АЭУ АЭС с ВВЭР. Влияние эксплуатационных факторов на работу конденсатора

6.4ТЕХНИКО - КОНОМИЧЕСКОЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОЕКТА

 

Экономическое обоснование дипломного проекта  содержит определение капитальных  затрат на строительство АЭС, ежегодных  эксплуатационных расходов связанных  с производством электроэнергии, проектных технико-экомических показателей. Исходные данные занесены в таблицу 6.4.1

 

Таблица6.4.1- Исходные данные для расчета

Показатель	Обозначение	Величина
Установленная электрическая мощность. МВт	Nу	900
Число часов  использования установленной мощности, час в год	h	7200
Коэффициент расхода электроэнергии на собственные производительные нужды	Ксн	0.0482
КПД станции  брутто	hбр	0,319
Глубина выгорания  ядерного топлива МВт*сут/кг	В	50
Удельные капитальные  вложения,грн/кВт	k	8800
Штатный коэффициент, чел/МВт	n	1.42
Нормальный срок строительства, лет	Тстр	6
Стоимость 1кг ядерного топлива, Грн	Цт	9200
Стоимость вывоза 1кг ОЯТ, Грн	Цхр	2800
Оптовый  тариф за 1кВт*час электроэнергии  коп / кВт*час	Тэ	22,4

 

6.4.1 Расчет технико-экономических показателей работы энергоблока

6.4..2 Определение величины и структуры капитальных вложений. Капитальные вложения – инвестиции, направленные на создание основных фондов АЭС. Для данного энергоблока распределение капиталовложений занесено в таблицу 7.2.

На стадии эскизного  проекта величина капвложений определяется укрупнено по формуле:

 

К = k . NУ = 8800´900´1000 = 8360 млн. грн,

где:   k = 8800 грн / кВт – удельные капиталовложения;

N_У – установленная мощность ЭБ.

По величине капитальных затрат определяется примерная  технологическая структура капвложений в проектируемый энергоблок в зависимости от его типа по которой можно судить об основе затрат по каждому направлению финансирования.

Распределение  капиталовложений по видам затрат представлены в таблице 7.2.

 

 

 

Таблица 6.4.2– Распределение  капиталовложений по видам затрат

Основное содержание затрат	%	ВВЭР-1000 Млн. гривень
Подготовка территории Объекты основного производственного назначения Объекты подсобного назначения Объекты вспомагательного энергохозяйства Объекты транспорта и связи Внешние сети Благоустройство Временные здания и сооружения Прочие работы и затраты Содержание дирекции строящейся электрической станции Подготовка эксплуатационного персонала Проектные и изыскательные работы Непредвиденные работы Всего	0,6 68 2,2 6,2 2,2 2,0 0,6 2,7 3,5 0,25   0,15 1,6 10 100	50,16 5685 183,92 518,32 183,92 167,2 50,16 225,72 292,6 20,9   12,54 133,76 836 8360

 

6.4..2 Выработка и отпуск электроэнергии. Расчет выработки и отпуска электроэнергии определяется исходя из заданного в проекте режиме использования ЭБ в энергосистеме, который определяется числом часов использования установленной мощности из выражения:

 

WБРУТТО = NУ . h = 900´103 ´ 7200 = 6,84 . 109 кВт.час,

(

где:  W_БРУТТО – годовая энерговыработка;

h -  число  часов работы по установленной мощности в год; 

N_У – установленная мощность ЭБ.

Годовой отпуск электроэнергии в энергосистему  определяется с учетом расхода электроэнергии на СН определяется из выражения :

 

WНЕТТО = WБРУТТО(1 – КСН) =6,84 . 109 .(1-0,482) = 6,5322. 109 кВт.час,

(

где:   W_НЕТТО – количество отпущенной электроэнергии;

W_БРУТТО – годовая энерговыработка;

Ксн – коэффициент расхода электроэнергии на собственные производительные  нужды.

6.4..3 Годовые эксплуатационные расходы. Из выражения определим годовые издержки на производство электроэнергии, так называемые годовые эксплуатационные затраты:

 

Uгод =  Uт + Uа + Uрсм +  Uзп +Uпр + Uвн,

(

где:  U_т – затраты на топливо;

U_а - годовые амортизационные затрат;

U_зп – затраты на оплату труда промышленно-производственного персонала с отчислениями на социальное страхование, в фонд ликвидации последствий Чернобыльской катастрофы и  фонд занятости;

U_пр – прочие затраты;

U_рем – затраты на все виды ремонта;

U_вн – внепроизводственные расходы.

Затраты на топливо:

 

UТ=

где:   G_год – годовой расход ЯТ определяется из выражения (7.6);

Ц_т – цена за один килограмм ЯТ с учётом изготовления кассет и стоимости доставки;

Ц_хр – затраты на хранение и вывоз ОЯТ за пределы Украины.:

 

 

Амортизационные отчисления :

 

Uа = К . Hа . α = 8360 . 106 . 0,07 . 0,9 = 526,7 млн.грн,

где:   H_а = 7% - средняя норма амортизации по основным фондам;

α = 0,9 (не вся  стоимость по сметно-финаннсовому расчету  строительства  переводится в  первоначальную стоимость основных фондов).

Расходы на зарплату ППП с отчислением на соцстрахование,  в пенсионный фонд, фонд страхования безработицы:

 

Uзп = Rспис . ФЗП(1+К ' ) = 1349 .62400(1+0,3811) = 116,3  млн.грн,

 

где:   R_спис – среднесписочный состав ППП (промышленно производственного персонала);

Ф_ЗП – годовой фонд зарплаты ППП, может определятся через среднюю зарплату ППП ФЗП = 62400 грн/год;

К^' – суммарный коэффициент отчислений на соцстрахование, фонд занятости К' = 0,3811.

 

Rспис = nшт ´ Nу = 1,42 ´ 900 = 1349 чел,

 

где:  n_шт – штатный коэффициент всех блоков станции;

N_У – установленная мощность ЭБ.

U_рем - затраты на текущий ремонт. Определяются в зависимости от стоимости основных фондов из выражения :

 

Uрем = Крем . К . α = 0,03 . 8360 . 106 . 0,9 = 225,7 млн. грн,

 

где:   К_рем = 0,03 – коэффициент отчисления затрат на ремонт.

Прочие расходы, включают в себя затраты на вспомогательные материалы, работы по повышению безопасности, охрану, автотранспорт и другие общестанционные расходы из выражения :

 

UПР = КПР(Uа+Uзп+Uрем) = 0,15(526,7+116,3+225,7) = 130,305 млн.грн,

 

где:   К_ПР = 0,15 – коэффициент отнесения затрат на прочие расходы.

Внепроизводственные расходы, отчисления в централизованные и внебюджетные фонды, страховой фонд, охрану труда, финансовой поддержки и прочие из выражения :

 

Uвн = Wнетто . Тэ . 0,015 = 6,5322.109. 0,224 . 0,015 = 21,95 млн. грн,

где:   Т_Э – средний тариф за 1кВа ^. час.

Wнетто – электроэнергия, отпускаемая  с шин электростанции  в энергосистему кВт ^. час.

Итого:

 

U_год = U_т + U_а + U_рсм + U_зп +U_пр + U_вн,=225,3+526,7+225,7+116,3+130,305+21,95 =

= 1246 млн. грн.

 

6.4..4 Составляющие себестоимости единицы электроэнергии. Так как средняя тепловая нагрузка за отопительный период для теплофикации не превосходит 8% от общей тепловой мощности ЭБ, то можно условно отнести годовые эксплуатационные расходы АЭС на производство электроэнергии.

Тогда себестоимость 1кВт^.ч отпущенной электроэнергии определяется из выражения:

 

20,075 коп.

 

Топливная составляющая себестоимости из выражения :

 

коп.

 

Постоянная  составляющая себестоимости из выражения:

 

коп.

 

6.4..2 Определение прибыли, рентабельности, срока окупаемости, критического объема производства

 

6.4..1 Финансовые показатели. Доход от проекта определяется суммой выручки  от реализации электроэнергии по оптовой цене через национальный диспетчерский центр на энергорынке находим из выражения :

 

млн.грн.

 

Балансовая  прибыль определяется как разница между доходом от всех видов деятельности и издержками производства из выражения:

 

млн.грн.

 

Рентабельность производства из выражения :

 

.

 

Первичная стоимость  основных фондов из выражения :

 

млн.грн.

 

Оборотные средства из выражения :

 

млн.грн,

 

где:   Gполн – первоначальная загрузка реактора;

1,91 – коэффициент, учитывающий долю стоимости первоначальной топливной загрузки в величине оборотных средств.

Налог на прибыль предприятия из выражения :

 

млн. грн, ,

 

где:   П_Н – налогооблагаемая прибыль = Пбал;

а – ставка налога на прибыль 16%.

Чистая прибыль предприятия из выражения :

 

Пч=Пбал-Нпр=378,507-60,56=186,5  млн.грн ,

 

Критический объем производства из выражения :

 

кВт·ч.

 

где:   Uгод – годовые эксплуатационные расходы, грн;

Uт – затраты на топливо,  грн;

Тэ – тариф за кВт*час, коп;

Ст – топливная  составляющая в себестоимости 1 кВт*час, коп.

Коэффициент использования  установленной мощности КИУМ определяется из выражения :

.

 

6.4.2 Оценка экономической эффективности проекта. Оценку экономической эффективности можно произвести на основе дисконтированных денежных потоков за весь период жизненного цикла проекта. Определяются следующие показатели:

- чистая приведенная  прибыль (NPV);

- внутренняя  норма прибыли  (IRR);

- индекс доходности (PI);

- срок окупаемости  (Р);

Чистая приведенная прибыль (NPV) из выражения :

,

где:   D_t – доход от реализации в год;

U_t – эксплуатационные расходы без учета амортизации;

k_t – капитальные затраты в год;

H_t – налог на прибыль в году;

t – текущий  год расчета;

Т – конечный год эксплуатации равный нормативному сроку службы основного технологического оборудования;

r – ставка  дисконта, равная требуемой инвестором  норме прибыли. 

Внутренняя норма прибыли  (IRR) - превышение его значения над требуемой инвестором нормой прибыли из выражения

 

e(IRR) = r1 + NPV1( r2 – r1 )/( NPV1 – NPV2 ).,

 

Индекс прибыльности из выражения :

 

> 1.

 

Расчёт дисконтированных показателей при r = 5% приведен в таблице 7.3

Расчёт дисконтированных показателей при r = 7% приведен в таблице 7.4

 

Таблица 6.4.3 - Расчёт дисконтированных показателей при r = 5%

Поступления			Расходы			Прибыль
Годы		Доход Д	Капвл К	Эксп. расходы	Налоги	Чист.пр-ль	Диск.м-ль	Ч.дис.п-ль
Нач.эксп	Нач. стр.	млн.грн	млн.грн	млн.грн	млн.грн	млн.грн	5%	млн.грн
						г.2-(г.3,4,5)	(1+r)-t	г.6∙г.7
1		2	3	4	5	6	7	8
-	1	0	387	0	0	-387	0,952	-368,424
-	2	0	1063	0	0	-1063	0,907	-964,141
-	3	0	1785	0	0	-1785	0,864	-1542,24
-	4	0	2066	0	0	-2066	0,823	-1700,32
-	5	0	2056	0	0	-2056	0,784	-1611,9
-	6	0	1003	0	0	-1003	0,746	-748,238
1	7	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,711	503,516
2	8	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,677	479,4379
3	9	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,645	456,7761
4	10	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,614	434,8225
5	11	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,585	414,2853
6	12	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,557	394,4563
7	13	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,530	375,3354
8	14	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,505	357,6309
9	15	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,481	340,6346
10	16	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,458	324,3464
11	17	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,436	308,7665
12	18	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,416	294,6029
13	19	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,396	280,4393
14	20	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,377	266,9839
15	21	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,359	254,2366
16	22	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,342	242,1976
17	23	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,326	230,8667
18	24	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,310	219,5358
19	25	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,295	208,9131
20	26	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,281	198,9986
21	27	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,268	189,7922
22	28	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,255	180,5859
23	29	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,243	172,0877
24	30	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,231	163,5896
25	31	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,220	155,7996
26	32	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,210	148,7178
27	33	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,200	141,636
28	34	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,190	134,5542
29	35	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,181	128,1806
30	36	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,173	121,807
Итого		43890	8360	21579	1065,6	21245,4		118,628

 

Таблица 6.4..4 - Расчёт дисконтированных показателей при r = 7%

Поступления			Расходы			Прыбыль
Годы		Доход  Д	Капвл К	Эксп. расходы	Налоги	Чист.пр-ль	Диск.м-ль	Ч.дис.п-ль
Нач.эксп	Нач. стр.	млн.грн	млн грн	млн.грн	млн.грн	млн.грн	7%	млн.грн
						г.2-(г.3,4,5)	(1+r)-t	г.6∙г.7
1		2	3	4	5	6	7	8
-	1	0	387	0	0	-387	0,934	-361,458
-	2	0	1063	0	0	-1063	0,873	-927,999
-	3	0	1785	0	0	-1785	0,816	-1456,56
-	4	0	2066	0	0	-2066	0,762	-1574,29
-	5	0	2056	0	0	-2056	0,712	-1463,87
-	6	0	1003	0	0	-1003	0,666	-667,998
1	7	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,622	440,488
2	8	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,582	412,1608
3	9	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,543	384,5417
4	10	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,508	359,7554
5	11	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,475	336,3855
6	12	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,444	314,4319
7	13	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,414	293,1865
8	14	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,387	274,0657
9	15	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,362	256,3612
10	16	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,338	239,3648
11	17	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,316	223,7849
12	18	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,295	208,9131
13	19	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,276	195,4577
14	20	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,258	182,7104
15	21	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,241	170,6714
16	22	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,225	159,3405
17	23	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,210	148,7178
18	24	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,197	139,5115
19	25	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,184	130,3051
20	26	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,172	121,807
21	27	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,160	113,3088
22	28	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,150	106,227
23	29	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,140	99,1452
24	30	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,131	92,77158
25	31	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,122	86,39796
26	32	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,114	80,73252
27	33	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,107	75,77526
28	34	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,100	70,818
29	35	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,093	65,86074
30	36	1463	0	719,3	35,52	708,18	0,087	61,61166
Итого		43890	8360	21579	1065,6	21245,4		-607,569

 

Срок окупаемости определяется тем годом жизненного цикла проекта, когда значения NPV переходят из области отрицательных значений в области положительных.

При  r = 5 % NPV> 0, а при r = 7 %  NPV < 0 , при r = 5 % предприятие окупится через 22 года эксплуатации,  а при r = 7 % не окупается за время жизни проекта

Для: r = 0,05        NPV₁ =  1188,268 млн.грн.

       r = 0,07        NPV₂ = -607,569 млн.грн.

Внутренняя норма прибыли  (IRR) - превышение его значения над требуемой инвестором нормой прибыли:

 

e(IRR) = r₁ + NPV₁( r₂ – r₁ )/( NPV₁ – NPV₂ )= 0,05 + 1188,268(0,07-0,05) /

/(1188,268- (-607,569))*100 = 1,326  % .

Индекс прибыльности:

 

PI1 = Σ( Дt- Иt -Нt)(1+r )^-t / Σ Кt  (1 + r)^{- t} = 8123,533/6935,27 = 1,178

PI2 = Σ( Дt- Иt -Нt)(1+r )^-t / Σ Кt  (1 + r)^{- t} = 5844,61 /6452,18 = 0,906 .

 

Это значение соответствует реальной банковской ставке, под которой взят кредит.

Сводные технико-экономические  показатели сведены в таблицу 7.5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 6.4..5 – Сводные технико-экономические показатели

Показатель	Обозначение	Величина
Капиталовложение, млн.гр.	К	8360
Годовая выработка  электроэнергии, кВт/час	Wбрутто	6,84 . 109
Годовой отпуск с шин электроэнергии в энергосистему, кВт/час	Wнетто	6,532 . 109
Затраты на топливо, млн.гр.	Ut	225,3
годовые амортизационные  отчисления, млн.гр.	Ua	526,7
годовые затраты  на зарплату ППП, млн.гр.	Uз.п.	116,3
Затраты на текущий  ремонт, млн.гр.	Uрем	225,7
Прочие затраты, млн.гр.	Uпр	130,305
Внепроизводственные расходы, млн.гр.	Uвн	21,95
Годовые эксплуатационные расходы, млн.гр.	Uгод	1246
Себестоимость 1кВт часа	С	20,075
Топливная составляющая, коп.	Ст	3,45
Постоянная  составляющая, коп.	Сп	15,626
Доход, млн.гр.	Д	1463
Балансовая  прибыль	Пбал	222
Рентабельность  производства, %	Р	2,521
Налог на прибыль	Нпр	35,52
Чистая прибыль, млн.гр.	Пч	186,5
Критический объем  производства, кВт/час	Wrh	5356.106
Коэффициент использования  установленной мощности	КИУМ	0,822
Внутренняя норма прибыли %	e(IRR)	1,326
Индекс прибыльности	Р1	1,178

 

Строительство нового энергоблока при данных исходных технических параметрах экономически оправдано при привлечении кредита на условиях менее 7 % годовых. Привлечение кредита на данных условиях вполне реально для Украины, которая должна модернизировать свою энергетическую отрасль в ближайшие годы.