Программа в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности (стр. 9 )

В процессе выполнения мероприятий по энергосбережению и энергоэффективности Программы возможна корректировка программы в соответствии с вновь устанавливаемыми государственными органами требованиями к Программам, в частности к целевым показателям.

Возможная корректировка Программы оформляется путем внесения изменений в настоящую Программу либо утверждения Программы в новой редакции.

3.5.8.10  Допущения проекта

1. Для реализации Программы по энергосбережению и энергоэффективности предполагается до 2013 года выполнение мероприятий, стоимость которых рассчитана на основании локальных смет в ценах 2009 года.

2. В целях обеспечения сопоставимости показателей к базовому 2009 г. в расчетах не применяется индекс-дефлятор в соответствии с Прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации на 2010 год и плановый период гг.

3. Учитывая, что в соответствии со ст. 7 Федерального закона от 01.01.01 г. N 36-ФЗ "Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период…» с 1 января 2011 г. продажа всей электрической энергии потребителям осуществляется по свободным ценам, для расчета экономии электрической энергии в стоимостном выражении применен средневзвешенный нерегулируемый тариф продажи электрической энергии в целях компенсации потерь в 2010 г. 1790,64 руб. за МВт. ч. (без НДС).

4. Расчет экономической эффективности проекта проводился с учетом следующих допущений:

·  Коэффициент дисконтирования принят на уровне ставки рефинансирования Центрального банка Российской Федерации по состоянию на 1 июня 2010 г. 7,75%

·  Временной период расчета составляет 12 лет, начиная с 2011 года.

3.5.8.11  Риски проекта

Программа энергосбережения и повышения энергетической эффективности содержит потенциальные риски.

Обстоятельства, обусловливающие возникновение рисков:

№ п/п	Описание рисков	Мероприятия по управлению рисками	Сроки	Ответственный
1	недостаточное финансовое обеспечение	-привлечение заемных средств; -использование собственных средств.	По мере возникновения	Руководитель проекта
2	Нарушение сроков исполнения	Контроль за исполнением	В течение всего периода	Руководитель проекта

Из трех вышеперечисленных факторов риска наиболее реальным представляется недостаточное финансовое обеспечение. Именно недостаточное или несвоевременное финансирование содержит угрозу срыва программы.

Источниками финансирования мероприятий являются внебюджетные средства предприятия, полученных также с применением регулируемых цен (тарифов), включенные в индивидуальный тариф на услуги по передаче электрической энергии.

3.5.8.12  Пояснительная записка

Обоснование расчетов стоимости мероприятий Программы

Объем внебюджетных  средств, полученных также с применением регулируемых цен (тарифов), используемых для финансирования мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности, в общем объеме финансирования  программы определен на основании прилагаемых локальных смет, выполненных в текущих ценах 2009 г.;

Учитывая, что в соответствии со ст. 7 Федерального закона от 01.01.01 г. N 36-ФЗ "Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период…» с 1 января 2011 г. продажа всей электрической энергии потребителям осуществляется по свободным ценам, для расчета экономии электрической энергии в стоимостном выражении применен средневзвешенный нерегулируемый тариф продажи электрической энергии в целях компенсации потерь в 2010 г. 1790,64 руб. за МВт. ч. (без НДС).

Экономический эффект от внедрения автоматической конденсаторной установки заключается в уменьшении потерь электроэнергии в кабельных линиях за счет уменьшения значений фазных токов.

Потери пропорциональны квадрату значения тока, протекающего по кабелю. Фактические потери составляют Кп=8,06%.

До внедрения автоматической конденсаторной установки cos φ=0,92

После внедрения автоматической конденсаторной установки cos φ=0,98

Относительную активную составляющую тока (совпадающую по фазе с напряжением) примем равной единице.

Относительный полный ток составляет до внедрения I1=1/0,92=1,09

Относительный полный ток составляет после внедрения I2=1/0,98=1,02

Снижение потребления активной мощности составит:

ΔWc= [(I12-I22)/I12]·Кп·100%= 0,8%

Т. е. затраты на активную энергию уменьшатся на 0,8%.

Целевые индикаторы энергосбережения и повышения энергетической эффективности, проведение которых возможно с использованием внебюджетных средств, полученных также с применением регулируемых цен (тарифов)
	№п/п	Мероприятия	Кап. вложения с НДС, тыс. руб	Кап. вложения без НДС, тыс. руб	Экономический эффект	Сроки внедрения	Источник финансирования	Срок окупаемости
	В нат. выражении (тыс. кВт. ч)	тыс. руб. в месяц (без НДС)
	2.1	Восточный АО, р-н Соколиная гора
	2.1.2	Учет реактивной мощности	-	-	0,5 тыс. кВт*ч/мес	0,90	2013 год		0 мес.
	2.1.3	Компенсация реактивной мощности	207,58	175,92	5 тыс. кВт*ч/мес	8,95	2013 год	тарифная составляющая	20 мес.
	2.2	Западный АО, р-н Солнцево
	2.2.2	Учет реактивной мощности	-	-	0,5 тыс. кВт*ч/мес	0,90	2011 год		0 мес.
	2.2.3	Компенсация реактивной мощности	1 820,15	1 542,50	9,5 тыс. кВт*ч/мес	17,01	2011 год	тарифная составляющая	91 мес.
	2.3	Западный АО р-н Очаково-Матвеевское
	2.3.2	Учет реактивной мощности	-	-	0,5 тыс. кВт*ч/мес	0,90	2012 год		0 мес.
	2.3.3	Компенсация реактивной мощности	1 829,42	1 550,36	8,5 тыс. кВт*ч/мес	15,22	2012 год	тарифная составляющая	102 мес.
	2.4	Центральный АО, Басманный р-н
	2.4.2	Рациональная загрузка трансформаторов	-	-	2 тыс. кВт*ч/мес	3,58	2011 год	тарифная составляющая	0 мес.

Анализ экономической эффективности инвестиций в энергосберегающие мероприятия

В таблице представлен расчет экономической эффективности проектов. Расчет проводился с учетом следующих допущений:

3.  Коэффициент дисконтирования принят на уровне ставки рефинансирования Центрального банка Российской Федерации по состоянию на 1 июня 2010 г. 7,75%

4.  Временной период расчета составляет 12 лет, начиная с 2011 года.

·  Срок окупаемости инвестиций

Ток= 3,27 млн. руб. (объем инвестиций) / 0,57 млн. руб. (ежегодная экономия электрической энергии в стоимостном выражении) = 5,7 лет

·  Чистый дисконтированный доход

NPV = 0,8 млн. руб.

·  Внутренняя норма доходности

IRR = 14,3 %

Показатели эффективности (млн. руб. без НДС)

		2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023
1.1	- денежные оттоки, тыс. руб.	1,54	1,55	0,18
1.2	Денежный поток от инвестиционной деятельности	-1,54	-1,55	-0,18	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
1.3	Дисконтированный денежный поток от инвестиционной деятельности	-1,33	-1,24	-0,13	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
1.4	Дисконтированный денежный поток от инвестиционной деятельности нарастающим итогом	-1,33	-2,57	-2,70	-2,70	-2,70	-2,70	-2,70	-2,70	-2,70	-2,70	-2,70	-2,70	-2,70
2	Операционная деятельность (приростным методом)
	Эффект от реализации проекта, тыс. руб.	0,21	0,42	0,54	0,54	0,54	0,54	0,54	0,54	0,54	0,48	0,46	0,46	0,46
2.1	- денежные притоки, в том числе:	0,26	0,45	0,57	0,57	0,57	0,57	0,57	0,57	0,57	0,57	0,57	0,57	0,57
2.1.1	экономия средств на покупку электроэнергии в целях компенсации потерь	0,26	0,45	0,57	0,57	0,57	0,57	0,57	0,57	0,57	0,57	0,57	0,57	0,57
2.2	- денежные оттоки, в том числе:	0,05	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,09	0,11	0,11	0,11
2.2.1	Налог на имущество	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2.2.2	Налог на прибыль	0,05	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,09	0,11	0,11	0,11
	Дополнительные расчетные величины
	Балансовая стоимость вводимых основных средств на конец года	1,54	3,09	3,27	3,27	3,27	3,27	3,27	3,27	3,27	3,27	3,27	3,27	3,27
	Амортизационные отчисления по вводимым основным средствам	-	0,29	0,40	0,41	0,41	0,41	0,41	0,41	0,41	0,13	-	-	-
	Остаточная стоимость вводимых основных средств на конец года	1,54	2,80	2,58	2,17	1,76	1,36	0,95	0,54	0,13	-	-	-	-
	Ставка дисконтирования, % годовых
3	Показатели эффективности
3.1	Денежный поток проекта (CF)	-1,34	-1,13	0,36	0,54	0,54	0,54	0,54	0,54	0,54	0,48	0,46	0,46	0,46
3.2	Дисконтированный денежный поток	-1,15	-0,90	0,27	0,37	0,34	0,32	0,30	0,27	0,25	0,21	0,19	0,17	0,16
3.3	Дисконтированный денежный поток нарастающим итогом (ЧДД) (NPV)	-1,15	-2,06	-1,79	-1,42	-1,08	-0,76	-0,46	-0,19	0,07	0,28	0,47	0,64	0,80
3.4	Внутренняя норма доходности (ВНД) (IRR), % годовых						-6,8%	0,4%	5,2%	8,5%	10,7%	12,2%	13,4%	14,3%
3.5	Индекс доходности дисконтированных инвестиций (ИДД) (PI) (рентабельность инвестиций), %	13,4%	20,0%	33,7%	47,4%	60,1%	71,9%	82,9%	93,1%	102,5%	110,4%	117,3%	123,7%	129,6%
3.6	Дисконтированный срок окупаемости (DPP), лет	10
3.6	срок окупаемости инвестиций (PBP), лет	5,7

3.6.  Дорожная карта проекта – компенсация реактивной мощности

Наименование проекта: Установка компенсирующих устройств реактивной мощности