ФГУП Машзавод Пермь

Технико-коммерческое предложение

по реконструкции существующей котельной в мини-ТЭЦ

с установкой турбины ТГ-3,5/6,3 Р12/1,2

ФГУП «Машиностроительный завод

им. Ф.Э.Дзержинского» г. Пермь

Настоящее технико-коммерческое предложение выполнено на основании опросного листа, заполненного Заказчиком.

Данное ТКП выполнено для оценки возможности выработки собственной электроэнергии на тепловом потреблении.

1. Краткое описание существующего положения.

На заводе имеется собственная котельная, на которой установлено следующее основное оборудование:

Паровые котлы

№	Тип котла	Произво-дительность т/ч	Разрешенное давление кг/см²(изб)	Разрешенная температура °С	Год ввода в эксплуатацию	Примечание
1.	ДЕ-25-14ГМ	25	13	225	1983
2.	ДЕ-25-14ГМ	25	13	225	1986
3.	ДЕ-25-14ГМ	25	13	225	1998
4.	ДКВР-20-13	20	13	250	1969
5.	ДКВР-20-13	20	13	250	1972

Водогрейные котлы

№	Тип котла	Произво-дительность Гкал/ч	Год ввода в эксплуатацию	Фактическая температура на выходе из котла °С	Примечание
1.	ПТВМ-35	35	1978	146
2.	ПТВМ-35	35	1988	146
3.	ДКВР	17	1969	100

Количество пара поступающего к потребителям приводится в нижеследующей таблице.

№	Тип потребителя	Кол-во пара т/ч	Давле-ние кг/см² (изб)	Темпе-ратура, °С	Режим потребления
1.	Технология	18	2	115	круглосуточно круглогодично
2.	Горячее водоснабжение	6	1,8	115
3.	Мазутное хозяйство	5	2	115
4.	Собственные нужды	6	2	115

Расчетная суммарная нагрузка отопления, вентиляции составляет 22,0 Гкал/ч,а среднечасовая нагрузка горячего водоснабжения примерно 2,0 Гкал/ч.

Продолжительность отопительного сезона – 217суток (5208 часов).

Температурный график – 120/70 ⁰С

Основное топливо – природный газ теплотворностью 7950 ккал/нм³, резервное – топочный мазут теплотворной способностью 9500 ккал/кг.

Годовое потребление электроэнергии заводом порядка 69 млн.кВт*ч.

Тарифы на энергоносители:

- Заявленная мощность – руб. за квт в месяц 180,0

- Электроэнергия – руб./кВт·ч 0,5

- природный газ – руб./нм³ 0,69

2. Предлагаемые технические решения.

Из вышеприведенной таблицы тепловых потребителей следует, что потребление пара давлением 2 кгс/см² ( изб.) не зависит как от времени суток, так и от сезона работы и равняется примерно 35 т/ч. Кроме этого в отопительный сезон расчетная нагрузка отопления и вентиляции равна 22 Гкал/ч, что в среднегодовом режиме соответствует примерно 10 Гкал/ч или ~ 17 т/ч пара.Таким образом, на предприятии имеются тепловые потребители на расход пара порядка 35+17=52 т/ч, что позволит выработать электроэнергию на тепловом потреблении пара.

Для выработки электроэнергии предлагается часть отопительной нагрузки перенести на паровые котлы. Под заданные Заказчиком тепловые нагрузки отопления и горячего водоснабжения и руководствуясь целесообразностью получения максимальной электрической мощности на тепловом потреблении при средней нагрузки отопительного сезона предлагается к установке блочная противодавленческая турбина производства ОАО «Калужский турбинный завод» типа ТГ-3,5/6,3 Р12/1,2 номинальной электрической мощностью 3500 кВт с генераторным напряжением 6,3 кВ.

Номинальные технические характеристики турбоустановки ТГ3,5/6.3 Р12/1,2:

Показатели

ТГ3,5/6.3Р12/1,2

Номинальная мощность, кВт

Частота вращения ротора, об/мин

Турбины

Генератора

Параметры 3-фазного электрического тока:

Напряжение, В

Частота, Гц

Номинальные параметры свежего пара (рабочий диапазон):

Абсолютное давление, МПа

Температура, ⁰С

Номинальное абсолютное давление пара за турбиной (рабочий диапазон), кПа

Номинальный расход пара, Т/ч

Номинальная температура охлаждающей воды/воздуха (рабочий диапазон), ⁰С

Расход охлаждающей воды на теплообменники, м³/ч

Автономная масляная система:

Емкость масляного бака, м³

Масса турбогенератора, т

Масса поставляемого оборудования, т

Габариты ТГ, м:

Длина

Ширина

Высота

Тип генератора

3500

3000

6300

1,2

(1,0-1,4)

187

(t_s-300)*

120

(105-200)

46,3

(2-32)

2,5

27,0

29,25

6,83

2,7

3,52

ТК-4

* - t_s – температура насыщения для заданного давления

Для возможности использования выхлопного пара турбины на покрытие технологической нагрузки противодавление турбины будет поддерживаться на уровне 2 кгс/см² ( изб.) или 0,3МПа, что допускается конструкцией турбины. Электрическая мощность развиваемая турбиной при этом снизится до 2500 кВт в отопительный сезон и 1900 кВт в остальное время.

В отопительный сезон избыток выхлопного пара будет направлен в теплообменник, охлаждающей водой которого будет служить обратная сетевая вода. Нагрев обратной сетевой воды будет производиться в теплообменнике, а дальнейший нагрев сетевой воды до необходимой температуры будет осуществляться водогрейными котлами.

Таким образом, можно будет примерно 7 Гкал/ч отопительной нагрузки получать от паровых котлов.

Турбоустановку предполагается установить в существующем здании котельной на месте демонтируемого котла ДКВР переведенного в водогрейный режим.

Для выполнения ремонтных работ устанавливается подвесная кран-балка грузоподъемностью 3,2 т.

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

Турбина оснащается местным пультом управления, с которого осуществляется пуск турбоустановки.

Для турбины не требуется постоянной обслуживающий персонал находящийся рядом с установкой.

Выдача электрической мощности от турбины ТГ-3,5 предполагается на одну из секций 6 кВ РУ котельной. Синхронизация генератора с энергосистемой предусматривается на генераторном выключателе, устанавливаемом в отдельном помещении здания котельной.

В случае аварийного останова турбины нагрев сетевой воды будет осуществляться в водогрейных котлах также, как и это было до установки турбины.

Охлаждение маслоохладителей турбины и воздухоохладителей генератора будет выполнено посредством установки вентиляторной градирни, либо использованием исходной воды потребляемой котельной. Окончательное решение будет определено после выезда специалистов на место и ознакомления со схемой всех материальных потоков котельной.

Турбина комплектуется синхронным генератором типа ТК-4 производства АО «Привод» г.Лысьва, с системой возбуждения. Напряжение на клеммах генератора 6,3 кВ.

Блочная поставка турбоагрегата обеспечивает быстрый монтаж и ввод в эксплуатацию.

Срок службы турбоагрегата до списания – 25 лет.

Период между капитальными ремонтами – 5 лет.

3. Ориентировочные этапы и сроки реализации проекта.

2.1. Разработка рабочего проекта 5 – 6 месяца

2.2. Заказ, изготовление и поставка оборудования и материалов 10 – 12 месяцев.

2.3. Строительно-монтажные и пуско-наладочные работы со сдачей объекта Заказчику – 14 – 15 месяцев.

Для сокращения сроков реализации проекта необходимо будет выполнить заказ основного оборудования (турбоустановок) сразу после согласования основных технических решений.

Сроки и продолжительность работ указаны от начала действия договора (общий срок до 15 месяцев) и при условии стабильного финансирования.

4. Объем услуг.

Компания ООО «Промышленные системы» по желанию Заказчика выполнит объем работ на условиях «под ключ», включая:

- разработку необходимой технической документации;

- заказ и поставку оборудования;

- строительно-монтажные работы;

- пуско-наладочные работы со сдачей объекта Заказчику.

5. Стоимостные показатели.

Общая стоимость основного и вспомогательного оборудования при установки ТГ-3,5 (турбогенератор, трубопроводы, запорная арматура, электротехническое оборудование, кабельная продукция и др.) составит ориентировочно 19,0 млн.руб (без НДС).

Стоимость проектных работ 2,0 млн.руб.

Общий объем капитальных вложений в строительство по укрупненным показателям в текущих ценах ориентировочно составит (без НДС) 29,5 млн.руб. Указанные затраты будут уточнены после получения всех необходимых исходных данных и при наличии технического задания, утвержденного Заказчиком.

Простой срок окупаемости капитальных вложений с момента ввода объекта в эксплуатацию, определенный по общепринятой методике для аналогичных объектов промышленной теплоэнергетики, при указанной Заказчиком стоимости электрической энергии и топлива, составит ориентировочно 32 месяца. (Приложение 1).

Анализ проекта с учетом прогнозных тарифов на электроэнергию и топливо, инфляцию при определении заработной платы, а также изменения стоимости денег во времени выполнен в Приложении 2. Срок окупаемости капвложений с момента начала финансирования составил 3 года.

При отсутствии собственных средств на реконструкцию выполнен расчет погашения кредита в размере 20 млн. рублей с процентной ставкой 20% годовых. Срок возврата кредита при этом составил 2 года 5 месяцев.

Из-за отсутствия на данной стадии технических условий АО «Пермьэнерго» на параллельную работу с энергосистемой, в данном предложении не учтены возможные дополнительные затраты по выполнению требований энергосистемы.

Предложение выполнено в ценах I квартала 2003 года.

Приложение №1.

Ориентировочный расчет срока окупаемости капвложений.

1. Годовая выработка электроэнергии турбиной

где 2500 и 1900 кВт – электрическая мощность, развиваемая турбиной по сезонам;

8400 – среднегодовое время работы турбины.

2. Уменьшение потребления электроэнергии от энергосистемы:

19,085 х ( 1 – 0,01 ) = 18,9 млн. кВт*ч

3. Уменьшения платы за покупку электроэнергии при тарифе 0,5 руб./квт·ч без НДС составит:

18,9 х 0,5 = 9,45 млн.руб.

4. Уменьшение платы за заявленную мощность при снижении в среднем за год на 2000 кВт при тарифе 180 руб. за кВт в месяц без НДС составит:

2000 х 180 х 12 = 4,32 млн. руб.

5. Суммарное уменьшение затрат на покупку электроэнергии:

9,45 + 4,32 = 13,77 млн. руб.

6. Увеличение часового расхода топлива по котельной на 1 кВт вырабатываемой электрической мощности составит:

/ч

где 7950 ккал/нм³ теплотворная способность природного газа;

0,95 – электромеханический КПД.

860 – перевод кВт в ккал/ч.

0,9 – КПД котла.

7. То же за год

19,085 х 0,127 х 10⁶ = 2,42 млн.нм³

8. Увеличение расходов на дополнительное потребление природного газа при тарифе 0,69 рубля за н м ³ составит:

9. Увеличение стоимости основных фондов ориентировочно составит 25 млн. руб.

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

25 х 0,04 = 1,0 млн. руб.

11. Прочие расходы принимаем 20% от амортизации:

1,0 х 0,2 = 0,2 млн.руб.

12. Увеличение налога на основные фонды 2%

25 х 0,02 = 0,5 млн.руб.

13. Годовое увеличение расходов на заработную плату из расчета 5 человек с окладами 4000 рублей и отчислений с ФОТ (40%)

4000 х5 х 12 х 1,36 = 0,33 млн.руб.

14. Годовые эксплуатационные затраты связанные с установкой турбины составят:

1,67+1,0+0,2+0,5+0,33 = 3,7 млн. руб.

15. Годовая экономия средств при реконструкции котельной в мини-ТЭЦ составит:

13,77 - 3,7 = 10,07 млн. руб.

16. Поток денежных средств ( экономия +амортизация)

10,07 + 1,0 = 11,07 млн.руб.

17. Стоимость капвложениний в реконструкцию ориентировочного составит 29 млн. руб. без НДС)

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

19. То же с момента начала финансирования:

2,66 + 1,2 = 3,86 года

20. Себестоимость производства потребляемой электроэнергии:

Приложение 2

Расчет экономической эффективности капитальных вложений при установке ТГ-3,5.

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 1,2 года;

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

3. Прочие затраты приняты в размере 10% от суммы затрат на амортизацию, заработную плату и налога на основные фонды;

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

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

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

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

В результате расчётов внутренняя норма рентабельности (IRR) составляет 76,69%, что почти 4 раза превышает принятую ставку дисконта, показывает высокую инвестиционную привлекательность проекта и его устойчивость.

Срок возврата капитала с учётом принятой начальной ставки дисконта в размере 20% составляет 3 года.

При недостаточном количестве у Заказчика собственных финансовых средств на финансирование проекта для ориентировки выполнен расчет погашения кредита в количестве 20 млн.руб. с процентной ставкой 20% кодовых. Срок возврата кредита составил при этом 2 года 5 месяцев.

№	Наименование	Размерн.
1	Год начала реализации проекта		2003	2004
2	Капитальные вложения по годам (с НДС)	млн.руб	30,00	5,40
3	Срок жизни проекта с начала эксплуатации	год	25
4	Срок строительства с начала реализации проекта	год	1,2
5	Производство электроэнергии в год пуска	млн.кВт.ч	14
6	Производство электроэнергии в последующие годы	млн.кВт.ч	19,09
7	Коэффициент на выработку и затраты для 1-го года работы (строка 5/строка 6)		0,73
8	Производство тепла	тыс.Гкал
9	Расход электроэнергии на собственные нужды	%	1,00
10	Расход тепла на собственные нужды	%
11	Отпуск эл.энергии в энергосистему	млн.кВт.ч
12	Уменьшене потребления электроэнергии от энергосистем		18,90
13	Отпуск тепловой энергии на сторону	тыс.Гкал
14	Тариф на отпускаемую электроэнергию*	руб/кВт.ч
15	Тариф на покупаемую электроэнергию, включая заявленную мощность*	руб/кВт.ч	0,75
16	Тариф на отпускаемую тепловую энергию*	руб/Гкал
17	Тариф на покупаемую тепловую энергию*	руб/Гкал
18	Расход топлива на производимую продукцию	млн.нм3 ; млн.т	1,67
19	Тариф на топливо*	рубнм3 ; рубт	0,690
20	Стоимость основных фондов (без НДС)	млн.руб	25
21	Процент амортизации	%	4,00
22	Среднегодовые затраты на ремонтно-техническое обслуживание	млн.руб	0,24
23	Процент прочих затрат	%	10,00
24	Процент налога на основные фонды	%	2,00
25	Количество персонала	чел.	5
26	Средняя заработная плата	руб	4000
27	Коэффициент роста средней з/платы		1,1
28	Ставка налогов с ФОТ (%)	%	36,00
29	Ставка налога на прибыль (%)	%	24,00
30	Ставка дисконта в год начала финансирования (%)	%	20,00
31	Размер взятого кредита	млн.руб	20
32	Акционерный капитал	млн.руб	15,4
33	Процент кредита	%	20,00

*Все тарифы приведены без НДС

№	Наименование	Размерн.	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015
1	Капитальные вложения (с НДС)	млн.руб.	30,00	5,40
2	Производство электроэнергии	млн.кВт.ч		14,00	19,09	19,09	19,09	19,09	19,09	19,09	19,09	19,09	19,09	19,09	19,09
3	Производство тепла	тыс.Гкал
4	Расход электроэнергии на собственные нужды	млн.кВт.ч		0,103	0,191	0,191	0,191	0,191	0,191	0,191	0,191	0,191	0,191	0,191	0,191
5	Расход тепла на с.н.	тыс.Гкал
6	Отпуск электроэнергии	млн.кВт.ч		13,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90
7	Отпуск тепла	тыс.Гкал
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		13,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90
11	Уменьшение потребления теп.энергии от энергосистемы	тыс.Гкал
12	Тариф на отпускаемую эл.энергию	руб./кВт.ч
13	Тариф на покупаемую эл.энергию	руб./кВт.ч	0,75
14	Коэффициент прогноза роста тарифа на эл.энергию		1,25	1,20	1,18	1,18	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		1,25	1,50	1,77	2,08	2,39	2,63	2,87	3,10	3,32	3,52	3,70	3,89	4,08
16	Прогнозный тариф на отпускаемую эл.энергию	руб./кВт.ч
17	Прогнозный тариф на покупаемую эл.энергию	руб./кВт.ч	0,94	1,13	1,33	1,56	1,79	1,97	2,15	2,33	2,49	2,64	2,78	2,92	3,06
18	Тариф на отпускаемую теп.энергию	руб./Гкал
19	Тариф на покупаемую теп.энергию	руб./Гкал
20	Коэффициент прогноза роста тарифа на теп.энергию		1,35	1,25	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		1,35	1,69	2,03	2,39	2,75	3,03	3,30	3,56	3,81	4,04	4,24	4,45	4,67
22	Прогнозный тариф на отпускаемую теп.энергию	руб./Гкал
23	Прогнозный тариф на покупаемую теп.энергию	руб./Гкал
24	Доход от продажи эл.энергии в энергосистему	млн.руб.
25	Уменьшение затрат на покупку эл.энергии	млн.руб.		15,63	25,10	29,48	33,89	37,29	40,69	43,94	47,06	49,89	52,45	55,15	57,83
26	Доход от продажи теп.энергии на сторону	млн.руб.
27	Уменьшение затрат на покупку теп.энергии	млн.руб.
28	Суммарный доход от продажи тепловой и электрической энергии	млн.руб.
29	Суммарное уменьшение затрат на приобретение тепловой и электрической энергии	млн.руб.		15,63	25,10	29,48	33,89	37,29	40,69	43,94	47,06	49,89	52,45	55,15	57,83
30	Суммарные выгоды от снижения приобретаемой и продажи тепловой электрической энергии	млн.руб.		15,63	25,10	29,48	33,89	37,29	40,69	43,94	47,06	49,89	52,45	55,15	57,83
31	Расход топлива	млн.нм3 ; млн.т		1,22	1,67	1,67	1,67	1,67	1,67	1,67	1,67	1,67	1,67	1,67	1,67
32	Тариф на топливо	руб.нм3 ; руб.т	0,69
33	Коэффициент прогноза роста тарифа на топливо		1,35	1,25	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		1,35	1,69	2,03	2,39	2,75	3,03	3,3	3,56	3,81	4,04	4,24	4,45	4,67
35	Прогнозный тариф на топливо	руб.нм3 ; руб.т	0,93	1,17	1,40	1,65	1,90	2,09	2,28	2,46	2,63	2,79	2,93	3,07	3,22
36	Затраты на топливо	млн.руб.		1,43	2,34	2,75	3,17	3,49	3,80	4,10	4,39	4,66	4,89	5,13	5,38
37	Стоимость основных фондов	млн.руб.		25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00
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.		0,8	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
40	Среднегодовые затраты на ремонтно-техническое обслуживание			0,18	0,26	0,29	0,32	0,35	0,39	0,43	0,47	0,51	0,57	0,62	0,68
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.		0,4	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5
43	Количество персонала	чел.		5	5	5	5	5	5	5	5	5	5	5	5
44	Средняя заработная плата (с учетом инфляции 10% в год)	руб.	4000,0	4400,0	4840,0	5324,0	5856,4	6442,0	7086,2	7794,9	8574,4	9431,8	10375,0	11412,5	12553,7
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.		0,36	0,39	0,43	0,48	0,53	0,58	0,64	0,7	0,77	0,85	0,93	1,02
47	Прочие затраты 10% (от строки 36+39+40+42+46)	млн.руб.		0,30	0,42	0,47	0,51	0,55	0,59	0,62	0,66	0,69	0,72	0,76	0,79
48	Итого эксплуатационные затраты	млн.руб.		3,46	4,92	5,44	5,98	6,43	6,86	7,29	7,72	8,13	8,53	8,94	9,38
49	Прибыль до уплаты налогов	млн.руб.		12,17	20,18	24,04	27,90	30,86	33,83	36,65	39,34	41,76	43,92	46,21	48,46
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.
52	Чистая прибыль	млн.руб.		12,17	20,18	24,04	27,90	30,86	33,83	36,65	39,34	41,76	43,92	46,21	48,46
53	Возврат НДС	млн.руб.		5,90
54	Поток денежных средств (Cash Flow)	млн.руб.		18,87	21,18	25,04	28,90	31,86	34,83	37,65	40,34	42,76	44,92	47,21	49,46
55	Чистый поток денежных средств	млн.руб.	-30,00	19,37	21,18	25,04	28,90	31,86	34,83	37,65	40,34	42,76	44,92	47,21	49,46
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.	-25,00	13,45	12,26	12,08	11,62	10,67	9,72	8,76	7,82	6,91	6,05	5,29	4,62
59	То же нарастающим итогом	млн.руб.	-25,00	-11,55	0,71	12,79	24,40	35,07	44,79	53,55	61,37	68,27	74,32	79,61	84,24
60	Внутренняя норма доходности (IRR)	%	76,69%
61	Срок возмещения капитала (Тв)	лет	3 года

№	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	19,09	19,09	19,09	19,09	19,09	19,09	19,09	19,09	19,09	19,09	19,09	19,09	19,09	19,09
3	Производство тепла	тыс.Гкал
4	Расход электроэнергии на собственные нужды	млн.кВт.ч	0,191	0,191	0,191	0,191	0,191	0,191	0,191	0,191	0,191	0,191	0,191	0,191	0,191	0,191
5	Расход тепла на с.н.	тыс.Гкал
6	Отпуск электроэнергии	млн.кВт.ч	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90
7	Отпуск тепла	тыс.Гкал
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	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90	18,90
11	Уменьшение потребления теп.энергии от энергосистемы	тыс.Гкал
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		4,28	4,49	4,71	4,95	5,20	5,46	5,73	6,02	6,32	6,64	6,97	7,32	7,69	8,07
16	Прогнозный тариф на отпускаемую эл.энергию	руб./кВт.ч
17	Прогнозный тариф на покупаемую эл.энергию	руб./кВт.ч	3,21	3,37	3,53	3,71	3,90	4,10	4,30	4,52	4,74	4,98	5,23	5,49	5,77	6,05
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		4,90	5,15	5,41	5,68	5,96	6,26	6,57	6,90	7,25	7,61	7,99	8,39	8,81	9,25
22	Прогнозный тариф на отпускаемую теп.энергию	руб./Гкал
23	Прогнозный тариф на покупаемую теп.энергию	руб./Гкал
24	Доход от продажи эл.энергии в энергосистему	млн.руб.
25	Уменьшение затрат на покупку эл.энергии	млн.руб.	60,67	63,65	66,77	70,17	73,71	77,39	81,23	85,33	89,58	94,12	98,80	103,76	109,01	114,40
26	Доход от продажи теп.энергии на сторону	млн.руб.
27	Уменьшение затрат на покупку теп.энергии	млн.руб.
28	Суммарный доход от продажи тепловой и электрической энергии	млн.руб.
29	Суммарное уменьшение затрат на приобретение тепловой и электрической энергии	млн.руб.	60,67	63,65	66,77	70,17	73,71	77,39	81,23	85,33	89,58	94,12	98,80	103,76	109,01	114,40
30	Суммарные выгоды от снижения приобретаемой и продажи тепловой электрической энергии	млн.руб.	60,67	63,65	66,77	70,17	73,71	77,39	81,23	85,33	89,58	94,12	98,80	103,76	109,01	114,40
31	Расход топлива	млн.нм3 ; млн.т	1,67	1,67	1,67	1,67	1,67	1,67	1,67	1,67	1,67	1,67	1,67	1,67	1,67	1,67
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		4,9	5,15	5,41	5,68	5,96	6,26	6,57	6,9	7,25	7,61	7,99	8,39	8,81	9,25
35	Прогнозный тариф на топливо	руб.нм3 ; руб.т	3,38	3,55	3,73	3,92	4,11	4,32	4,53	4,76	5,00	5,25	5,51	5,79	6,08	6,38
36	Затраты на топливо	млн.руб.	5,65	5,94	6,23	6,54	6,87	7,21	7,57	7,95	8,36	8,77	9,21	9,67	10,15	10,66
37	Стоимость основных фондов	млн.руб.	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00	25,00
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.	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
40	Среднегодовые затраты на ремонтно-техническое обслуживание		0,75	0,83	0,91	1,00	1,10	1,21	1,33	1,47	1,61	1,78	1,95	2,15	2,36	2,60
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.	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5
43	Количество персонала	чел.	5	5	5	5	5	5	5	5	5	5	5	5	5	5
44	Средняя заработная плата (с учетом инфляции 10% в год)	руб.	13809,1	15190,0	16709,0	18379,9	20217,9	22239,7	24463,6	26910,0	29601,0	32561,1	35817,2	39398,9	43338,8	47672,7
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.	1,13	1,24	1,36	1,5	1,65	1,81	2	2,2	2,42	2,66	2,92	3,21	3,54	3,89
47	Прочие затраты 10% (от строки 36+39+40+42+46)	млн.руб.	0,83	0,87	0,91	0,95	1,00	1,05	1,11	1,17	1,23	1,29	1,36	1,44	1,52	1,60
48	Итого эксплуатационные затраты	млн.руб.	9,86	10,37	10,91	11,50	12,12	12,79	13,51	14,28	15,12	16,00	16,94	17,96	19,08	20,25
49	Прибыль до уплаты налогов	млн.руб.	50,81	53,28	55,86	58,67	61,58	64,60	67,72	71,05	74,46	78,12	81,86	85,79	89,93	94,14
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.
52	Чистая прибыль	млн.руб.	50,81	53,28	55,86	58,67	61,58	64,60	67,72	71,05	74,46	78,12	81,86	85,79	89,93	94,14
53	Возврат НДС	млн.руб.
54	Поток денежных средств (Cash Flow)	млн.руб.	51,81	54,28	56,86	59,67	62,58	65,60	68,72	72,05	75,46	79,12	82,86	86,79	90,93	95,14
55	Чистый поток денежных средств	млн.руб.	51,81	54,28	56,86	59,67	62,58	65,60	68,72	72,05	75,46	79,12	82,86	86,79	90,93	95,14
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.	4,04	3,52	3,08	2,69	2,35	2,05	1,79	1,57	1,37	1,19	1,04	0,91	0,79	0,69
59	То же нарастающим итогом	млн.руб.	88,27	91,79	94,87	97,56	99,91	101,96	103,76	105,32	106,69	107,88	108,93	109,84	110,63	111,32
60	Внутренняя норма доходности (IRR)	%
61	Срок возмещения капитала (Тв)	лет

Финансирование проекта
№	Наименование	Размерн.	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015
1	Капитальные вложения	млн.руб.	30,00	5,40
2	Акционерный капитал	млн.руб.	15,40
3	Поступление кредита	млн.руб.	14,60	5,40
4	Процент кредита	%	20,00%
5	Сумма задолженности на начало года	млн.руб.	14,60	22,92	8,13
6	Начисленный процент за год (2000%)	2000%	2,92	4,58	1,63
7	Поток наличности в распоряжении компании (на конец года)	млн.руб.		19,37	21,18	25,04	28,90	31,86	34,83	37,65	40,34	42,76	44,92	47,21	49,46
8	Поток наличности, на финансирование проекта	млн.руб.		19,37	9,76
9	Остаток потока наличности в распоряжении компании	млн.руб.			11,42	25,04	28,90	31,86	34,83	37,65	40,34	42,76	44,92	47,21	49,46
10	Накопленная прибыль	млн.руб.			11,42	36,46	65,36	97,23	132,06	169,71	210,05	252,81	297,73	344,94	394,40
11	Погашение кредита с процентами	млн.руб.		19,37	9,76
12	Сумма задолженности по кредиту на конец года	млн.руб.	17,52	8,13
13	Срок погашения кредита	год	2 года 5 мес.
14	Сумма платежей по процентам	млн.руб.	9,13
15	Сумма платежей по кредиту с процентами	млн.руб.	29,13