Строительство ТЭЦ на базе ГТА-6РМ

 

Настоящее технико-коммерческое предложение разработано на основании заявки Заказчика  и технического задания на выполнение ТЭП.

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.

 

1.     Исходные данные

 

Для  разработки ТКП Заказчик выдал следующие исходные данные:

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.

2.                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

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

4.    Размещение ТЭЦ – в существующем здании.

После завершения строительства 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

 

В качестве технического решения предлагается строительство котельной с 3 котлами БЭМ-25-1,4-225 и установку газотурбинной электростанции электрической мощностью 6000 КВт с паровым котлом-утилизатором (производительностью 20 т/ч, давлением 24 кгс/см²). Технологическая схема работы заводской ТЭЦ следующая.

Газотурбинная электростанция выдает электрическую мощность 6000 кВт для нужд завода. За счет охлаждения уходящих газов газовой турбины в паровом котле-утилизаторе вырабатывается пар давлением 24 кгс/см² и температурой 250 ⁰С в количестве 20 т/ч.

2 паровых котла БЭМ-25-14-225 вырабатывают 50 т/ч пара давлением 13 кгс/см² и температурой 225 ⁰С. Третий котел БЭМ-25-14-225 находится в резерве или подключается в работу при нехватке пара. Часть пара от котла-утилизатора проходит через РОУ-24/13 и подается в общий паросборный коллектор вместе с паром от БЭМ-25-14-225. Из этого коллектора часть пара в количестве 6 т/ч с давлением 13 кгс/см² и температурой 225 ⁰С идет напрямую на технологические нужды. Оставшаяся часть пара в количестве 54 т/ч проходит через РОУ 13/6 и также подается на технологические нужды, с параметрами 6 кгс/см² и 190 ⁰С. Часть пара (10 т/ч) с давлением 22 кгс/см² и температурой 250ºС отбирается из котла-утилизатора на технологию.

Таким образом, в результате реализации данного ТКП получается электрическая энергия в размере 6000 кВт и покрывается паровая технологическая нагрузка.

 

Основные технические характеристики блочного парового котла

приведены в таблице 1.

Паровой газомазутный котел типа БЭМ-25-1,4-225 представляет из себя моноблочный, горизонтальный, 2-х барабанный, газоплотный котел с естественной циркуляцией. Котел комплектуется последовательно включенным чугунным водяным экономайзером.

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

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

Технические характеристики и описание газотурбинной электростанции даны ниже, в Таблицах: 2 и 3.

Выдача электрической мощности от ГТЭ будет производиться на существующие РП.

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.

Для удаления дымовых газов от котлов БЭМ-25-1,4-225 предлагается установить одну самостоящую дымовую металлическую трубу. Ориентировочный диаметр трубы 1,0 м. Высота дымовой трубы будет определена после выполнения экологической части проекта (защита воздушного бассейна и расчет выбросов).

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

 

 

		Рис.1. Принципиальная тепловая схема

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Основные технические характеристики газотурбинной энергоустановки приведены в таблице 2.

 

Поскольку для работы газовой турбины требуется природный газ давлением 1,8÷2,0 МПа необходимо установить дожимную компрессорную станцию в контейнерном исполнении с двумя поршневыми компрессорами.

Кроме вышеперечисленного оборудования для работы газотурбинной электростанции можно использовать вспомогательное оборудование (насосы, водоочистку, деаэратор и др.) предусмотренное в котельной.

Газотурбинную электростанцию необходимо разместить в новом здании рядом с котельной. Здание предлагается из быстровозводимых конструкций с ограждающими панелями типа «Сэндвич». В этом же здании необходимо разместить паровой котел-утилизатор.

Так как для эксплуатации ГТЭ и котла-утилизатора не требуется постоянный обслуживающий персонал, то контроль за их работой будет вестись из главной операторской (группового щита ТЭЦ), куда будут вынесены основные параметры работы установок, сигнализации о неисправностях, а также пульты управления оборудования.

Выдачу электрической мощности от ГТЭ предлагается выдать на существующие и согласованные Заказчиком РП.

Работа ГТЭ будет синхронизирована с работой внешней энергосистемы.

 

Комплектность поставки ГТЭ представлена в таблице №3.

 

Все оборудование котельной 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 по этапам Договора и при условии стабильного финансирования.

 

 

5. Стоимостные показатели

 

Общий объем капитальных вложений в строительство ТЭЦ на условиях «под ключ» по укрупненным показателям ориентировочно составляет 215 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. Турбина работает 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 307994,4 Гкал в год при тарифе 274,06 руб./Гкал составит (учтены собственные нужды 3%):

307994,4×274,06 = 84,41 млн.руб.

7.            Суммарное уменьшение затрат на покупку электроэнергии и тепла:

84,41 + 45 = 129,41 млн.руб.

8.           Увеличение расхода топлива на котлы за год составит 40,86 млн. нм³

9.           Увеличение расхода газа по котельной на выработку электрической мощности составит 23,52 млн. нм³.

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

(40,86 + 23,52)×0,842 = 54,21 млн.руб.

11.      Увеличение стоимости основных фондов ориентировочно составит 163 млн. руб.

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

163×0,04 = 6,52 млн. руб.

13.      Прочие расходы принимаем 20% от амортизации:

6,52×0,2 = 1,3 млн.руб.

14.      Увеличение налога на основные фонды 2%

163×0,02 = 3,26 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:

54,21+1,37+ 6,52 + 1,3 + 3,26 = 66,66 млн. руб.

17.      Годовая экономия средств составит:

129,41 – 66,66 = 62,75 млн. руб.

18.      Поток денежных средств (экономия +амортизация)

63,32 + 6,52 = 69,27 млн.руб.

19.      Стоимость капвложений в реконструкцию ориентировочно составит 180 млн. руб. (без НДС)

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

21. То же с момента начала финансирования: 2,6 + 1,5 = 4,1 года

 

№	Наименование	Размерн.	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015
1	Капитальные вложения (с НДС)	млн.руб.	80,00	136,00
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		157,49	317,50	317,50	317,50	317,50	317,50	317,50	317,50	317,50	317,50	317,50	317,50
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		0,023	0,095	0,095	0,095	0,095	0,095	0,095	0,095	0,095	0,095	0,095	0,095
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		157,47	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40
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		157,47	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40
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.		62,14	150,49	176,59	202,68	222,69	242,70	261,83	280,10	296,63	311,42	327,07	343,60
28	Суммарный доход от продажи тепловой и электрической энергии	млн.руб.
29	Суммарное уменьшение затрат на приобретение тепловой и  электрической энергии	млн.руб.		92,37	220,99	258,32	296,54	325,97	355,41	383,53	410,33	434,49	456,02	478,86	503,02
30	Суммарные выгоды от снижения приобретаемой и продажи тепловой электрической энергии	млн.руб.		92,37	220,99	258,32	296,54	325,97	355,41	383,53	410,33	434,49	456,02	478,86	503,02
31	Расход топлива	млн.нм3 ;  млн.т		31,93	64,38	64,38	64,38	64,38	64,38	64,38	64,38	64,38	64,38	64,38	64,38
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.		38,70	93,80	110,03	126,31	138,80	151,23	163,14	174,53	184,83	194,04	203,83	214,13
37	Стоимость основных фондов	млн.руб.			163,00	163,00	163,00	163,00	163,00	163,00	163,00	163,00	163,00	163,00	163,00
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.			6,52	6,52	6,52	6,52	6,52	6,52	6,52	6,52	6,52	6,52	6,52
40	Среднегодовые затраты на ремонтно-техническое обслуживание			0,64	1,43	1,57	1,73	1,90	2,09	2,30	2,53	2,79	3,07	3,37	3,71
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.			3,26	3,26	3,26	3,26	3,26	3,26	3,26	3,26	3,26	3,26	3,26
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.		40,86	106,67	123,20	139,83	152,70	165,53	177,89	189,79	200,63	210,45	220,89	231,92
49	Прибыль до уплаты налогов	млн.руб.		51,51	114,32	135,12	156,70	173,28	189,88	205,64	220,54	233,86	245,57	257,97	271,10
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.		12,36	27,44	32,43	37,61	41,59	45,57	49,35	52,93	56,13	58,94	61,91	65,06
52	Чистая прибыль	млн.руб.		39,15	86,88	102,69	119,09	131,69	144,31	156,29	167,61	177,73	186,63	196,06	206,04
53	Возврат НДС	млн.руб.		36,00
54	Поток денежных средств (Cash Flow)	млн.руб.		75,15	93,40	109,21	125,61	138,21	150,83	162,81	174,13	184,25	193,15	202,58	212,56
55	Чистый поток денежных средств	млн.руб.	-80,00	-24,85	93,40	109,21	125,61	138,21	150,83	162,81	174,13	184,25	193,15	202,58	212,56
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.	-66,67	-17,26	54,05	52,67	50,48	46,29	42,09	37,86	33,75	29,76	26,00	22,72	19,87
59	То же нарастающим итогом	млн.руб.	-66,67	-83,93	-29,87	22,79	73,27	119,56	161,65	199,52	233,27	263,02	289,02	311,74	331,61
60	Внутренняя норма доходности (IRR)	%	70,72%
61	Срок возмещения капитала (Тв)	лет	3 года 7  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	317,50	317,50	317,50	317,50	317,50	317,50	317,50	317,50	317,50	317,50	317,50	317,50	317,50	317,50
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	0,095	0,095	0,095	0,095	0,095	0,095	0,095	0,095	0,095	0,095	0,095	0,095	0,095	0,095
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	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40
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	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40	317,40
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.	361,00	379,27	398,40	418,41	439,29	461,04	484,52	508,88	534,11	561,07	588,91	618,48	649,80	681,99
28	Суммарный доход от продажи тепловой и электрической энергии	млн.руб.
29	Суммарное уменьшение затрат на приобретение тепловой и  электрической энергии	млн.руб.	528,50	555,30	583,42	612,86	643,61	675,69	709,95	745,54	782,44	821,98	862,84	906,33	952,02	999,47
30	Суммарные выгоды от снижения приобретаемой и продажи тепловой электрической энергии	млн.руб.	528,50	555,30	583,42	612,86	643,61	675,69	709,95	745,54	782,44	821,98	862,84	906,33	952,02	999,47
31	Расход топлива	млн.нм3 ;  млн.т	64,38	64,38	64,38	64,38	64,38	64,38	64,38	64,38	64,38	64,38	64,38	64,38	64,38	64,38
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.	224,94	236,34	248,25	260,74	273,74	287,33	301,94	317,14	332,84	349,65	366,97	385,44	404,95	424,97
37	Стоимость основных фондов	млн.руб.	163,00	163,00	163,00	163,00	163,00	163,00	163,00	163,00	163,00	163,00	163,00	163,00	163,00	163,00
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.	6,52	6,52	6,52	6,52	6,52	6,52	6,52	6,52	6,52	6,52	6,52	6,52	6,52	6,52
40	Среднегодовые затраты на ремонтно-техническое обслуживание		4,08	4,49	4,94	5,43	5,97	6,57	7,23	7,95	8,75	9,62	10,58	11,64	12,80	14,09
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.	3,26	3,26	3,26	3,26	3,26	3,26	3,26	3,26	3,26	3,26	3,26	3,26	3,26	3,26
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.	243,53	255,82	268,70	282,25	296,43	311,30	327,33	344,09	361,51	380,21	399,61	420,36	442,38	465,18
49	Прибыль до уплаты налогов	млн.руб.	284,97	299,48	314,72	330,61	347,19	364,39	382,62	401,45	420,93	441,77	463,23	485,97	509,64	534,30
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.	68,39	71,88	75,53	79,35	83,32	87,45	91,83	96,35	101,02	106,02	111,17	116,63	122,31	128,23
52	Чистая прибыль	млн.руб.	216,58	227,61	239,19	251,26	263,86	276,94	290,79	305,10	319,91	335,75	352,05	369,34	387,32	406,07
53	Возврат НДС	млн.руб.
54	Поток денежных средств (Cash Flow)	млн.руб.	223,10	234,13	245,71	257,78	270,38	283,46	297,31	311,62	326,43	342,27	358,57	375,86	393,84	412,59
55	Чистый поток денежных средств	млн.руб.	223,10	234,13	245,71	257,78	270,38	283,46	297,31	311,62	326,43	342,27	358,57	375,86	393,84	412,59
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.	17,38	15,20	13,29	11,62	10,16	8,87	7,76	6,77	5,91	5,17	4,51	3,94	3,44	3,00
59	То же нарастающим итогом	млн.руб.	348,98	364,18	377,47	389,09	399,24	408,12	415,87	422,64	428,56	433,72	438,23	442,17	445,62	448,62
60	Внутренняя норма доходности (IRR)	%
61	Срок возмещения капитала (Тв)	лет