Оценка экономической эффективности когенерационной установки для ВУЗа Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

УДК 621.431

Д.А. Костин, А.В. Разуваев, Э.Ф. Кочеваткина ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ КОГЕНЕРАЦИОННОЙ УСТАНОВКИ ДЛЯ ВУЗА

В статье рассматривается проект применения газопоршневой малой ТЭЦ для обеспечения здания ВУЗа электрической и тепловой энергией. Рассматриваемая методика является адаптацией общей методики расчета экономической эффективности для малой энергетики, что позволяет инвесторам еще на стадии бизнес-предложения оценить экономическую эффективность предлагаемого проекта, а также принять решение о целесообразности вложения в него средств.

Энергетика, малая ТЭЦ, экономическая эффективность, срок окупаемости, чистый дисконтированный доход

D.A. Kostin, A.V. Razuvaev, E.F. Kochevatkina ECONOMIC EFFICIENCY OF A COGENERATION PLANT FOR A UNIVERSITY

This article discusses the project related with utilization of a small-scale gaz-piston CHP for supplying a university building with electric and thermal energy. The offered technique is used to adapt a common methodology for calculating cost-effectiveness of a small-scale power, which allows investors at the stage of business proposals to evaluate the cost effectiveness of the proposed project and make decisions relating the investments into the project. .

Energy, small CHP, economic efficiency, payback period, net discounted revenue

На современном этапе развития российского топливно-энергетического комплекса бизнес-процесс передачи, распределения и полезный отпуск потребителям электроэнергии осуществляют крупные энергетические компании, формирующие сложную структуру распределительного электросетевого комплекса. Наряду с этим, реформирование электроэнергетической отрасли и реализация мер по формированию оптового и розничных рынков электроэнергии предопределяет законодательно регламентируемое создание инфраструктуры рынков электроэнергии, включающую в себя системного оператора, администратора торговой системы, федеральную и региональные сетевые компании [1]. Наличие значительного числа организаций, осуществляющих инфраструктурное обслуживание данных бизнес-процессов, обусловливают значительное повышение тарифов на энергоносители для конечных потребителей, увеличивая их затраты на производство продукции или потребительские расходы.

В этих условиях независимая генерация электрической энергии, а также сопутствующей тепловой энергии является оптимальным способом снизить текущие операционные затраты для промышленных предприятий различных отраслей, субъектов малого и среднего бизнеса, жилищнокоммунальных служб, объектов социального назначения и собственников многоквартирных домов.

Одним из наиболее перспективных направлений развития российского топливноэнергетического комплекса является сооружение и эксплуатация малых ТЭЦ. Короткие сроки сооружения, относительно низкий уровень финансирования строительства, значительная энергоэффективность и надежность энергоснабжения малых ТЭЦ предопределяют их высокую привлекательность использования потребителями в качестве источника электро- и тепловой энергии для производства продукции или обеспечения процесса жизнедеятельности.

Безусловно, рассматривая сооружение малой ТЭЦ как инвестиционный проект, следует понимать, что его реализация возможна только при условии получения приемлемого уровня экономической эффективности, который выражается в снижении расходов на оплату электро- и тепловой энергии. Таким образом, эффективность инвестиционного проекта представляет собой экономическую категорию, отражающую соответствие проекта (принятых по поводу него технических, технологических, организационных и оптимизационно-финансовых решений) целям и интересам участников проекта [2].

Экономическая эффективность инвестиционного проекта оценивается в течение расчетного периода, охватывающего временной интервал от начала проекта до его окончания. Начало расчетного периода рекомендуется определять как дату начала вложения средств в инвестиционный проект. Расчетный период разбивается на шаги - отрезки времени, в пределах которых производится расчет данных, используемых для оценки финансовых показателей (месяцы, кварталы, годы) [3].

Экономическая эффективность инвестиционных проектов в малой энергетике возникает в результате экономии затрат потребителя в результате изменения использования источника электро- и тепловой энергии.

Целью оценки эффективности инвестиционного проекта по сооружению малой ТЭЦ является подтверждение или опровержение целесообразности замены существующей системы энергоснабжения потребителя собственным источником генерации энергоресурсов.

С математической точки зрения для признания инвестиционного проекта по сооружению малой ТЭЦ эффективным сумма экономии должна быть достаточна для покрытия в обозримом будущем всех инвестиционных вложений.

Помимо данного показателя, экономическая эффективность инвестиционных проектов оценивается посредством следующих критериев:

- чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- индекс доходности инвестиций (ИД);

- срок окупаемости инвестиций.

Ни один из перечисленных критериев сам по себе не является достаточным для принятия проекта. Решение об инвестировании средств в проект должно приниматься с учетом значений всех перечисленных критериев и интересов всех участников инвестиционного проекта [3].

В данной статье рассматривается проект применения малой ТЭЦ на базе газопоршневых двигателей для обеспечения здания Балаковского института техники, технологии и управления электрической и тепловой энергией. Положительным эффектом от внедрения такой установки станет развитие материально-технической базы ВУЗа за счет экономии средств на оплату электроэнергии и тепла по действующим тарифам, которые можно будет использовать для приобретения нового учебного оборудования, стимулирование и повышение престижа научной деятельности, что соответствует статьям Федерального закона № 261 от 23 ноября 2009 г. «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности».

Для начала определим состав капитальных затрат. В данном случае к ним относятся: стоимость самой когенерационной установки, стоимость проектных работ, стоимость блок-контейнера или строительства здания под мини-ТЭЦ, стоимость монтажных работ, затраты на проектирование, монтаж и пуско-наладочные работы газопровода, стоимость обучения обслуживающего персонала. Общая сумма капитальных затрат составила 20 966 000 руб.

При этом наибольшие затраты связаны с приобретением когенерационной установки, стоимость которой составляет 800 евро за 1 кВт электрической мощности. Проектируемая мини-ТЭЦ состоит из трех газопоршневых агрегатов мощностью 110 кВт каждый, что обеспечивает покрытие нужд института в электроэнергии, а также одного резервного агрегата, который включается в работу в случае непредвиденных остановов, поломок или ремонта одного из основных агрегатов для предотвращения падения мощности или отключения электроэнергии, или же может использоваться для покрытия пиковых нагрузок. Таким образом, стоимость установки составила 14 080 000 руб.

Затраты на проектные, монтажные, пуско-наладочные работы, а также стоимость блок-контейнера определялась в процентном соотношении от стоимости установки. В сумме эти затраты составили 4 752 000 руб.

Стоимость прокладки 400 м газопровода вместе с пуско-наладочными работами составляет 520 000 руб., а стоимость обучения персонала - 30 000 руб.

Для определения экономии от применения малой ТЭЦ, нужно сначала определить затраты на ее эксплуатацию, а также затраты при оплате энергии от центральных сетей на время, соответствующее периоду эксплуатации малой ТЭЦ (сроку службы), который составляет примерно 12 лет.

Но точные затраты по оплате энергии мы можем назвать только для текущего времени. Для определения затрат на прогнозный период необходимо проанализировать затраты за предыдущие периоды и вычислить их темпы роста. Эти данные были получены из энергетического паспорта института, составленного по результатам обязательного энергетического обследования.

Темпы роста можно определить по следующей формуле:

Т = п"Ут0 ■ Т1 ■ т2 ■ ...■ тп, (1)

где т0 = 1 - поскольку характеризует текущий период, тп - коэффициент, характеризующий изменение затрат.

З

п

п,

Зп-1

где Зп - затраты в рассматриваемом периоде, Зп-1 - затраты в предыдущем периоде. За три предыдущих года темпы роста оплаты за электроэнергию составили:

2965999,64 3500129,7

(2)

Т Vі ^1^2 Iі • 2809644,83 • 2965999,64 1,12

Аналогичным способом рассчитываются темпы роста оплаты за тепло и затрат на техническое обслуживание энергосистемы института, которые составят 1,25 и 1,07 соответственно.

Тогда, прогнозируемые затраты составят:

З* = Зе_1 • Т, (3)

где З1 - затраты в интересующем прогнозном периоде, Зц - затраты в предыдущем прогнозном периоде.

Эта формула справедлива для определения затрат как на электро- и тепловую энергию, так и на техническое обслуживание объекта.

Для краткости расчеты затрат приведены для первого и последнего прогнозных периодов. Затраты на электроэнергию в первом периоде:

З1 = 3500129,7 • 1,12 = 3906613,94 руб.

В последнем периоде:

З12 = 11720983,79 • 1,12 = 13082189,1 руб.

Затраты на тепло:

Зт1 = 5115704,09 • 1,25 = 6373918,005 руб.

Зт12 = 57466803,29 • 1,25 = 71600836,47 руб.

Затраты на техобслуживание:

Зто1 = 520000 • 1,07 = 558983,2 руб.

Зто12 = 1151735,91 • 1,07 = 1238078,9 руб.

Аналогичным образом рассчитываются затраты на весь прогнозируемый период, соответствующий сроку службы малой ТЭЦ.

Затраты на эксплуатацию малой ТЭЦ включают в себя: затраты на топливо, масло, техническое обслуживание и текущий ремонт установки, а также заработную плату обслуживающего персонала. При этом, затраты на топливо и масло зависят от мощности, на которой работает малая ТЭЦ.

Поэтому очень важным вопросом при проектировании газопоршневой мини-ТЭЦ является определение среднеэксплуатационной электрической мощности установки [4]. Для этого нужно проанализировать график энергопотребления объекта.

Расход топлива можно определить по следующей формуле:

= 12,16 ) 0,186 • Реср, (4)

где Реср - среднеэксплуатационная мощность установки, кВт.

Данная формула получена на основе анализа экспериментальных данных, полученных для двигателя 6ЧН 21/21 ГДГ 80 мощностью 500 кВт.

Г одовое потребление газа:

"(г = "г • Тг, (5)

где Тг - максимальное годовое число часов работы.

Годовые затраты на газ:

Сгаз "(г • Цг, (6)

где Цг - цена газа, руб ./тыс.м .

Расход масла определяется по формуле:

"м = 3м • 4еср • Тг, (7)

где дм - норма расхода масла с учетом замены, для двигателя 6ЧН 21/21 дм = 0,8 г/кВт-ч;

Г одовая стоимость масла:

См = "м • ^ (8)

где Цм - цена масла, руб./кг.

Как видно из формул (6) и (8), для того, чтобы спрогнозировать затраты на топливо и масло,

достаточно спрогнозировать рост цен на них. Темп роста цен также определяется по формуле (1).

Годовые затраты на газ в первом прогнозном периоде составят:

Сга31 = 462,41 • 3360 = 1553707,01 руб/год В последнем периоде:

Сгаз12 = 462,41 • 5741,54 = 2654943,76 руб/год Годовые затраты на масло в первом прогнозном периоде:

См1 = 1520,64 • 30 = 45619,2 руб/год

В последнем периоде:

См12 = 1520,64 • 109,75 = 166888,16 руб/год Г одовая стоимость технического обслуживания

СТО = Сраб.ТО + Сзч.ТО, (9)

где Сзч то - стоимость запасных частей и расходных материалов, Сраб.ТО - годовая стоимость работ по

техническому обслуживанию, зависит от трудоемкости работ и стоимости нормо-часа.

Г одовая стоимость текущих ремонтов

СТР = Сраб.ТР + Сзч.ТР + СкомТР, (10)

где СзчТР - стоимость запасных частей и расходных материалов, СкомТР -командировочные расходы,

СрабТР - годовая стоимость работ по текущему ремонту.

Для прогнозирования затрат на техническое обслуживание и текущий ремонт нужно рассчитать изменение стоимости нормо-часа работ.

Стоимость техобслуживания в первый период составит:

СТО1 = 93310 ) 65250 = 158562 руб/год

В последнем периоде:

СТО12 = 119940,58 ) 92984,02 = 212924,6 руб/год Затраты на текущие ремонты:

СТР1 = 103680 ) 315900 ) 18600 = 438180 руб/год СТР12 = 118001 ) 346509,89 ) 21169 = 485680 руб/год Для расчета заработной платы персонала, достаточно проанализировать изменения средней ставки за последние несколько лет. Анализ информации в Интернете показал, что средняя заработная плата по Саратовской области увеличилась за год на 11,2%. Если принять ставку заработной платы на данный момент равной 17740 руб. в месяц на человека, а для обслуживания малой ТЭЦ при трехсменной работе необходимо 4 человека, то заработная плата за год составит 851 520 руб. Учитывая рост заработной платы, в следующем году она составит:

Сзар^ = 851520 ) 851520 • 0,112 = 946890,24 руб.

В последнем периоде:

Сзарт = 2213797,7 ) 2213797,7 • 0,112 = 2461743,08 руб.

Немаловажным фактором является также и амортизация. Согласно линейному методу расчета сумма амортизации составит:

, А = СПИ, (11)

где К’ - капитальные затраты, за вычетом стоимости обучения персонала.

СПИ - срок полезного использования. Сроком полезного использования признается период, в

течение которого объект основных средств выполняет свое служебное назначение.

20936000

А =-----------= 1744666,67 руб.

12

При этом сумма амортизации должна равномерно распределяться на весь период эксплуатации:

1744666,67 At =------12-----= 145388,89 руб.

Как отмечалось выше, экономия при использовании мини-ТЭЦ достигается за счет разности затрат при существующей системе энергоснабжения и затрат на эксплуатацию мини-ТЭЦ. Но здесь также необходимо учесть величину дисконтирования.

Эд = Э • Вд, (12)

где Эд - дисконтированная сумма, Э - сумма экономии, кд - коэффициент дисконтирования в рассматриваемом периоде:

кД = (ТГЕГ (13)

где Е - ставка дисконтирования, определяемая для каждого периода; t - номер периода.

Ставку дисконтирования можно определить по следующей формуле [5]:

Е = (1 + гбр) • (1 + i) • (1 + Нспец) - 1, (14)

где гбр - безрисковая норма доходности, определяемая как эффективная годовая доходность по депозитным операциям tom-next ЦБ РФ, i - ожидаемый темп инфляции, ^пец - премия за специфический риск вложения в интеллектуальный продукт (определятся индивидуально для каждого проекта) [6].

Ставка дисконтирования рассчитывается для каждого из прогнозируемых периодов:

Е1 = (1 + 0,0475) • (1 + 0,063) • (1 + 0,06) - 1 = 0,18 Е12 = (1 + 0,2065) (1 + 0,005) (1 + 0,06) - 1 = 0,29

Тогда коэффициент дисконтирования в первом и в последнем периодах будет равен:

1

Вд1 = (1 + 0,18)1 = 0,85

Вд12 = (1 + 0,29)12 = 0,063

Таким образом, дисконтированная сумма составит:

ЭД1 = 9855196,74 • 0,85 = 8349724,32 руб.

ЭД12 = 64775144,85 • 0,063 = 6177300,7 руб.

Для определения срока окупаемости необходимо рассчитать денежные потоки:

- совокупный приведенный денежный поток

СПД, = Эд, + At, (15)

СПД1 = 8349724,32 + 145388,89 = 8495113,21 руб.

СПД12 = 6177300,7 + 145388,89 = 5200916,85 руб.

- накопленный чистый денежный поток вычисляется для каждого периода,

НЧД, = СПД, + НЧДе_1, (16)

При этом на начальном этапе реализации проекта НЧД равен капитальным затратам.

НЧД1 = СПД1 + (-К) = 8495113,21 - 20966000 = -12470886,79 руб.

НЧД12 = 5200916,85 + 65517105,7 = 70718022,55 руб.

Чистый дисконтированный доход характеризует превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами для данного проекта [2].

Формула для расчета чистого дисконтированного дохода будет выглядеть следующим образом [3]:

Zftt - 3t v S

(TW-Zo+r (17)

t=0 t=0

где (Rt - 3t) - общая величина годового дохода, то есть эффект, достигаемый на t-м шаге расчета; Rt - результаты, достигаемые на t-м шаге расчета; 3t - затраты, осуществляемые на том же шаге расчета,

при условии, что в них не входят капиталовложения; Т - горизонт расчета (продолжительность рас-

четного периода), он равен номеру шага расчета, на котором производится закрытие проекта; Е -ставка дисконтирования; К - капитальные затраты.

Для нашего проекта ЧДД за 12 лет будет равен НЧД в последнем периоде:

ЧДД = 70718022,55руб.

Индекс доходности представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине капитальных вложений.

т

ИД = г1(и-З1)-—у, (18)

(1 + £)*'

г=о

Если ИД > 1, то проект следует принять;

ИД < 1, то проект следует отвергнуть;

ИД = 1, то проект не является ни прибыльным, ни убыточным [7].

В данном случае:

70718022,55

ИД =--------------= 3,37

“ 20966000

Срок окупаемости будет равен отношению НЧД, взятого по модулю, к СПД в том периоде, когда значение НЧД становится положительным, плюс предыдущие периоды:

|НЧДе-1|

Т“" = ((-1)+ адт (19)

Также, необходимо задаться условием, что срок окупаемости не должен превышать 5 лет.

|НЧД2| 3588445,035

Т“ = 2 + -ЩТ = 2 + 9026345,375 = 24 Г0Да

Полученный срок окупаемости менее 5 лет, что в совокупности с показателями ЧДД и ИД говорит об эффективности предлагаемого проекта.

В заключение хочется отметить, что капитальные затраты были определены приближенно на основании экспертных рекомендаций и могут отличаться от реальных на 20-30% как в большую, так и в меньшую сторону. Но такая погрешность не оказывает существенного влияния на результаты расчета, что в очередной раз доказывает эффективность предлагаемого инвестиционного проекта.

ЛИТЕРАТУРА

1. Постановление Правительства Российской Федерации от 11 июля 2001 г. № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» [по состоянию на 20.03.2013] - Режим доступа. URL: http://base.consultant.ru/cons/cgi/online.cgi?req=doc;base=LAW;n=143874 (дата обращения 01.10.2013)

2. Бригхем Ю.Финансовый менеджмент: Полный курс: в 2 т. / Ю. Бригхем, Л. Гапенски; Пер. с англ. под ред. В.В. Ковалева. СПб: Экономическая школа, 2001. 238 с.

3. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов, третья редакция, 2008 г. http://www.ocenchik.ru/method/investments/1240/

4. Костин Д.А. Зависимость срока окупаемости мини-ТЭЦ от ее средней электрической мощности / Д.А. Костин, А.В. Разуваев // Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики и пути их решения: сб. тр. Междунар. науч. конф. Саратов: СГТУ, 2012. С. 329-335.

5. Манагаров Р.И. Обзор методов расчета ставки дисконтирования.

http: //www. cfin. ru/finanalysis/math/discount_rate. shtml

6. Виленский П.Л. Оценка эффективности инвестиционных проектов. Теория и практика: учеб. пособие / П.Л. Виленский, В.Н. Лившиц, С.А Смоляк.. М.: Дело, 2002. 888 с.

7. Инвестиции: учеб. / С.В. Валдайцев, П.П. Воробьев и др.; под ред. В.В. Ковалева, В.В. Иванова, В.А. Лялина. М.: ТК Велби, Проспект, 2004. 440 с.

Костин Дмитрий Александрович -

аспирант Балаковского института техники, технологии и управления (филиала) Саратовского государственного технического университета имени Гагарина Ю.А.

Разуваев Александр Валентинович -

доктор технических наук, доцент Балаковского института техники, технологии и управления (филиала) Саратовского государственного технического университета имени Гагарина Ю.А.

Кочеваткина Элина Фаритовна -

кандидат экономических наук Балаковского института техники, технологии и управления (филиала) Саратовского государственного технического университета имени Гагарина Ю.А.

Dmitry A. Kostin -

Postgraduate

Balakovo Institute of Engineering, Technology and Managements (Branch),

Yuri Gagarin State Technical University of Saratov

Alexander V. Razuvaev -

Dr. Sc., Associate Professor

Balakovo Institute of Engineering, Technology

and Managements (Branch),

Yuri Gagarin State Technical University of Saratov

Elina F. Kochevatkina -

Ph. D.

Balakovo Institute of Engineering, Technology and Managements (Branch),

Yuri Gagarin State Technical University of Saratov

Статья поступила в редакцию 11.09.13, принята к опубликованию 15.12.13