Бизнес план для мини тэц
Данная статья является примером правильного определения себестоимости электроэнергии и расчета окупаемости объекта.
Специалисты нашей компании в кратчайший срок проведут необходимые расчеты вашего индивидуального объекта с выдачей заключения о сроках окупаемости с учетом имеющихся на объекте особенностей.
В процессе расчета окупаемости мини-тэц крайне важно учесть все затраты, которые будет нести собственник, в процессе работы газопоршневой электростанции. К сожалению, не все компании, предлагающие строительство мини-тэц предоставляют будущим владельцам полную и актуальную информацию о стоимости дальнейшего обслуживания, порой просто не владея этой информацией. При расчете итоговой себестоимости производимой электроэнергии необходимо учитывать не теоретические цены на заводе-изготовителе, а реальную стоимость запасных частей, с учетом их транспортировки и таможенной очистки.
Данный расчет построен на примере электростанции Siemens SGE-56SM, так как стоимость обслуживания газопоршневых электростанций Siemens – одна из самых низких в России. За счет этого данный расчет предоставляет возможность оценить «отправные данные» по стоимости технического обслуживания. Другие электростанции сопоставимой мощности, будут скорее всего дороже в своём техническом обслуживании, но могут выиграть в цене оборудования.
При расчете использованы следующие исходные данные:
- Стоимость газа: 7000.00 руб. с НДС за 1000 нм3 при теплотворной способности 33,5 МДж/нм3
- Стоимость масла: 320 руб. с НДС за 1 литр.
- Курс Евро: 90 руб./Евро
- 1 год – 8000 рабочих моточасов.
- Все цены даны с учетом НДС 20%
Для определения итоговой себестоимости вырабатываемой электроэнергии используется методика с включением основных групп затрат. Очень важно не забыть включить все основные категории затрат для определения наиболее полной итоговой себестоимости и дальнейшего расчета окупаемости мини-тэц:
1. ЗАТРАТЫ НА ГАЗ
Расход газа для рассматриваемой электростанции Siemens SGE-56SL/40 мощностью 1001 кВт составляет 276,7 нм3 в час на 100% нагрузке.
Таким образом, затраты определяются по формуле:
Расход топлива заданной калорийности * стоимость газа за 1000 нм3 с НДС / 1000 нм3 / мощность = 276,7 * 7000 / 1000 / 1001 = 1,93 руб. на 1 кВт*ч.
2. ЗАТРАТЫ НА ЗАМЕНУ МАСЛА
В газопоршневой электростанции Siemens SGE-56SL/40 мощностью 1001 кВт замену масла нужно проводить каждые 2500 моточасов, или реже, в зависимости от условий эксплуатации. Объём масла на замену составляет 232 литра. Для расчетов применим самый частый период замены — 2500 часов. Если же в процессе эксплуатации интервал будет увеличен, то это только снизит себестоимость электроэнергии.
Затраты на замену масла определяются по формуле:
Объём меняемого масла * стоимость одного литра / регулярность замены / мощность = 232*320 /2500/1001=0,03 руб. на 1 кВт*ч.
3. ЗАТРАТЫ НА УГАР МАСЛА
Каждая газопоршневая электростанция при своей работе сталкивается с необходимостью пополнения масла, потраченного за счет его угара в камере сгорания газового двигателя. Расчетное количество масла на угар составляет 0,2 грамма на каждый выработанный кВт*ч.
Затраты на угар масла рассчитывается по формуле:
Объём масла на угар * стоимость одного литра / 1000 грамм в одном литре = 0,2* 320 / 1000 = 0,064 руб. на 1 кВт*ч.
4. ЗАТРАТЫ НА ЗАПАСНЫЕ ЧАСТИ ВКЛЮЧАЯ КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ
Для определения итоговых затрат на запасные части очень важно учитывать все запасные части, необходимые на весь жизненный цикл газопоршневой электростанции, включая капитальный ремонт. Этот подход обусловлен тем, что предполагаемые затраты должны обеспечить бесперебойное функционирование электростанции, как до, так и после капитального ремонта. В противном случае пришлось бы покупать новую электростанцию после каждого капитального ремонта. При расчете учитывается сумма всех запасных частей, заменяемых на протяжении всего жизненного цикла с учетом капитального ремонта. Для электростанции Siemens мощностью 1001 кВт стоимость всех запасных частей составляет 389 583 Евро с НДС 20% и таможенной очисткой. Следует заметить, что запчасти, так же как и масло, при благоприятных условиях эксплуатации можно менять реже, что опять-таки только снизит стоимость производимой электроэнергии.
Итоговая себестоимость запасных частей, относимая на себестоимость кВт *ч определяется по формуле:
Стоимость запасных частей в евро* курс евро / ресурс до капитального ремонта, часов / мощность = 389 583 Евро * 90 руб. / 60 000 / 1001 = 0,58 руб. на 1 кВт*ч. включая затраты на капитальный ремонт (обновление электростанции) каждые 60 тысяч моточасов.
5. ЗАТРАТЫ НА УСЛУГИ ОБСЛУЖИВАЮЩЕЙ ОРГАНИЗАЦИИ, ПРОВОДЯЩЕЙ РЕГЛАМЕНТНЫЕ СЕРВИСНЫЕ РАБОТЫ
При расчете затрат на сервисные работы, необходимо помнить, что для расчета нужно использовать расценки только той организации, которая имеет официальное разрешение от завода-изготовителя на проведение этих работ. Это обеспечит не только сохранение гарантии на оборудование, но и подтвердит, что организация в будущем справится и со сложными работами, а не ограничится продажей оборудования и заменой масла.
Отдельно стоит заметить, что не стоит полагаться на заявления некоторых производителей, обещающих научить сервисному обслуживанию персонал заказчика. Как правило после продажи оборудования персонал обучается только замене масла, фильтров и свечей зажигания. Все квалифицированные работы продолжает выполнять персонал сторонней организации. Происходит это не только за счет того, что работы требуют высокой квалификации, но и за счет того, что для проведения этих работ требуется дорогой профессиональный инструмент, суммарная стоимость которого может составлять несколько миллионов рублей. Поэтому покупку такого инструмента может позволить себе только та копания, которая производит обслуживание газопоршневых электростанций в массовом порядке, на постоянной основе. В то же время, выполнение простейших сервисных работ персоналом заказчика действительно несколько снижает стоимость затрат. Однако исходный расчет следует проводить в наиболее тяжелых базовых условиях.
Для рассматриваемой электростанции Siemens SGE-56SL/40 суммарные затраты на сервисное обслуживание, включая капитальный ремонт, составляют сумму в размере 73 557 Евро с НДС.
Сервисная составляющая в себестоимости электроэнергии будет определяться по формуле:
Сумма затрат включая капитальный ремонт * курс валюты / срок до капитального ремонта / мощность = 73 557 Евро * 90 руб./ 60 000 / 1001 = 0,11 руб. на 1 кВт*ч.
6. ЗАТРАТЫ НА ВЫПЛАТУ НАЛОГА НА ИМУЩЕСТВО — 2,2 % В ГОД:
Определим затраты на налог исходя из средней стоимости строительства Мини-Тэц в размере 60 млн. руб. за 1 МВт «под ключ».
Затраты определяются по формуле:
Стоимость строительства * размер налога в процентах / 100 процентов / мощность / 8000 часов работы в год = 60 000 000 * 2,2 / 100 / 1001 / 8000 = 0,16 руб. на 1 кВт*ч.
7. АМОРТИЗАЦИОННЫЕ ОТЧИСЛЕНИЯ
Включение затрат на амортизационные отчисления подразумевает, что в процессе эксплуатации электростанций амортизируются средства, которые могут быть потрачены на полное обновление энергоблока после выработки его ресурса (3-4 капитальных ремонта, 240 000 – 300 000 моточасов).
Затраты определяются по формуле:
Стоимость строительства / полный ресурс / мощность = 60 000 000 / 240 000 / 1001 = 0,25 руб. на 1 кВт*ч.
8. ПОПРАВКА ЗА СЧЕТ УТИЛИЗИРУЕМОГО ТЕПЛА:
Параллельно с выработкой электрической энергии каждая электростанция мощностью 1001 кВт производит выработку тепловой энергии в количестве до 1183 кВт в час. Для производства такого же количества тепла в котельной потребовалось бы сжечь 130 нм3 газа теплотворной способности 33,5 МДж/нм3 , как было уже указано ранее, газ принимается в расчетах по стоимости 7000 руб. с НДС за 1000 м3.
Таким образом, за счет утилизации тепла от работающего двигателя, каждая электростанция экономит с каждым выработанным кВт*ч электроэнергии до
130 * 7000 /1000 /1001 = 0,91 руб. на 1 кВт*ч.
РАСЧЕТ ИТОГОВОЙ СЕБЕСТОИМОСТИ
Итоговая себестоимость складывается из суммы всех затрат на производство электроэнергии (газ, масло, сервис, работы, налоги, амортизация) и экономии средств за счет утилизации тепла
- Без учета утилизируемого тепла: 1,93 руб. + 0,03 + 0,064 + 0,58 + 0,11 + 0,16 + 0,25 = 3,11 руб. на 1 кВт*ч. с НДС 20%
- С учетом утилизируемого тепла: 1,93 руб. + 0,03 + 0,064 + 0,58 + 0,11 + 0,16 + 0,25 — 0,91 = 2,20 руб. на 1 кВт*ч. с НДС 20%
Расчет срока окупаемости
А) Мини-ТЭЦ как альтернатива внешней сети
В случае, если на объекте нет централизованного электроснабжения в полном объёме необходимо рассчитывать срок окупаемости не всей мини-ТЭЦ, а разницы, между стоимостью строительства и стоимостью организации внешнего электроснабжения (подключение, трасса, лимиты и т.д.).
На некоторых объектах стоимость подключения внешней сети может быть даже выше, нежели стоимость строительства мини-ТЭЦ. За чет этого окупаемость проекта наступает сразу, по факту включения мини-ТЭЦ в работу. А с каждым выработанным кВт*ч собственник получает дополнительную прибыль.
Б) Мини-ТЭЦ как дополнение к внешней сети
В случае, если на объекте уже организованно полное внешнее электроснабжение и мини-ТЭЦ рассматривается только как мероприятие по снижению затрат на электричество, необходимо сравнить затраты на производство и покупку электроэнергии.
При средней стоимости покупки электроэнергии от сетей в размере 6,0 руб. с НДС за 1 кВт*ч, экономия при выработке 1 кВт*ч электроэнергии с учетом полной утилизации тепла составит:
- Стоимость электроэнергии от сетей — стоимость производимой электроэнергии = 6,0 – 2,2 = 3,8 руб. на 1 кВт*ч.
- При равномерной полной загрузке мощностей в год производится экономия в размере:
- Экономия с каждым кВт*ч * 8000 рабочих часов в год * мощность = 3,8 * 8000 * 1001 = 30,43 млн. руб. в год
ИТОГОВЫЙ СРОК ОКУПАЕМОСТИ
В настоящий момент, как уже отмечалось выше, средняя стоимость строительства объекта «под ключ» составляет сумму в размере от 60 млн. руб. за 1 МВт «под ключ», в зависимости от мощности и состава используемого оборудования.
Таким образом, при полной загрузке электрических мощностей и утилизации тепла, срок окупаемости одной мини-ТЭЦ может рассчитываться как Сумма строительства / ежегодную экономию = 60 / 30,43 = 2 года.
Как видно из приведенных расчетов, наибольшее влияние на итоговый срок окупаемости оказывают затраты на техническое обслуживание, масло и сервисные работы. К сожалению, некоторые производители указывают в своих каталогах не реальные данные по обслуживанию (которое проводится каждые 1200 — 2000 моточасов), а некие теоретические максимумы, которые достижимы только в идеальных условиях эксплуатации. В ситуации, когда собственник, запустив электростанцию, сталкивается со снижением интервалов обслуживания, ожидаемая окупаемость резко ухудшается. Поэтому крайне важно уточнять, указываются ли в предлагаемой программе технического обслуживания минимальные интервалы, которые могут быть расширены, или же теоретические пределы, которые будут уменьшены. В нашей компании собрана обширная база таких предложений, которые мы можем предоставить клиентам, досконально выбирающим оборудование.
Указанные стоимости актуальны на конец 2020 года и могут незначительно отличаться на текущий момент.
1.1 Цели и задачи проекта
Проектом предполагается строительство автоматизированной мини-ТЭЦ мощностью 24 МВт, с паровыми турбогенераторными установками, работающими на торфе и коро-древесных отходах.
Площадка для строительства ТЭЦ расположена в непосредственной близости от г. ХХХХ ХХХХ области.
Основными потребителями ТЭЦ являются:
- торфоперерабатывающий завод;
- тепличный комплекс;
- прочие предприятия, создаваемые во вновь организуемой индустриально-промышленной зоне;
- существующие потребители.
В целом по ХХХХ области ситуация с энергетической безопасностью характеризуется как крайне тяжелая, усугубляемая внешними угрозами. Так, количество отключений в ХХХХ г. – 6 436 (для сравнения в ХХХХ г. – 4 772); прогноз (при существующем развитии) в ХХХХ г. – 7 160, в ХХХХ – 7 500 и т.д.; износ энергооборудования – 66–72%.
На текущем этапе в ХХХХ области планируется разместить 7 индустриальных промышленных зон и 3 тенхопарка, в связи с чем потребность в электроэнергии возрастет.
Для достижения поставленных целей требуется решить следующие задачи:
- приобретение оборудования;
- строительство ТЭЦ;
- приобретение запаса топлива, выполнение пуско-наладочных работ и запуск ТЭЦ.
1.2 Социальный эффект
Бюджеты всех уровней получат около 797 303,6 тыс. рублей налоговых поступлений. Количе-ство дополнительных рабочих мест составит не менее 77 человек. Строительство ТЭЦ создаст предпосылки для строительства индустриального парка, в том числе энергоемких производств.
1.3 Финансирование проекта
Потребность в финансовых ресурсах и структура финансирования
Потребность в финансовых ресурсах по проекту составляет 2 127 117,2 тыс. рублей.
Планируется, что финансирование настоящего проекта будет осуществляться:
- за счет собственных средств;
- за счет спонсорской помощи.
Размер собственных средств составит 425 423,4 тыс. рублей (20%).
Потребность в дополнительных денежных средствах составляет 1 701 693,7 тыс. рублей.
Условия привлечения заемных средств
Для составления настоящего бизнес-плана были приняты следующие условия привлечения денежных средств: кредит предоставляется на 110 месяцев (9,2 года), на период: ноябрь ХХХХ — декабрь ХХХХ, процентная ставка по кредиту составит 9,0% годовых.
Привлечение кредита происходит поэтапно, в течение 24 месяцев (2 года: ноябрь ХХХХ — октябрь ХХХХ), в соответствии с календарным планом-графиком финансирования инвестиций.
Условия погашения заемных средств
На погашение кредита планируется направлять 15,0% свободного денежного потока после уплаты текущих расходов, налогов и процентов по кредиту, срок выплаты тела кредита составит 86 месяцев (7,2 года: ноябрь ХХХХ — декабрь ХХХХ). Погашение кредита планируется с 25 месяца проекта, траншами в среднем по 19 787,1 тыс. рублей.
Погашение процентов по кредиту
В течение всего периода проекта начисляются и выплачиваются проценты на используемые средства. Проценты, начисленные за истекший период, выплачиваются в начале следующего периода.
Сумма начисленных процентов за период пользования кредитом достигнет 748 215,0 тыс. рублей.
1.4 Анализ структуры затрат проекта (распределение выручки)
Наиболее простым способом проанализировать основные затратные потоки и их долю в общем объеме затрат является анализ распределения совокупной выручки за период проекта (15 лет). Структура распределения выручки на основные группы затрат и прибыль в порядке убывания будет выглядеть следующим образом:
- переменные затраты — 27,14%;
- инвестиции — 23,51%;
- прибыль — 17,90%;
- постоянные затраты — 12,95%;
- налоги — 9,52%;
- проценты — 8,94%;.
Представленная ниже диаграмма иллюстрирует тот факт, что доля выручки проекта, которая идет на покрытие инвестиционных расходов и чистую прибыль, составляет 17,9%.
Рисунок 1. Структура распределения выручки от реализации на затраты и прибыль
1.5 Показатели проекта
Экономическая эффективность проекта была подтверждена путем расчета традиционных финансовых показателей, используемых в проектном анализе.
Горизонт расчета проекта – 180 месяцев (15 лет). Инвестиционный период проекта (до момента запуска проекта) – 24 месяцев (2 года). Рабочий период проекта (с момента запуска) – 156 месяцев (13 года).
Таблица 1. Финансовые и инвестиционные показатели проекта
style=»text-align:left;»>
| № | Наименование показателя | Значение показателя |
|---|---|---|
| 1 | Горизонт расчета проекта, лет | 15,0 |
| 2 | Горизонт расчета проекта, мес. | 180 |
| 3 | Объем вложенного капитала в проект (LDC), рублей | 2 127 117 183 |
| 4 | Объем выручки за период проекта (SP), c НДС, рублей | 8 367 246 540 |
| 5 | Объем выручки за период проекта (SP), без НДС, рублей | 7 090 886 898 |
| 6 | Чистый средний операц. доход в квартал (NAOR), рублей | 16 335 932 |
| 7 | Средний остаток денеж. средств в квартал (ADB), рублей | 489 372 987 |
| 8 | Чистая прибыль за период проекта, рублей | 1 505 817 095 |
| 9 | Чистый доход (остаток денежных средств (NV)), рублей | 1 498 441 196 |
| 10 | Средняя рентабельность за период проекта | 21,2% |
| 11 | Ставка дисконтирования (DR), % | 12,1% |
| 12 | Чистый приведенный доход (NPV), рублей | 23 949 187 |
| 13 | Средняя норма рентабельности инвестиций (ARR) | 5,3% |
| 14 | Рентабельность вложенного капитала (ROI) | 70,8% |
| 15 | Индекс прибыльности (PI) | 1,01 |
| 16 | Внутренняя норма рентабельности (IRR) | 12,7% |
| 17 | Модифицированная вн. норма рентабельности (MIRR) | 2,6% |
| 18 | Срок окупаемости проекта в целом (PBP) с учетом схемы финансирования, мес. | 117 |
| 19 | Срок окупаемости проекта в целом (PBP) с учетом схемы финансирования, лет | 9,8 |
| 20 | Срок окупаемости проекта в целом (PBP) без учета схемы финансирования, мес. | 87 |
| 21 | Срок окупаемости проекта в целом (PBP) без учета схемы финансирования, лет | 7,3 |
| 22 | Дисконтированный срок окупаемости проекта в целом (DPBP) без учета схемы финансирования, мес. | 174 |
| 23 | Дисконтированный срок окупаемости проекта в целом (DPBP) без учета схемы финансирования, лет | 14,5 |
| 24 | Срок окупаемости проекта с момента запуска, мес. | 63 |
| 25 | Срок окупаемости проекта с момента запуска, лет | 5,3 |
| 26 | Дисконтированный срок окупаемости проекта с момента запуска, мес. | 150 |
| 27 | Дисконтированный срок окупаемости проекта с момента запуска, лет | 12,5 |
Рисунок 2. Окупаемость проекта, рублей
СОДЕРЖАНИЕ
1 ПЕРЕЧЕНЬ РИСУНКОВ И ТАБЛИЦ
1.1 Перечень таблиц
Таблица 1. Анализ структуры затрат (по отношению к выручке)
Таблица 2. Показатели проекта
Таблица 3. Электропотребление в ХХХХ области за ХХХХ-ХХХХ гг., тыс. кВт/ч
Таблица 4. Площади торфяных месторождений стран мира
Таблица 5. Запасы торфа по субъектам Российской Федерации
Таблица 6. Распределение торфяных ресурсов по территории России
Таблица 7. Эксплуатационные запасы по регионам России (тыс. тонн в условной влажности, по данным Госкомстат ХХХХ г.)
Таблица 8. Торфяной фонд ХХХХ федерального округа
Таблица 9. Распределение выявленного торфяного фонда ХХХХ федерального округа по типам торфяной залежи (площади в границах промзалежи в тыс. га)
Таблица 10. Запасы торфа в ХХХХ области
Таблица 11. Потребность промышленных зон ХХХХ области в электрической мощности
Таблица 12. Инвестиционный бюджет
Таблица 13. Финансовый план
Таблица 14. Доля рискованных инвестиций
Таблица 15. Цены продажи готовой продукции
Таблица 16. Структура доходов по направлениям деятельности за период проекта
Таблица 17. Расчет выработки электроэнергии и тепловой энергии
Таблица 18. План производства
Таблица 19. План продаж и прямых затрат (до выхода на проектную мощность)
Таблица 20. Штатное расписание с окладами
Таблица 21. Постоянные затраты
Таблица 22. Переменные затраты
Таблица 23. Сервисное обслуживание
Таблица 24. Налоги
Таблица 25. Анализ структуры затрат (по отношению к выручке)
Таблица 26. Распределение налоговых выплат по уровням бюджета
Таблица 27. Показатели обслуживания долга и долговой нагрузки
Таблица 28. График получения и погашения кредита
Таблица 29. Финансовые и инвестиционные показатели проекта
Таблица 30. Риски и их нивелирование
Таблица 31. SWOT анализ проекта
Таблица 32. Влияние изменения отдельных параметров на показатели эффективности проекта
Таблица 33. Анализ чувствительности проекта
1.2 Перечень рисунков
Рисунок 1. Структура распределения выручки от реализации на затраты и прибыль
Рисунок 2. Окупаемость проекта, рублей
Рисунок 3. Динамика электропотребления в ХХХХ обл. за ХХХХ — ХХХХ гг., млн. кВт/ч
Рисунок 4. Ежегодные темпы изменения электропотребления в период ХХХХ — ХХХХ гг.
Рисунок 5. Схема электрических сетей
Рисунок 6. Потери электроэнергии на электрических сетях в ОАО «ХХХХ»
Рисунок 7. Техническая возможность присоединения новых объектов к существующим центрам питания 60-110 кВт
Рисунок 8. Первоочередные потребности г. ХХХХ в строительстве ПС-110 кВт
Рисунок 9. Маршрут магистрального газопровода «ХХХХ» и ответвления на г. ХХХХ
Рисунок 10. Размещение перспективных генерирующих мощностей предусмотренных Генеральной Схемой энергосистемы до ХХХХ г. обеспечивающих энергетическую безопасность ХХХХ
Рисунок 12. Схема электрических связей Евросоюза — как демонстрация отсутствия возможности выдачи мощности строящейся ХХХХ АЭС
Рисунок 13. Системообразующие связи стран ХХХХ и ХХХХ области
Рисунок 14. Промышленно-экономическое районирование торфяных ресурсов России
Рисунок 16. Расположение промышленных зон и торфяных месторождений ХХХХ области
Рисунок 17. Структура инвестиционных затрат
Рисунок 18. График финансирования инвестиционных затрат, рублей
Рисунок 19. График финансирования инвестиционных затрат, рублей
Рисунок 20. Структура выручки
Рисунок 21. Структура занятых по видам деятельности, человек
Рисунок 22. Структура фонда оплаты труда по видам деятельности, %
Рисунок 23. Структура постоянных затрат (к общему объему постоянных затрат)
Рисунок 24. Структура переменных затрат (к общему объему переменных затрат)
Рисунок 25. Соотношение постоянных и переменных затрат
Рисунок 26. Структура налоговых выплат (за период проекта)
Рисунок 27. Структура распределения выручки от реализации на затраты и прибыль
Рисунок 28. Точка безубыточности без учета налоговой составляющей, рублей
Рисунок 29. Точка безубыточности с учетом налоговой составляющей, рублей
Рисунок 30. Точка безубыточности проекта в целом, рублей
Рисунок 31. Структура налоговых поступлений бюджетов всех уровней (за период проекта)
Рисунок 32. Соотношение свободных денежных потоков до обслуживания долга и потоков по обслуживанию долга, тыс. рублей
Рисунок 33. Денежные потоки по привлечению и выплате кредита, рублей
Рисунок 34. Начисление и выплата процентов по кредиту, рублей
Рисунок 35. Денежные потоки по проекту, рублей
Рисунок 36. Окупаемость проекта, рублей
Рисунок 37. Критические отклонения ключевых факторов проекта (по показателю NPV)