Технико-коммерческое предложение

по строительству ТЭЦ

с установкой турбины ПР-6-3,4/1,0-0,5

ЗАО «Химволокно» г. Курск

 

 

 

 

 

 

 

 

Москва, 2003 г.

1.     Введение

 

Настоящее технико-коммерческое предложение разработано на основании заявки Заказчика – ЗАО «Химволокно» г. Курск и технического задания на выполнение ТЭП и протокола технического совещания при главном инженере ЗАО «Химволокно» от 03.06.03г.

В настоящее время энергоснабжение (пар, горячая вода, электроэнергия) завода осуществляется от ТЭЦ. В связи с повышением тарифов на энергоресурсы Заказчик желает построить автономный источник энергоснабжения предприятия.

 

2.     Исходные данные

 

Для  разработки ТКП Заказчик выдал следующие исходные данные:

1.                             Место расположения намечаемого строительства – г. Курск, площадка ЗАО «Химволокно».

2.1. Нагрузка                                                    

Электрическая Мвт                                      6,0                      

Тепловая Гкал/час                                        40,5                    

В том числе в паре:

Р=22 кгс/см, Гкал/ч (230^оС)                                  5,0                      

Р=11 кгс/см, Гкал/ч (200^оС)                                  3,0                      

Р=6 кгс/см, Гкал/ч (180^оС)                                    14,5                    

В горячей воде , Гкал/ч (130^оС)                           18,0                    

2.2. Топливо:

Основное – природный газ

Резервное – топочный мазут

2.3. Режим работы предприятия круглосуточный, в 3 смены, 365 дней в году.

2.4. Количество часов работы отопления – 4800 час.

3.     Тарифы на энергоресурсы (без НДС):

-         Плата за заявленную мощность – 257,063 руб/кВт

-         Плата за электроэнергию – 0,53159 руб/кВт

-         Плата за пар – 274,06 руб/Гкал

-         Плата за химочищенную воду – 0,84227 руб/м³

-         Плата за газ – 842,27 руб/тыс.м³

4.     Температурный график теплосети – 130-70^оС.

5.     Размещение ТЭЦ – в существующем здании.

После завершения 2 этапа строительство предусматривается полностью автономная работа заводской ТЭЦ по пару и горячей воде на отопление.

Выдача электроэнергии предусматривается на согласованные с Заказчиком РП при синхронизированной с работой внешней энергосистемой на собственное потребление, без передачи мощности во внешние электрические сети.

 

3. Технические решения

 

После обследования объекта с выездом на место, переговоров с ведущими специалистами завода, зафиксированными в протоколе технического совещания, от 03.06.2003г., предполагается следующий вариант технического решения.

На заводе имеется стабильное круглогодичное, круглосуточное потребление пара различных давлений в количестве 75 т/ч в отопительный период, включая тепловую нагрузку 18 Гкал/час по горячей воде на отопление и 42 т/ч – в неотопительный сезон.

При строительстве мини-ТЭЦ, предлагается использовать имеющиеся тепловое потребление отборов пара от турбины для одновременной выработки электроэнергии и покрытие базовой электрической нагрузки ~ 6 МВт.

Для этого предполагается строительство ТЭЦ с 3 паровыми котлами БЭМ-25-3,9-440 Г, паровой турбиной с противодавлением и отбором ПР-6-3.4/1,0/0,5-1, водогрейным котлом.

Данное техническое решение дает возможность обеспечить технологическую и отопительную нагрузку из отбора турбины и с хвоста турбины (противодавления) и вырабатывать электроэнергию на тепловом потреблении.

Из отборов турбины забирается пар с давлением 22 кг/см² температурой 230º и расходом (10 т/ч), 13 кгс/см² и температурой 323^оС в количестве 6 т/ч и подается потребителям на  технологию. Т.к. температура пара на технологию требуется 200-220^оС, то нужно снижать температуру отбираемого пара через промежуточный теплообменник, а нагретую охлаждающую воду использовать на собственные нужды котельной.

Пар с выхлопа турбины с давлением 6кгс/см² и температурой 256^оС в количестве 54т/ч подается на технологические нужды (с предварительным охлаждением до180^оС). Нагретая охлаждающая вода  используется на собственные нужды котельной. Т.к. номинальный расход на турбину  76,8т/ч пара, фактический расход  будет 75 т/ч (3 котла по25т/ч), то оставшийся пар в количестве 15 т/ч с давлением 6 кгс/смг и температурой 256^оС в отопительный период подается на подогрев воды для отопления завода или на собственные  нужды котельной. В неотопительный период можно или снижать паровую нагрузку котлов и турбины или продавать оставшийся пар сторонним организациям. Водогрейный котел КВЖ-8,12-150 устанавливается для обеспечения надежности технологического процесса при проведении ремонтных работ (или при аварийном отключении турбогенератора).

Описание и характеристики основного оборудования производится ниже.

Паровой газомазутный котел типа БЭМ-25/3,9-440 производство ОАО «Белэнергомаш» представляет из себя  моноблочный, горизонтальный, 2-х барабанный, газоплотный котел с естественной циркуляцией. Котел комплектуется последовательно включенным экономайзером.

Котел снабжен одной газомазутной горелкой типа ГМ-20х с диапазоном регулирования от 20 до 100% нагрузки.

Регулирование температуры перегретого пара возможно выполнить одним из двух способов:

-          выпрыскивающим пароохладителем;

-          частичным перепуском газов помимо пароперегревателя.

Выбор того или иного способа регулирования температуры пара будет решаться при заказе котлоагрегата.

Все элементы котла, работающие под давлением, рассчитаны на срок эксплуатации 200 000 часов.

 

Технические характеристики котла БЭМ-25/3,9-440

приведены в таблице 1.

 

Тип котла парового БЭМ-25/3,9-440, топливо	Газ	Мазут
Паропроизводительность (номинальная), т/ч	25	25
Рабочее давление, МПа(кгс/см2)	4,0 (40)	4,0 (40)
Температура пара на выходе (номинальная), оС	440	440
Температура питательной воды, оС	105	145
Температура уходящих газов, оС	125	170
Температура дутьевого воздуха, оС	0-30	60-100
Расход топлива, нм3/час, кг/час	2 000	1 800
Поверхность нагрева, м2                                                                    топки котельных пучков пароперегревателя водяного экономайзера материал труб экономайзера	80 142 97 645 сталь	80 142 97 645 сталь
*Масса котла, т в т.ч. транспортабельного блока водяного экономайзера площадка обслуживания автоматики арматуры котла газоимпульсной очистки	50 31 4,5 1,55 2,8 3,0 -	50 31 4,5 1,55 2,8 3,0 0,9
Аэродинамическое  сопротивление котла по газу, Па	1 250	1 200
Аэродинамическое сопротивление горелки по воздуха, Па
К.П.Д. котла при номинальной нагрузке, %	94	92
Давление перед горелкой на газовом топливе, кПа перед форсункой на мазуте, МПа пара на распыливание, МПа	30 - -	- 2 0,4
Уровень выбросов окислов азота, кг/ГДж (мг/м3)	0,07(200)	0,10 (290)
Габариты, м (без экономайзера) длина ширина высота	12,9 4,35 5,3	12,9 4,35 5,3

 

Водогрейный котел КВЖ-8,12-150 – жаротрубно-газотрубный, горизонтальный с трехходовым движением газов, автоматизированный, работает под наддувом. В комплект поставки котла входит: блок котла, горелочное устройство ГМ-7, вентилятор, трубопровод с арматурой в пределах котла, автоматика, площадка обслуживания.

Котел комплектуется современной системой автоматизированного управления САУ «Котел М-1» позволяет выполнять в автоматическом режиме функции защиты и блокировки, дискретное управление, дистанционное управление с пульта, решение задач оптимизации техпроцесса управления котлом, позволяет работать в непрерывном режиме нагрузок от 30 до 100%.

Техническая характеристика котла приведена в таблице 2.

 

Наименование показателей	КВЖ-8,12-150
Теплопроизводительность, МВт (Гкал/ч)	8,12 (7,0)
Давление воды, МПа (кгс/см2) абс. на входе в котел на выходе из котла	0,9 (9,0) 0,8 (8,0)
Расчетное топливо	Газ
Расход топлива, газ: нм3/ч	852,0
Коэффициент полезного действия, %	93,1
Температура воды, ºС на входе в котел на выходе из котла	70,0 150,0
Габаритные размеры котла, мм: длина ширина высота	8132,0 4235,0 4900,0
Масса котла, т	28,7

 

Номинальные технические характеристики турбины

приведены в таблице 3.

 

Показатели	ПР-6-3,4/1,0/0,5-1
Номинальная мощность, кВт	6 000
Частота вращения ротора, об/мин.	3 000
Номинальные параметры свежего пара (рабочий диапазон): Абсолютное давление, МПа Температура, оС	3,4 (3,1-3,6) 435 (420-445)
Абс. давление пара за турбиной номинал (рабочий диапазон), оС	0,5 (0,4-0,7) 245 (234-267)
Регулируемый отбор, номинал (рабочий диапазон): абс. Давление, МПа температура при номинальном давлении, оС величина отбора, т/ч	1,0 (0,8-1,3) 294 (274-323) 50,0 (0-50)
Номинальный расход пара при режиме с отбором, т/ч без отбора, т/ч	76,8 60,6
Струйный подогреватель: Производительность по пару, кг/ч Химически очищенная вода: Номинальное давление, МПа Мак. температура, оС Расход, м3/ч	1 100   0,35 40 20
Масляная система: Емкость бака, м3 Поверхность охлаждения маслоохладителей, м2 Ном. температура охлажденной воды Ном. расход охл. Воды на маслоохладители, м3/ч	3,0 10х2 20 20х2
Монтажные характеристики: Масса турбины (с фундаментальной  рамой),т Масса ротора турбины, т Масса в/п корпуса с диафрагмами, т Масса поставляемого оборудования, т Высота фундамента турбины, м Высота крышки крана над полом машинного зала	26 3,25 8,5 34,25 5,0 4,0

 

Турбина представляет собой одноцилиндровый агрегат, разделенный камерой регулируемого отбора на часть высокого давления (ЧВД) и часть низкого давления (ЧНД).

На крышке корпуса переднего подшипника установлен блок регулирования турбины, а на крыше корпуса заднего подшипника установлен гидравлический валопроводный механизм, действующий от отдельного масляного насоса с электроприводом.

Парораспределение высокого давления – клапанное. Открытие и закрытие клапанов осуществляется от сервомотора системы регулирования командными органами, которого являются регулятор скорости и регулятор давления.

Парораспределение части низкого давления осуществляется поворотной диафрагмой, исполнительным органом, которой является соответствующий сервомотор, а командным – регулятор давления промежуточного отбора.

Турбина комплектуется системой малоснабжения, предназначенной для обеспечения смазки и охлаждения подшипников турбины и генератора, для снабжения маслом гидродинамической системы регулирования и защиты турбины, а также сервопривода валоповоротного устройства.

Турбина снабжена системой регулирования обеспечивающей автоматическое регулирование:

·                   скорости вращения ротора;

·                   давление пара в промежуточном отборе;

·                   давления пара на выхлопе.

Система регулирования автономная: при изменении электрической нагрузки и частоты вращения регулятор скорости дает импульсы на регулирующие органы парораспределения так, что не нарушает заданного давления в обороте, и наоборот, при изменении тепловой нагрузки регулятор давления дает импульс на регулирующие органы парораспределения, не нарушая установившейся частоты вращения.

Система регулирования турбин обладает высокой степенью быстродействия. Мгновенный сброс электрической нагрузки с генератора не вызывает срабатывания регулятора безопасности.

 

 

7Гкал/ч  150°С

РОУ 39/22

На технологические нужды

10т/ч 22кгс/см2 230°С

                                               

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Турбина оснащается системой защиты предназначенной для остановки турбины при достижении какими-либо параметрами аварийных значений. Предусмотрены следующие защитные устройства:

·                   регулятор безопасности, обеспечивающий закрытие стопорного клапана при повышении частоты вращения ротора турбины до 55-56 об/сек. (3300-3360 об/мин.);

·                   дистанционный выключатель, останавливающий турбину по электрическому импульсу от реле давления масла в системе смазки;

·                   реле давления масла в системе регулирования турбины. Это же реле автоматически включат пусковой масляный насос;

·                   устройство защиты упорного подшипника при осевом сдвиге ротора сверх допустимого;

·                   ручной выключатель автоматического затвора.

Управление турбины может быть выполнено в двух вариантах: местное или дистанционное (по выбору Заказчика).

При местном управлении в непосредственной близости (не далее 15 метров) устанавливается местный щит управления, КИП, сигнализации и защиты.

При дистанционном управлении на групповом щите управления котельной устанавливается дистанционный щит управления, КИП, сигнализации и защиты, а рядом с турбиной местный щиток с приборами, необходимыми для пуска турбоустановки.

Питание электродвигателей системы дистанционного управления осуществляется от сети переменного тока напряжения 380/220 в, за исключением электродвигателя аварийного масляного насоса, питание которого предусмотрено постоянным током напряжением 220 в.

Для предупреждения персонала, обслуживающего турбоустановку об отключении каких-либо параметров от номинальных величин имеется аварийная, предусмотрительная и технологическая сигнализации, отражающая наиболее важные для электростанции параметры.

Для облегчения и ускорения монтажа турбина поставляется на металлической фундаментной раме, что гарантирует сохранение заводской центровки турбины.

Эксплуатационные характеристики:

·                   срок службы, лет                                      40;

·                   межремонтный период, лет                     6.

 

Комплектность поставки турбины приведена в таблице 4.

 

№ п/п	Наименование оборудования	Количество
1.	Турбина паровая, в том числе:	1
1.1.	Полумуфта генератора	1
2.	Бак масляный, в том числе:	1
2.1	Фильтр масляный	1
2.2.	Дистанционный выключатель	1
2.3.	Инжектор масляный	1
2.4.	Указатель уровня масла	1
2.5.	Агрегат валоповоротного устройство	1
3.	Блок масляных насосов, в том числе:	1
3.1.	Аврийный масляный эл. насос	1
3.2.	Стояночный  масляный  эл. насос	1
3.3.	Пусковой масляный эл. насос	1
3.4.	Перекачивающий эл. насос	1
3.5.	Бак дренажный	1
3.6.	Сигнальное реле уровня	1
4.	Маслоохладитель	2
5.	Маслопроводы с арматурой (комплект)	1
6.	Подогреватель струйный	1
7.	Фильтр водяной	1
8.	Трубопроводы с арматурой (комплект) в том числе:	1
8.1.	Клапаны предохранительные на оборе и противодавлении (компл.)	1
9.	Запчасти (комплект)	1
10.	Инструмент и приспособления (комплект)	1
11.	Электроаппаратура и КИП (комплект)	1

 

В качестве генератора электроэнергии предлагается турбогенератор типа Т-6-62 УЗ мощностью 6000 кВт производства ОАО «Привод» г. Лысьва. Основные технические характеристики турбогенератора:

-          электрическая мощность, кВт                               6 000

-          генераторное напряжение, В                               6 300

-          частота вращения, об/мин                                     3 000

-          КПД, %                                                                  97,6

-          Масса, кг                                                                20 000

Комплектно с турбогенератором поставляются системы возбуждения, воздухоохладители, аппаратура термоконтроля, монтажные приспособления, фундаментная арматура, эксплуатационная документация.

Параллельно с турбиной устанавливается редукционно-охладительная установка РОУ-40/20, РОУ-40/13 и редукционная - охладительная установка  РОУ – 13/6, которые будут включаться в работу при аварийной остановки турбины или выводе ее в плановый ремонт.

 

Кроме вышеперечисленного оборудования в заводской ТЭЦ предусматривается установка комплекта всего необходимого вспомогательного оборудования (электросиловая часть, КИПиА, газоснабжения и др.) обеспечивающая нормальный технологический режим работы ТЭЦ.

Для выполнения ремонтных работ в  помещении будет предусмотрены подвесные кран-балки грузоподъемностью 1 тн. для котлов и 10 тн. для турбины.

За пределами здания на расстоянии не менее 5 метров от границы  стены устанавливается подземная емкость для аварийного слива из масла турбоагрегата.

Выдачу электрической мощности от турбогенератора предлагается выдать на существующие и согласованные с Заказчиком РП. Суммарной мощностью     6,0 МВт без выдачи мощности в энергосистему.

Релейная защита и автоматика обеспечивает исключение возможности несинхронного включения турбогенератора в электрическую сеть энергосистемы, а также несинхронную подачу напряжения со стороны энергосистемы.

Для турбины и котлов не требуется постоянный обслуживающий персонал находящийся рядом с установками, поэтому контроль за работой турбогенератора и котлов будет вестись с группового щита котельной,  куда будут вынесены основные параметры работы установок, сигнализация о неисправностях, а также  ключи управления.

Охлаждение маслоохладителей турбины и воздухоохладителей генератора будет выполнено посредством установки вентиляторных мини-градирен, либо использованием исходной воды потребляемой котельной.

Для удаления дымовых  газов от котлов БЭМ-25-3,9-440 предлагается установить одну самостоящую дымовую металлическую трубу. Ориентировочный диаметр трубы 1,2 м. Высота дымовой трубы будет определена после выполнения экологической части проекта (защита воздушного бассейна и расчет выбросов).

Для удаления дымовых  газов от котла КВЖ-8,12-150 предлагается установить одну самостоящую металлическую дымовую трубу. Ориентировочный диаметр трубы 0,8 м. Высота дымовой трубы будет определена после выполнения экологической части проекта.

Все оборудование заводской ТЭЦ предлагается разместить в помещении существующего склада готовой продукции.

 

4. Ориентировочные этапы и сроки реализации проекта

 

4.1. Разработка ТЭО – 3-4 месяца,

       Рабочая документация – 7-8 месяцев.

4.2. Заказ, изготовление и поставка оборудования – 12-14 месяцев.

4.3. Строительно-монтажные и пусконаладочные работы со сдачей объекта Заказчику – 10-11 месяцев.

Срок и продолжительность работ указана от начала действия Договора и при условии стабильного финансирования.

 

5. Объем услуг

ООО «Промышленные системы», по желанию Заказчика, может выполнить весь объем работ на условиях «под ключ» включая:

·                   разработку необходимой проектной документации;

·                   заказ и поставку оборудования и материалов в объеме проекта;

·                   строительно-монтажные работы в объеме проекта;

·                   пусконаладочные работы и сдачу объекта Заказчику.

 

6. Стоимостные показатели

 

Общий объем капитальных вложений в строительство ТЭЦ на условиях «под ключ» по укрупненным показателям ориентировочно составляет 140 млн. руб. (включая НДС 20%).

Все стоимостные показатели даны ориентировочно по состоянию на май месяц 2003 г. и будут уточняться при заключении Договора и выдаче Технического задания на проектирование.

Все стоимостные показатели относятся только к объемам работам, ограниченным стенами котельной, и не учитывают все наружные сети и сооружения. В данные стоимостные показатели не вошла стоимость здания котельной (реконструкция существующего здания). Стоимость этих работ будет определена дополнительно после проведения обследования здания.

 

Приложение 1: расчет технико-экономических показателей работы ТЭЦ.

 

 

 

 

 

 

Приложение №1

 

Ориентировочный расчет срока окупаемости капвложений

Данный расчет выполнен при условии установки газовой турбины электрической мощностью 6000 кВт. При номинальном расходе пара на турбину в количестве 70 т/ч турбина будет работать с номинальной мощностью 6000 кВт в течение 8400 часов.

1.           Годовая выработка электроэнергии турбиной:

6000×8400 = 50,4 млн. кВт×ч

где  6000 кВт      – электрическая мощность, развиваемая турбиной;

       8400 часов   – среднегодовое время работы турбины.

2.            Уменьшение потребления электроэнергии от энергосистемы:

50,4× (1 – 0,01) = 49,90 млн. кВт×ч

где 0,01 – доля электроэнергии на собственные нужды.

3.           Уменьшение ежегодной платы за покупку электроэнергии при тарифе 0,53 руб./кВт·ч без НДС составит:

49,90×0,53 = 26,45 млн.руб.

4.           Уменьшение ежегодной платы за заявленную мощность при снижении в среднем за год на 6000 кВт при тарифе 257,06 руб. за кВт в месяц без НДС составит:

6000×257,06×12 = 18,51 млн. руб.

5.           Суммарное уменьшение затрат на покупку электроэнергии:

26,45 + 18,51 = 45 млн. руб.

6.            Уменьшение затрат на покупку тепла у ТЭЦ в количестве примерно 329994 Гкал

в год при тарифе 274,06 руб./Гкал составит (учтены собственные нужды 3%):

329994×274,06 = 90,44 млн.руб.

7.            Суммарное уменьшение затрат на покупку электроэнергии и тепла:

90,44 + 45 = 135,44 млн.руб.

8.           Увеличение расхода топлива на котлы за год составит 61,29 млн. нм³

9.           Увеличение часового расхода газа по котельной на выработку электрической мощности составит:

где 8000 ккал/нм³ – теплотворная способность газа;

0,95                                                                                              – электромеханический КПД;

860 – перевод кВт в ккал/ч;

0,9  – КПД котла.

10.      Увеличение расходов на дополнительное потребление природного газа при тарифе 0,842 рубля за нм ³ составит:

(61,29 + 6,34)×0,842 = 56,94 млн.руб.

11.      Увеличение стоимости основных фондов ориентировочно составит 100 млн. руб.

12.      Учитывая, что ресурс работы турбоагрегата составляет 25 лет принимаем амортизацию в размере 4,0 %.

100×0,04 = 4 млн. руб.

13.      Прочие расходы принимаем 20% от амортизации:

4×0,2 = 0,8 млн.руб.

14.      Увеличение налога на основные фонды 2%

100×0,02 = 2 млн.руб.

15.      Годовое увеличение расходов на заработную плату из расчета 28 человек с окладами 3000 рублей и отчислений с ФОТ (36%)

3000×28×12×1,36 = 1,37 млн.руб.

16.      Годовые эксплуатационные затраты связанные с установкой турбины составят:

56,94+1,37+ 4 + 0,8 + 2 = 65,11 млн. руб.

17.      Годовая экономия средств составит:

135,44 – 65,11 = 70,33 млн. руб.

18.      Поток денежных средств (экономия +амортизация)

70,33 + 4 = 74,33 млн.руб.

19.      Стоимость капвложений в реконструкцию ориентировочно составит 116,7 млн. руб. (без НДС)

20.      Простой срок окупаемости капвложений с момента ввода в эксплуатацию:

21.       То же с момента начала финансирования:

1,57 + 1,33 = 2,9 года

Приложение 2

 

Расчет экономической эффективности капитальных вложений

 

Расчёт экономической эффективности капитальных вложений выполнен в соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования», утвержденных Госстроем, Минэкономики, Минфином и Госкомпромом РФ 31.03.94 №7-12/47.

 

Расчёт выполнен при следующих условиях и допущениях:

 

1.     Срок реализации проекта от начала финансирования принят 1,3 года (16 месяцев);

2.     Прогнозный рост тарифов на электроэнергию и топлива принят по оценке Минэкономразвития РФ.

3.     Возврат НДС от общей суммы капвложений по годам производится после ввода объекта в эксплуатацию;

4.     Налог на прибыль в расчете не учитывается, поскольку вся вырабатываемая электроэнергия будет потребляться внутри предприятия без продажи её в энергосистему;

5.     Затраты на заработную плату персонала в расчете были приняты со среднегодовой инфляцией в размере 10%;

6.     Ставка дисконта принята снижающейся во времени на 2% через каждые 4 года; с 20% в 2003 году и 10% с 2023 года.

 

Срок возврата капитала с учётом принятой начальной ставки дисконта в размере 20% составляет 2 года и 9 месяцев.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

№	Наименование	Размерн.	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015
1	Капитальные вложения (с НДС)	млн.руб.	50,00	90,00
2	Производство электроэнергии	млн.кВт.ч		25,00	50,40	50,40	50,40	50,40	50,40	50,40	50,40	50,40	50,40	50,40	50,40
3	Производство тепла	тыс.Гкал		168,75	340,20	340,20	340,20	340,20	340,20	340,20	340,20	340,20	340,20	340,20	340,20
4	Расход электроэнергии на собственные нужды	млн.кВт.ч		0,124	0,504	0,504	0,504	0,504	0,504	0,504	0,504	0,504	0,504	0,504	0,504
5	Расход тепла на с.н.	тыс.Гкал		0,025	0,102	0,102	0,102	0,102	0,102	0,102	0,102	0,102	0,102	0,102	0,102
6	Отпуск электроэнергии	млн.кВт.ч		24,88	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90
7	Отпуск тепла	тыс.Гкал		168,72	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10
8	Отпуск эл.энергии в энергосистему	млн.кВт.ч
9	Отпуск теп.энергии на сторону	тыс.Гкал
10	Уменьшение потребления эл.энергии от энергосистемы	млн.кВт.ч		24,88	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90
11	Уменьшение потребления теп.энергии от энергосистемы	тыс.Гкал		168,72	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10
12	Тариф на отпускаемую эл.энергию	руб./кВт.ч
13	Тариф на покупаемую эл.энергию	руб./кВт.ч	0,90
14	Коэффициент прогноза роста тарифа на эл.энергию		1,16	1,16	1,16	1,16	1,15	1,10	1,09	1,08	1,07	1,06	1,05	1,05	1,05
15	Индексы тарифа на эл.энергию к базовому году		1,16	1,35	1,57	1,82	2,09	2,30	2,51	2,71	2,90	3,07	3,22	3,38	3,55
16	Прогнозный тариф на отпускаемую эл.энергию	руб./кВт.ч
17	Прогнозный тариф на покупаемую эл.энергию	руб./кВт.ч	1,04	1,22	1,41	1,64	1,88	2,07	2,26	2,44	2,61	2,76	2,90	3,04	3,20
18	Тариф на отпускаемую теп.энергию	руб./Гкал
19	Тариф на покупаемую теп.энергию	руб./Гкал	274,06
20	Коэффициент прогноза роста тарифа на теп.энергию		1,20	1,20	1,20	1,18	1,15	1,10	1,09	1,08	1,07	1,06	1,05	1,05	1,05
21	Индексы тарифа  на теп.энергию к базовому году		1,20	1,44	1,73	2,03	2,33	2,56	2,79	3,01	3,22	3,41	3,58	3,76	3,95
22	Прогнозный тариф на отпускаемую теп.энергию	руб./Гкал
23	Прогнозный тариф на покупаемую теп.энергию	руб./Гкал	328,87	394,65	474,12	556,34	638,56	701,59	764,63	824,92	882,47	934,55	981,14	1030,47	1082,54
24	Доход от продажи эл.энергии в энергосистему	млн.руб.
25	Уменьшение затрат на покупку эл.энергии	млн.руб.		30,22	70,50	81,73	93,85	103,28	112,72	121,70	130,23	137,86	144,60	151,78	159,42
26	Доход от продажи теп.энергии на сторону	млн.руб.
27	Уменьшение затрат на покупку теп.энергии	млн.руб.		66,59	161,25	189,21	217,17	238,61	260,05	280,55	300,13	317,84	333,68	350,46	368,17
28	Суммарный доход от продажи тепловой и электрической энергии	млн.руб.
29	Суммарное уменьшение затрат на приобретение тепловой и  электрической энергии	млн.руб.		96,81	231,75	270,94	311,03	341,90	372,76	402,25	430,36	455,70	478,28	502,24	527,59
30	Суммарные выгоды от снижения приобретаемой и продажи тепловой электрической энергии	млн.руб.		96,81	231,75	270,94	311,03	341,90	372,76	402,25	430,36	455,70	478,28	502,24	527,59
31	Расход топлива	млн.нм3 ;  млн.т		33,55	67,63	67,63	67,63	67,63	67,63	67,63	67,63	67,63	67,63	67,63	67,63
32	Тариф на топливо	руб.нм3 ;  руб.т	0,842
33	Коэффициент прогноза роста тарифа на топливо		1,2	1,2	1,2	1,175	1,15	1,1	1,09	1,08	1,07	1,06	1,05	1,05	1,05
34	Индексы тарифа на топливо к базовому году		1,2	1,44	1,73	2,03	2,33	2,56	2,79	3,01	3,22	3,41	3,58	3,76	3,95
35	Прогнозный тариф на топливо	руб.нм3 ;  руб.т	1,01	1,21	1,46	1,71	1,96	2,16	2,35	2,53	2,71	2,87	3,01	3,17	3,33
36	Затраты на топливо	млн.руб.		40,66	98,54	115,58	132,69	145,81	158,86	171,37	183,34	194,17	203,84	214,12	224,94
37	Стоимость основных фондов	млн.руб.			100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00
38	Процент амортизации	%		4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%
39	Амортизационные отчисления	млн.руб.			4	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4
40	Среднегодовые затраты на ремонтно-техническое обслуживание			0,40	0,88	0,97	1,06	1,17	1,29	1,42	1,56	1,71	1,89	2,07	2,28
41	Процент налога на основные фонды	%		2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%
42	Налог на основные фонды	млн.руб.			2	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2
43	Количество персонала	чел.		28	28	28	28	28	28	28	28	28	28	28	28
44	Средняя заработная плата  (с учетом инфляции 10% в год)	руб.	3000,0	3300,0	3630,0	3993,0	4392,3	4831,5	5314,7	5846,2	6430,8	7073,8	7781,2	8559,4	9415,3
45	Ставка налогов с ФОТ (%)	%		36%	36%	36%	36%	36%	36%	36%	36%	36%	36%	36%	36%
46	Затраты на заработную плату с учетом инфляции	млн.руб.		1,51	1,66	1,82	2,01	2,21	2,43	2,67	2,94	3,23	3,56	3,91	4,3
47	Прочие затраты % (от строки 36+39+40+42+46)	млн.руб.
48	Итого эксплуатационные затраты	млн.руб.		42,57	107,08	124,37	141,76	155,19	168,58	181,46	193,84	205,11	215,28	226,10	237,52
49	Прибыль до уплаты налогов	млн.руб.		54,25	124,67	146,57	169,26	186,70	204,18	220,79	236,51	250,59	263,00	276,14	290,07
50	Ставка налога на прибыль (%)	%		24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%
51	Налог на прибыль	млн.руб.		13,02	29,92	35,18	40,62	44,81	49,00	52,99	56,76	60,14	63,12	66,27	69,62
52	Чистая прибыль	млн.руб.		41,23	94,75	111,40	128,64	141,89	155,18	167,80	179,75	190,45	199,88	209,87	220,45
53	Возврат НДС	млн.руб.		23,33
54	Поток денежных средств (Cash Flow)	млн.руб.		64,56	98,75	115,40	132,64	145,89	159,18	171,80	183,75	194,45	203,88	213,87	224,45
55	Чистый поток денежных средств	млн.руб.	-50,00	-2,11	98,75	115,40	132,64	145,89	159,18	171,80	183,75	194,45	203,88	213,87	224,45
56	Ставка дисконта (%)	%	20,00%	20,00%	20,00%	20,00%	18,00%	18,00%	18,00%	18,00%	16,00%	16,00%	16,00%	16,00%	14,00%
57	Коэффициент дисконтирования		0,833	0,694	0,579	0,482	0,402	0,335	0,279	0,233	0,194	0,162	0,135	0,112	0,093
58	Чистая текущая стоимость (NPV)	млн.руб.	-41,67	-1,46	57,15	55,65	53,30	48,86	44,42	39,96	35,61	31,40	27,44	23,99	20,98
59	То же нарастающим итогом	млн.руб.	-41,67	-43,13	14,02	69,67	122,97	171,83	216,26	256,21	291,82	323,23	350,67	374,65	395,63
60	Внутренняя норма доходности (IRR)	%	107,37%
61	Срок возмещения капитала (Тв)	лет	2 год 9  мес.

 

№	Наименование	Размерн.	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029
1	Капитальные вложения (с НДС)	млн.руб.
2	Производство электроэнергии	млн.кВт.ч	50,40	50,40	50,40	50,40	50,40	50,40	50,40	50,40	50,40	50,40	50,40	50,40	50,40	50,40
3	Производство тепла	тыс.Гкал	340,20	340,20	340,20	340,20	340,20	340,20	340,20	340,20	340,20	340,20	340,20	340,20	340,20	340,20
4	Расход электроэнергии на собственные нужды	млн.кВт.ч	0,504	0,504	0,504	0,504	0,504	0,504	0,504	0,504	0,504	0,504	0,504	0,504	0,504	0,504
5	Расход тепла на с.н.	тыс.Гкал	0,102	0,102	0,102	0,102	0,102	0,102	0,102	0,102	0,102	0,102	0,102	0,102	0,102	0,102
6	Отпуск электроэнергии	млн.кВт.ч	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90
7	Отпуск тепла	тыс.Гкал	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10
8	Отпуск эл.энергии в энергосистему	млн.кВт.ч
9	Отпуск теп.энергии на сторону	тыс.Гкал
10	Уменьшение потребления эл.энергии от энергосистемы	млн.кВт.ч	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90	49,90
11	Уменьшение потребления теп.энергии от энергосистемы	тыс.Гкал	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10	340,10
12	Тариф на отпускаемую эл.энергию	руб./кВт.ч
13	Тариф на покупаемую эл.энергию	руб./кВт.ч
14	Коэффициент прогноза роста тарифа на эл.энергию		1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05
15	Индексы тарифа на эл.энергию к базовому году		3,73	3,92	4,12	4,33	4,55	4,78	5,02	5,27	5,53	5,81	6,10	6,41	6,73	7,07
16	Прогнозный тариф на отпускаемую эл.энергию	руб./кВт.ч
17	Прогнозный тариф на покупаемую эл.энергию	руб./кВт.ч	3,36	3,53	3,71	3,90	4,10	4,30	4,52	4,74	4,98	5,23	5,49	5,77	6,06	6,36
18	Тариф на отпускаемую теп.энергию	руб./Гкал
19	Тариф на покупаемую теп.энергию	руб./Гкал
20	Коэффициент прогноза роста тарифа на теп.энергию		1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05
21	Индексы тарифа  на теп.энергию к базовому году		4,15	4,36	4,58	4,81	5,05	5,30	5,57	5,85	6,14	6,45	6,77	7,11	7,47	7,84
22	Прогнозный тариф на отпускаемую теп.энергию	руб./Гкал
23	Прогнозный тариф на покупаемую теп.энергию	руб./Гкал	1137,35	1194,90	1255,20	1318,23	1384,00	1452,52	1526,51	1603,25	1682,73	1767,69	1855,39	1948,57	2047,23	2148,63
24	Доход от продажи эл.энергии в энергосистему	млн.руб.
25	Уменьшение затрат на покупку эл.энергии	млн.руб.	167,50	176,03	185,01	194,44	204,32	214,65	225,43	236,66	248,33	260,91	273,93	287,85	302,22	317,49
26	Доход от продажи теп.энергии на сторону	млн.руб.
27	Уменьшение затрат на покупку теп.энергии	млн.руб.	386,81	406,38	426,89	448,33	470,70	494,00	519,16	545,26	572,29	601,19	631,01	662,70	696,26	730,74
28	Суммарный доход от продажи тепловой и электрической энергии	млн.руб.
29	Суммарное уменьшение затрат на приобретение тепловой и  электрической энергии	млн.руб.	554,31	582,42	611,90	642,77	675,02	708,65	744,59	781,92	820,62	862,09	904,94	950,55	998,48	1048,23
30	Суммарные выгоды от снижения приобретаемой и продажи тепловой электрической энергии	млн.руб.	554,31	582,42	611,90	642,77	675,02	708,65	744,59	781,92	820,62	862,09	904,94	950,55	998,48	1048,23
31	Расход топлива	млн.нм3 ;  млн.т	67,63	67,63	67,63	67,63	67,63	67,63	67,63	67,63	67,63	67,63	67,63	67,63	67,63	67,63
32	Тариф на топливо	руб.нм3 ;  руб.т
33	Коэффициент прогноза роста тарифа на топливо		1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05
34	Индексы тарифа на топливо к базовому году		4,15	4,36	4,58	4,81	5,05	5,3	5,57	5,85	6,14	6,45	6,77	7,11	7,47	7,84
35	Прогнозный тариф на топливо	руб.нм3 ;  руб.т	3,49	3,67	3,86	4,05	4,25	4,46	4,69	4,93	5,17	5,43	5,70	5,99	6,29	6,60
36	Затраты на топливо	млн.руб.	236,30	248,27	260,78	273,90	287,56	301,83	317,18	333,15	349,65	367,30	385,49	404,90	425,39	446,43
37	Стоимость основных фондов	млн.руб.	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00
38	Процент амортизации	%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%	4,0%
39	Амортизационные отчисления	млн.руб.	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4
40	Среднегодовые затраты на ремонтно-техническое обслуживание		2,51	2,76	3,04	3,34	3,68	4,04	4,45	4,89	5,38	5,92	6,51	7,16	7,88	8,67
41	Процент налога на основные фонды	%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%	2,0%
42	Налог на основные фонды	млн.руб.	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2
43	Количество персонала	чел.	28	28	28	28	28	28	28	28	28	28	28	28	28	28
44	Средняя заработная плата  (с учетом инфляции 10% в год)	руб.	10356,8	11392,5	12531,7	13784,9	15163,4	16679,8	18347,7	20182,5	22200,7	24420,8	26862,9	29549,2	32504,1	35754,5
45	Ставка налогов с ФОТ (%)	%	36%	36%	36%	36%	36%	36%	36%	36%	36%	36%	36%	36%	36%	36%
46	Затраты на заработную плату с учетом инфляции	млн.руб.	4,73	5,21	5,73	6,3	6,93	7,62	8,38	9,22	10,14	11,16	12,28	13,5	14,85	16,34
47	Прочие затраты % (от строки 36+39+40+42+46)	млн.руб.
48	Итого эксплуатационные затраты	млн.руб.	249,54	262,24	275,55	289,54	304,17	319,50	336,01	353,26	371,17	390,38	410,28	431,56	454,12	477,43
49	Прибыль до уплаты налогов	млн.руб.	304,77	320,18	336,35	353,23	370,85	389,15	408,58	428,66	449,46	471,71	494,66	518,99	544,36	570,80
50	Ставка налога на прибыль (%)	%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%	24,0%
51	Налог на прибыль	млн.руб.	73,15	76,84	80,73	84,77	89,00	93,40	98,06	102,88	107,87	113,21	118,72	124,56	130,65	136,99
52	Чистая прибыль	млн.руб.	231,63	243,33	255,63	268,45	281,85	295,76	310,52	325,78	341,59	358,50	375,94	394,43	413,71	433,81
53	Возврат НДС	млн.руб.
54	Поток денежных средств (Cash Flow)	млн.руб.	235,63	247,33	259,63	272,45	285,85	299,76	314,52	329,78	345,59	362,50	379,94	398,43	417,71	437,81
55	Чистый поток денежных средств	млн.руб.	235,63	247,33	259,63	272,45	285,85	299,76	314,52	329,78	345,59	362,50	379,94	398,43	417,71	437,81
56	Ставка дисконта (%)	%	14,00%	14,00%	14,00%	14,00%	14,00%	14,00%	14,00%	14,00%	14,00%	14,00%	14,00%	14,00%	14,00%	14,00%
57	Коэффициент дисконтирования		0,078	0,065	0,054	0,045	0,038	0,031	0,026	0,022	0,018	0,015	0,013	0,010	0,009	0,007
58	Чистая текущая стоимость (NPV)	млн.руб.	18,35	16,05	14,04	12,28	10,74	9,38	8,20	7,17	6,26	5,47	4,78	4,18	3,65	3,19
59	То же нарастающим итогом	млн.руб.	413,98	430,04	444,08	456,36	467,10	476,48	484,68	491,85	498,11	503,58	508,36	512,54	516,19	519,38
60	Внутренняя норма доходности (IRR)	%
61	Срок возмещения капитала (Тв)	лет