Обоснование величины капитальных вложений в инвестиционный проект

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологиях»

«Финансово-экономический анализ инвестиционного проекта»

Вариант 6

Выполнила: студентка IV-ТЭ-5

Петрова С.С.

Принял: преподаватель

Зиганшина С.К.

Самара 2014

Содержание

Введение………………………………………………………………………………..
1.Общие положения…………………………………………………………………..
1.1. Основы экономического обоснования инвестиционного проекта…………….
1.2. Денежные потоки инвестиционного проекта……………………………….…..
1.3. Дисконтирование денежных потоков……………………………………………
1.4. Общая характеристика оценочных показателей коммерческой эффективности инвестиционного проекта……………………………………..
2. Исходные данные для оценки эффективности инвестиционного проекта с использованием программы «Альт-Инвест-Прим»………………………….
2.1. Общая характеристика программного продукта «Альт-Инвест-Прим»………
2.2. Перечень исходных данных для расчета на РС………………………………...
3. Обоснование величины капитальных вложений в инвестиционный проект………………………………………………………………………………
4. Определение эксплуатационных расходов для расширяемой части ТЭЦ...
5. Определение годовых эксплуатационных расходов (текущих затрат) для расширяемой части ТЭЦ………………………………………………………..
6. Определение показателей себестоимости электрической и тепловой энергии для расширяемой части ТЭЦ………………………………………….
7. Финансово – экономический анализ по программе «Альт-Инвест-Прим»……………………………………………………………………………….
Заключение……………………………………………………………………………
Библиографический список…………………………………………………………
Приложения…………………………………………………………………………...

Капвложения в основное оборудование рассчитывается исходя из следующих примерных величин удельных капвложений:

для импортных ГТУ:

а) мощностью 10-50 МВт =400…350 долл./кВт;

б) мощностью 50-100 МВт =350…320 долл./кВт;

в) мощностью 100-240 МВт =320…290 долл./кВт;

для отечественных ГТУ удельные капвложения на 10-20% меньше;

для паровых турбин высоких параметров (при давлении острого пара больше 90 ата) с конденсатором =240-260 долл./кВт; без конденсатора (типа Р, ТР и ПТР) - на 10-20% меньше;

для паровых турбин низких параметров («приключенных») с конденсатором =120-140 долл./кВт; без конденсатора – на 10-20% меньше;

для энергетических котлов =(50000…55000)долл./т/ч;

для водогрейных котлов =(53000…58000)долл./Гкал/ч;

для котлов-утилизаторов за ГТУ стоимость составляет 0.2…0.3 от стоимости ГТУ.

Расширение ТЭЦ 2 ГТУ V 84.3А фирмы «Сименс» с 2 отечественными паровыми котлами-утилизаторами двух давлений, на выходе из которых установлены ГВП сетевой воды.

Табличные данные ГТУ при температуре окружающей среды +15 град.С:

электрическая мощность N =170 МВт;

электрический КПД =38%;

температура газов на выходе из ГТУ 562 ˚С =835 К;

расход условного топлива в камере сгорания ГТУ 8,937 т.у.т/ч;

общий КПД ГТУ и КУ - 88%;

температура газов за КУ 100 ˚С. = 373 К.

По =300 долл./кВт и электрической мощности определяется стоимость одной ГТУ =170∙10 ∙300=51 млн долл.

Стоимость двух котлов-утилизаторов ∙ =0.2∙51=10,2 млн долл.

Стоимость основного оборудования =10,2+51=61,2 млн долл.

По =0.6 (из диапазона 0.4…0.6) определяются суммарные капвложения ΣКВ=61,2/0.6=102 млн долл.

Общие удельные капвложения оказались равными =102∙10⁶/170∙10³=600 долл./кВт.

4. Определение дополнительных отпусков электроэнергии и тепла

4.1. Дополнительная установленная электрическая мощность.

= 1∙170 = 170 МВт;

4.2. Задаемся числом часов использования дополнительной установленной электрической мощности.

h =6000 ч/год (из диапазона 5500…6500);

4.3. Дополнительная годовая выработка электроэнергии.

= 170∙6000=1020∙10 КВт.ч/год;

4.4. Принимая коэффициент собственных нужд на уровне = 0.05, подсчитываем дополнительный годовой отпуск электроэнергии.

= 1020∙10 ∙ (1-0.05)=969∙10 КВт.ч/год;

4.5. Увеличение установленной тепловой мощности ТЭЦ,

При известных величинах расхода газа за ГТУ (), температур газа за ГТУ () и за КУ () величина определяется по формуле: ), в которой энтальпии определяются по Пi-номограммам по соответствующим температурам и =4.

Если, как в нашем случае, расходы воздуха и газа не известны, то можно использовать известную величину общего КПД =0.88, в которой - расход условного топлива в камере сгорания ГТУ, кг.у.т/с, берется либо из характеристики варианта (23.34 т.у.т/ч = 23.34/3.6=6.48 кг.у.т/с), либо определяется через величины электрического КПД ГТУ и удельного расхода условного топлива в КС ГТУ (b_y=0,123/ =0,123/0,38=0,3236кг.у.т/КВт.ч, =0.3236*170000=55012 кг.у.т/ч =15,281 кг.у.т/с).

Для одной ГТУ =7000∙4.19∙15,281∙0.88-170000=394511,964-170000=224408,7 КВт=224408,7/1163=197,5 Гкал/ч.

Для двух ГТУ: =2∙197,5=395 Гкал/ч;

4.6. Принимается число часов использования дополнительной тепловой мощности.

h = 4400 ч/год (из диапазона 4200…4800);

4.7. Дополнительная годовая выработка тепла)

=197,5∙4400=869000 Гкал/год;

4.8. Из расчета коэффициента собственных нужд по использованию дополнительного тепла = 0.03 определяется дополнительный отпуск тепла в год.

869000∙0.97 = 842930 Гкал/год;

5. Определение эксплуатационных расходов для расширяемой части ТЭЦ

Укрупненная калькуляция годовых эксплуатационных затрат проводится в следующей последовательности.

5.1 Годовые расходы условного топлива:

определяются через величины электрического КПД ГТУ и удельного расхода условного топлива в КС ГТУ =0.123/0.38 = 0.3236 кг.у.т/кВт.ч,

=0.3236*2*170000= 110024 кг.у.т/ч;

В =110024*6000=660144 т.у.т/год;

Годовой расход условного топлива на выработку электроэнергии

=0.41*170000*6000=4,18200*10 кг.у.т/год = 4,18200*10 т.у.т/год.

Годовой расход условного топлива на выработку тепла

B =37.91*828*4.19*6000=8,28206*10 кг.у.т/год= 8,28206*10 т.у.т/год.

5.2. Годовые затраты на топливоопределяются исходя из стоимости условного топлива =172 руб./т.у.т =42.3 долл./т.у.т и его годового расхода:

И =0.50685*10 *42.3=2.143*10 долл./год =59.39*10 руб./год;

5.3 Годовые затраты на оплату труда (ФЗП) обслуживающего персонала ТЭЦ:

И = =0.74*170*10 *12=15,096*10 руб./год; где штатный коэффициент, по таблице Приложения принят равным 0.74 чел/МВт;

электрическая мощность устанавливаемых (по проекту) турбоагрегатов, МВт;

среднемесячная заработная плата одного работника эксплуатационного персонала, принята равной 10000руб./мес.;

12 – количество месяцев в году;

5.4 Начисления на фонд (основной и дополнительный) заработной платы обслуживающего персонала единого социального налога (ЕСН – в пенсионный, социального страхования, медицинского страхования федерального и регионального фондов) – 35,6% от ФЗП:

=15,096*10 *0.356=5,374*10 руб./год; где:35,6% - максимальное значение налоговой ставки единого социального налога (ЕСН) по регрессивной шкале.

5.5 Амортизационные отчисления по объектам основных производственных фондов(проектных), (средняя норма амортизации 5-15%)

=102*10 *27,7*10%*0,01=282,54*10 руб./год; где средняя норма амортизации по объектам основных производственных фондов (%);

5.6 Прочие затраты(в % от выше перечисленных затрат за исключением начисленного ЕСН и амортизационных отчислений, по программе Альт-Инвест-Прим «Прочие операционные затраты»:

=(59.39+215,096+5,374)*10 *35.89%*0,01=

=100,4*10 руб./год;

5.7 Итоги годовых эксплуатационных затрат:

И= +И +И =59.39+215,096+282,54+5,374+100,4)*10 =

=662,8*10 руб./год;

Дата добавления: 2015-08-31