Метод индекса доходности инвестиций

Коэффициент, характеризующий отношение дисконтированного притока реальных денег к дисконтированному оттоку называется индексом доходности инвестиций (ИД).

 

 

Если ИД > 1, вложение инвестиций в проект эффективно. Этот критерий, пользующийся широкой популярностью, имеет серьезный недостаток, так как не позволяет соизмерить ЧДД в данный проект относительно других проектов.

Пример использования данного метода приведен в приложении П-2, пример 4.

Приложение 1

П-1, таблица 1

Параметры турбоагрегатов

 

№ п/п	Тип турбины	Начальные параметры пара	Ном. мощ-ность МВт N	Номин. велич. отборов пара, т/час	Расход пара на турбину т/час D·n
Р, мПа	t, º С	отопит. парамет.	произв. параме.	номин.	max
А. Конденсационные турбины
	К-210-130	13, 0	565/565		–	–
	К-300-240	24, 0	560/565		–	–
	К-500-240	24, 0	560/565		–	–
	К-800-240	24, 0	560/565		–	–
	К-1200-240	24, 0	560/565		–	–	–	–
Б. Турбина с отбором пара и конденсацией
	Т-25-90	9, 0				–
	Т-50-90	9, 0				–
	Т-50/60-130	13, 0				–	245, 5
	Т-100/120-130	13, 0				–
	Т-180-130	13, 0				–
	Т-250/300-240	24, 0	560/565			–
	ПТ-25-90	9, 0			70/92	53/130
	ПТ-50-90	9, 0			140/160	100/230	337, 5
	ПТ-60-130	13, 0			140/160	110/250
	ПТ-80-130	13, 0			80/100	200/300		–
	ПТ-135-130	13, 0			210/220	320/480		–

 

Примечание для Б: Для двух отборных турбин в графах 6 и 7 в числителе даны номинальные отборы пара, а в знаменателе максимальные отборы. Возможные сочетания отборов см. рис. 2, П-1.

 

2. Максимальная мощность N_max = 1, 2 N_ном

 

Характеристика связей предельных значений Д_п и Д_т, турбоагрегатов: 1-ПТ-25-90, 2-ПТ-50-90, 3-ПТ-60-130, 4-ПТ-80-130, 5-ПТ-135-130

 

П-1, Рис. 1

 

5 – ПТ-135-130 4 – ПТ-80-130 3 – ПТ-60-130 2 – ПТ-50-90 1 – ПТ-25-90

Д_п, т/ч

 

480

320

280

240

200

120

40

0

20 40 60 80 100 140 180 220 Д_п, т/ч

 

Рис.1. Зависимость возможного отбора пара производственных

параметров от величины отбора пара отопительных

параметров для турбин типа ПТ

П-1, таблица 2

Параметры паровых котлов для ТЭС

 

№ п/п	Маркировка по ГОСТу	Заводская маркировка	Паропроизво-дительность т/ч	Нач. параметры пара
Р, мПа	t, º С
	Е-160/100ГМ	БКЗ-160-160ГМ		10, 0
	Е-160/100	БКЗ-160-100Ф		10, 0
	Е-220/100	ТП-41		10, 0
	Пп-270/140	ПК-24		14, 0	570/570
	Е-320/140	БКЗ-320-140		14, 0
	Е-320/140ГМ	БКЗ-320-140ГМ		14, 0
	Е-420/140	БКЗ-420-140		14, 0
	Е-420/140ГМ	ТГМ-84А		14, 0	570/570
	Еп-480/140ГМ	ТГМ-96		14, 0	570/570
	Еп-500/140	ТП-92		14, 0	570/570
	Еп-500/140ГМ	ТГМ-94		14, 0	570/570
	Еп-640/140М	ТП-100		14, 0	570/570
	Еп-640/140ГМ	ТГМ-104		14, 0	570/570
	Пп-640/140	ПК-40		14, 0	570/570
	Пп-660/140	П-56		14, 0	540/540
	Пп-950/255	ПК-41-2		25, 5	565/570
	Пп-950/255К	ТМП-114-2		25, 5	565/570
	Пп-1600/255Ж	ПП-200-2		25, 5	565/570

 

Примечание: Обозначения типоразмеров относятся к котлам с камерными топками для сжигания твердого топлива; при сжигании других видов топлива вводятся дополнительные буквы: газ – Г; мазут – М; газ и мазут – ГМ; твердое топливо, газ и мазут – К.

 

П-1, рис. 2

α _г

1, 0

0, 9

0, 8

0, 7

0, 6

0, 5

0, 4

0, 3

0, 2

0, 1

0

0, 2 0, 4 0, 6 0, 8 1, 0 α _ч

 

Рис.2. Зависимость между годовым и числовым значениями

коэффициентов теплофикации

 

 

П-1, таблица 3

 

Капитальные затраты на линии электропередач

 

Передаваемые мощности (на две цепи), МВт	Ориентировочные расстояния передачи L, км	Напряжение, U, кВ	RL руб./км	Rп/ст руб./МВт
50-100	20-100		87, 5	36, 0
101-200	100-200		135, 0	35, 5
201-400	200-400		158, 0	29, 0
401-500	400-500		207, 0	57, 0
601-600	500-600		245, 0	42, 5
801-800	600-800		315, 0	53, 0
1201-900	700-900		340, 0	44, 5

 

Данные показатели относятся к средним условиям европейской части страны. Для остальных районов следует применять такие повышающие коэффициенты:

а) Мурманская, Архангельская, Тюменская обл., Сибирь

С_м = 1, 1

б) Северные районы Тюменской обл. и Красноярского края, Хабаровский край, Приморский край

С_м = 1, 4

 

П-1, таблица 4

 

1. Затраты на ТЭЦ, отнесенные на 1 турбоагрегат или блок

 

Тип турбины или блока	Капиталовложения, млн. руб.
в первый агрегат	в последующий агрегат
а) тип турбины	38, 1	21, 85
ПТ-20-90	64, 75	40, 25
ПТ-50-90	72, 3	43, 35
ПТ-60-130	86, 0	51, 75
ПТ-80-130	112, 7	67, 7
ПТ-135-130	22, 1	13, 15
Т-25-90	41, 7	24, 35
Т-50-90	42, 2	24, 95

 

Т-50-130	76, 75	37, 55
Т-100-130	112, 5	66, 00
Т-180-130
б) тип блока	291, 0	213, 5
Т-250/300-240+1000 тч	205, 0	136, 0
Т-180/215-130+670 т/ч	133, 0	79, 0
Т-100/120-130+500 т/ч	176, 0	125, 0
ПТ-135/165-130+800 т/ч	137, 0	97, 0
ПТ-80-130+500 т/ч

 

2. Затраты на ТЭЦ, отнесенные на 1 энергетический котел и один водогрейный котел, млн. руб.

 

Производительность котла	в первый котлоагрегат	в последующий котлоагрегат
а) Энергетический
220 т/ч	35, 50	21, 25
320 т/ч	40, 85	27, 15
420 т/ч	48, 60	35, 25
480 т/ч	56, 10	44, 2
б) Водогрейный
ПТВМ-50	–	2, 5
ПТВМ-100	–	5, 0
ПТВМ-180	–	10, 0
ПТВМ-270	–	15, 0

 

Показатели даны для газо-мазутных ТЭЦ, при использовании углей вводится коэффициент 1, 16 – 1, 25, торфа 1, 28 – 1, 45 (меньшая цифра относится к ТЭЦ в 300 МВт и более).

 

П-1, таблица 5

 

Капитальные затраты на сооружение КЭС

 

Состав блока	Капиталовложения, млн. руб.
в первый блок	В последующие блоки
К-210-130+670 т/ч	198, 0	96, 0
К-300-240+1000 т/ч	280, 0	150, 0
К-500-240+1650 т/ч	406, 0	239, 0
К-800-240+2650 т/ч	606, 5	403, 0
К-1200-240+3950 т/ч	752, 5	553, 5

 

Примечание: Показатели даны для станций, работающих на газе и мазуте, при использовании углей вводится коэффициент С_т = 1, 12 – 1, 25

 

П-1, таблица 6

 

Удельные капитальные затраты на сооружение

районных и промышленных котельных

 

№ п/п	Максимальная нагрузка	Капитальные затраты
Вид топлива
газ, мазут	твердое топливо
	а) районная водогрейная котельная
	ГДж/ч	тыс. руб./ГДж/ч
		28, 00	41, 50
		22, 50	37, 50
		18, 50	34, 00
		16, 00	32, 50
		15, 00	37, 00
		14, 00	29, 00
		13, 00	27, 50
	б) промышленная котельная
	т.пара/ч	тыс. руб./т. пара/ч
		82, 5	116, 0
		75, 5	96, 0
		60, 5	81, 5
		57, 0	81, 0
		53, 0	80, 5
		50, 5	–

 

П-1, таблица 7

Топливные характеристики турбоагрегатов

(для приближенных расчетов)

 

Тип турбины	Топливная характеристика, Вг, т.у.т./год[1]	Годовой расход топлива на выработку тепла, Втэ т.у.т./год
ПТ-25-90/535
ПТ-50-90/535
ПТ-60-130/565
ПТ-80-130/565
ПТ-135-130/565
Т-25-90/535
Т-50-90/535
Т-50-130/565
Т-100-130/565
Т-180-130/565
Т-25-240/565
К-110-90		–
К-160-130		–
К-210-130		–
К-300-240		–
К-500-240		–
К-800-240		–
К-1200-240		–

П-1, таблица 8

 

Удельная численность

промышленно-производственного персонала ТЭЦ

 

Мощность ТЭЦ (МВт) и состав оборудования	Вид топ-лива	Удельная численность персонала, чел/МВт
всего	в том числе
эксплуа-тацион-ный	ремонт-ный	эксплуата-ционный без АУП
ПТ-60-130+2´ Т-100/120-130	тв.	1, 96	0, 92	1, 04	0, 83
	газ	1, 59	0, 78	0, 86	0, 64
2´ ПТ-80-130+3´ Т-100/120-	тв.	1, 55	0, 78	0, 82	0, 66
-130+Р-50-130	газ	1, 34	0, 62	0, 72	0, 55
2´ ПТ-135/165-130+	тв.	1, 40	0, 72	0, 76	0, 64
+2´ Т-100/120-130	газ	1, 14	0, 53	0, 61	0, 47
2´ ПТ-135/165-130+Р-100-	тв.	1, 40	0, 67	0, 78	0, 60
-130+2´ Т-100/120-130	газ	1, 24	0, 57	0, 67	0, 52
4´ Т-175/210-130	тв.	1, 30	0, 62	0, 68	0, 52
4´ Т-180/215-130	газ	1, 00	0, 46	0, 54	0, 37
2´ Т-100/120-130+3´ Т-	газ	0, 84	0, 40	0, 44	0, 34
-250/300-240
4´ Т-250/300-240	газ	0, 87	0, 36	0, 51	0, 30
4´ Т-400/500-240	газ	0, 63	0, 19	0, 44	0, 16
3´ ПТ-135/165-130+2´ Т-	газ	0, 98	0, 44	0, 54	0, 36
-180/215-130

 

П-1, таблица 9

 

Штатные коэффициенты для котельных

(эксплуатационный персонал)

 

Мощность котельной, ГДж/ч	Штатный коэффициент, чел./ГДж/ч
при работе на угле	при работе на газе
	0, 216	0, 132
	0, 157	0, 115
	0, 107	0, 067
	0, 086	0, 048
	0, 069	0, 036
	0, 055	0, 029
	0, 050	0, 024

 

П-1, таблица 10

 

Удельная численность

промышленно-производственного персонала КЭС

 

Мощность блока, МВт	Удельная численность персонала, чел./МВт
всего	в том числе
эксплуата-ционный	ремонтный	эксплуатацион-ный без АУП
А. При 4-х энергоблоках
1. Твердое топливо
	1, 03	0, 39	0, 64	0, 34
	0, 74	0, 26	0, 48	0, 23
	0, 56	0, 19	0, 36	0, 17
	0, 37	0, 10	0, 27	0, 09
2. Газомазутное топливо
	0, 89	0, 29	0, 60	0, 25
	0, 47	0, 14	0, 33	0, 12
	0, 38	0, 10	0, 28	0, 09
	0, 28	0, 08	0, 20	0, 07
Б. При 6-ти энергоблоках
1. Твердое топливо
	1.13	0,	0,
	0, 88	0, 31	0,
	0, 64	0, 23	0, 41	0, 20
	0, 47	0, 15	0, 32	0, 13
	0, 32	0, 09	0, 23	0, 08

 

2. Газомазутное топливо
	1, 01	0, 37	0, 64	0, 31
	0, 75	0, 23	0, 52	0, 20
	0, 40	0, 11	0, 29	0, 10
	0, 33	0, 09	0, 24	0, 08
	0, 24	0, 07	0, 17	0, 06
В. При 8-ми энергоблоках
1. Твердое топливо
				0, 24
				0, 18
				0, 12
2. Газомазутное топливо
				0, 18
				0, 09

 

Среднемесячная заработная плана (без премий и начислений) – 135 руб., а с начислениями (6, 6 %) и премиями (до 40 %) – 180 руб.

 

Приложение 2

 

П-2, пример 1

 

Показатель	Расчетный период, годы
Приток реальных денег
Выручка от реализации:
электрической энергии	–
тепловой энергии	0, 5
Итого приток реальных денег Пt	0, 5
Отток реальных денег
Инвестиции	12, 5	4, 0	–	–	–
Текущие затраты без амортизации	0, 4
Налоги	0, 08
Выплаты процентов по кредитам	–	–
Итого отток реальных денег Ot	12, 98
Поток реальных денег Rt = Пt – Ot	-12, 48	-2

 

В данной таблице для потока реальных денег приведен расчет ЧДД при норме дисконта р = 0.1 и расчетном периоде Т = 6 лет:

 

ЧДД = = -12.48 – 1.878 + 4.132 + 5.259 + 4.781 + 3.104 = 2.918 млн. руб.

 

Из расчета следует: ЧДД > 0 вложение инвестиций в проект выгодно.

 

П-2, пример 2

 

Расчет чистого дисконтированного дохода, руб.

Показатель	Расчетный период, годы
Поток реальных денег Rt = Пt - Ot	-12, 48 1, 0   -12, 48	-2 0, 9091   -1, 878	0, 8264   4, 132	0, 7513   5, 259	0, 686   4, 781
Коэффициент дисконтирования at = (1 + 000.1)-t
Дисконтированный поток реальных денег Rt a t

 

В отличии от ЧДД, характеризующего эффективность инвестиционного проекта, срок окупаемости является критерием, в определенной степени оценивающим риск инвестора. Неуверенность в достоверности прогнозов растет с удалением во времени от настоящего момента, что увеличивает предпринимательский риск.

Дисконтированные элементы потока реальных денег последовательно суммируются по годам:

Год расчетного периода: сумма, руб.

нулевой -12.48

первый -12.48 + (-1.878) = -14.358

второй -14.358 + 4.132 = -10.226

 

Расчет срока окупаемости

 

Показатель	Расчетный период, годы
Дисконтированный поток реальных денег, млн.руб	-12, 48   -12, 48	-1, 878   -14, 36	4, 132   -10, 23	5, 26   - 4, 97	4, 781   -0, 186
Сумма дисконтированных элементов потока реальных денег по годам, млн. руб

 

года

 

Учитывая, что отсчет расчетного периода был начат не с первого, а с нулевого года, срок окупаемости равен 4, 06 + 1 = 5, 06 года, то есть инвестиции окупятся за 5.06 года.

П-2, пример 3

 

В соответствии с результатами расчета, представленными в таблице, указанной ниже внутренняя норма доходности составит:

 

ВНД = г = р₁ +

 

Расчет внутренней нормы доходности, млн. руб.

Показатель	Расчетный период, годы
Поток реальных денег, млн. руб Коэффициент дисконтирования a1t = (1+p1)-t = (1+0.1)-t	-12, 48   1, 0	-2   0, 9091	0, 8264	0, 7513	0, 683
Дисконтированный поток реальных денег Rtat1 млн. руб.	-12, 48	-1, 878	4, 132	5, 259	4, 781
	ЧДД = = 2.918 > 0, значит, р2> p1
Коэффициент дисконтирования a2t = (1+p2)-t = (1+0.2)-t	1.0	0.8333	0.6944	0.5787	0.4823
Дисконтированный поток реальных денег Rtat2 млн. руб.	-12.48	-1.466	3.472	4.051	3.376
	ЧДД2= = -1.238

 

Расчет ЧДД при норме дисконта, равной внутренней норме доходности, подтверждает, что при р = г, ЧДД = 0.

 

ЧДД = R_ta_t = -12, 48 - 1, 709 + 3, 653 + 4, 470 + 3, 785 + 2, 281 = 0

 

 

Расчет потока реальных денег приведен в следующей таблице:

 

Показатель	Расчетный период, годы
Поток реальных денег Rt	-12, 48 1, 0   -12, 48	-2 0, 8547   -1, 709	0, 7305   3, 653	0, 6244   4, 47	0, 5337   3, 785
Коэффициент дисконтирования at = (1 + 0.1)-t = (1 + 0, 17)-t
Дисконтированный поток реальных денег Rtat

 

П-2, пример 4

 

 

Схема расчета индекса доходности представлена в следующей таблице, исходные данные взяты из примера 1.

 

Расчет индекса доходности по проекту, млн. руб.

Показатель	Расчетный период, годы
Приток реальных денег Пt	0, 5   0, 5   12, 98   12, 98	0, 909   18, 182	0, 8264   23, 966     19, 834	0, 7513   24, 042     18, 783	0, 683   21, 856     17, 075
Коэффициент дисконтирования at = (1 + 0.1)-t
Дисконтированный приток реальных денег Пtat
Отток реальных денег Ot
Дисконтированный отток реальных денег Оtat

 

ЛИТЕРАТУРА

 

Основная:

 

1. Дьяконов А.Ф., Жуков В.В., Максимов Б.К., Левченко И.И. Менеджмент в электроэнергетике. М.: Изд-во МЭИ, 2000.

2. Прузнер С.А., Златопольский А.Н., Журавлев В.Г. Организация, планирование и управление энергетическим предприятием. М.: Высшая школа, 1981.

3. Фатхутдинов Р.Р. Организация производства. Учебник. М., ИНФРА-М.: 2001.

 

Дополнительная:

 

1. Лапицкий В.И. Организация и планирование энергетики. М.: Высшая школа, 1975.

2. Организация и планирование электротехнического производства / Под ред. К.Г. Джурабаева. М.: Высшая школа, 1989.

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

1. Общие указания....................................... 3

1.1. Цель и задачи курсовой работы......................... 3

1.2. Объем и структура курсовой работы..................... 3

1.3. Краткое содержание курсовой работы................... 3

1.4. Указания по оформлению курсовой работы............... 4

2. Общая схема расчета................................... 5

3. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов..... 6

3.1. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов

для комбинированной схемы энергоснабжения............... 6

3.2. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов

для комбинированной схемы энергоснабжения............... 11

4. Расчет капитальных вложений при комбинированной и

раздельной схемах энергоснабжения........................ 12

4.1. Расчет капитальных вложений при комбинированной

схеме энергоснабжения................................... 12

4.2. Расчет капитальных вложений при раздельной схеме

энергоснабжения......................................... 13

5. Расчет эксплуатационных затрат при комбинированной и

раздельной схемах энергоснабжения........................ 14

5.1. Расчет эксплуатационных затрат при комбинированной

схеме энергоснабжения................................... 14

5.1.1. Расчет эксплуатационных затрат на ТЭЦ............... 14

5.1.2. Расчет эксплуатационных затрат в пиковую котельную... 21

5.1.3. Эксплуатационные затраты на транспорт тепла.......... 22

5.1.4. Эксплуатационные затраты на транспорт электрической

энергии................................................. 22

5.2. Расчет эксплуатационных затрат при раздельной схеме

энергоснабжения......................................... 23

5.2.1. Расчет эксплуатационных затрат на КЭС................ 23

5.2.2. Эксплуатационные затраты на районной к промышленной

котельной............................................... 26

6. Технико-экономическое сравнение и выбор

оптимальной схемы...................................... 26

6.1. Метод чистого дисконтирования........................ 27

6.2. Метод срока окупаемости.............................. 27

6.3. Метод внутренней нормы доходности................... 28

6.4. Метод индекса доходности инвестиций.................. 29

Приложение 1........................................... 30

Приложение 2........................................... 41

Литература............................................. 46

[1] При работе на газе и мазуте снизить расход топлива на 3–4 %.

⇐ Предыдущая12345

Поделиться:

Популярное:

1. E) Объем инвестиций зависит от величины национального дохода
2. F) слабой чувствительности инвестиций к процентной ставке и большой чувствительности спекулятивного спроса на деньги к процентной ставке
3. G) рентабельность инвестиций
4. Алгоритмы нахождения наибольшего или наименьшего элемента массива и его индекса
5. Анализ и оценка инвестиций в реальные активы на основе дисконтированного потока денежных средств. Чистая приведенная стоимость (NPV) проекта.
6. Анализ инвестиций на предприятии АПК
7. Анализ потребления и инвестиций как составных частей совокупного спроса
8. Взаимосвязь инвестиций и национального дохода. Теория мультипликатора
9. Внедряем в жизнь понятие гликемического индекса
10. Внутренняя норма доходности инвестиций простого проекта.
11. Вопрос 1.Понятие и виды инвестиций
12. Вопрос 2. Роль инвестиций в экономике