (-) приняты необходимые капитальные вложения и ежегодные постоянные издержки.

Суммарный эффект от реализации проекта складывается из выручки от реализации дополнительного отпуска электроэнергии и снижения ущерба от недоотпускаэлектроэнергии

:

· для t = 2 (1-й год эксплуатации)

0,176 + 23,04 = 23,216 млн руб.;

· для t = 3 (2-й год эксплуатации)

0,189 + 23,04 = 23,229 млн руб.

Результирующий эффект определяется по формуле

:

· Э₁ = -48,201 + 0 = -48,201 млн руб.;

· Э₂ = -5,192 + 23,216 = 18,024 млн руб.;

· Э₃ = -5,407 + 23,229 = 17,821 млн руб..

Расчет результирующего эффекта производят нарастающим итогом, т.е. определяют за один год, за два года и т. д. за весь расчетный период:

· за один год -48,201 млн руб.;

· за два года -48,201+18,024 = -30,177 млн руб.;

· за три года -30,177 + 17,821 = -12,356 млн руб. и т.д.

Такой подход позволяет определить простой срок окупаемости инвестиций Т_п.ок как момент перехода денежных потоков из отрицательной области в положительную по строке “Результирующий эффект нарастающим итогом” (использование интерполяции дает более точный результат).

Простой срок окупаемости инвестиций может быть определен и графическим путем построением зависимости результирующего эффекта нарастающим итогом за расчетный период.

Более точный расчет эффективности инвестиций достигается использованием интегральных критериев с учетом фактора времени

В расчете принята норма дисконта равной 10 % Е = 0,1, год приведения затрат и результатов – второй год расчетного периода Т_пр = 2.

Дисконтированные затраты (инвестиции и ежегодные постоянные издержки)определяются по формуле

,

и затем нарастающим итогом за один год, за два года, за три и т. д. рассчитываются за весь расчетный период.

В таблице 3.7 дисконтирование осуществляется только с 3-го года расчетного периода, т.е.

· = -5,407 ∙ 1,1^-1 = -4,916 млн руб;

· = -5,572 ∙ 1,1^-2 = -4,605 млн руб.

Дисконтированные затраты нарастающим итогом:

· за один год -53,021 млн руб;

· за два года -53,021 + (-5,192) = -58,213 млн руб;

· за три года -58,213 + (-4,916) = -63,129 млн руб.

Таблица 3.6