Выбор экономически выгодного варианта схемы газоснабжения

В данном разделе сравниваются 2 схемы газоснабжения:
от ГРПШ идет сеть среднего давления к домовым регуляторным пунктам, от ДРП – внутридомовые газопроводы к потребляющим приборам.
от ГРПШ идет сеть низкого давления к потребляющим приборам.
Производится анализ капитальных и эксплуатационных затрат. Исходные данные используются для расчета дисконтирования с целью выявления экономически более выгодной схемы газоснабжения и для выявления схемы с наименьшим сроком окупаемости. В разделе приводятся результаты расчетов, на основании которых делается вывод об эффективности этих схем.
При выборе систем газораспределения важным фактором является обеспечение стабильного давления у потребителей. Колебания давления газа перед приборами у потребителей зависит от расположения регуляторов по отношению к газопотребляющим устройствам.
В таблице 14 приведен перечень оборудования для двух вариантов газоснабжения и капитальные затраты на каждый из вариантов.
Таблица 14 – Капитальные затраты
Статья расхода Кол-во Единица измере
ния
Цена за единицу, руб. Цена, руб.
1 2 3 4 5
Вариант 1
Газопроводы ПЭ 100 SDR 11
пог.м
ø110x6,3 487 пог.м
361,1 175856
ø75x4,3 390 пог.м
181,04 70606
ø63x5,8 180,2 пог.м
133,35 24030
ø50x4,6 275,6 пог.м
84,2 23206
Продолжение таблицы 14
Статья расхода Кол-во Единица измере
ния
Цена за единицу, руб. Цена, руб.
ø40x3,7 191,8 пог.м
55,08 10564
ø38x2,5 127,6 пог.м
36,84 4701
МРП-1000 с регулятором РДНК-400М 1 шт. 269730 269730
МРП-1000 с регулятором РДГ-50Н 1 шт. 364200 364200
1405896
Установленная розничная цена на природный газ, реализуемый населению принята равной тарифной стоимости на текущий год для республики Татарстан без учета НДС 4,684 руб/н.м3.
Ниже приведем расчет экономической эффективности.Расчет экономической эффективности будем вести с учетом дисконтирования.
Денежные затраты делятся на две составляющие: эксплуатационные и капитальные

.
Капитальные затраты определены из сметного расчета стоимости.
Эксплуатационные:
(5.1)
где А- амортизация, принята из расчета срока службы газопровода 20 лет, т.е. 5% от капитальных затрат.
О- обслуживание, принято из расчета 10% от капитальных затрат.
Доход в рублях в результате реализации расчетного количества газа потребителям:
(5.2)
где Q- годовое потребление газа потребителями;
Т - установленная розничная цена на природный газ, реализуемый населению, в следующих размерах (без учета НДС)
Поток доходов в год (прибыльная часть)
(5.3)
где С- себестоимость газа (принята 90% от стоимости реализуемого газа).
Полный дисконтированный доход за срок службы:
(5.4)
Чистый дисконтированный доход:
(5.5)
Бездисконтный срок окупаемости инвестиций:
(5.6)
Срок окупаемости инвестиций с учетом дисконтирования:
(5.7)
Индекс доходности
(5.8)
- ΔД - промежуточный ожидаемый доход, тыс. руб./ год;
- r - норма дисконта;
- ДДТсл- определяем величину полного ожидаемого дохода за период службы оборудования с учетом дисконтирования, тыс. руб; - ЧДДТсл - определяем величину чистого дисконтированного дохода, тыс. руб.;
-То - бездисконтный срок окупаемости;
- Тд - рассчитываем срок окупаемости инвестиций с учетом дисконтирования поступающих доходов;
- ИДд – индекс доходности при условии дисконтирования всех поступающих доходов в течении срока эксплуатации.
Произведем расчет для Варианта №1:
Эксплуатационные расходы:
Доход в рублях в результате реализации расчетного количества газа потребителям
Поток доходов в год (прибыльная часть)
Полный дисконтированный доход за срок службы:
Чистый дисконтированный доход
Бездисконтный срок окупаемости инвестиций
Срок окупаемости инвестиций с учетом дисконтирования
Индекс доходности
Произведем расчет для Варианта №2:
Эксплуатационные расходы:
Доход в рублях в результате реализации расчетного количества газа потребителям
Поток доходов в год (прибыльная часть)
Полный дисконтированный доход за срок службы:
Чистый дисконтированный доход
Бездисконтный срок окупаемости инвестиций
Срок окупаемости инвестиций с учетом дисконтирования
Индекс доходности
Таблица 15 - Экономический расчет
Наименование Обозн