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