РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ
И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

МЕТОДИКА
ЭКСПРЕСС-ОЦЕНКИ
ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ
МЕРОПРИЯТИЙ НА ТЭС

РД 153-34.1-09.321-2002

 

 

 

Разработано Открытым акционерным обществом «Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС»

Исполнители А.Я. САМОЙЛОВ, М.В. ПОТАПОВ, М.А. БЕКИЧ

Согласовано с Центром энергосбережения РАО «ЕЭС России» 03.06.02

Директор Б.Б. КОБЕЦ

Утверждено Департаментом научно-технической политики и развития РАО «ЕЭС России» 11.06.02

Начальник Ю.Н. КУЧЕРОВ

РД издан по лицензионному договору с РАО «ЕЭС России».

Срок первой проверки настоящего РД - 2006 г.,

периодичность проверки - один раз в 5 лет.

 

Ключевые слова: экспресс-оценка, экономическая эффективность, алгоритм расчета, критерий эффективности, энергосберегающие мероприятия.

 

МЕТОДИКА ЭКСПРЕСС-ОЦЕНКИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА ТЭС

РД 153-34.1-09.321-2002 Введено впервые

Дата введения 2003-03-01

^{год - месяц - число}

Введение

Резко возросшие цены на топливо, электрическую и тепловую энергию обусловили значительный рост стоимости энергии в себестоимости продукции промышленных предприятий, что привело к необходимости кардинального решения на государственном уровне проблемы энергосбережения. Начиная с 1996 г. - года издания Федерального Закона «Об энергосбережении» - был выпущен ряд законодательных актов в области энергосбережения, направленных на повышение эффективности процесса производства, передачи, распределения и потребления энергии. С этой целью РАО «ЕЭС России» совместно с АО-энерго и АО-электростанциями разработана «Программа энергосбережения на 1999 - 2000 гг. и на перспективу до 2005 и 2010 гг.».

Основным принципом формирования эффективной Программы энергосбережения является максимизация отношения объемов экономии топлива и энергии к затратам на реализацию энергосберегающих мероприятий. Этот принцип осуществляется путем отбора наиболее эффективных энергосберегающих мероприятий.

Объективный отбор эффективных вариантов затрудняется большим количеством намечаемых независимых и альтернативных мероприятий и, соответственно, большим объемом технико-экономических расчетов, требующих значительных затрат времени и денежных средств.

В зависимости от масштабности энергосберегающих мероприятий их можно разделить на малозатратные и капиталоемкие. В любом случае целесообразно с точки зрения экономии времени и средств на выполнение технико-экономических расчетов проводить экспресс-оценку (упрощенную оценку) эффективности намечаемых мероприятий.

Для малозатратных мероприятий результаты экспресс-оценочного расчета достаточны для принятия решения о целесообразности проведения мероприятий.

Для крупномасштабных мероприятий экспресс-оценка является инструментом отбора экономически эффективных мероприятий, по которым следует разрабатывать технико-экономическое обоснование (ТЭО) и на его основе - проект бизнес-плана.

Экспресс-оценка эффективности мероприятий позволяет без проведения детализированных расчетов с достаточной степенью точности (учитывая большие лаги в определении стоимостных показателей) определять из всего состава намечаемых (предлагаемых) мероприятий наиболее эффективные.

Целью настоящей Методики является экономия топливно-энергетических ресурсов на основе отбора наиболее эффективных мероприятий путем экспресс-оценочных расчетов.

Методика предназначена для использования ее работниками АО-энерго и АО-электростанций, а также проектных и технологических организаций в расчетах оценки экономической эффективности энергосберегающих мероприятий.

Методика устанавливает единые принципы и порядок проведения экспресс-оценочных (упрощенных) расчетов по определению эффективности энергосберегающих мероприятий, проводимых на тепловых электростанциях (ТЭС) в условиях рыночной экономики.

Под энергосберегающими мероприятиями на ТЭС в Методике понимаются мероприятия, осуществление которых приводит к экономии топливно-энергетических ресурсов прямо (непосредственно на электростанции) или косвенно (в энергосистеме). При этом объем экономии определяется по разности технико-экономических результатов до и после проведения энергосберегающих мероприятий.

1 КРИТЕРИИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА ТЭС

1.1 Классификация критериев эффективности

Эффективность энергосберегающих мероприятий определяется системой критериев, отражающих соотношение затрат на проведение мероприятий и результатов, получаемых на ТЭС или в АО-энерго от их осуществления.

В зависимости от масштабности и значимости мероприятий (реконструкция, техническое перевооружение, модернизация, организационно-технические мероприятия) используются простые (без учета фактора времени) или интегральные (дисконтированные) критерии их экономической эффективности.

Простые критерии целесообразно применять при оценке эффективности малозатратных мероприятий, характеризующихся следующим:

- единовременные затраты на проведение мероприятия осуществляются в сроки менее 1 года;

- достигнутые вследствие проведения мероприятия технико-экономические результаты и дополнительные годовые эксплуатационные издержки, вызванные внедрением мероприятия, остаются неизменными в течение последующих лет эксплуатации.

В качестве простых критериев используются:

- годовой прирост чистой прибыли¹;

- срок окупаемости инвестиций.

¹ Показатель «годовой прирост чистой прибыли» правомерно использовать для АО-электростанций. Для ТЭС, входящих в АО-энерго, этот показатель носит условный характер: под ним следует понимать экономию издержек производства. Это сделано с целью удобства и адекватности изложения.

Первый показатель характеризует абсолютное значение прибыли, остающейся в распоряжении ТЭС, а второй - скорость возврата вложенных в мероприятие капитальных вложений.

При разработке крупномасштабных мероприятий следует применять интегральные критерии, рассчитываемые с применением дисконтирования.

Дисконтирование (приведение) - это учет неоднозначности стоимостей в течение расчетного периода. Дисконтирование затрат и результатов осуществляется путем приведения будущих затрат и результатов к нынешнему периоду. Современная стоимость будущей суммы определяется с помощью дисконтирующего множителя.

В качестве интегральных критериев используются:

- чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- дисконтированный срок окупаемости инвестиций.

Перечисленные выше критерии - это главные (определяющие) критерии, которые необходимы и, как правило, достаточны для определения эффективности мероприятия. Вместе с тем на практике встречаются случаи, когда требуется учитывать дополнительные факторы, которые могут быть вызваны условиями финансирования, конкуренцией, конъюнктурой и др. Тогда следует использовать дополнительные критерии, приведенные в [1] и [2].

1.2 Простые критерии эффективности

1.2.1 Годовой прирост чистой прибыли

Годовой прирост чистой прибыли от внедрения мероприятия (DП_ч) равен годовому приросту балансовой прибыли за вычетом платежей и налогов:

DП_ч = ДП_б - DН,                                                      (1.1)

где DП_б - годовой прирост балансовой прибыли, руб.;

DН - увеличение суммы установленных налогов и других платежей, руб/год.

Годовой прирост балансовой прибыли DП_б в общем виде определяется по выражению

DП_б = DР - DU_сум,                                                   (1.2)

где DР - стоимостная оценка технико-экономических результатов осуществления мероприятия, руб/год:

DР = DВ Ц_т

(здесь DВ - экономия топливно-энергетических ресурсов, т у. т.;

Ц_т - средняя цена 1 т топлива в условном исчислении, руб.);

DU - суммарный прирост годовых эксплуатационных издержек, вызванный осуществлением мероприятия, руб/год:

DU_сум = DU_ам + DU_э

(в данном выражении

DU_ам - прирост амортизационных отчислений, руб/год;

DU_э - дополнительные годовые эксплуатационные издержки, вызванные осуществлением мероприятия, без амортизационных отчислений, руб/год).

Годовой прирост чистой прибыли DП_ч с учетом формулы (1.2) составляет

DП_ч = DР - DU_сум - DН.                                               (1.3)

Критерием эффективности мероприятия является условие

DП_ч > 0.                                                            (1.4)

1.2.2 Срок окупаемости инвестиций

Срок окупаемости инвестиций (Т_ок) - наименьший отрезок времени, в течение которого единовременные затраты на проведение мероприятия возмещаются за счет приростов чистой прибыли и амортизационных отчислений:

                                               (1.5)

где K_м - капитальные вложения (единовременные затраты) на проведение мероприятия, руб.

Критерием эффективности мероприятия является неравенство

Т_ок £ Т_пр                                                           (1.6)

где Т_пр - срок окупаемости, приемлемый для участвующих в финансировании мероприятия.

1.2.3 Выбор наиболее эффективных из нескольких намечаемых мероприятий

Такой выбор производится по максимальным значениям чистой прибыли при приемлемом сроке окупаемости, т.е. ранжирование эффективных мероприятий производится по критерию

DП_ч → max при Т_ок £ Т_пр.                                   (1.7)

1.3 Интегральные критерии эффективности

1.3.1 Чистый дисконтированный доход (интегральный доход)

Чистый дисконтированный доход (ЧАД) определяется как разность за расчетный период между стоимостной оценкой технико-экономических результатов и затратами (единовременными и текущими) с учетом налогов и других платежей:

ЧДД =  (DР_t - DU_эt - K_мt - DH_t + Л_t) (1 + e)^1-t,                                  (1.8)

где Т - расчетный период, рекомендуемый в расчетах эффективности энергосберегающих мероприятий, в пределах 10-15 лет;

DР_t - стоимостная оценка технико-экономических результатов в году t, руб/год;

DU_эt - дополнительные годовые эксплуатационные издержки в году t, вызванные проведением мероприятия, без амортизационных отчислений на реновацию, руб/год;

K_мt - капитальные вложения в году t на проведение мероприятия, руб/год;

DH_t - увеличение налогов и платежей в году t, руб/год;

Л_t - ликвидационная стоимость основных фондов в году t, руб/год;

(1 + e)^1-t - коэффициент дисконтирования (коэффициент приведения, дисконтирующий множитель);

е - норма дисконта, принимаемая с учетом банковских процентов на вклады, инфляции и риска.

Критерием эффективности мероприятия является условие

ЧДД > 0.                                                           (1.9)

1.3.2 Дисконтированный срок окупаемости инвестиций

Дисконтированный срок окупаемости инвестиций - минимальный временной интервал (от начала осуществления мероприятия), по истечении которого чистый дисконтированный доход становится и в дальнейшем остается положительным.

Срок окупаемости с учетом дисконтирования результатов и затрат определяется на основании уравнений

 (DР_t - DU_эt - K_мt - DH_t + Л_t) (1 + e)^1-t = 0,                                        (1.10)

или

 (DП_чt - DU_амt - K_мt + Л_t) (1 + e)^1-t = 0,                                              (1.11)

решение которых в табличной или графической форме дает срок окупаемости в годах.

Критерием эффективности мероприятия является неравенство (1.6), т.е.

Т_ок £ Т_пр

2 АЛГОРИТМ РАСЧЕТА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ РЕЗУЛЬТАТОВ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА ТЭС

Алгоритм устанавливает единый порядок расчета основных технико-экономических результатов осуществления на ТЭС энергосберегающих мероприятий.

Технико-экономические результаты энергосберегающих мероприятий, проводимых на ТЭС, могут приводить или к экономии топливно-энергетических ресурсов непосредственно на электростанции, или их положительный топливный эффект может проявиться только в энергосистеме (АО-энерго).

К технико-экономическим результатам, приводящим к снижению удельных расходов (экономии) топлива непосредственно на ТЭС, относятся:

- повышение КПД нетто котла;

- снижение удельного расхода тепла брутто на турбину;

- снижение расхода электроэнергии на собственные нужды ТЭС;

- снижение потерь топлива на пуски котла.

К технико-экономическим результатам, приводящим к сбережению топлива и другим положительным эффектам в энергосистеме или на данной электростанции при наличии на ней нескольких групп основного оборудования, относятся:

- увеличение (изменение) мощности и отпуска энергии;

- повышение надежности;

- увеличение продолжительности межремонтного периода;

- сокращение продолжительности ремонта.

В этих случаях топливный эффект (экономия топлива) достигается в энергосистеме или на данной электростанции за счет большей нагрузки высокоэкономичного оборудования ТЭС с низким удельным расходом топлива и, соответственно, разгрузки малоэкономичных агрегатов.

Ниже представлен алгоритм расчета годового прироста балансовой прибыли, являющейся основной составляющей в критериях экономической эффективности, при достижении указанных выше технико-экономических результатов осуществления на ТЭС энергосберегающих мероприятий.

В общем виде годовой прирост балансовой прибыли ДП_б [см. формулу (1.2)] от мероприятия, дающего эффект непосредственно на электростанции, определяется по выражению

DП_б = DВ Ц_т - DU_сум.                                                     (2.1)

Годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.1) и (2.1)] от мероприятия, дающего, как правило, эффект в энергосистеме, определяется по выражению

DП_б = DD + DВ Ц_т - DU_сум,                                                (2.2)

где DD - прирост выручки (дохода), руб.

2.1 Годовой прирост балансовой прибыли ТЭС от повышения КПД нетто котла

Годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] ТЭС от повышения КПД нетто котла происходит вследствие получаемой при этом экономии топлива и определяется по формуле

DП_б =  Ц_т - DU_сум,                                              (2.3)

где В - годовой расход топлива (в условном исчислении) котлом до проведения энергосберегающего мероприятия, т у. т.;

η₁ и η₂ - среднегодовые КПД котла нетто до и после проведения энергосберегающего мероприятия, %.

2.2 Годовой прирост балансовой прибыли ТЭС от снижения удельного расхода тепла брутто на турбину

Годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] на ТЭС от снижения удельного расхода тепла брутто на турбину определяется по формуле

DП_б = В  DU_сум,                                                   (2.4)

где q₁ и q₂ - удельный расход тепла брутто на турбину соответственно до и после проведения энергосберегающего мероприятия, ккал/(кВт·ч).

2.3 Годовой прирост балансовой прибыли ТЭС от снижения расхода электроэнергии на собственные нужды

Годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] ТЭС от снижения расхода электроэнергии на собственные нужды при заданных электростанции графиках отпуска электроэнергии и тепла определяется по формуле

DП_б = b_эл (w_сн1 - w_сн2) Ц_т - DU_сум,                                  (2.5)

где b_эл - среднегодовой удельный расход топлива на выработанную электроэнергию до проведения энергосберегающего мероприятия, г/(кВт·ч);

w_сн1 и w_сн2 - годовой расход электроэнергии на собственные нужды электростанции соответственно до и после проведения энергосберегающего мероприятия, кВт·ч.

2.4 Годовой прирост балансовой прибыли от снижения потерь топлива на пуски энергоблока (агрегата) и предотвращения отказов оборудования

2.4.1 Годовой прирост балансовой прибыли от снижения потерь топлива при пуске энергоблока (агрегата)

Годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и 2.1)] от снижения потерь топлива при пуске энергоблока (агрегата) определяется по формуле

DП_б = (в_н - в_ф) n_п z - DU_сум,                                                 (2.6)

где в_н - норма пусковых потерь топлива в условном исчислении, т у. т.;

в_ф - фактические или расчетные пусковые потери топлива в условном исчислении, определяемые по этапам (для энергоблока: простой котла, подготовка к пуску, растопка котла, толчок турбины, нагружение до номинальной нагрузки, стабилизация режима работы), т у. т.;

n_п - число пусков в году t,

z - число однотипных энергоблоков (агрегатов), на которых осуществляется мероприятие.

2.4.2 Годовой прирост балансовой прибыли от предотвращения отказов (предотвращения внеплановых пусков) оборудования

На электростанциях с поперечными связями годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] от предотвращения отказов оборудования определяется по формуле

DП_б = (в_нкi m_кi z_кi + в_нтi m_тj z_тj) Ц_т - DU_сум,                                  (2.7)

где в_нкi и в_нтi - нормы пусковых потерь топлива в условном исчислении при пуске соответственно котлов i-го и турбин j-го типа, т у. т.;

m_кi и m_тj - предотвращенное число отказов (внеплановых пусков) соответственно котлов i-го и турбин j-го типа;

z_кi и z_тj - количество соответственно котлов i-го и турбин j-го типа.

На блочных электростанциях годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] от предотвращения отказов оборудования определяется по формуле

DП_б = (Σ в_нбi m_бi) z_бi Ц_т - DU_сум,                                            (2.8)

где в_нбi - норма пусковых потерь топлива в условном исчислении при пуске энергоблоков i-го типа, т у. т.;

m_бi - предотвращенное число отказов (внеплановых пусков) энергоблоков i-го типа;

z_бi - количество энергоблоков i-го типа.

2.5. Годовой прирост балансовой прибыли вследствие увеличения (изменения) электрической и тепловой мощности (энергии)

Для технико-экономических результатов, эффект которых отражается в энергосистеме, годовой прирост балансовой прибыли определяется в двух случаях:

а) при наличии резерва мощности (энергии) в энергосистеме. При этом понимается, что резерв мощности (энергии) не меньше оптимального;

б) при дефиците мощности в энергосистеме.

Конденсационные электростанции

2.5.1 Годовой прирост балансовой прибыли вследствие увеличения мощности и отпуска электроэнергии

а) При наличии в энергосистеме резерва электрической мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] определяется экономией топлива, достигаемой в результате перераспределения нагрузок между агрегатами электростанций:

DП_б = (в_мэл - в_эл) DW_oтп Ц_т - DU_сум,                                           (2.9)

где в_мэл - удельный расход топлива на малоэкономичном агрегате энергосистемы, г/(кВт·ч);

в_эл - удельный расход топлива на отпуск электроэнергии с шин электростанции, на которой внедряется мероприятие, г/(кВт·ч);

DW_oтп - количество дополнительно отпущенной электроэнергии в результате внедрения мероприятия, кВт·ч.

б) При дефиците электрической мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] в энергосистеме складывается из прироста выручки от реализации дополнительного количества электроэнергии за вычетом стоимости израсходованного на нее топлива:

DП_б = Т_эл DW_oтп (1 - b_эл) - в_эл DW_oтп Ц_т - DU_сум,                               (2.10)

где Т_эл - средний тариф на электроэнергию в энергосистеме, руб/(кВт·ч);

b_эл - коэффициент потерь энергии в электрических сетях.

Теплоэлектроцентрали

2.5.2 Годовой прирост балансовой прибыли вследствие увеличения тепловой мощности и энергии с уменьшением электрической

а) При наличии в энергосистеме резерва электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] выражается в экономии топлива вследствие увеличения отпуска электроэнергии, выработанной по теплофикационному циклу, перераспределения нагрузок между источниками тепла, а также увеличения расхода топлива, связанного с необходимостью загрузки резервного источника электроэнергии на величину (DW_кн - AW_тф) для обеспечения диспетчерского графика нагрузки:

DП_б = [(в_кн DW_кн - в_тф DW_тф) + (в_рез.т - в_т) DQ_oтп -

- (в_рез.эл - в_эл) (DW_кн - DW_тф)] Ц_т - DU_сум,                                 (2.11)

где в_кн и в_тф - удельный расход топлива на отпуск электроэнергии, выработанной соответственно по конденсационному и теплофикационному циклам, г/(кВт·ч);

DW_кн и DW_тф - изменение годового отпуска электроэнергии от ТЭЦ, выработанной соответственно по конденсационному и теплофикационному циклам, кВт·ч;

в_рез.т и в_т - удельный расход топлива на отпуск тепла соответственно резервными источниками и ТЭЦ, на которой внедряется мероприятие, кг/Гкал;

DQ_oтп - увеличение отпуска тепла ТЭЦ вследствие внедрения мероприятия, Гкал;

в_рез.эл - удельный расход топлива на отпуск электроэнергии резервными источниками, г/(кВт·ч).

б) При дефиците в энергосистеме электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] определяется дополнительной выручкой от реализации тепла за вычетом стоимости израсходованного на него топлива, покупкой электроэнергии у избыточной энергосистемы или на оптовом рынке, а также экономией топлива вследствие увеличения отпуска электроэнергии по теплофикационному циклу:

DП_б = Т_т DQ_oтп (1 - b_т) - в_т DQ_oтп Ц_т - Т_эл (DW_кн - DW_тф) +

+ (в_кн DW_кн - в_тф DW_тф) Ц_т - DU_сум,                                          (2.11)

где Т_т - тариф на тепло, руб/Гкал;

b_т - коэффициент потерь энергии в тепловых сетях.

2.5.3 Годовой прирост балансовой прибыли вследствие увеличения тепловой мощности и энергии без изменения электрической

а) При наличии в энергосистеме резерва тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] выражается в экономии топлива вследствие перераспределения тепловых нагрузок между источниками тепловой энергии (агрегатами энергосистемы):

DП_б = (в_рез.т - в_т) DQ_oтп Ц_т - DU_сум.                                     (2.13)

б) При дефиците в энергосистеме тепловой мощности и энергии

прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] определяется по выражению

DП_б = Т_т DQ_oтп (1 - b_т) - в_т DQ_oтп Ц_т - DU_сум.                                (2.14)

2.5.4 Годовой прирост балансовой прибыли вследствие увеличения тепловой мощности и энергии с увеличением электрической

а) При наличии в энергосистеме резерва электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] выражается в экономии топлива вследствие перераспределения электрических и тепловых нагрузок между агрегатами энергосистемы:

DП_б = [(в_мэл - в_эл) DW_отп + (в_рез.т - в_т) DQ_oтп] Ц_т - DU_сум,                           (2.15)

б) При дефиците в энергосистеме электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] выражается в увеличении выручки от реализации дополнительного количества электрической и тепловой энергии за вычетом связанных с этим дополнительных затрат на топливо:

DП_б = Т_э DW_отп (1 - b_эл) - (DW_кн в_кн + DW_тф в_тф) Ц_т +

+ Т_т DQ_oтп (1 - b_т) - в_т DQ_oтп Ц_т - DU_сум.                                     (2.16)

2.5.5 Годовой прирост балансовой прибыли вследствие увеличения электрической мощности и энергии без изменения тепловой

Годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] в этом случае определяется аналогично разделу 2.5.1 настоящей Методики.

2.6 Предотвращение снижения балансовой прибыли вследствие повышения надежности оборудования ТЭС

Повышение надежности оборудования ТЭС (снижение количества технологических нарушений с полным или частичным сбросом нагрузки) в зависимости от ситуации может повлечь за собой следующие частные экономические результаты:

- предотвращение убытков (снижение прибыли) ТЭС, вызываемых недоотпуском ТЭС электрической и тепловой энергии;

- предотвращение убытков ТЭС, вызываемых расходом топлива на внеплановые пуски основного оборудования в случае его аварийного отключения;

- предотвращение убытков ТЭС, вызываемых проведением восстановительных (аварийных) ремонтов.

2.6.1 Предотвращение убытков (снижение балансовой прибыли) ТЭС, вызванных недоотпуском ТЭС электрической и тепловой энергии

Предотвращение снижения балансовой прибыли DП’_б в данном случае определяется аналогично выражениям (2.15 и 2.16) настоящего РД:

а) При наличии в энергосистеме резерва электрической и тепловой мощности и энергии

DП’_б = [(в_мэл - в_эл) DW_нед + (в_рез.т - в_т) DQ_нед] Ц_т - DU_сум,                       (2.17)

где DW_нед и DQ_нед - предотвращенные недоотпуски ТЭС электрической и тепловой энергии вследствие проведения мероприятия, направленного на повышение надежности оборудования (кВт·ч, Гкал), определяемые на основе статистических данных об отказах оборудования за ряд предшествующих лет и оценки воздействия мероприятия на сокращение отказов оборудования.

б) При дефиците в энергосистеме электрической и тепловой мощности и энергии

DП’_б = т_эл DW_нед (1 - b_эл) - в_эл DW_нед Ц_т +т_т DQ_нед (1 - b_т) - в_т DQ_нед Ц_т - DU_сум,        (2.18)

2.6.2 Предотвращение убытков (снижения балансовой прибыли) ТЭС, связанных с расходом топлива на внеплановые пуски

Предотвращение снижения балансовой прибыли DП’_б в данном случае определяется аналогично выражениям (2.7) и (2.8) настоящего РД.

2.7 Годовой прирост балансовой прибыли вследствие увеличения продолжительности межремонтного периода

Конденсационные электростанции

а) При наличии в энергосистеме резерва электрической мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] определяется по выражению

DП_б = Dn_рем (в_мэл - в_эл) DW_peм Ц_т - DU_сум,                                    (2.19)

где Dn_рем - сокращение числа ремонтов в расчете на один год в результате увеличения продолжительности межремонтного периода:

Dn_рем =                                                   (2.20)

(здесь t_мрп1 и t_мрп2 - продолжительность межремонтного периода до и после проведения мероприятия, лет);

DW_рем - количество электроэнергии, которое могло быть отпущено от КЭС, если бы не был выведен в году t агрегат (энергоблок) в капитальный ремонт, кВт·ч:

DW_рем = DN_расп t_рем.н (1 - b_сн.эл)                                          (2.21)

(в данной формуле DN_расп - снижение располагаемой электрической мощности ТЭС при выводе основного оборудования в капитальный ремонт, кВт;

t_рем.н - нормативная продолжительность ремонта, ч;

b_сн.эл - коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды.)

б) При дефиците электрической мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)], получаемой от увеличения продолжительности межремонтного периода на КЭС, складывается из увеличения реализации дополнительного отпуска электроэнергии за счет сокращения числа ремонтов в расчете на один год за вычетом возрастания затрат на топливо, связанного с дополнительным отпуском электроэнергии:

DП_б = Dn_рем [Т_эл DW_peм)1 - b_эл) - в_элDW_peм Ц_т] - DU_сум.               (2.22)

Теплоэлектроцентрали

а) При наличии резерва электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] определяется по выражению

DП_б = Dn_рем [(в_мэл - в_эл) DW_peм + (в_рез.т - в_т) DQ_рем] Ц_т - DU_сум,                   (2.23)

где DQ_рем - количество тепла, которое могло быть отпущено от ТЭЦ, если бы не был выведен в году t агрегат (энергоблок) е капитальный ремонт, Гкал:

DQ_рем = Q_ном t_рем.н (1 - b_сн.т)                                             (2.24)

(здесь Q_ном - номинальная тепловая мощность ТЭС, Гкал/ч;

b_сн.т - коэффициент расхода тепла на собственные нужды).

б) При дефиците электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] от увеличения продолжительности межремонтного периода на ТЭС выражается в увеличении выручки от реализации дополнительного количества энергии за вычетом связанных с этим дополнительных затрат на топливо:

DП_б = Dn_рем [T_т DW_peм (1 - b_эл) - в_эл DW_peм Ц_т +

+ T_т DQ_рем (1 - b_т) - в_т DQ_нед Ц_т] - DU_сум                                   (2.25)

2.8 Годовой прирост балансовой прибыли от сокращения продолжительности простоя оборудования в ремонте

Конденсационные электростанции

а) При наличии резерва электрической мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] определяется по выражению

DП_б = Dn_рем (в_мэл - в_эл) DW_peм1 Ц_т - DU_сум,                                   (2.26)

где п_рем - число ремонтов в расчете на один год:

п_рем =                                                               (2.27)

(здесь t_мpп - средняя продолжительность межремонтного периода за ряд лет между двумя любого вида смежными ремонтами, год);

DW_peм1 - увеличение отпуска электроэнергии от КЭС в результате уменьшения по сравнению с нормативной продолжительности ремонта, кВт·ч:

DW_peм1 = DN_расп Dt_peм (1 - b_сн.эл)                                           (2.28)

(в этом выражении Dt_peм - сокращение продолжительности простоя оборудования в ремонте по сравнению с установленным нормативом, ч).

б) При дефиците электрической мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)], получаемый за счет сокращения продолжительности простоя оборудования КЭС в ремонте, определяется аналогично формуле (2.22):

DП_б = n_рем [T_эл DW_peм1 (1 - b_эл) - в_эл DW_peм1 Ц_т - DU_сум.                          (2.29)

Теплоэлектроцентрали

а) При наличии резерва электрической и тепловой мощности и энергии годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)], получаемый за счет сокращения продолжительности ремонта, определяется аналогично формуле (2.23):

DП_б = n_рем [в_мэл - в_эл) DW_peм1 + (в_рез.т - в_т) DQ_рем1] Ц_т - DU_сум,                (2.30)

где DQ_рем1 - увеличение отпуска тепла от ТЭЦ при сокращении продолжительности ремонтных работ, Гкал:

DQ_рем1 = DQ_ном Dt_рем (1 - b_сн.т).                                         (2.31)

б) При дефиците электрической и тепловой мощности и энергии

годовой прирост балансовой прибыли DП_б [см. формулы (1.2) и (2.1)] вследствие сокращения продолжительности ремонта определяется аналогично формуле (2.25):

DП_б = n_рем [T_эл DW_peм1 (1 - b_эл) - в_эл DW_peм1 Ц_т +

+ T_т DQ_рем1 (1 - b_т) - в_т DQ_рем1 Ц_т] - DU_сум.                               (2.32)

3 УЧЕТ СОСТАВЛЯЮЩИХ ЗАТРАТ НА ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ

Затраты на осуществление энергосберегающих мероприятий состоят из капитальных вложений (единовременных затрат) и годовых эксплуатационных издержек, вызванных внедрением мероприятия.

а) Капитальные вложения на осуществление мероприятия К_м (руб.) складываются из двух составляющих:

К_м = К_м1 + К_м2,                                                            (3.1)

где К_м1 - затраты на проведение научно-исследовательских, проектных и конструкторских работ, руб.;

К_м2 - стоимость строительно-монтажных и наладочных работ, оборудования, материалов, запасных частей и т.п., а также затраты на эксплуатацию в период проведения мероприятия, руб.

Если мероприятие внедряется на нескольких однотипных агрегатах (объектах), то капитальные вложения определяются по выражению

К_м = К_м1 - n_аг К_м2,                                                    (3.2)

где n_аг - количество агрегатов (объектов), на которых внедряется мероприятие.

Если годовой экономический эффект определяется применительно к одному агрегату (объекту), то

                                                     (3.3)

б) В суммарные годовые эксплуатационные издержки, вызванные с внедрением мероприятия (DU_сум), входят амортизационные отчисления (в случае увеличения стоимости основных фондов) и дополнительные затраты на эксплуатацию (без учета затрат в период внедрения мероприятия):

DU_сум = DU_ам + DU_э,                                                   (3.4)

где DU_ам - амортизационные отчисления, руб/год:

                                                      (3.5)

a_ам - норма амортизационных отчислений, %;

DU_э - дополнительные эксплуатационные издержки (увеличение расхода электроэнергии и тепла, затрат на ремонт, заработной платы и др.), руб/год.

4 АЛГОРИТМ ЭКСПРЕСС-ОЦЕНОЧНОГО РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА ТЭС

В ходе расчета экономической эффективности энергосберегающих мероприятий в указанной ниже последовательности определяются следующие показатели:

4.1 Капитальные вложения

К_м = К_м1 + К_м2.

4.2 Годовые дополнительные эксплуатационные издержки

DU_сум = DU_ам + DU_э.

4.3 Годовой прирост балансовой прибыли

Для мероприятия, дающего эффект непосредственно на ТЭС,

DП_б = DВ Ц_т - DU_сум.

Для мероприятия, дающего эффект в энергосистеме или на данной ТЭС при наличии нескольких групп оборудования,

DП_б = DD + DВ Ц_т - DU_сум.

Если внедрение мероприятия приводит к нескольким технико-экономическим результатам, то годовой прирост балансовой прибыли определяется по сумме эффектов, получаемых от реализации этих результатов в обоих перечисленных выше случаях:

DП_б = ΣDВ_i Ц_т - DU_сум

и

DП_б = ΣDD_i + ΣDВ_i Ц_т - DU_сум,

где ΣDD_i - суммарная дополнительная выручка в энергосистеме или на данной ТЭС с различными группами оборудования, руб.;

ΣDВ_i Ц_т - суммарный энергосберегающий эффект на ТЭС или в энергосистеме в стоимостном выражении, руб.

4.4 Сумма приростов налогов и отчислений

DН = g DП_б (здесь g - процент налогов и отчислений).

4.5 Годовой прирост чистой прибыли

DП_ч = DП_б - DН.

4.6 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Расчет интегральных критериев эффективности

4.7 Поток чистых реальных денег в году t

Р = DП_чt + DU_амt - К_мt - H_t.

4.8 Коэффициент приведения (дисконтирования)

а_t = (1 + е)^1-t.

4.9 Чистый экономический эффект в году t

Э_эк = (DП_чt DU_амt К_мt - H_t + Л_t) (1 + е)^1-t.

4.10 Интегральный эффект (ЧАД) нарастающим итогом

Э_инт =  (DП_чt DU_амt К_мt - H_t + Л_t) (1 + е)^1-t.

4.11 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия Т_ок

Рассчитывается графическим или табличным способом по уравнению

 (DП_чt DU_амt К_мt - H_t + Л_t) (1 + е)^1-t = 0.

5 ПОРЯДОК РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩЕГО МЕРОПРИЯТИЯ

Рекомендуется следующий порядок расчета экономической эффективности энергосберегающего мероприятия:

а) На стадии разработки мероприятия рассчитываются:

- ожидаемые технико-экономические результаты проведения мероприятия (повышение КПД нетто котла, снижение расхода электроэнергии на собственные нужды и др.);

- ожидаемые приросты дохода (ожидаемая годовая экономия) от проведения мероприятия;

- ожидаемые затраты на проведение мероприятия;

- ожидаемая экономическая эффективность мероприятия по установленным показателям и критериям.

б) На стадии внедрения мероприятия рассчитываются:

- достигнутые технико-экономические результаты внедрения мероприятия;

- фактические приросты дохода (фактическая годовая экономия) от внедрения мероприятия;

- фактические затраты на внедрение мероприятия;

- фактическая экономическая эффективность мероприятия на базе достигнутых показателей.

Основными составляющими затрат на проведение энергосберегающего мероприятия являются единовременные затраты на разработку проекта, приобретение, доставку и установку оборудования, аппаратуры и приборов, а также годовые текущие расходы, связанные с их эксплуатацией (амортизационные отчисления, расходы на ремонт и техническое обслуживание и др.).

6 РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ НОРМЫ ДИСКОНТИРОВАНИЯ

При оценке эффективности энергосберегающих мероприятий численные значения нормы дисконтирования должны приниматься в зависимости от источника финансирования собственных средств, кредитов и акционерного капитала. При этом нормы дисконтирования могут быть ориентированы на величины, превышающие уровни:

- банковских процентов по вкладам для инвестиций из собственных источников;

- банковских процентов за кредиты для инвестиций, полученных за счет заемных средств;

- ожидаемых доходов по привилегированным акциям для инвестиций, полученных за счет акционерного капитала.

7 ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА

Приведенные ниже восемь примеров расчета выполнены по одной из очередей условной электростанции, оборудованной теплофикационными турбинами Т-100-130 и котлами ТГМП-90, в соответствии с разработанными в настоящей Методике алгоритмами расчета технико-экономических показателей энергосберегающих мероприятий и их эффективности в такой последовательности:

7.1 Повышение КПД нетто котла.

7.2 Снижение удельного расхода тепла брутто на турбину.

7.3 Снижение расхода электроэнергии на собственные нужды (с.н.).

7.4 Снижение потерь топлива на пуски котла.

7.5 Увеличение электрической и тепловой мощности ТЭЦ.

7.6 Повышение надежности оборудования ТЭС.

7.7 Увеличение продолжительности межремонтного периода.

7.8 Сокращение продолжительности ремонта.

В примерах расчета принято, что все мероприятия, приводящие к перечисленным выше технико-экономическим результатам, проводятся на одной из турбин Т-100-130 и одном из котлов ТГМП-90.

В пятом примере расчет экономической эффективности мероприятия выполнен без учета и с учетом фактора времени (дисконтирования). 1

В остальных примерах расчеты (как наиболее часто применяемые на практике) выполнены без дисконтирования.

Кроме того, в примерах 5 - 8 расчеты проводятся для случаев, когда рассматриваемая ТЭЦ работает в условиях избыточной (при наличии резерва электрической и тепловой энергии) и дефицитной, АО-энерго. В первом случае в результате проведения мероприятия происходит дополнительная экономия топлива в АО-энерго, в другом - прирост выручки (дохода).

7.1 Основные исходные данные, используемые в примерах расчета

Таблица 1

Пример 1 Повышение КПД нетто котла

Мероприятие: установка стационарного обдувочного устройства на пароперегревателе котла.

Результат: повышение КПД нетто котла за счет уменьшения потерь тепла с уходящими газами (приложение А).

1 Исходные данные

2 Расчет годового прироста балансовой прибыли

3 Расчет экономической эффективности

1 Годовой прирост чистой прибыли

DП_ч = DП_б (1 - g/100) = 2368,47 (1 - 0,25) = 1776,35 тыс. руб.

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Т_ок = К_м/(DП_ч + DU_ам) = 1200/(1776,35 + 30) = 0,66 года.

Пример 2 Снижение удельного расхода тепла брутто на турбину

Мероприятие: восстановление уплотнений в проточной части и доведение зазоров до заводских значений.

Результат: снижение удельного расхода тепла брутто на турбину за счет уменьшения утечек пара (см. приложение А).

1 Исходные данные

2 Расчет годового прироста балансовой прибыли

3 Расчет экономической эффективности

1 Годовой прирост чистой прибыли

DП_ч - DП_б (1 - g/100) = 1357,5 (1 - 0,25) = 1018,13 тыс. руб.

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Т_ок = К_м/(DП_ч + DU_ам) = 800/(1018,13 + 20) = 0,77 года.

Пример 3 Снижение расхода электроэнергии на собственные нужды (с.н.)

Мероприятие: Модернизация дымососа с установкой дополнительных лопаток.

Результат: снижение расхода электроэнергии на тягу и дутье вследствие снижения потребляемой мощности дымососа (см. приложение А)

1 Исходные данные

2 Расчет годового прироста балансовой прибыли

3 Расчет экономической эффективности

1 Годовой прирост чистой прибыли

DП_ч = DП_б (1 - g/100) = 939,52 (1 - 0,25) = 704,64 тыс. руб.

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Т_ок = К_м/(DП_ч - DU_ам) = 480/(704,64 + 12) = 0,67 года.

Пример 4 Снижение потерь топлива на пуски котла

Мероприятие: проведение режимной наладки котла.

Результат: сокращение потерь топлива при пуске котла (см. приложение А).

1 Исходные данные

2 Расчет годового прироста балансовой прибыли

3 Расчет экономической эффективности

1 Годовой прирост чистой прибыли

DП_ч = DП_б (1 - g/100) = 160,13(1 - 0,25) = 120,1 тыс. руб.

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Т_ок = К_м/(DП_ч + DU_ам) = 100/120,1 = 0,83 года.

Пример 5 Изменение электрической и тепловой мощности ТЭЦ

Мероприятие: модернизация проточных частей ЦСД турбины Т-100-130.

Результат: увеличение отпуска электрической и тепловой энергии (варианты № 1 и 2); увеличение тепловой мощности с уменьшением электрической (вариант № 3) - см. приложение А.

1. ВАРИАНТ № 1

1.1 Исходные данные без учета фактора времени (дисконтирования)

1.2 Расчет годового прироста балансовой прибыли без учета фактора времени (дисконтирования)

1.3 Расчет экономической эффективности без учета фактора времени (дисконтирования)

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

1 Годовой прирост чистой прибыли

DП_ч = DП_б (1 - g/100) = 927,44 (1 - 0,25) = 695,58 тыс. руб.

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

 года.

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

1 Годовой прирост чистой прибыли

DП_ч = 7356,94(1 - 0,25) = 5517,71 тыс. руб.

2 Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

 года.

Как отмечалось, критериями эффективности проекта служат выполнения неравенств:

DП_ч > 0;

т_ок < т_пр,

где т_пр - приемлемый для всех участников проекта срок, в течение которого должны быть полностью возвращены единовременные затраты за счет дополнительной чистой прибыли полученной от внедрения мероприятия.

2. ВАРИАНТ № 2

2.1 Исходные данные с учетом фактора времени (дисконтирования)

2.2 Расчет стоимости сэкономленного топлива и прироста дохода вследствие увеличения отпуска электрической и тепловой энергии ТЭЦ с учетом фактора времени (дисконтирования)

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

2.3 Расчет экономического эффекта от увеличения мощности и отпуска электрической и тепловой энергии

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

3. ВАРИАНТ № 3

3.1 Исходные данные без учета фактора времени (дисконтирования)

3.2 Расчет стоимости сэкономленного топлива и прироста дохода вследствие увеличения отпуска электрической и тепловой энергии без учета фактора времени (дисконтирования)

3.3 Расчет экономической эффективности без учета фактора времени (дисконтирования)

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

1. Годовой прирост чистой прибыли

DП_ч = DП_б (1 - g/100) = 1050,05(1 - 0,25) = 787,54 тыс. руб.

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия;

Т_ок = К_м/(DП_ч + DU_ам) = 3200/(787,54 + 80) = 3,69 года.

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

1. Годовой прирост чистой прибыли

DП_ч = DП_б (1 - g/100) = 1650,41 (1 - 0,25) = 1237,81 тыс. руб.

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Т_ок = К_м/(DП_ч + DU_ам) = 3200/(1237,81 + 80) = 2,43 года.

Пример 6 Повышение надежности оборудования ТЭС

Мероприятие: замена ионного возбудителя тиристорным.

Результат: предотвращение недоотпуска энергии (см. приложение A)

1 Исходные данные

2 Расчет годового прироста балансовой прибыли

3 Расчет экономической эффективности

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

1. Годовой прирост чистой прибыли

DП_ч = DП_б (1 - g/100) = 536,41 (1 - 0,25) = 402,31 тыс. руб.

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Т_ок = К_м/(DП_ч + DU_ам) = 620/(402,31 + 15,5) = 1,48 года.

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

1. Годовой прирост чистой прибыли

DП_ч = DП_б (1 - g/100) = 3649(1 - 0,25) = 2736,75 тыс. руб.

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Т_ок = К_м/(DП_ч + DU_ам) = 620/(2736,75 + 15,5) = 0,23 года.

в) Предотвращение отказов (внеплановых пусков) оборудования

1. Годовой прирост чистой прибыли:

- на котлах и турбинах

DП_чкт = DП_бкт (1 - g/100) = 1857,11 (1 - 0,25) = 1392,83 тыс. руб.;

- на энергоблоках

DП_чб = DП_бб (1 - g/100) = 996,42 (1 - 0,25) = 747,32 тыс. руб.

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия:

- на котлах и турбинах

т_ок = к_м/(DП_чкт + DU_ам) = 620/(1392,83 + 15,5) = 0,44 года;

- на энергоблоках

т_ок = К_м/(DП_чб + DU_ам) = 620/(747,32 + 15,5) = 0,81 года.

Пример 7 Увеличение продолжительности межремонтного периода

Мероприятие: применение антикоррозионных покрытий узлов и деталей: труб поверхностей нагрева котла, лопаток турбины и труб паропроводов.

Результат: увеличение продолжительности межремонтного периода (МРП) вследствие повышения надежности металла и соответственно сокращения объема его контроля (см. приложение А).

1 Исходные данные

2 Расчет годового прироста балансовой прибыли

3 Расчет экономической эффективности

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

1. Годовой прирост чистой прибыли

DП_ч = DП_б (1 - g/100) = 593,22(1 - 0,25) = 444,92 тыс. руб.

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Т_ок = К_м/(DП_ч + DU_ам) = 860/(444,92 + 21,5) = 1,84 года.

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

1. Годовой прирост чистой прибыли

DП_ч = DП_б(1 - g/100) = 4232,42(1 - 0,25) = 3174,31 тыс. руб.

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Т_ок = К_м/(DП_ч + DU_ам) = 860/(3174,31 + 21,5) = 0,27 года.

Пример 8 Сокращение продолжительности ремонта

Мероприятие: внедрение схемы ускоренного расхолаживания турбоагрегата.

Результат: сокращение простоя в ремонте турбоагрегата за счет ускоренного его охлаждения после останова по сравнению с режимом естественного охлаждения (см. приложение А).

1 Исходные данные

2 Расчет годового прироста балансовой прибыли

3 Расчет экономической эффективности

а) При наличии резерва электрической и тепловой энергии

1. Годовой прирост чистой прибыли

DП_ч = DП_б (1 - g/100) = 405,14 (1 - 0,25) = 303,85 тыс. руб.

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Т_ок = К_м/(DП_ч + DU_ам) = 120/(303,8 + 3) = 0,39 года.

б) При дефиците электрической и тепловой энергии

1. Годовой прирост чистой прибыли

DП_ч = DП_б (1 - g/100) = 2644,64 (1 - 0,25) = 1983,48 тыс. руб.

2. Срок окупаемости единовременных затрат на проведение мероприятия

Т_ок = К_м/(DП_ч + DU_ам) = 120/(1983,48 + 3) = 0,06 года.

Приложение А

(справочное)

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА, ВЫПОЛНЕННЫЕ В ФОРМАТЕ Excel 7.0

Вариант № 2 примера 5

Список использованной литературы

1. Практические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике (c типовыми примерами). - М.: РАО «ЕЭС России», АО «Научный центр прикладных исследований», 1999.

2. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция) / Министерство экономики РФ; Министерство финансов РФ; ГК по строительству, архитектуре и жилищной политике. - М.: 2000.

СОДЕРЖАНИЕ