Технико-экономическое обоснование проекта
На стадии технико-экономического обоснования проекта необходимо провести оценку экономической эффективности каждого из рассматриваемых вариантов. Для этого существуют различные методики.
До 1994 года широко использовалась методика оценки эффективности капитальных вложений с использованием таких показателей, как приведенные затраты 
и срок окупаемости 
. В качестве лучшего выбирался вариант, имеющий меньшие приведенные затраты или меньший срок окупаемости. В частности, эта методика лежит в основе выбора экономически целесообразных сечений проводников методом экономической плотности тока или методом экономических интервалов.
В настоящее время в условиях перехода экономики России к рыночным отношениям эта методика считается устаревшей. В 1994 г. на правительственном уровне была утверждена методика [12], основанная на интегральных критериях экономической эффективности инвестиционных проектов. Именно эту методику рекомендуется использовать для технико-экономического обоснования проекта.
При использовании этой методики оценка инвестиционного проекта осуществляется в пределах так называемого расчетного периода (или горизонта расчета), который охватывает время строительства и время эксплуатации объекта. При этом срок эксплуатации принимается равным средневзвешенному нормативному сроку службы основного технологического оборудования. При необходимости учитываются и мероприятия, связанные с ликвидацией объекта. Горизонт расчета измеряется количеством шагов расчета. Для электрической сети в качестве шага расчета допускается принимать 1 год.
На каждом шаге определяется эффект, который представляет собой разность между результатами (доходами), полученными от реализации проекта и затратами всех участников проекта, как финансовыми, так и производственными (в стоимостном выражении). Затем на основе эффектов, рассчитанных для всех шагов, определяются некие интегральные показатели (о них ниже), характеризующие проект в целом. Для того, чтобы можно было соизмерять эффекты, достигаемые на разных шагах (то есть в разное время), все они приводятся (дисконтируются) к их ценности в какой-то один момент времени (обычно – момент окончания первого шага). В качестве цен используются так называемые базисные цены, сложившиеся в народном хозяйстве к моменту начала осуществления проекта. В случае необходимости учета изменения цен и инфляции вводятся индекс изменения цен и дефлирующий множитель.
5.1 Критерии оценки экономической эффективности вариантов
Методикой [12] рекомендуются следующие критерии экономической эффективности:
-чистый дисконтированный доход (ЧДД);
-индекс доходности (ИД);
-внутренняя норма доходности (ВНД);
-срок окупаемости.
Возможно использование и других критериев, отражающих специфику проекта или интересы его участников.
Чистый дисконтированный доход определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период: ЧДД 
.
Здесь 
- номер шага расчета;
- результаты, достигаемые на t-ом шаге расчета;
- затраты, осуществляемые на том же шаге;
- коэффициент дисконтирования на t-ом шаге расчета.
Коэффициент дисконтирования рассчитывается, на основании нормы дисконта Е, равной приемлемой для инвестора норме дохода на капитал. Если инвестирование проекта осуществляется за счет собственного капитала, то норма дисконта принимается несколько выше (за счет инфляции и инвестиционного риска), чем банковский процент по депозитным вкладам. Если капитал является заемным, то норма дисконта принимается равной процентной ставке по займам. Если норма дисконта постоянна в течение всего расчетного периода, то коэффициент дисконтирования на t-ом шаге определяется по формуле: 
. Если же норма дисконта меняется, то используют формулу:
.
Срок эксплуатации электроэнергетических объектов обычно достаточно велик – несколько десятилетий. При этом, начиная уже со второго десятка лет, коэффициенты дисконтирования получаются настолько малыми, что соответствующие этим годам эффекты не могут оказать существенного влияния на ЧДД. Поэтому при оценке эффективности проектов в электроэнергетике вполне достаточно ограничится горизонтом расчета в 15 лет.
Если ЧДД проекта положителен, то проект эффективен, если отрицателен, то неэффективен. Из нескольких вариантов проекта с положительными ЧДД эффективнее тот, у которого ЧДД выше.
Так как капитальные вложения в проект обычно осуществляются только на первых шагах его реализации, то на практике чаще пользуются модифицированной формулой для определения ЧДД. Для этого капитальные вложения исключаются из состава затрат и учитываются отдельно:
ЧДД 
.
Здесь 
- затраты на t –ом шаге за вычетом капиталовложений;
- сумма дисконтированных капиталовложений в проект;
- капиталовложения на t –ом шаге.
В этом случае разность 
называется приведенным эффектом.
При постоянной норме дисконта, в отсутствие роста цен и инфляции для вычисления ЧДД используется формула:
ЧДД = 
.
Индекс доходностипредставляет собой отношение суммы приведенных эффектов расчетного периода к сумме капиталовложений:
ИД 
.
При оценке проектов по индексу доходности критерием эффективности проекта будет выполнение неравенства: ИД > 1, причем, чем выше ИД, тем эффективнее проект.
Внутренняя норма доходности (ВНД) – это та норма дисконта 
, при которой сумма приведенных эффектов равна сумме капиталовложений. Для определения ВНД необходимо решить уравнение:
.
Если ВНДравна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, то инвестиции в данный проект оправданы, если меньше, то инвестиции нецелесообразны. И, соответственно, из нескольких вариантов проекта выгоднее тот, который дает большую ВНД.
Срок окупаемости – это период, начиная с которого первоначальные вложения и другие затраты перекрываются суммарными результатами осуществления проекта. Его можно определить, решив уравнение:
.
Здесь b - минимальное положительное число, делающее Ток целым.
Ни один из критериев сам по себе не является достаточным для принятия решения. Решение об инвестировании средств в проект должно приниматься с учетом значений всех критериев и интересов всех участников инвестиционного проекта.
Социальные, экологические и иные результаты проекта, не поддающиеся стоимостной оценке, рассматриваются, как дополнительные критерии, и также учитываются при принятии решения.
5.2 Пример оценки экономической эффективности вариантов
В качестве примеров предварительного расчета рассмотрены расчеты вариантов 3, 8 и 10, отобранных в п.3.4. Они представляют собой радиально-магистральную сеть, комбинированную сеть и сложно-замкнутую сеть. Исходные данные для оценки экономической эффективности этих вариантов взяты из примера п. 4.7.
Для всех вариантов делаем следующие допущения.
1.Сооружение сети продолжается 3 года. Инвестирование проекта осуществляется за счет собственных и заемных средств. Распределение капитальных вложений по годам принимаем следующим:
- первый год - 60000 тыс.руб./ год (собственные средства);
- второй год - 30000 тыс.руб./ год (заемные средства);
- третий год - оставшиеся капитальные вложения (заемные средства).
Плата за кредит – 25% годовых. Погашение кредита начинается на четвертый год после начала строительства. Погашение производится равными долями в течение 5 лет (по 20% в год ).
2.Частичная эксплуатация сети начинается через год после начала строительства. На первом году эксплуатации потребителям будет отпущено 50% от расчетного количества электроэнергии, на втором – 80%, на третьем – все расчетное количество. В последующие годы отпуск электроэнергии потребителям остается неизменным.
3.Горизонт расчета принимаем 15 лет. Шаг расчета устанавливаем 1 год.
4.Тариф на покупаемую электроэнергию (на шинах подстанций энергосистемы 35…220 кВ) для шага 0 принимаем 1,1 руб/кВт∙ч. Принимаем также, что в последующие годы тариф на покупаемую электроэнергию растет на 1% в год. Тариф на электроэнергию, отпускаемую потребителям с шин 6-10 кВ, принимаем на 10% выше.
5.Норму дисконта принимаем равной 0,15.
6.Норму отчислений на эксплуатацию принимаем 6% на все оборудование.
7.Для оценки требуемых капитальных вложений будем пользоваться укрупненными показателями стоимости на 1990 год [3]. Для учета последующего изменения цен введем коэффициент удорожания и примем его равным 18.
8.Инфляцию не учитываем.
Начнем с варианта 3, то есть с радиально-магистральной сети.
Стоимость сооружения линии А-1 составит:
Здесь 
, - стоимость сооружения 1 км двухцепной ВЛ-35 кВ на железобетонных опорах с проводами марки АС-120/19 для III района по гололеду, по [3, табл. 6.100].
- протяженность линии А-1.
- коэффициент удорожания.
Стоимость сооружения остальных линий определяем аналогично. Результаты сводим в таблицу 5.1.
Таблица 5.1-Капитальные вложения в ВЛ радиально-магистральной сети
| Линия | Uном, кВ | Кол-во цепей | Марка провода | К0, тыс. руб./км | L, км | КВЛ, тыс. руб. |
| А-1 | АС-120/19 | 17,3 | ||||
| А-2 | АС-120/19 | 20,4 | ||||
| 2-3 | АС-120/19 | 17,3 | ||||
| 2-4 | АС-120/19 | 20,4 | ||||
| 4-5 | АС-120/19 | 20,4 | ||||
| 5-6 | АС-120/19 | 20,4 | ||||
| Итого, воздушные линии |
Определяем капитальные вложения в подстанции.
Стоимость сооружения ПС1 определяем с использованием [6.табл.6.134].
Здесь 
- стоимость КТПБ с двумя трансформаторами по 6,3 МВА и одной рабочей секционированной с выключателем системой шин на стороне ВН.
Стоимость сооружения остальных ПС определяем аналогично. Результаты сводим в таблицу 5.2..
Общие капитальные вложения в сооружение электрической сети:
Разбиваем эти капитальные вложения по годам строительства. В денежном выражении это составляет 60000 тыс.руб./год, 30000 тыс.руб./год и 20347 тыс.руб./год. Вносим их в первую строку таблицы 5.7.
Таблица 5.2-Капитальные вложения в подстанции радиально-магистральной сети
| ПС | Uном, кВ | nтр | Sтр ном, кВА | К, тыс.руб. | КПС, тыс.руб. |
| 35/6 | |||||
| 110/35/10 | |||||
| 35/6 | |||||
| 110/6 | |||||
| 110/10 | |||||
| 110/6 | |||||
| РПП | Ячейка КРУ 35 кВ с выключателем - 2 шт [6, табл.6.114] | ||||
| Ячейка 110 кВ с выключателем - 4 шт | |||||
| Итого, подстанции: |
Остальные расчеты проводим в таблице 5.7.
Во вторую строку таблицы помещаем платежи в счет погашения кредита. Погашение кредита производится с 3-го по 7-ой шаг по 20% от суммы займа, то есть по 10069 тыс. руб./ год.
В третью строку таблицы вписываем процентные платежи за кредит. На шаге 0 плата за кредит отсутствует, так как были использованы только собственные средства. На шаге 1 проценты за кредит составляют 25% от капитальных вложений, сделанных на шаге 1, поскольку это уже заемные средства. Это составляет 7500 тыс. руб./год. Соответственно проценты за кредит на шагах 2 и 3 составляют 25% от суммы капитальных вложений на шагах 1 и 2, то есть 12587 тыс. руб./год. Начиная с шага 4 и до шага 7 включительно, в результате постепенного погашению кредита процентные платежи за кредит ежегодно снижаются на 20 процентных пунктов (то есть на 2518 тыс.руб./год).
Далее для каждого шага определяем отчисления на обслуживание из расчета 6% от всех капитальных вложений, сделанных за предыдущие годы и заполняем четвертую строку таблицы.
В пятую строку таблицы вносим тариф на электроэнергию.
Затраты на покупку электроэнергии (шестая строка таблицы) определяем по формуле: 
Здесь сэ – тариф на электроэнергию; на шаге 1 равен 1,11 руб/кВт∙ч.
k - коэффициент, учитывающий изменение объема покупаемой электроэнергии по годам. В соответствии с принятыми допущениями на шагах 1 и 2 он равен 0,5 и 0,8. На шаге 3 и на последующих шагах k = 1,0.
На шаге 1 затраты на покупку электроэнергии составит:
В седьмую строку таблицы помещаем общие затраты. Они определяются суммированием данных второй, третьей, четвертой и шестой строк.
В восьмую строку помещаем результаты, получаемые от реализации проекта. В данном случае единственный результат работы электрической сети - это выручка от продажи электроэнергии потребителям. Ее определяем по формуле:
На шаге 1 выручка от продажи электроэнергии потребителям составит:
Приведенный эффект на каждом шаге расчета определяем, вычитая из результата общие затраты (без капитальных вложений), и заполняем восьмую строку таблицы.
В девятую строку помещаем значения коэффициента дисконтирования. В качестве примера приведем расчет коэффициента дисконтирования для шага 6:
И, наконец, в последней строке таблицы определяем на каждом шаге чистый дисконтированный доход. На шаге 0 он отрицательный и равен капитальным вложениям. На шаге 1 к нему добавляется приведенный эффект (с учетом дисконтирования):
На шаге 2: 
Капитальные вложения на шагах 1 и 2 не учитываем, так как они сделаны за счет заемных средств.
Расчеты на остальных шагах производим аналогично.
Чистый дисконтированный доход для этого варианта, то есть для радиально-магистральной сети за все 15 шагов составит 35361 тыс.руб. Срок окупаемости 
Повторяем расчет для варианта 8 (комбинированная сеть).
Расчет стоимости сооружения линий проводим аналогично, с использованием [3, табл. 6.99]. Результаты сводим в таблицу 5.3
Таблица 5.3-Капитальные вложения в ВЛ комбинированной сети
| Линия | Uном, кВ | Кол-во цепей | Марка провода | К0, тыс. руб./км | L, км | КВЛ, тыс. руб. |
| А-1 | АС-150/24 | 13,2 | ||||
| 1-3 | АС-150/24 | 13,2 | ||||
| 3-2 | АС-150/24 | 13,2 | ||||
| А-2 | АС-150/24 | 13,2 | ||||
| 2-6 | АС-120/19 | 20,4 | ||||
| А-4 | АС-120/19 | 20,4 | ||||
| 4-5 | АС-120/19 | 13,1 | ||||
| Итого, воздушные линии |
Так же, как и для радиально-магистральной сети, с использованием [6.табл.6.113, 6.114 и 6.134] определяем капитальные вложения в подстанции. Результаты помещаем в таблицу 5.4.
Таблица 5.4-Капитальные вложения в подстанции комбинированной сети
| ПС | Uном, кВ | nтр | Sтр ном, кВА | К, тыс.руб. | КПС, тыс.руб. |
| 110/6 | |||||
| 110/10 | |||||
| 110/6 | |||||
| 110/6 | |||||
| 110/10 | |||||
| 110/6 | |||||
| РПП | Ячейка 110 кВ с выключателем - 4 шт [3, табл.6.114] | ||||
| Итого, подстанции: |
Общие капитальные вложения в сооружение электрической сети:
Разбиваем эти капитальные вложения по годам строительства. В первый год это составляет 60000 тыс.руб./год, во второй год 30000 тыс.руб./год и в третий - 20527 тыс.руб./год. Вносим их в первую строку таблицы 5.8. Остальные расчеты экономической эффективности этого варианта производим в таблице 5.8 аналогично варианту с радиально-магистральной сетью.
Повторяем расчет для варианта 10 (сложно-замкнутая сеть).
Расчет стоимости сооружения линий проводим аналогично, с использованием [3, табл. 6.99]. Результаты сводим в таблицу 5.5.
Таблица 5.5-Капитальные вложения в ВЛ сложно-замкнутой сети
| Линия | Uном, кВ | Кол-во цепей | Марка провода | К0, тыс. руб./км | L, км | КВЛ, тыс. руб. |
| А-1 | АС-150/24 | 13,2 | ||||
| 1-3 | АС-150/24 | 13,2 | ||||
| 3-2 | АС-120/19 | 13,1 | ||||
| А-2 | АС-185/29 | 13,8 | ||||
| А-4 | АС-185/29 | 13,8 | ||||
| 4-5 | АС-150/24 | 13,2 | ||||
| 5-6 | АС-120/19 | 13,1 | ||||
| 2-6 | АС-150/24 | 13,2 | ||||
| Итого, воздушные линии |
Так же, как и для радиально-магистральной сети, с использованием [6.табл.6.113, 6.114 и 6.134] определяем капитальные вложения в подстанции. Результаты помещаем в таблицу 5.6.
Таблица 5.6-Капитальные вложения в подстанции сложно-замкнутой сети
| ПС | Uном, кВ | nтр | Sтр ном, кВА | К, тыс.руб. | КПС, тыс.руб. |
| 110/6 | |||||
| 110/10 | |||||
| 110/6 | |||||
| 110/6 | |||||
| 110/10 | |||||
| 110/6 | |||||
| РПП | Ячейка 110 кВ с выключателем - 3 шт [3, табл.6.114] | ||||
| Итого, подстанции: |
Общие капитальные вложения для этого варианта составят:
Таблица 5.7-Расчет чистого дисконтированного дохода при сооружении радиально-магистральной сети*
| Показатели | Единицы | Величина показателя по шагам (годам) | ||||||||||||||
| Шаг 0 | Шаг 1 | Шаг 2 | Шаг 3 | Шаг 4 | Шаг 5 | Шаг 6 | Шаг 7 | Шаг 8 | Шаг 9 | Шаг 10 | Шаг 11 | Шаг 12 | Шаг 13 | Шаг 14 | ||
| Капитальные вложения | тыс.руб./ год | |||||||||||||||
| Погашение кредита |   | |||||||||||||||
| Проценты за кредит | | |||||||||||||||
| Отчисления на эксплуатационное обслуживание | | |||||||||||||||
| Тариф на покупаемую электроэнергию | руб./кВт∙ч | 1,1 | 1,11 | 1,12 | 1,13 | 1,14 | 1,16 | 1,17 | 1,18 | 1,19 | 1,20 | 1,22 | 1,23 | 1,24 | 1,25 | 1,26 |
| Затраты на покупку электроэнергии | тыс.руб./ год | |||||||||||||||
| Общие затраты (без капиталовложений) | | |||||||||||||||
| Выручка от реализации электроэнергии | | |||||||||||||||
| Приведенный эффект | | |||||||||||||||
| Коэффициент дисконтирования | 1,000 | 0,870 | 0,756 | 0,658 | 0,572 | 0,497 | 0,432 | 0,376 | 0,327 | 0,284 | 0,247 | 0,215 | 0,187 | 0,163 | 0,141 | |
| Чистый дисконтированный доход | тыс.руб. | -60000 | -54164 | -46000 | -41357 | -35672 | -29294 | -22500 | -15505 | -5184 |
* Расчет таблицы произведен в среде Excel с учетом большого количества разрядов, поэтому при проверке значений на калькуляторе могут быть небольшие расхождения.
Таблица 5.8 - Расчет чистого дисконтированного дохода при сооружении комбинированной сети*
| Показатели | Единицы | Величина показателя по шагам (годам) | ||||||||||||||
| Шаг 0 | Шаг 1 | Шаг 2 | Шаг 3 | Шаг 4 | Шаг 5 | Шаг 6 | Шаг 7 | Шаг 8 | Шаг 9 | Шаг 10 | Шаг 11 | Шаг 12 | Шаг 13 | Шаг 14 | ||
| Капитальные вложения | тыс.руб./ год | |||||||||||||||
| Погашение кредита | | |||||||||||||||
| Проценты за кредит | | |||||||||||||||
| Отчисления на эксплуатационное обслуживание | | |||||||||||||||
| Тариф на покупаемую электроэнергию | руб./кВт∙ч | 1,1 | 1,11 | 1,12 | 1,13 | 1,14 | 1,16 | 1,17 | 1,18 | 1,19 | 1,20 | 1,22 | 1,23 | 1,24 | 1,25 | 1,26 |
| Затраты на покупку электроэнергии | тыс.руб./ год | |||||||||||||||
| Общие затраты (без капиталовложений) | | |||||||||||||||
| Выручка от реализации электроэнергии | | |||||||||||||||
| Приведенный эффект | | |||||||||||||||
| Коэффициент дисконтирования | 1,000 | 0,870 | 0,756 | 0,658 | 0,572 | 0,497 | 0,432 | 0,376 | 0,327 | 0,284 | 0,247 | 0,215 | 0,187 | 0,163 | 0,141 | |
| Чистый дисконтированный доход | тыс.руб. | -60000 | -52889 | -42967 | -36416 | -29051 | -21193 | -13094 | -4949 |
* Расчет таблицы произведен в среде Excel с учетом большого количества разрядов, поэтому при проверке значений на калькуляторе могут быть небольшие расхождения.
Таблица 5.9 - Расчет чистого дисконтированного дохода при сооружении сложно-замкнутой сети*
| Показатели | Единицы | Величина показателя по шагам (годам) | ||||||||||||||
| Шаг 0 | Шаг 1 | Шаг 2 | Шаг 3 | Шаг 4 | Шаг 5 | Шаг 6 | Шаг 7 | Шаг 8 | Шаг 9 | Шаг 10 | Шаг 11 | Шаг 12 | Шаг 13 | Шаг 14 | ||
| Капитальные вложения | тыс.руб./ год | |||||||||||||||
| Погашение кредита | | |||||||||||||||
| Проценты за кредит | | |||||||||||||||
| Отчисления на эксплуатационное обслуживание | | |||||||||||||||
| Тариф на покупаемую электроэнергию | руб./кВт∙ч | 1,1 | 1,11 | 1,12 | 1,13 | 1,14 | 1,16 | 1,17 | 1,18 | 1,19 | 1,20 | 1,22 | 1,23 | 1,24 | 1,25 | 1,26 |
| Затраты на покупку электроэнергии | тыс.руб./ год | |||||||||||||||
| Общие затраты (без капиталовложений) | | |||||||||||||||
| Выручка от реализации электроэнергии | | |||||||||||||||
| Приведенный эффект | | |||||||||||||||
| Коэффициент дисконтирования | 1,000 | 0,870 | 0,756 | 0,658 | 0,572 | 0,497 | 0,432 | 0,376 | 0,327 | 0,284 | 0,247 | 0,215 | 0,187 | 0,163 | 0,141 | |
| Чистый дисконтированный доход | тыс.руб. | -60000 | -53190 | -43386 | -36759 | -29377 | -21548 | -13513 | -5456 |
* Расчет таблицы произведен в среде Excel с учетом большого количества разрядов, поэтому при проверке значений на калькуляторе могут быть небольшие расхождения.
Остальные расчеты эффективности проведены в таблице 5.9 аналогично варианту с радиально-магистральной сетью.
Как следует из полученных результатов, наибольшей экономической эффективностью обладает вариант 8, то есть комбинированная сеть.
УТОЧНЕННЫЙ РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА
Уточненный расчет основных электрических режимов производится только для одного варианта, победившего в технико-экономическом сравнении. Целью расчета является определение точных значений потоков мощности в начале и в конце каждого участка и точных значений напряжений на шинах высокого напряжения на каждой подстанции. По сравнению с уже проведенным предварительным расчетом режима дополнительно учитывается зарядная мощность воздушных линий, потери мощности и потери напряжения в трансформаторах. Расчет производится для нормального режима наибольших нагрузок, нормального режима наименьших нагрузок и наиболее тяжелого послеаварийного режима. Кроме того, во всех режимах проверяется достаточность регулировочного диапазона устройств РПН для обеспечения встречного регулирования напряжения на подстанциях потребителей. В заключение уточненного расчета уточняется необходимое количество компенсирующих устройств на подстанциях потребителей и определяется себестоимость передачи электроэнергии по спроектированной сети.