Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Содержание
Реферат
Введение
1. Теоретические основы инвестиционного проектирования.
1.1 Инвестиционный проект. Сущность и содержание.
1.2 Виды эффективности и критерии оценки эффективности инвестиционных проектов.
1.3 Особенности оценки эффективности инвестиционных проектов для ТЭС.
2. Анализ современного состояния предприятия.
2.1 Общая характеристика предприятия.
2.2 Анализ современного состояния предприятия.
2.3 Обзор использования парогазовых установок в энергетике.
3. Оценка финансово-экономической эффективности проекта
3.1 Общая информация по проекту.
3.2 Оценка эффективности инвестиционного проекта.
3.3 Влияние внедрения проекта на стоимостные показатели станции.
4. Безопасность проекта.
Введение
4.1 Краткая характеристика ОАО «Энел» «ОГК-5» филиал «Среднеуральская ГРЭС»
4.2 Безопасность проекта
4.3 Пожарная безопасность
4.4 Выводы
Выводы
Список использованной литературы
Приложения
Реферат
Тема дипломного проекта «Оценка эффективности инвестиционного проекта строительство парогазовой установки мощностью 410 МВт».
В проекте выполнена оценка финансово-экономической эффективности внедрения ПГУ-410 на Среднеуральской ГРЭС. Проект содержит 4 главы, введение, выводы, список литературы, приложение.
Первая глава посвящена теоретическим основам инвестиционного проектирования и оценке эффективности проектов. Вторая глава посвящена анализу современного состояния предприятия и выявлению основных проблем предприятия на данном этапе развития. Третья глава содержит расчеты по оценке эффективности данного инвестиционного проекта, а так же влияния внедрения проекта на стоимостные показатели предприятия в целом. Четвертая глава посвящена безопасности проекта.
Проект содержит стр. 146. рис. 19, табл. 48, прил. 2. Список использованных источников – 27.
инвестиционный проект энергетика станция
Введение
В настоящее время проблема размещения капитала особенно актуальна. Инвестиции предшествуют созданию фирмы и определяют ее дальнейшую деятельность, а также представляют собой способ использования накопленного капитала. Одной из важнейших сфер деятельности любой фирмы являются инвестиционные операции, связанные с вложением денежных средств в реализацию проектов, которые будут обеспечивать получение фирмой выгод в течение достаточно длительного периода времени. Результатом таких проектов может являться:
- разработка и выпуск определенной продукции для удовлетворения рыночного спроса;
- совершенствование производства выпускаемой продукции на базе использования более современных технологий и оборудования;
- экономия производственных ресурсов;
- организация кооперированных поставок между различными партнерами;
- улучшение качества выпускаемой продукции;
В самом общем виде под инвестиционным проектом обычно понимается план вложения капитала в конкретные объекты предпринимательской деятельности с целью последующего получения прибыли, достаточной по размеру для удовлетворения требований инвестора.[9] По своему содержанию такой план включает систему технико-технологических, организационных, расчетно-финансовых и правовых, целенаправленно подготовленных материалов, необходимых для формирования и последующего функционирования объекта предпринимательской деятельности. С помощью инвестиционного проекта решается важная задача по выяснению и обоснованию технической возможности и экономической целесообразности вложение денежных средств в тот или иной проект. Принятие решений инвестиционного характера, как и любой другой вид управленческой деятельности, основывается на использовании различных формализованных и неформализованных методов. Степень их сочетания определяется разными обстоятельствами, в том числе и тем из них, насколько менеджер знаком с имеющимся аппаратом, применимым в том или ином конкретном случае. В отечественной и зарубежной практике известен целый ряд формализованных методов, расчеты, с помощью которых могут служить основой для принятия решений в области инвестиционной политики. Какого-то универсального метода, пригодного для всех случаев жизни, не существует, поэтому при выборе методики и инструментов расчета эффективности того или иного проекта необходимо учитывать всю специфику исследуемого объекта, а так же особенности отрасли, к которой этот объект имеет принадлежность. Что свидетельствует об актуальности выбранной темы дипломного проекта.
Тема дипломного проекта: «Оценка эффективности инвестиционного проекта ПГУ-410». Исходя из темы дипломного проекта, была определена цель и поставлены задачи.
Цель проекта: проанализировать экономическую эффективность ввода парогазовой установки мощностью 410 кВт на Среднеуральской ГРЭС, а так же выявить положительные последствия данного проекта и изменение состояния предприятия с учетом модернизации его оборудования.
В связи с целью дипломного проекта были поставлены и решены следующие задачи:
1. Изучить и обобщить материалы научной и методической литературы по вопросам инвестиционного проектирования и оценке эффективности инвестиционных проектов.
2. Проанализировать текущее состояние предприятия и оценить его место на рынке тепло или электроэнергии.
3. Выявить наиболее острые проблемы предприятия на современном этапе его развития и пути их решения.
4. Оценить результаты ввода ПГУ-410, экономический эффект и значимость для предприятия данного проекта.
Глава 1. Теоретические основы инвестиционного проектирования
1.1 Инвестиционный проект. Сущность и содержание
Понятие и экономический смысл инвестиций
Теоретические основы инвестиционного проектирования изложены в работах зарубежных и отечественных авторов. Среди зарубежных специалистов, занимающихся этими вопросами можно отметить Ворста И, Ревеншоу П, Шмалензи Р, Дорнбуш Р. Среди отечественных специалистов эти вопросы изучают: Виленский П.Л, Максимова В.Ф, Лившиц В.Н, Смоляк С.А.
Изучив ряд литературных источников, можно отметить следующее. Под инвестициями понимаются все виды имущественных и интеллектуальных ценностей, которые вкладываются в объекты предпринимательской и других видов деятельности, в результате которой создается прибыль (доход) или достигается социальный эффект.[8]
Виды инвестиций принято подразделять на денежные средства, целевые банковские вклады, паи, акции и другие ценные бумаги; движимое и недвижимое имущество; имущественные права, связанные с авторским правом, опытом и другими видами интеллектуальных ценностей; совокупность технических, технологических, коммерческих и иных знаний, оформленных в виде технической документации, навыков и производственного опыта, необходимого для организации того или иного вида производства, но не запатентованного (“ноу-хау”); права пользования землей, водой, ресурсами, домами, сооружениями, оборудованием, а также иные имущественные права и другие ценности.
В отношении объектов вложения инвестиции подразделяются на реальные инвестиции, или вложения средств в материальные (здания, сооружения, оборудование и т.п.) и нематериальные активы (патенты, лицензии, ”ноу-хау”, научно-технические и проектно-конструкторские работы в виде документации, программные средства и т.п.), а также финансовые инвестиции, или вложения средств в различные финансовые инструменты - ценные бумаги, депозиты, целевые банковские вклады.[9]
По характеру участия в инвестиционном процессе инвестиции подразделяются на:
· прямые, предполагающие непосредственное участие инвестора в выборе объекта инвестирования и вложении средств, при этом инвестор непосредственно вовлечен во все стадии инвестиционного цикла, включая прединвестиционные исследования, проектирование и строительство объекта инвестирования, а также производство конечной продукции;
· косвенные, осуществляемые через различного рода финансовых посредников (инвестиционные фонды и компании) аккумулирующих и размещающих по своему усмотрению наиболее эффективным образом финансовые средства.
Воспроизводство средств производства может осуществляться в одной из следующих форм инвестиций:
· новое строительство, или строительство предприятий, зданий, сооружений, осуществляемое на новых площадках и по первоначально утвержденному проекту;
· расширение действующего предприятия - строительство вторых и последующих очередей действующего предприятия, дополнительных производственных комплексов и производств, строительство новых либо расширение существующих цехов с целью увеличения производственной мощности;
· реконструкция действующего предприятия - осуществление по единому проекту полного или частичного переоборудования и переустройства производств с заменой морально устаревшего и физически изношенного оборудования;
· техническое перевооружение - комплекс мероприятий, направленных на повышение технико-экономического уровня производства отдельных цехов, производств, участков.[15]
Процесс инвестирования принято реализовывать с помощью разработки и последующего выполнения инвестиционного проекта.
Роль инвестиционного проектирования в управлении предприятием
Инвестиции как экономическая категория проявляются через свои функции.
Инвестиции выполняют следующие основные функции:
• процесс простого и расширенного воспроизводства основных фондов как в производственной, так и в непроизводственной сфере;
• процесс обеспечения и восполнения оборотного капитала;
• перелив капитала из одной сферы в другие, более привлекательные, в форме реальных и портфельных инвестиций;
• перераспределение капитала между собственниками путем приобретения акций и вложения средств в активы других предприятий;
• основа для развития экономики на макро- и микроуровне. [6]
Сущность инвестиций как экономической категории предопределяет их роль и значение на макро- и микроуровне. На макроуровне инвестиции, и особенно капитальные вложения, являются основой для развития национальной экономики и повышения эффективности общественного производства за счет:
• систематического обновления основных производственных фондов предприятий и непроизводственной сферы;
• ускорения научно-технического прогресса, улучшения качества и обеспечения конкурентоспособности отечественной продукции;
• сбалансированного развития всех отраслей народного хозяйства;
• создания необходимой сырьевой базы;
• наращивания экономического потенциала страны и обеспечения обороноспособности государства;
• снижения издержек производства и обращения;
• увеличения и улучшения структуры экспорта;
• решения социальных проблем, и в том числе проблемы безработицы;
• обеспечения положительных структурных сдвигов в экономике;
• перераспределения собственности между субъектами хозяйствования и др.
Таким образом, инвестиции предопределяют в конечном итоге рост экономики. Направляя капитальные вложения на увеличение основного капитала общества (приобретение машин, оборудования, модернизацию и строительство зданий, инженерных сооружений), мы тем самым увеличиваем национальное богатство и производственный потенциал страны.
Состояние экономики страны зависит от эффективности функционирования всех субъектов хозяйствования, т.е. коммерческих организаций. [6]
Инвестиции, и в первую очередь капитальные вложения, являются основой для обеспечения этой эффективности на предприятии.
Инвестиции на микроуровне необходимы для достижения следующих целей:
• увеличения и расширения сферы деятельности;
• недопущения чрезмерного морального и физического износа основных производственных фондов;
• снижения себестоимости производства и реализации продукции;
• повышения технического уровня производства на основе внедрения новой техники и технологий;
• улучшения качества и обеспечения конкурентоспособности продукции;
• повышения техники безопасности и осуществления природоохранных мероприятий;
• обеспечения конкурентоспособности предприятия;
• приобретения ценных бумаг и вложения средств в активы других предприятий;
• приобретения контрольного пакета акций;
• для возрастания стоимости бизнеса и др.
В конечном итоге они необходимы для обеспечения нормального функционирования предприятий в будущем, стабильного финансового состояния и получения максимальной прибыли. Все это определяет роль и значение инвестиций на микроуровне.[4]
Таким образом, инвестиции являются важнейшей экономической категорией, они играют исключительно важную роль как на макро-, так и на микроуровне, и в первую очередь для простого и расширенного воспроизводства, структурных преобразований, получения максимальной прибыли и на этой основе решения многих социальных проблем.
Понятие проекта и проектного цикла
В международной практике план развития предприятия представляется в виде специальным образом оформленного бизнес-плана, который, по существу, представляет собой структурированное описание проекта развития предприятия. Если проект связан с привлечением инвестиций, то он носит название “инвестиционного проекта”. Обычно любой новый проект предприятия в той или иной мере связан с привлечением новых инвестиций. В наиболее общем понимании проект - это специальным образом оформленное предложение об изменении деятельности предприятия, преследующее определенную цель. [4]
Проекты принято подразделять на тактические и стратегические. К числу последних обычно относятся проекты, предусматривающие изменение формы собственности (создание арендного предприятия, акционерного общества, частного предприятия, совместного предприятия и т.д.), или кардинальное изменение характера производства (выпуск новой продукции, переход к полностью автоматизированному производству, и т.п.). Тактические проекты обычно связаны с изменением объемов выпускаемой продукции, повышением качества продукции, модернизацией оборудования.
Для отечественной практики понятие проекта не является новым. Его отличительное качество прежних времен заключалось в том, что основные направления развития предприятия, как правило, определялись на вышестоящем, по отношению к предприятию, уровне управления экономикой отрасли. В новых экономических условиях предприятие в лице его собственников и высшего состава управления должно само беспокоиться о своей дальнейшей судьбе, решая самостоятельно все стратегические и тактические вопросы. [16]
Такая деятельность в области инвестиционного проектирования должна быть специальным образом организована.
Общая процедура упорядочения инвестиционной деятельности предприятия по отношению к конкретному проекту формализуется в виде так называемого проектного цикла, который имеет следующие этапы.
1. Формулировка проекта (иногда используется термин “идентификация”). На данном этапе высший состав руководства предприятия анализирует текущее состояние предприятия и определяет наиболее приоритетные направления его дальнейшего развития. Результат данного анализа оформляется в виде некоторой бизнес идеи, которая направлена на решение наиболее важных для предприятия задач. Уже на этом этапе необходимо иметь более или менее убедительную аргументацию в отношении выполнимости этой идеи. На данном этапе может появиться несколько идей дальнейшего развития предприятия. Если все они представляются в одинаковой степени полезными и осуществимыми, то далее производится параллельная разработка нескольких инвестиционных проектов с тем, чтобы решение о наиболее приемлемых из них сделать на завершающей стадии разработки.
Разработка (подготовка) проекта. После того, как бизнес идея проекта прошла свою первую проверку, необходимо развивать ее до того момента, когда можно будет принять твердое решение. Это решение может быть как положительным, так и отрицательным. На этом этапе требуется постепенное уточнение и совершенствование плана проекта во всех его измерениях - коммерческом, техническом, финансовом, экономическом, институциональном и т.д. Вопросом чрезвычайной важности на этапе разработки проекта является поиск и сбор исходной информации для решения отдельных задач проекта. Необходимо сознавать, что от степени достоверности исходной информации и умения правильно интерпретировать данные, появляющиеся в процессе проектного анализа, зависит успех реализации проекта.
2. Экспертиза проекта. Перед началом осуществления проекта его квалифицированная экспертиза является весьма желательным этапом жизненного цикла проекта. Если финансирование проекта проводится с помощью существенной доли стратегического инвестора (кредитного или прямого), инвестор сам проведет эту экспертизу, например с помощью какой-либо авторитетной консалтинговой фирмы, предпочитая потратить некоторую сумму на этом этапе, нежели потерять большую часть своих денег в процессе выполнения проекта.[12]
3. Осуществление проекта. Стадия осуществления охватывает реальное развитие бизнес идеи до того момента, когда проект полностью входит в эксплуатацию. Сюда входит отслеживание и анализ всех видов деятельности по мере их выполнения и контроль со стороны надзирающих органов внутри страны и/или иностранного или отечественного инвестора. Данная стадия включает также основную часть реализации проекта, задача которой, в конечном итоге, состоит в проверке достаточности денежных потоков, генерируемых проектом для покрытия исходной инвестиции и обеспечения желаемой инвесторами отдачи на вложенные деньги.
4. Оценка результатов. Оценка результатов производится как по завершению проекта в целом, так и в процессе его выполнения. Основная цель этого вида деятельности заключается в получении реальной обратной связи между заложенными в проект идеями и степенью их фактического выполнения. Результаты подобного сравнения создают бесценный опыт разработчиков проекта, позволяя использовать его при разработке и осуществлении других проектов.
Рисунок 1.1 - Проектный цикл[12]
Практика проектного анализа позволяет обобщить опыт разработки проектов и перечислить типовые проекты. Основные типы инвестиционных проектов, которые встречаются на практике, сводятся к следующим:
1. Замена устаревшего оборудования, как естественный процесс продолжения существующего бизнеса в неизменных масштабах. Обычно подобного рода проекты не требуют очень длительных и многосложных процедур обоснования и принятия решений. Многоальтернативность может появляться в случае, когда существует несколько типов подобного оборудования.
2. Замена оборудования с целью снижения текущих производственных затрат. Целью подобных проектов является использование более совершенного оборудования взамен работающего, но сравнительно менее эффективного оборудования, которое в последнее время подверглось моральному старению. Этот тип проектов предполагает очень детальный анализ выгодности каждого отдельного проекта, т.к. более совершенное в техническом смысле оборудование еще не однозначно более выгодно с финансовой точки зрения.
3. Увеличение выпуска продукции или расширение рынка услуг. Данный тип проектов требует очень ответственного решения, которое обычно принимается верхним уровнем управления предприятия. Наиболее детально необходимо анализировать коммерческую выполнимость проекта с аккуратным обоснованием расширения рыночной ниши,выясняя, приведет ли увеличение объема реализации к соответствующему росту прибыли.
4. Расширение предприятия с целью выпуска новых продуктов. Этот тип проектов является результатом новых стратегических решений и может затрагивать изменение сущности бизнеса. Все стадии анализа в одинаковой степени важны для проектов данного типа. Особенно следует подчеркнуть, что ошибка, сделанная в ходе проектов данного типа, приводит к наиболее драматическим последствиям для предприятия. [22]
5. Проекты, имеющие экологическую нагрузку. В ходе инвестиционного проектирования экологический анализ является необходимым элементом. Проекты, имеющие экологическую нагрузку, по своей природе всегда связаны с загрязнением окружающей среды, и потому эта часть анализа является критичной. Основная дилемма, которую необходимо решить и обосновать с помощью финансовых критериев - какому из вариантов проекта следовать: использовать более совершенное и дорогостоящее оборудование, увеличивая капитальные издержки, или приобрести менее дорогое оборудование и увеличить текущие издержки.
6. Другие типы проектов, значимость которых в смысле ответственности за принятие решений менее важна. Проекты подобного типа касаются строительства нового офиса, покупки нового автомобиля и т. д.
Замена устаревшего оборудования
Рис. 1.2 - Виды инвестиционных проектов[22]
1.2 Виды эффективности и критерии оценки эффективности инвестиционных проектов
Виды эффективности инвестиционных проектов
В настоящее время можно считать общепризнанным выделение следующих видов эффективности инвестиционных проектов.
Эффективность проекта в целом оценивается для презентации проекта и определения в связи с этим привлекательности проекта для потенциальных инвесторов.
Общественная эффективность характеризует социально-экономические последствия осуществления проекта для общества в целом, т.е. она учитывает не только непосредственные результаты и затраты проекта, но и "внешние" по отношению к проекту затраты и результаты в смежных секторах экономики, экономические, социальные и иные внеэкономические эффекты.
Общественную эффективность оценивают лишь для социально значимых инвестиционных проектов, затрагивающих интересы не одной страны, а нескольких.[18]
Коммерческая эффективность проекта характеризует экономические последствия его осуществления для инициатора, исходя из весьма условного предположения, что он производит все необходимые для реализации проекта затраты и пользуется всеми его результатами. Считается, что коммерческая эффективность характеризует с экономической точки зрения технические, технологические и организационные проектные решения.
Наиболее значимым является определение эффективности участия в проекте. Ее определяют с целью проверки реализуемости инвестиционного проекта и заинтересованности в нем всех его участников. Эффективность участия оценивают прежде всего для потенциальных акционеров.Этот вид эффективности называют также эффективностью для акционерного капитала по проекту.[12]
Эффективность участия в проекте включает и такие виды, как эффективность участия в проекте структур более высокого уровня (финансово-промышленных групп, холдинговых структур), бюджетная эффективность инвестиционного проекта (эффективность участия государства в проекте с точки зрения расходов и доходов бюджетов всех уровней).[26]
Рисунок 1.3 - Виды эффективности инвестиционных проектов[18]
Основные методы оценки эффективности инвестиционных проектов
Различают две группы методов оценки инвестиционных проектов:
1) простые или статические методы;
2) методы дисконтирования.
Простые или статические методы базируются на допущении равной значимости доходов и расходов в инвестиционной деятельности, не учитывают временную стоимость денег. К простым относят: а) расчет срока окупаемости; б) расчет нормы прибыли. Норма прибыли показывает, какая часть инвестиционных затрат возмещается в виде прибыли. Она рассчитывается как отношение чистой прибыли к инвестиционным затратам.[16]
Дисконтированные методы оценки эффективности инвестиционного проекта характеризуются тем, что они учитывают временную стоимость денег. При экономической оценке эффективности инвестиционного проекта используются широко известные в мировой практике показатели:
• приведенная стоимость (PV);
• чистая приведенная стоимость (NPV);
• срок окупаемости (PBP);
• внутренняя норма доходности (IRR);
• индекс рентабельности (прибыльности) (PI).
Приведенная стоимость (PV). Задача любого инвестора состоит в том, чтобы найти такое реальное средство, которое принесло бы в конечном итоге доход, превосходящий расходы на его приобретение. При этом возникает сложная проблема: деньги на приобретение реального средства необходимо расходовать сегодня (в момент t=0), отдачу же инвестиция обычно дает не сразу, а по прошествии какого-то промежутка времени (в момент t=1). Следовательно, для решения поставленной задачи необходимо определить стоимость реального средства с учетом отдаленности во времени будущих поступлений (доходов) от его использования. В общем случае, чтобы найти приведенную стоимость PV любого средства (реального или финансового), используемого в течение определенного холдингового (инвестиционного) периода, необходимо величину ожидаемого потока дохода от данного средства (С) умножить на величину 1/(1+r):
PV= Ch * 1/ (1+r) (1.1)
где r определяет доходность наилучшего альтернативного финансового средства с таким же холдинговым периодом и аналогичным уровнем риска. Величину: 1/(1+r) называют фактором дисконта (коэффициентом дисконтирования). Доходность альтернативного финансового средства r называется нормой (ставкой) дисконта. Ставка дисконта определяет издержки упущенной возможности капитала, поскольку характеризует, какую выгоду упустила фирма, инвестировав деньги в реальные активы, а не в наилучшее альтернативное финансовое средство. Чтобы определить целесообразность приобретения реального средства стоимостью C0 руб., необходимо:
а) оценить, какой поток дохода Сn за весь холдинговый период он ожидает от реального средства;
б) выяснить, какая ценная бумага с таким же холдинговым периодом имеет тот же уровень риска, что и планируемый проект;
в) определить доходность r этой ценной бумаги в настоящее время;
г) вычислить приведенную стоимость PV планируемого потока дохода Cn путем дисконтирования будущего потока доходов:
PV= Cn/ (1+r) (1.2)
д) сравнить инвестиционные затраты С0 с приведенной стоимостью PV:
если PV > C0, то реальное средство можно покупать;
если PV < C0, то приобретать не надо;
если PV = C0, то реальное средство можно и покупать, и не покупать (то есть с экономической точки зрения инвестирование в реальное средство не имеет никакого преимущества в сравнении с вложением денег в ценные бумаги или в другие объекты).[6]
Чистая приведенная стоимость (NPV). Целесообразность приобретения реального средства можно оценивать с помощью чистой приведенной стоимости (NPV), под которой понимают чистый прирост к потенциальным активам фирмы за счет реализации проекта. Иными словами, NPV определяется как разность между приведенной стоимостью
PV средства и суммой начальных инвестиций С0:
NPV=Σ (Cn/(1+r)n) – C0 (1.3)
Срок окупаемости (РВР). Срок окупаемости проекта – это период, в течение которого происходит возмещение первоначальных инвестиционных затрат, или же это количество периодов (шагов расчета, например, лет), в течение которых аккумулированная сумма предполагаемых будущих потоков доходов будет равна сумме начальных инвестиций. Как правило, фирма сама устанавливает приемлемый срок окончания инвестиционного проекта, например k шагов. Этот срок определяется фирмой на основании своих собственных стратегических и тактических установок: например, руководство фирмы отвергает любые проекты длительностью свыше 5 лет, поскольку через 5 лет фирму планируется перепрофилировать на выпуск иных изделий. Когда срок k окончания альтернативных проектов определен, то срок окупаемости оцениваемого проекта можно найти, если подсчитать, за какое количество шагов расчета m сумма денежных потоков С1+С2+…+Cm будет равна или начнет превышать величину начальных инвестиций С0. Иными словами, для определения срока окупаемости проекта необходимо последовательно сравнивать аккумулированные суммы доходов с начальными инвестициями. Согласно правилу срока окупаемости, проект может быть принят, если выполняется условие: m ≤ k.[6]
Внутренняя норма доходности (IRR). Представляет собой расчетную ставку дисконтирования, при которой чистая приведенная стоимость проекта равна нулю. Внутренняя норма доходности находится путем решения следующего уравнения:
NPV= C0+C1/(1+IRR)+C2/(1+IRR)2+…+Cn/(1+IRR)n (1.4)
Такое уравнение решается методом итерации. Для расчета IRR можно воспользоваться специально запрограммированными калькуляторами или программами для ЭВМ. Правило внутренней нормы доходности: принимать необходимо те проекты, у которых ставка дисконта (то есть издержки упущенной возможности капитала) меньше внутренней нормы доходности проекта (r < IRR).
Под индексом рентабельности (PI) понимают величину, равную отношению приведенной стоимости ожидаемых потоков денег от реализации проекта к начальной стоимости инвестиций:
PI = PV/C0 (1.5)
Правило индекса рентабельности заключается в следующем: принимать необходимо только те проекты, у которых величина индекса рентабельности превосходит единицу. При оценке двух или нескольких проектов, имеющих положительный индекс рентабельности, следует останавливать выбор на том, который имеет более высокий индекс рентабельности. Индекс рентабельности показывает, сколько получает инвестор на вложенный рубль. Эффективность ИП оценивается в течение расчетного периода – инвестиционного горизонта от начала проекта до его ликвидации. Начало проекта обычно связывают с датой начала вложения средств в проектно-изыскательские работы. Расчетный период разбивают на шаги расчета, представляющие собой отрезки времени, в рамках которых производится агрегирование данных для оценки денежных потоков и осуществляется дисконтирование потоков денег. Шаги расчета принято
нумеровать (шаг 0, шаг 1, шаг 2, и т.д.). Длительность шагов расчета измеряется в годах или долях года, их последовательность отсчитывается от фиксированного момента t0 = 0, принимаемого за базовый. Из соображений удобства, за базовый обычно принимается момент начала или конца нулевого шага. Если проводится сравнение нескольких проектов, то рекомендуется выбирать для них одинаковый базовый момент. Когда базовый момент совпадает с началом нулевого шага, момент начала шага под номером m обозначается tm, если же базовый момент совпадает с концом шага 0, то через tm обозначают конец m-го шага расчета. Продолжительность разных шагов может быть различной.
Таблица 1.1 - Характеристика основных методов оценки эффективности проекта
Название показателя Другие его употребляемые названия Английский аналог названия Алгоритм расчета Чистый дисконтиро-ванный доход (ЧДД)Чистая текущая стоимость (ЧТС);
Чистая современная стоимость (ЧСС)
Net Present Value (NPV),
где К – первоначальные инвестиции;
R(t) – приток денег в t году;
С(t) – отток денег в t году;
T – продолжительность жизненного цикла;
ЕS – норма дисконта.
Внутренняя норма доходности (ВНД) Внутренняя норма окупаемости (ВНО); внутренняя норма рентабельности Internal Rate of Return (IRR)ВНД – единственный положительный корень уравнения:
Индекс доходности (ИД) Индекс рентабельности (ИР) Profitability Index (PI)Срок окупаемости:
а) без учета дисконтиро-вания;
б) с учетом дисконтиро-вания
Период окупаемости Pay-back period (РР) Срок окупаемости – минимальный отрезок времени, по истечении которого ЧДД становится и остается неотрицательным.
Источники финансирования инвестиционных проектов
Стратегия финансирования проекта заключается в применении в определенной последовательности схем финансирования исходя из индивидуальных особенностей проекта и влияющих на него факторов.
Выделяют следующие основные виды стратегии финансирования в зависимости от источников финансирования:
1. Финансирование из внутренних источников.
2. Финансирование из привлеченных средств.
3. Финансирование из заемных средств.
4. Смешанное (комплексное, комбинированное) финансирование.
Внутренними источниками являются собственные средства предприятия – прибыль и амортизационные отчисления. [18]
Реинвестирование прибыли — более приемлемая и относительно дешевая форма финансирования предприятия, расширяющего свою деятельность.
Особенности внешних источников:
1. Привлеченные инвестиции:
· инвестору интересны высокая прибыль и сама компания;
· инвестор может иметь (или не иметь) намерения когда-либо избавиться от инвестиции;
· доля собственности инвестора определяется из соотношения его инвестиций ко всему капиталу компании.
2. Заемные инвестиции:
· компания получает обязательство по контракту вернуть сумму займа;
· заем должен быть погашен в соответствии с условиями, на которых был получен;
· компания платит за полученный заем проценты;
· компания предоставляет необходимые и приемлемые для кредитора гарантии (возможно личное имущество собственников);
· если кредит не возвращается по согласованному графику, то кредитор может изъять гарантии;
· после возвращения суммы займа обязательства перед кредитором прекращаются.[4]
При реализации стратегии финансирования могут применяться в сочетании следующие финансовые инструменты (схемы финансирования), предоставляющие средства из различных источников:
· продажа доли финансовому инвестору;
· продажа доли стратегическому инвестору;
· венчурное финансирование;
· публичное предложение ценных бумаг (IPO);
· закрытое (частное) размещение ценных бумаг;
· выход на западные финансовые рынки (депозитарные расписки);
· банковские кредиты, кредитные линии, ссуды;
· коммерческий (товарный) кредит;
· государственный кредит (инвестиционный налоговый кредит);
· облигационный заем;
· проектное финансирование;
· страхование экспортных операций;
· лизинг;
· франчайзинг;
· факторинг;
· форфейтинг;
· гранты и благотворительные взносы;
· соглашение об исследованиях и разработках;
· государственное финансирование;
· выпуск векселя;
· взаимозачет;
· бартер;
· другие. [15]
Ниже рассматриваются наиболее характерные для России финансовые инструменты.
Продажа доли финансовому или стратегическому инвестору
Выделяются два типа долевых инвесторов.
Инвестор финансового типа:
· стремится к максимизации стоимости компании, имеет только финансовый интерес – получить наибольшую прибыль;
· не стремится к приобретению контрольного пакета;
· не стремится сменить менеджмент компании;
· предпочитает горизонт инвестирования – 4-6 лет;
· обычно закрепляет свой контроль участием в Совете директоров.
В России финансовые инвесторы представлены инвестиционными компаниям и фондами, фондами венчурных инвестиций.
Инвестор стратегического типа:
· стремится получить дополнительные выгоды для своего основного вида деятельности;
· стремится к полному контролю, иногда ценой уничтожения компании;
· активно участвует в управлении компанией;
· в основном стремится инвестировать в компании из смежных отраслей;
· «участие» инвестора часто не ограничивается конкретными сроками.
При этом получающая инвестиции компания может тоже получить дополнительные выгоды (например, в виде гарантированных поставок и реализации, персонала, ноу-хау, логистических цепочек и др.). В России стратегические инвесторы представлены в основном крупными транснациональными компаниями, заинтересоваными в получении полного контроля над бизнесом.
Консигнацию обычно применяют при реализации новых, нетипичных товаров, спрос на которые трудно предположить. Торговцы не хотят рисковать и поэтому предлагают поставщикам только такие условия работы. Например, при продаже новых учебников для институтов книгоиздатели посылают свои книги на точки торговли с условием их возврата, если они не будут куплены. Иногда этот подход также называют «отдать товар на реализацию». [22]
Управление дебиторской задолженностью
Менеджеры, ответственные за сделки на условиях коммерческого кредита, обязаны тщательно контролировать итоги дебиторской задолженности. Грамотные менеджеры всегда ищут пути удовлетворения потребностей в кредите своих клиентов, при этом достигая собственные цели и выполняя обязанности по поддержанию притока денежных средств в компанию.
Большая компания может иметь тысячи клиентов. Невозможно контролировать задолженность каждого клиента, поэтому система контроля дебиторской задолженности должна быть построена так, чтобы дать менеджеру возможность вычислить соответствие остатка дебиторской задолженности кредитным условиям корпорации и автоматически показать клиентов с критическим несоответствием.
Предоставление коммерческого кредита всегда связано с риском неплатежей. Хорошо, если оплаты производятся полностью и своевременно, но обычно бывает не так. Поэтому важно правильно организовать процедуру получения денег по счетам, подлежащим оплате, особенно в случае просрочки платежа.
Выделяют несколько подходов к инкассации долгов:
1. Напоминание письмом. Подход применяется даже для непросроченных долгов для того, чтобы напомнить покупателю, что поставщик помнит о нем и контролирует оплату долга. Рекомендуется не позднее, чем за 10 дней до срока платежа послать клиенту письмо. Такое послание может быть отпечатано и на следующем счете. В письме напоминают о сроках и сумме (доле) остатков, подлежащих оплате.
2. Выяснение причин правонарушения. Если долг остается неоплаченным в срок, то полезно связаться или лично встретиться с клиентом, чтобы точно выяснить причину правонарушения. Надо как можно скорее понять, невызвана ли задержка платежа проблемами, связанными с поставкой товара (например, качеством, ассортиментом), спорными вопросами по предоставленным платежным документам или финансовыми трудностями клиента. После выяснения причины задержки оплаты следует принимать решение: ожидать ли погашения долга клиентом, применять к клиенту меры воздействия с целью добиться оплаты долга или признать долг безнадежным.
3. Ситуация неоплаты в случае со скидкой. Иногда возникает ситуация, когда клиент, имеющий право на получение скидки, неожиданно не платит в льготный период.
4. В таком случае необходимо требовать платежа на всю сумму счета. Однако если этот случай – скорее исключение, а клиент очень важен для компании, можно не обратить на это внимание и не портить отношений.
5. Наиболее гибким путем решения проблемы будет разрешение клиенту сохранить скидку даже в случае несвоевременного платежа в льготном периоде, если клиент согласится на досрочную оплату следующего счета.
6. Минимизация расходов по сбору задолженности и безнадежных долгов. При сборе просроченной задолженности необходимо иметь в виду, что процесс сбора средств может дорого обойтись продавцу как из-за прямых расходов, с ним связанных, так и из-за испорченных отношений с клиентами. Поэтому необходимо оценивать уровень затрат, связанных со сбором задолженности, не допускать чрезмерных расходов, не оправдывающих результата. В качестве цели желательно предотвратить необоснованное затягивание денежного цикла и свести к нулю уровень несобранных средств. В случае остатка несобранных средств, расходы на сбор которых оцениваются как высокие, следует списать безнадежные долги. На практике всегда присутствует доля такой задолженности от общей суммы дебиторского долга, и менеджерам необходимо стремиться к ее минимизации. [8]
Проектное финансирование
Проектное финансирование – совокупность мероприятий, направленных на привлечение денежных средств и иных материальных средств под активы и денежные потоки компании. Проектное финансирование – сравнительно молодой и перспективный комплексный финансовый инструмент, который отличается следующими особенностями.
1. Объект вложения средств инвесторов – конкретный инвестиционный проект, а не в целом производственно-хозяйственная деятельность компании – получателя средств.
2. Часто для получения и использования проектного финансирования создают отдельную так называемую проектную компанию.
3. Источник возврата вложенных средств – прибыль от реализации инвестиционного проекта (обособленная от финансовых результатов деятельности инициаторов проектов).
4. В рамках комплекса финансирования могут использоваться многообразные источники и формы финансирования (кредит, финансовый лизинг, приобретение банком доли в уставном капитале инициатора проекта, учреждение новой специальной компании с долевым участием инициатора проекта, банка и привлеченных соинвесторов, выпуск целевых облигационных займов и т.д.).
5. Отсутствие типичного для банков инструмента гарантий (это не исключает получение ряда гарантий на разных этапах проекта), основная гарантия – будущий поток денежных средств. [26]
При проектном финансировании для инвесторов могут использоваться следующие гарантии:
· залоги всех денежных поступлений проектной компании в пользу кредиторов;
· договор управления проектом для обеспечения надлежащей эксплуатации;
· право кредитора на его вступление в наиболее существенные договоры и права по проекту;
· гарантированные договоры по обеспечению сырьем;
· гарантированные договоры по сбыту продукции;
· договоры на техническую поддержку и профилактический ремонт;
· пакет страховочных гарантий;
· договор концессии/передачи;
· возможные государственные инвестиционные льготы (льготное налогообложение, освобождение от импортных пошлин);
· механизмы для исключения рисков конвертации и перевода валюты. [27]
Для обеспечения полного финансирования проекта могут использоваться следующие гарантии:
· юридические гарантии;
· резервные фонды;
· залоги, депозиты на специальных счетах;
· банковские гарантии и поручительства;
· резервные кредиты поддержки;
· контракты с фиксированной ценой;
· банковские счета с особым режимом (в том числе аккредитивы);
· обязательства учредителей (спонсоров) по дополнительным взносам в капитал проектной компании;
· страхование кредитов от риска непогашения, проектных активов и грузов от риска потери, страхование прибыли, ответственности разработчиков проекта, строительных и других рисков;
· хеджирование.
Проектное финансирование – прогрессивный инструмент будущего. Через проектное финансирование растет объем привлекаемых инвестиций в производственные и инфраструктурные сферы.
В схеме проектного финансирования принимают участие различные лица. Банк может выступать как организатор проекта, финансовый консультант и соинвестор.[18]
1.3 Особенности оценки эффективности инвестиционных проектов для ТЭС
Объекты энергетики являются специфическими многообразными. При оценке экономической эффективности инвестиционных проектов для энергетических объектов необходимо учесть их специфику.
Вопросы оценки эффективности инвестиционных проектов для объектов энергетики изложены в работах российских исследователей, таких как, Самсонов В.С, Рогалев Н.Д, Нагорная В.Н.
Оценка инвестиционных проектов строительства, расширения, реконструкции или технического перевооружения электроэнергетических объектов определяется технологическими особенностями этих объектов, а также системной спецификой совместной работы объектов электроэнергетической отрасли. К этим системным особенностям относятся:
1. Непрерывность и одновременность процессов производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии. Это дополняется практической невозможностью мгновенного аккумулирования электроэнергии в масштабах крупных энергообъединений. В результате , в каждый момент времени должен соблюдаться жесткий баланс производства и потребления электроэнергии с учетом потерь в пределах замкнутой, в энергетическом смысле, части страны. Из этой особенности вытекают:
· высокие требования к планированию потребности в электроэнергии и оперативном регулировании (диспетчеризации) режимов работы энергосистем во избежание ее дефицита или, наоборот, излишних резервов мощности ;
· требования к энергетическим предприятиям и их объединениям в каждый момент реального времени обеспечить готовность покрытия нагрузки, которая необходима потребителям, в частности, в периоды максимума и минимума нагрузки, прохождение которых связано с большими техническими трудностями и, как правило, требует общесистемных усилий.
2.Сильная технологическая зависимость функционирования и эффективной работы всех отраслей экономики страны от бесперебойного и полного удовлетворения их потребностей в энергии. При этом, сроки сооружения энергообъектов обычно дольше, чем у объектов - потребителей энергии. Это предопределяет необходимость , в ряде случаев, заблаговременного сооружения энергообъектов под ожидаемые (прогнозируемые) объемы потребления энергии и мощности. Отсюда вытекают требования:
· максимальной надежности в работе энергетических предприятий и их объединений:
· обеспечения достаточных резервов мощности на электростанциях и в энергосистемах при широкой оперативной взаимосвязи между ними для предотвращения аварийного отключения потребителей;
· наличия резервных связей в электрических сетях и резервов пропускной способности для многостороннего питания потребителей;
· рациональной заблаговременности создания энергетической базы или опережающего развития энергетики по сравнению с ростом потребности в энергии у потребителей вследствие, как правило, более высокой длительности сооружения энергообъектов.[14]
3. Высокая частота протекания процессов, отсюда повышенные требования к автоматизации управления энергетическими установками. Эти требования связаны с параллельной работой генерирующего оборудования всех электростанций в каждый момент времени синхронно по частоте тока и фазам напряжения в масштабах непрерывного производства Единой электроэнергетической системы страны (ЕЭС). Такая особенность характеризует требования;
· максимальной автоматизации процессов управления энергетическим производством, распределением и передачей энергии, включая использование противоаварийной автоматики;
· рассмотрения каждого энергообъекта как составного элемента общесистемного единого процесса производства, распределения и потребления энергии.
4.Непосредственное соединение между собой всех агрегатов электростанций, подстанций и других элементов энергосистемы, обеспечивающих ее технологическое единство, с помощью электрических сетей и вытекающая отсюда опасность практически мгновенного развития и распространения каждой аварии с возникновением большого ущерба для экономики региона или страны. Отсюда жесткие требования к:
· максимальной безотказности всех типов оборудования энергосистемы и каждого вновь вводимого ее элемента;
· стабильность параметров качества электроэнергии, таких как частота и напряжение переменного тока, и их допустимому изменению в очень узких пределах на шинах у потребителей и в отдельных точках электрической сети.
5.Переменный режим нагрузки энергетических предприятий в суточном, недельном, месячном и годовом разрезах, вызванный неопределенностью процессов включения, отключения и изменения режимов работы отдельных потребителей. Эта особенность вызывает необходимость:
· высокой маневренности энергетических блоков и агрегатов или их части в общей структуре мощностей;
· приемлемой экономичности работы маневренного электрооборудования в переменных режимах;
· обеспечения эффективного участия отдельных типов электростанций и агрегатов в покрытии графиков нагрузки энергосистемы для снижения издержек ее эксплуатации в целом;
· создание условий с помощью автоматических систем регулирования для максимально надежной работы энергосистем и поддержания необходимого качества электроэнергии в условиях переменного режима.
В совокупности отмеченные особенности электроэнергетики характеризуют ее как единую систему с единым непрерывным процессом производства электроэнергии, работающим синхронизировано по частоте электрического тока и фазам напряжения практически на всей обжитой территории страны, единство которой реализуется как в процессе производства и передачи энергии, так и в процессе ее распределения. Указанные особенности требуют рассмотрения инвестиционных проектов в электроэнергетике одновременно с двух позиций: общесистемных - как элемента единой системы и индивидуальных - как самостоятельного конкурентноспособного проекта на рынке ЕЭС. Кроме того, энергообьекты осуществляют в процесс эксплуатации две функции: производственно-распределительную и резервную по обеспечению мгновенных изменений в потребности энергии и взаимопомощи в аварийных ситуациях.
Для проведения исследований и анализа инвестиционных проектов в энергетике необходимо учитывать основные характерные особенности энергообъектов, предполагаемых к сооружению. Энергетическая система представляет собой сложный комплекс взаимосвязанных элементов с многообразными функциями. Традиционно выделение характерных элементов происходит по целому ряду признаков. Прежде всего, по месту в непрерывной цепи энергетического производства энергообъекты делятся на энергогенерирующие и энергопередающие.
Оценка эффективности инвестиций в СССР
В советский период времени для оценки эффективности новой техники и модернизации оборудования предлагалась методика, разработанная Чернухиным А.А. и Флаксерманом Ю.Н. Советская экономическая наука различает общую и сравнительную экономическую эффективность затрат живого и овеществленного труда. Общая экономическая эффективность определяется для установления фактических или ожидаемых показателей использования основных фондов и оборотных средств. Расчеты сравнительной экономической эффективности в основном проводятся на стадиях планирования и проектирования для выбора оптимального варианта. Основными показателями общей экономической эффективности служат прибыль, норма рентабельности и фондоотдача. А расчеты сравнительной экономической эффективности капиталовложений имеют целью:
· определение наиболее рациональных путей использования капиталовложений в разрезе отрасли
· выбор экономически целесообразных вариантов технических решений
· сопоставление вариантов строительства новых предприятий с вариантом расширения действующих предприятий
Впервые основные положения методики технико-экономических расчетов были сформулированы в 1958 году на Всесоюзной научно-технической конференции по проблемам определения экономической эффективности капиталовложений и новой техники в народном хозяйстве СССР, в дальнейшем на основе этих положений была разработана типовая методика определения экономической эффективности капиталовложений.[24]
Для определения сравнительной экономической эффективности капиталовложений используется метод срока окупаемости. Сущность метода состоит в возможности соизмерения дополнительных вложений с экономией на себестоимости по сравниваемым вариантам.
Ток=К1-К2/И1-И2= ∆К/∆И , лет (1.6)
Где К1 и К2- капиталовложения по сравниваемым вариантам,
И1 и И2 – годовые издержки производства по этим же вариантам.
Таким образом, фактический срок окупаемости определяет период, в течении которого возмещаются дополнительные капиталовложения по более капиталоемкому варианту за счет экономии, получаемой на издержках производства. Ряд недостатков этого метода:
· возможность только попарного сопоставления вариантов
· при незначительной разнице в капитальных затратах использование формулы (1.6) может дать искаженное представление об экономической эффективности.
Однако, если же пользоваться методом срока окупаемости в форме приведенных затрат то появляется возможность во всех случаях определить, насколько в действительности один вариант экономичнее другого:
Згод=Иn+EHKn (1.7)
Знорм=Кn+THИn (1.8)
Где З – приведенные затраты по варианту n, Kn и Иn – капитальные вложения в годовые издержки производства по каждому из вариантов.
Особенности методики:
- при проектных проработках сравниваемые варианты должны быть поставлены по экономичности в оптимальные условия
- должен быть обеспечен одинаковый энергетический эффект у потребителя
- необходимо обеспечить равную надежность энергоснабжения
- все расчеты по выбору оптимального варианта должны производиться в единых
ценах или сопоставимых показателях себестоимост
- смежные затраты учитываются, если затраты на оборотные фонды принимаются по себестоимости
- в целях сопоставимости по сравниваемым вариантам следует определять удельные приведенные затраты по формуле:
З=З/Пн (1.9)
где Пн – объем продукции.[24]
Методы определения экономической эффективности капиталовложений:
1) Изменение капитальных затрат
∆К=Nнов(Кнов-Кст)-(Кд- Ктр)∆Вусл (1.10)
Где Кнов – удельная стоимость оборудования нового типа,
Кст - удельная стоимость существующего аналогичного оборудования,
Nнов – производственная мощность оборудования нового типа,
Кд и Ктр – удельные капиталовложения в добычу и транспорт топлива,
∆Вусл – годовая экономия топлива
2) Дополнительные капитальные затраты:
∆К=(Кмод + Кдем) – [(Кдоб+Ктр)∆В + Кэн∆Э] (1.11)
Где Кмод – затраты на модернизацию, Кдем – стоимость неамортизированной части элементов демонтируемого оборудования, ∆В – годовая экономия топлива,
∆Э – экономия энергии за счет снижения потерь, Кэн – удельные капитальные затраты в замещаемую энергоустановку в расчете на единицу сэкономленной энергии.
3) Годовую экономию топлива приближенно можно определить следующим образом
∆Вз= (Вст+∆NHy*b) - Внов (1.12)
Где Вст и Внов – годовые расходы условного топлива до и после модернизации,
Hy–расчетное число часов использования установленной мощности модернизируемого объекта,
b – удельный расход условного топлива на замещаемой энергоустановке.
Очевидно, что приведенные выше формулы выше формулы отражают принципиальные методические моменты подобного рода расчетов. В конкретных условиях отдельные слагаемые этих формул могут видоизменяться или вообще отсутствовать.
Помимо расчета стоимостных показателей, при определении экономической эффективности новой техники необходимо провести сравнительный анализ основных натуральных показателей, в том числе производительности труда, к.п.д. и др. Следует также отметить, что выбор экономически наиболее целесообразного варианта технического решения еще не означает, что все менее экономичные варианты должны быть отброшены. Необходимо принимать во внимание требования охраны и улучшения условий труда, обеспечение санитарно-гигиенических условий в рабочей зоне и чистоты воздушного бассейна.[24]
Традиционные методы экономических оценок
В настоящее время оценку эффективности инвестиций в объекты энергетики Самсонов В.С. предлагает проводить по методике изложенной ниже.
Классификация методов экономических оценок
Экономические оценки проводятся как для действующих предприятий (фирм), так и для проектируемых инноваций. При этом различия могут состоять только в применяемых для сравнения эталонах — нормативных сроках окупаемости, коэффициентах эффективности, банковских процентных ставок и т.п., не изменяя самой методологии и системы оценочных показателей.
Все методы экономических оценок следует классифицировать в двух плоскостях: по их новизне в отечественной практике — традиционные и современные; по отношению к фактору времени — без учета продолжительности процесса инвестирования и времени действия инвестиций и с учетом этого, т. е. без учета и с" учетом фактора времени.[23]
По этим классификационным признакам следует различать:
1. Традиционные методы сравнительной эффективности капиталовложений (инвестиций) без учета фактора времени, в составе которых:
- метод сравнительного срока окупаемости дополнительных капиталовложений (инвестиций), сделанных в более капиталоемкий вариант по сравнению с менее капиталоемким, окупающихся за счет экономии годовых эксплуатационных расходов, достигаемой за счет этих дополнительных капиталовложений;
- метод оценки по коэффициенту эффективности тех же дополнительных капиталовложений (инвестиций);
- метод приведенных затрат для разных вариантов капиталовложений или инвестиций (прежде иногда употреблялся не совсем удачный термин «расчетные затраты»);
- метод оценки экономического эффекта, получаемого от предполагаемых вложений капитала (инвестиций).
При применении этих методов и показателей для оценки инвестирования рассматриваемые варианты должны отвечать определенным условиям сопоставимости либо, если они по каким-либо техническим или другим причинам неравнозначны, должны быть приведены в сопоставимый вид.
2.Традиционные методы общей или абсолютной эффективности без учета фактора времени, которые включают оценки по показателям:
- метод оценки по абсолютному (общему) сроку окупаемости капиталовложений (инвестиций) за счет прибыли;
- метод оценки по рентабельности капиталовложений (инвестиций);
- метод оценки по рентабельности производственных фондов;
- метод оценки по рентабельности производства',
- методы оценки по показателям фондоотдачи, фондоемкости и фондовооруженности.
Методы сравнительной эффективности применяются на предпроектной и проектной стадиях инвестирования, а методы абсолютных оценок — на действующих производствах. Однако, во-первых, экономическая сущность этих методов одинакова, и, во-вторых, абсолютные (общие) оценки также могут применяться на предварительных стадиях инвестирования. Разница для действующих и проектируемых производств, как уже указывалось, состоит в применении несколько различных нормативных показателей.[23]
3.Те же традиционные методы сравнительной и общей (абсолютной) экономической оценки эффективности инвестиций — с учетом фактора времени или с учетом ущерба от замораживания капитала.
4.Современные методы экономической оценки эффективности инвестиций без учета фактора времени, включающие:
- метод оценки эффективности инвестиций по показателю «текущие затраты»;
- метод оценки эффективности инвестиций по показателю прибыли;
- метод оценки эффективности инвестиций по прибыльному порогу.
Последний из названных методов не является вполне самостоятельным, но ввиду его важности и наглядности достоин рассмотрения в ряду других.
5.Современные методы экономической оценки эффективности инвестиций с учетом фактора времени, в числе которых:
- метод экономической оценки эффективности инвестиций по начальному финансовому состоянию или (более употребительное название) метод капитализированной ренты;
- метод экономической оценки эффективности инвестиций по конечному финансовому состоянию;
- метод экономической оценки эффективности по динамическому
- сроку окупаемости;
- метод экономической оценки эффективности по показателю внутренней рентабельности (внутренней доходности, внутренней процентной ставки).
Для применения современных методов требуется также использование сравнительно новых, широко не применявшихся у нас ранее понятий, таких, как инвестиционный период, поток наличности, дисконтирование, рента и др.
Сравнительный срок окупаемостиВпервые этот метод, являющийся родоначальником всех методов сравнительных оценок, был предложен экономистом-энергетиком С.А. Кукель-Краевским в 30-х годах XX в. Сравнивалась эффективность строительства двух объектов одного и того же назначения с примерно одинаковой производственной мощностью. Позднее преимущественно сравнивались показатели старой и новой техники, предлагаемой взамен старой.
Первый вариант — более капиталоемкий — требует капиталовложений (инвестиций) в размере К,, во втором варианте потребуются капиталовложения в размере К2, причем по условию К1 > К2, а К1 - К2 = ΔК (дополнительные капиталовложения в первый вариант по сравнению со вторым). Размерность капиталовложений (инвестиций) определяется в рублях без привязки к какому-либо периоду времени — единовременные затраты.[23]
Однако более капиталоемкий вариант обладает более совершенной технологией, благодаря чему издержки производства по этому варианту И, меньше, чем в более дешевом варианте, где ежегодно потребуются эксплуатационные расходы в размере И2, т. е. И1< И2, а И2 – И1 = ΔИ (экономия издержек в первом варианте по сравнению со вторым). Издержки производства вычисляются, как правило, за год и имеют размерность руб/год.
Очевидно, отношение капиталовложений к издержкам даст размерность: руб/руб/год = год, следовательно, определит некий сравнительный период времени Тср, измеряемый в годах.
Все эти показатели можно привести в следующее соотношение:
(в годах)(1.13)
(в годах)(1.14)
Показатель Тф, называемый сравнительным сроком окупаемости, отвечает на вопрос: за какое время окупятся дополнительные капиталовложения в более капиталоемкий вариант инвестирования по сравнению с менее капиталоемким за счет экономии Эксплуатационных расходов, которую эти дополнительные капиталовложения обеспечивают. Если этот срок меньше, чем величина нормативного срока окупаемости Тн, то стоит идти на дополнительные капиталовложения; если больше — не стоит, следует отдать предпочтение варианту с меньшими капитальными затратами.
Долгое время оставался неясным вопрос о величине нормативного срока окупаемости. Впервые в качестве единого норматива, сначала для энергетики, а затем и для большинства отраслей хозяйства, этот срок чисто экспертно был определен в размере 8 лет. Позже выяснилось, что срок в 8 лет соответствует: 1) среднему времени от возникновения научно-технической идеи до ее воплощения «в металле»; 2) среднему сроку «старения» (устаревания) новой техники. Последнее обстоятельство особенно важно, поскольку если дополнительные капиталовложения не окупаются за принятый нормативный срок, то на них не следует идти ввиду того, что новая техника (очевидно, примененная в этом более капиталоемком варианте) через 8 лет уже устареет. Однако по мере ускорения научно-технического прогресса и более быстрого старения новой техники этот норматив был изменен и принят равным 6,7 г. (дробность этой величины станет понятной после рассмотрения показателя «коэффициент экономической эффективности»). Позднее в некоторых отраслях материального производства ввели свои отраслевые критерии. Так, для оценок в радиоэлектронике, особенно при производстве электронно-вычислительной техники, нормативные сроки окупаемости последовательно снижались — 4, 3, 2,5 и 2 года. Это было вызвано быстрым развитием электроники и соответственно быстрым старением некогда новых компьютеров.[23]
В условиях рыночной экономики для оценок на предпроектной и проектной стадиях исследований рекомендуется принимать величину обратной современному банковскому проценту по кредитам или проценту средней доходности по ценным бумагам (правомерность этого также станет понятной из последующих рассуждений). Применение этого метода целесообразно пояснить на примере (в этом и последующих примерах все цифры — условные).
Коэффициент экономической эффективности
В некоторых случаях удобнее вычислять отношение не дополнительных капиталовложений к обеспечиваемой ими экономии годовых издержек, а наоборот, отношение экономии издержек к дополнительным капиталовложениям. Такой показатель был назван коэффициентом экономической эффективности (фактическим — Еф) и по определению он является величиной, обратной сравнительному сроку окупаемости.
(руб/год) (1.15)
Коэффициент экономической эффективности показывает величину экономии эксплуатационных расходов (издержек производства), которую даст каждый дополнительно вложенный рубль инвестируемых средств.
Размерность этого показателя, если произвести алгебраические сокращения, представится как 1/год = год-1, т.е. не будет иметь никакого практического смысла. Поэтому ее следует принимать без сокращений — руб/год/руб, либо, как принято на практике, в долях единицы или в процентах.
Коэффициент является обратным по отношению к сроку окупаемости. Нормативный коэффициент экономической эффективности в разное время принимался равным 0,12 (при Тн = 8 годам Ен = 1/8=0,125, однако третий знак после запятой был отброшен как лишний, ввиду превышения доверительной точности технико-экономических расчетов). Затем он был установлен в размере 0,15 (тогда Тн = 1/0,15 = 6,7 года — вот откуда дробная величина этого норматива).[23]
Если вспомнить, что прибыль m является разницей между суммой реализации R и издержками производства И
m= R-И, (1.16)
Тогда коэффициент экономической эффективности можно представить в виде соотношения:
(1.17)
Это соотношение, во-первых, показывает, сколько рублей прибыли может быть получено на каждый рубль дополнительных капиталовложений, т.е. определяет доходность этого (в данном случае — дополнительно вложенного) капитала, а во-вторых, в данной интерпретации коэффициент экономической эффективности полностью идентичен показателю рентабельности капиталовложений.
Очевидно, в качестве нормативного коэффициента экономической эффективности здесь с полным основанием может использоваться средняя величина доходности капитала в соответствующий период времени — средний дивиденд по акциям и ценным бумагам или, как наиболее известный показатель — средний банковский процент (по депозитам или по кредитам) — р. Отсюда может быть определена для каждого периода времени разная величина
Ен = р,(1.18)
Нормативный сравнительный срок окупаемости
Тн= (лет) (1.19)
Приведенные затратыМетоды оценки по сравнительному сроку окупаемости и коэффициенту экономической эффективности предусматривают сопоставление всего лишь двух вариантов инвестирования. На самом деле таких вариантов может быть значительно больше.
И2+ЕнК2=И1+ЕнК1 (1.20)
Очевидно, это равенство действительно только для частного случая — для равноэкономичных вариантов (по условию данных преобразований). В большинстве случаев будет иметь место неравенство:
И2+ ЕНК2 ≠ И1 + ЕнК1 или И2 + ЕНК2≤И1 + ЕНК1
При этом более экономичным является вариант инвестирования, у которого сумма годовых издержек И и капиталовложений К, помноженных на нормативный коэффициент экономической эффективности Ен, будет наименьшей. Тогда критерий эффективности:
З=И=ЕнК→min(1.21)
Этот показатель получил название «приведенные затраты», а произведение ЕнК — «приведенные капиталовложения».[23]
Следовательно, приведенные затраты — это сумма издержек производства и приведенных капиталовложений, критерием эффективности того или иного варианта инвестирования является минимум приведенных затрат.
Общий срок окупаемости
Окупаемость капиталовложений (инвестиций) на построенных и действующих предприятиях или, с финансовой точки зрения, возвратность вложенных средств происходит за счет прибыли как конечного результата производственно-хозяйственной деятельности. Прибыль «брутто» mб не учитывает налога и обязательные платежи Н. Чистая прибыль или прибыль «нетто» mч равна:
mч = mб -Н.(1.22)
Соответственно этим видам прибыли можно рассматривать абсолютный (общий) срок окупаемости капиталовложений (инвестиций) К за счет прибыли «брутто» — Таи «нетто» (чистой прибыли) — Та(ч)):
;(1.23)
(1.24)
Общий (абсолютный) срок окупаемости отвечает на вопрос: за сколько лет капиталовложения (инвестиции) окупятся, т.е. вернутся инвестору, за счет прибыли? Критерием для технико-экономической оценки здесь выступает нормативный общий (абсолютный) срок окупаемости Тн(а): если окупаемость ниже или равна этой величине, капиталовложения (инвестиции) оправданы; если выше — нецелесообразны. Очевидно также, что эти нормативы должны быть различными при исчислении срока окупаемости по прибыли «брутто» и по прибыли «нетто», поскольку в первом случае оценивается государственная (общая для всей национальной экономики) эффективность, где не учитывается факт налогообложения, а во втором — для конкретного случая инвестирования.[23]
Рентабельность капиталовложенийНаиболее известным и распространенным оценочным показателем является рентабельность предстоящих (проектируемых) капиталовложений (инвестиций) или рентабельность производственных фондов действующего предприятия.
Величина рентабельности капиталовложений rк обратна общему (абсолютному) сроку окупаемости и равна:
rк=(1.25)
При расчете этого показателя по величине чистой прибыли вычисляется рентабельность «нетто» («чистая» рентабельность):
rк(ч)= (1.26)
Рентабельность капиталовложений показывает, какую прибыль дает каждый вложенный рубль инвестированных средств. При оценках по этому показателю эффективность инвестиций доказана, если его величина больше или равна нормативу (rн); и вложение капитала неэффективно, если рентабельность ниже нормативной (rн). Выявление этой нормативной величины может производиться несколькими путями:
1) в качестве норматива может приниматься устоявшаяся рентабельность предприятия (производства), куда предполагается вложить средства;
2) принимается среднестатистическая величина среднеотраслевой (подотраслевой) рентабельности аналогичных производств;
3) если эти величины неизвестны, для оценки может использоваться средний процент доходности по банковским депозитам или ценным бумагам — rн = р.
В последнем случае норматив тот же, что и при сравнительных оценках, и это не случайно, поскольку, как уже отмечалось, экономическая сущность показателей сравнительной и общей эффективности одинакова.
Рентабельность производстваВ процессе производственно-хозяйственной деятельности зарабатывают прибыль не только производственные фонды. Весь процесс производства можно рассматривать как соединение трех взаимодействующих компонентов, каковыми являются: средства труда; предметы труда; сам труд — рабочая сила; экономическое выражение — фонд оплаты труда.
Поскольку прибыль возникает как общий результат производственно-хозяйственной деятельности, в качестве оценочного принят показатель рентабельности производства:
rn=(1.27)
Этот показатель так же, как рентабельность капиталовложений и производственных фондов, может рассчитываться по балансовой и по чистой прибыли:
rn(ч)= (1.28)
Рентабельность производства показывает, сколько рублей прибыли приходится на каждый рубль текущих затрат или сколько прибыли приносит каждый, истраченный в процессе производства рубль.[23]
Учет изменения во времени приведенных затратПри оценках экономической эффективности инвестиций, растянутых во времени, по показателю приведенных затрат также необходимо учесть фактор времени, т. е. требуется рассчитать ущерб от замораживания капитала; оценить возможную доходность денежных средств, ежегодно расходуемых на эксплуатацию (издержек производства), если бы их сумма была бы положена в банк или пошла бы на приобретение ценных бумаг.
В общем виде такой расчет возможен по формуле
З∑=∑Зt (1+P)T-t,(1.29)
где З, — приведенные затраты за год t; З∑ — приведенные затраты за весь период Т.
Однако, поскольку в их составе содержатся разнокачественные деньги — единовременно вкладываемые (капиталовложения) и ежегодно расходуемые (издержки), которые следует учитывать соответственно по кредитным и по депозитным банковским ставкам, вероятнее всего, что банковский процент р для них будет разным: по кредитам рк и по депозитам рд.
Попытаемся расшифровать и преобразовать формулу (1.29):
З∑ = ∑Зt (1+P)T-t =∑(Иt +EнКt) • (1+р)T-t(1.30)
З∑ = ∑(Иt (1+рд)T-t +EнКt • (1+рк)T-t).(1.31)
Экономический смысл выражения (1.29) следует интерпретировать так: для учета разновременности инвестирования приведенные затраты, поскольку в них присутствуют ежегодные расходы по эксплуатации, рекомендуется вычислять исходя из того, что суммы текущих годовых затрат могли бы быть положены в банк под процент рд, а ежегодные инвестиции — под рк (или учитываться по этой же ставке как заемные средства).[23]
Несколько иной подход изложен в учебнике Рогалева Н.Д.
Оценка экономической эффективности инвестиций в реконструкцию и техническое перевооружение энергетических объектов
Оценка эффективности инвестиций в развитие производства проводится с использованием экономических критериев, которые должны включать в себя такие виды эффекта, как экономический, социальный, политический, стратегический. Они могут рассматриваться как в стоимостной, так и в нестоимостной форме.
Принципиальных различий в оценке эффективности инвестиций в повое строительство или реконструкцию не существует.
Целью реконструкции действующих энергообъектов может быть:
1) уменьшение потребности во вводе в эксплуатацию новых энергообъектов и благодаря этому экономия капиталовложений;
2) улучшение технико-экономических показателей действующих энергообъектов: снижение удельного расхода топлива на выработку электроэнергии и тепла; уменьшение потребности энергии на собственные нужды; снижение потерь в ЛЭП; повышение надежности работы оборудования; сокращение количества персонала;
3) увеличение располагаемой мощности;
4) повышение маневренности работы оборудования;
5) снижение удельных расходов топлива;
6)улучшение социальных и экологических факторов: улучшение условий труда, снижение вредных выбросов.
Интересы заказчика и инвестора при проведении реконструкции часто не совпадают. Для заказчика проведение реконструкции диктуется необходимостью иметь энергообъект требуемого технического уровня. Основная задача — выбор наилучшего варианта на основе многокритериальной оценки.
Инвестор, как правило, предъявляет только экономические требования. Для инвестора оптимальный вариант должен иметь максимальную доходность и минимальный срок возврата капитала.[20]
В качестве альтернативных рассматриваются варианты до реконструкции объекта с учетом выполнения условии сопоставимости. По каждому варианту определяются: капиталовложения, стоимость основных средств, величина эксплуатационных издержек.
Критерием экономической эффективности инвестиций в реконструкцию энергообъекта при рассмотрении альтернативных вариантов является минимум дисконтированных затрат за расчетный период, который складывается из времени проведения реконструкции объекта, периода выхода на режим нормальной эксплуатации и периода нормальной эксплуатации реконструируемого объекта.
Суммарная величина дисконтированных затрат:
Зрек=∑ Зi (1.32)
где т — число составляющих затрат; 3i — дисконтированные затраты в определенные мероприятия, которые обеспечивают работу объекта при условии сопоставимости по следующим признакам: по располагаемой электрической и тепловой мощности потребителя, по величине годового отпуска электроэнергии и теплоэнергии потребителю, по уровню цен и тарифов, по воздействию на окружающую среду.
31 — затраты непосредственно в энергообъект рассчитываются по формуле
З1=∑(Кt + Иt’ – Kлик t) (1+E)-t (1.33)
где Кt — величина инвестиций в год ; Иt’ — суммарные эксплуатационные издержки без амортизационных отчислений; Kлик t —ликвидационная стоимость объекта; Е — норма дисконтирования.
При выборе нормы дисконтирования Е ориентируются:
а)на усредненный показатель доходности акций;
б)на существующие ставки по кредитам;
в)на субъективные оценки.
32 — затраты в железнодорожный транспорт, автомобильные дороги, газопроводы, внешние коммуникации. Эти затраты рассчитываются аналогично 31.
З3 — затраты в строительство ЛЭП, тепловых сетей, вызванные приростом электроэнергии и теплоэнергии, рассчитываются по формуле аналогичной 31.
З4 — затраты, связанные с выравниванием варианта по энергетическому эффекту — по мощности и энергии у потребителя:
З4=∑∆ЭtЦэ (1+Е)-t (1.34)
Где ∆Эt - разница в отпуске электрической энергии по альтернативным вариантам; Цэ -стоимость перетока электроэнергии.
35 — затраты, вызванные простоем реконструируемого оборудования и соответствующим восполнением недоотнуска энергии потребителю. Восполнение электроэнергии связано с покупкой или снижением продаж электроэнергии в смежную энергосистему:
35=∑∆Эtрек (Цэ - Цтbээ)(1+Е)-t (1.35)
где ∆Эtрек - суммарный годовой недоотпуск электроэнергии в период реконструкции;
Цэ - стоимость покупной или продаваемой электроэнергии; Цт - стоимость топлива на реконструируемом объекте;
bээ - удельный расход топлива на производство электроэнергии на реконструируемом объекте.[20]
З6 — затраты, связанные с выравниванием вариантов по надежности из-за разных простоев основного энергооборудования при авариях.
В варианте с меньшей надежностью учитываются затраты на дополнительную резервную мощность:
З6=∑(Кt + Иt’) (1+E)-t(1.36)
Где Иt’ - эксплуатационные издержки без амортизации по содержанию дополнительной резервной мощности; Кt — капитальные вложения в резервную мощность.
В качестве альтернативы затратам 36 могут быть приняты затраты по покупке резервной мощности в соседних энергосистемах.
37 - затраты, учитывающие остаточную стоимость основных средств реконструируемых объектов:
37=[Kб(1-λТсл) - Клик - ТцИк.р] (1+Е)-t (1.37)
Где Kб — балансовая стоимость основных средств; λ — годовая норма амортизации;
Тсл - срок службы основных средств; Клик - ликвидационная стоимость, по которой продается оборудование; Тц — ремонтный цикл; Ик.р — издержки на капитальный ремонт.
38 — затраты, учитывающие разный срок службы альтернативных вариантов (выравнивание по сроку эксплуатации).
Если сравниваемые варианты различаются по сроку эксплуатации, то при расчете вариантов, имеющих меньший срок эксплуатации, чем максимальный, необходимо учитывать дисконтированные затраты, связанные с вводом тепловой и электрической мощности для обеспечения условий сопоставимости по производственному эффекту:
38=∑ (Кt + Иt’ - Клик ) (1+Е)-t (1.38)
З9 — дополнительные затраты по доведению выбросов действующей станции до уровня, не превышающего нормативных значений. Рассчитывается аналогично 31.
Для оценки финансово-экономической эффективности необходимо рассматривать интересы инвестора и заказчика.[20]
При выборе наилучшего варианта реконструкции заказчик принимает решение на основе расчетов сравнительной экономической эффективности капитальных вложений по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат.
Прирост прибыли при реконструкции вычисляется как разность величин полученной прибыли до и после проведения реконструкции от реализации энергетической продукции:
∆Прек=П2-П1=∑П2i - ∑ П1i= ∑∆Пi (1.39)
Где П1 и П2— прибыль на рассматриваемом объекте до и после реконструкции;
П2i и П1i — то же за счет реализации i-го вида продукции; ∆Пi — прирост прибыли по i-ой продукции; п — число видов продукции:
∆Пi=(Ор2i - И2i) – (Ор1i – И1i) (1.40)
При производстве электроэнергии (оплата по двухставочному тарифу) и теплоты (по одноставочпому) прирост прибыли рассчитывается по формуле:
∆Пээ=(Nуст + ∆N) (1- λсн2 )[a + h2(b – sээ2)] - Nуст(1- λсн1)[ a + h1(b – sээ1)] (1.41)
Где Nуст — мощность до реконструкции; ∆N — прирост мощности в результате реконструкции; λсн1 и λсн2 — коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды до и после реконструкции; a,b — основные и дополнительные ставки двухставочного тарифа; sээ1 и sээ2 — себестоимость отпущенной электроэнергии до и после реконструкции; h1 и h2— число часов использования установленной мощности до и после реконструкции.
Аналогично можно рассчитать прирост прибыли от производства дополнительной теплоты:
∆Птэ=(Nуст + ∆N)(h2-h1)(b-sтэ) (1.42)
Где sтэ — топливная составляющая себестоимости электрической энергии на существующей электростанции.[20]
Для конкретных проектов реконструкции прирост прибыли может определяться по-разному:
1.Если основные фонды энергообъекта имеют практически полный физический и моральный износ и дальнейшая эксплуатация объекта без реконструкции невозможна, то под результатом проекта реконструкции понимается стоимость всей продукции, вырабатываемой на реконструированном объекте.
2. Если цель реконструкции — улучшение технико-экономических показателей эксплуатации действующих достаточно новых основных средств, то в качестве результата может быть принят прирост прибыли от эксплуатации реконструируемого объекта за счет снижения издержек.[3]
3. Возможны случаи «вынужденной» реконструкции, т.е. вызванные внешними факторами, не зависящими от состояния оборудования рассматриваемого энергообъекта, например переход электростанции на сжигание другого вида топлива или изменение параметров тепловой нагрузки промышленного объекта, В этом случае прироста прибыли может и не быть,
К случаям «вынужденной» реконструкции можно отнести реконструкцию энергообъекта по доведению экологических показателей его эксплуатации до современных нормативов. В этом случае результатом является снижение затрат на возмещение ущерба от загрязнения окружающей среды.[14]
Учет инфляции при оценке эффективности инвестиционных проектов
Инфляция во многих случаях существенно влияет на величину эффективности ИП, условия финансовой реализуемости, потребность в финансировании и эффективность участия в проекте собственного капитала. Это влияние особенно заметно для проектов с растянутым во времени инвестиционным циклом (например, в добывающей промышленности) или требующих значительной доли заемных средств, или реализуемых с одновременным использованием нескольких валют. Поэтому при оценке эффективности инфляцию следует учитывать. Помимо этого, инфляция должна учитываться при исследовании влияния на реализуемость и эффективность проектов неопределенности и риска.
Учет инфляции осуществляется с использованием:
- общего индекса внутренней рублевой инфляции, определяемого с учетом систематически корректируемого рабочего прогноза хода инфляции;
- прогнозов валютного курса рубля;
- прогнозов внешней инфляции;
- прогнозов изменения во времени цен на продукцию, а также прогнозов изменения уровня средней заработной платы и других укрупненных;
- прогноза ставок налогов, пошлин, ставок рефинансирования ЦБ РФ и других финансовых нормативов государственного регулирования.[20]
Показатели, описывающие инфляцию
Для описания влияния инфляции на эффективность ИП используются следующие показатели:
- общий индекс инфляции за период от начальной точки (точки 0, в качестве которой можно принять момент разработки проектной документации, начало или конец нулевого шага, момент приведения t0, начало нулевого шага или иной момент) до конца m-го шага расчета GJ(tm,0) или GJm (базисный общий индекс инфляции). Он отражает отношение среднего уровня цен в конце m-го шага к среднему уровню цен в начальный момент времени. Если в качестве начальной точки принят конец нулевого шага, GJ0 = 1;
- общий индекс инфляции за m-й шаг Jm, отражающий отношение среднего уровня цен в конце шага m-1(цепной общий индекс инфляции). Если в качестве начальной точки принято начало нулевого шага, GJ0=J0;
- темп (уровень, норма) общей инфляции за этот шаг im, выражаемый обычно в процентах в год (или месяц);
- средний базисный индекс инфляции на m-м шаге MJm, отражающий отношение среднего уровня цен в середине m-го шага к среднему уровню цен в начальный момент.
Аналогичными показателями характеризуется изменение цен на отдельные виды товаров и услуг. Через GJk(tm,0) и Jk(tm)=Jkm обозначаются соответственно базисный и цепной индексы цен на k-й продукт (услугу, ресурс).
Разновидностью индексов цен является индекс переоценки основных фондов, отражающий изменение балансовой и остаточной стоимости фондов при периодически (по существующим правилам – один раз в год) проводимой их переоценке (необходимость учета переоценки обусловлена, в частности, тем, что она влияет на стоимость имущества, размеры амортизации и другие важные показатели проекта). Различаются цепной индекс переоценки, отражающий увеличение стоимости фондов при данной переоценке, и базисный индекс, отражающий аналогичное изменение по сравнению со стоимостью в начальной точке. В расчетах эффективности могут использоваться как усредненные, так и дифференцированные по видам основных фондов индексы переоценки.
Инфляция называется равномерной, если темп общей инфляции im не зависит от времени (при дискретном расчете - от номера m-го шага).
Величины индексов и темпов инфляции зависят от вида используемой валюты (рубли или какой-либо вид инвалюты).[11]
Для многовалютных проектов дополнительно необходимо знать базисные GJc(tm,0) либо цепные Jc(tm) индексы (или темпы) изменения валютного курса для всех шагов расчета m или, что эквивалентно, индексы внутренней инфляции иностранной валюты для этих шагов. Базисный индекс внутренней инфляции иностранной валюты определяется формулой
, (1.43)
где GJ(t,0) – базисный общий индекс рублевой инфляции;
GJ$(t,0) – базисный индекс роста валютного курса для валюты данного вида;
GJc(t,0) – базисный индекс инфляции инвалюты данного вида.
Если в эту формулу вместо базисных индексов подставить цепные, получится формула для цепных индексов внутренней инфляции иностранной валюты:
. (1.44)
Если для некоторого шага расчета m этот индекс равен единице, изменение валютного курса на этом шаге соответствует соотношению величин рублевой и валютной инфляций; если он больше единицы, рост валютного курса отстает от этого отношения (валютный курс растет медленнее, чем внутренние цены по отношению к внешним); если он меньше единицы, рост валютного курса опережает рост внутренних цен (по отношению к внешним).[20]
В расчетах чаще всего используются следующие свойства индексов инфляции:
, (1.45)
. (1.46)
Кроме того, в предположении, что im постоянен внутри m-го шага, можно получить соотношения
, (1.47)
где Dm – длительность m-го шага в годах (если продолжительность шага меньше года, Dm – дробная величина) и
. (1.48)
В соответствии с (1.45) базисный индекс переоценки основных фондов рассчитывается как произведение предшествующих цепных индексов.
Для учета неоднородности инфляции удобно ввести базисные коэффициенты неоднородности (GNkm) и коэффициенты неоднородности темпов роста цен (nkm) для каждого (k-го) продукта на каждом шаге (m).[25]
Для рублевых цен
; (1.49)
для валютных цен
; (1.50)
Инфляция называется однородной, если темпы (и, следовательно, индексы) изменения цен всех товаров и услуг зависят только от номера шага, но не от характера товара или услуги. При однородной инфляции значения коэффициентов неоднородности для каждого продукта, а также цепных индексов внутренней инфляции инвалюты равны единице для любого шага. Если для какого-либо шага и/или продукта эти условия нарушаются, инфляция называется неоднородной.[20]
Конкретный вид зависимости между коэффициентами GNcm и nkm [(1.49) и (1.50)] обусловлен выбором начальной точки. Если в качестве ее берется конец нулевого шага, эта связь имеет следующий вид:
(1.51)
где Im и GJm – темп и общий индекс инфляции (рублевой или валютной) на шаге m, а nkm и GNkm – коэффициенты неоднородности (также рублевой или валютной) темпов роста цен и интегральный (оба для продукта K) на том же шаге.
Если прогноз инфляции известен на весь расчетный период, то заданными являются общие индексы (или темпы) рублевой и валютной инфляции, индексы (или темпы) роста валютного курса (или индексы внутренней инфляции иностранной валюты) и коэффициенты неоднородности для всех продуктов.
Известными считаются также прогнозы «текущих» (без учета инфляций) цен на продукты. [2]
В этом случае по прогнозным индексам инфляции и коэффициентам неоднородности следует по формулам (1.49), (1.50) определить индексы цен на каждый k-й продукт для всех шагов (m), и на основании этого рассчитать прогнозные цены (Цckm) на все (k-е) продукты на начало каждого (m-го) шага, например, если известны базисные коэффициенты неоднородности, то:
для рублевых цен
, (1.52)
Для валютных цен:
, (1.53)
где - прогнозная, а - фиксированная (при отсутствии инфляции) рублевые цены на k-й продукт на m-м шаге;
и - то же для валютных цен.
Для того чтобы учесть влияние инфляции на показатели эффективности проекта “в целом”, следует методами, описанными в предыдущих главах, с использованием вычисленных прогнозных цен построить рублевую и валютную составляющие денежных потоков в прогнозных ценах, после чего привести их к единому (итоговому) потоку, выраженному в прогнозных ценах (jс(m)), используя прогнозный валютный курс. Единый (итоговый) поток следует выражать в той валюте, в которой в соответствии с требованиями инвестора необходимо оценить эффективность проекта. Как правило, в российских условиях такой валютой являются рубли.[14]
На основании полученного потока в прогнозных ценах строится денежный поток в дефлированных ценах по формуле
(1.54)
Если единый поток (jс(m)) выражен в рублях, и если единый поток (jс(m)) выражен в инвалюте.
(1.55)
Виды влияния инфляции. Рекомендации по прогнозу инфляции
Для практического расчета полезно следующим образом классифицировать виды влияния инфляции:
- влияние на ценовые показатели;
- влияние на потребность в финансировании;
- влияние на потребность в оборотном капитале.
Первый вид влияния инфляции практически зависит не от ее величины, а только от значений коэффициентов неоднородности и от внутренней инфляции иностранной валюты.
Второй вид влияния зависит от неравномерности инфляции (ее изменения во времени). Наименее выгодной для проекта является ситуация, при которой в начале проекта существует высокая инфляция (и, следовательно, заемный капитал берется под высокий кредитный процент), а затем она падает.
Третий вид влияния инфляции зависит как от ее неоднородности, так и от уровня. По отношению к этому виду влияния все проекты делятся на две категории (в основном в зависимости от соотношения дебиторской и кредиторской задолженностей). Эффективность проектов первой категории с ростом инфляции падает, а второй – растет.[15]
В связи с изложенным можно рекомендовать следующий порядок прогноза инфляции:
- установить, к какой категории, первой или второй, относится проект;
- если приняты меры для уменьшения влияния инфляции на потребность в финансировании, то для проектов второй категории следует использовать минимально возможный уровень инфляции (например, производить расчет в текущих ценах). Для проектов первой категории из всех обоснованных прогнозов инфляции следует выбирать максимальный;
- если такие меры не приняты, то наряду с описанными предельными прогнозами инфляции необходимо рассмотреть сценарии, связанные с наиболее быстрым (из реально-прогнозируемых) снижением инфляции от принятой максимальной до принятой минимальной величины;
- оценить нижний предел возможных изменений одной из характеристик изменения валютного курса (например, цепных индексов внутренней инфляции иностранной валюты, в том числе из соображений соотношения долларовых цен на продукцию: по проекту и существующих внутри страны и за рубежом).
Помимо этого, финансовая реализуемость и эффективность проекта должна проверяться при различных уровнях инфляции в рамках оценки чувствительности проекта к изменению внешних условий.
При прогнозе инфляции следует учитывать официальные сведения, а также экспертные и прочие оценки, учитывающие дефлятор ВНП, и индексы цен по достаточно большой “корзине” постоянного состава.[15]
Таким образом, инвестирование представляет собой один из наиболее важных аспектов управления предприятием. Для планирования и осуществления инвестиционной деятельности особую важность имеет предварительный анализ, который проводится на стадии разработки инвестиционных проектов и способствует принятию разумных и обоснованных управленческих решений.
Главным направлением предварительного анализа является определение показателей возможной экономической эффективности инвестиций, т.е. отдачи от капитальных вложений, которые предусматриваются проектом.
Экономическая эффективность инвестиционного проекта — это категория, отражающая соответствие инвестиционного проекта целям и интересам его участников.
Поскольку объекты энергетики являются специфическими и многообразными, при оценке экономической эффективности инвестиционных проектов для энергетических объектов необходимо учесть их специфику. Оценка инвестиционных проектов строительства, расширения, реконструкции или технического перевооружения электроэнергетических объектов определяется технологическими особенностями этих объектов, а также системной спецификой совместной работы объектов электроэнергетической отрасли. К этим системным особенностям относятся:
1. Непрерывность и одновременность процессов производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии.
2. Сильная технологическая зависимость функционирования и эффективной работы всех отраслей экономики страны от бесперебойного и полного удовлетворения их потребностей в энергии.
3. Высокая частота протекания процессов, отсюда повышенные требования к автоматизации управления энергетическими установками.
Глава 2. Анализ современного состояния предприятия
2.1 Общая характеристика предприятия
Среднеуральская ГРЭС (СУГРЭС) является градообразующим предприятием и находится в центре энергетических нагрузок Урала. Она является одной из крупнейших электростанций Свердловской области и входит в состав ОАО «ОГК-5», основным акционером которой является итальянская компания Enel, которой принадлежат более 55% акции ОАО «ОГК-5». Генератор ОГК-5 стал первой частной компанией в российской энергетике, выделившись 4 сентября 2007 года (одновременно с ТГК-5) из структуры демонтирующегося РАО «ЕЭС России». Почтовый адрес: 624070, г. Среднеуральск Свердловской области, ул. Ленина,2. Основными направлениями хозяйственной деятельности Среднеуральской ГРЭС являются:
- производство электрической энергии;
- производство тепловой энергии;
- производство химически очищенной воды для подпитки теплосети.
В настоящее время установленная электрическая мощность электростанции 1181,5 МВт, в том числе мощность ГТРС 11,5 МВт, располагаемая тепловая мощность 1 327 Гкал, производительность водоподготовки 5 200 т/час.
На Среднеуральской ГРЭС для выработки энергии используются 2 вида топлива: основное – природный газ, резервное – мазут. Мазут составляет около 1,5 - 5% в общем балансе топлива.
Решение о строительстве электростанции на берегу Исетского озера было принято Энергоцентром в 1930 году в рамках выполнения плана ГОЭЛРО.
Первая очередь построена в период с 1936 по 1949 гг, оснащена энергоагрегатами, работающими на среднем давлении, в том числе пятью котлоагрегатами паропроизводительностью 180-200 т/час, двумя турбоагрегатами АК-50 модернизированными в теплофикационный тип и турбоагрегатами Р-22 «Сименс – Шукерт». Кроме того, на первой очереди установлены пиковые бойлера производительностью 200 Гкал/час для нужд теплофикации.[17]
Установленная электрическая мощность 1-ой очереди – 78 МВт.
Располагаемая тепловая мощность 1-ой очереди – 667 Гкал.
Вторая очередь построена в период с 1963 по 1966 гг, оснащена двумя теплофикационными турбинами Т-100-300 Уральского турбомоторного завода, тремя котлоагрегатами ТГМ-96 Таганрогского завода «Красный котельщик» и одной предвключенной турбиной Р-38. Отработанный пар турбины Р-38 используется для питания турбин среднего давления первой очереди параллельно с котлоагрегатами среднего давления. Тепловая схема выполнена с поперечными связями по всем потокам и имеет связь с тепловой схемой первой очереди.
Установленная электрическая мощность 2-ой очереди – 238 МВт.
Располагаемая тепловая мощность 2-ой очереди – 360 Гкал.
Одновременно на первой и второй очередях введен в эксплуатацию мощный комплекс для теплофикации Екатеринбурга, Верхней Пышмы, Среднеуральска, обеспечивающий отпуск 1027 Гкал тепловой энергии и 6000 т/час горячей воды с температурой 70-160 °С на горячее водоснабжение. Теплоснабжение этих городов осуществляется через уникальную систему дальнего теплоснабжения, протяженностью 25 км.
Третья очередь построена за период с 1967 по 1970 гг, оснащена тремя блоками 300 тыс.кВт с турбинами К-300-240 ЛМЗ и котлоагрегатами ТГМП-114. В 1996 году энергоблок №11 переведен в теплофикационный тип. В результате этого за счет увеличения тепловой нагрузки электрическая мощность была снижена до 277 МВт. В 2004 году после завершения работ по реконструкции и модернизации энергоблок №10 был также переведен в теплофикационный по типу энергоблока №11. Кроме того, на 10 энергоблоке введена в эксплуатацию автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП), которая выполнена на базе программно-технического комплекса (ПТК) «Телеперм МЕ», производства фирмы «Siemens», поставки АО «Интеравтоматика».
Установленная электрическая мощность 3-ей очереди – 854 МВт.
Располагаемая тепловая мощность 3-ей очереди – 300 Гкал.
В 2003 г состоялся пуск газотурбинной расширительной станции (ГТРС). Она предназначена для выработки электроэнергии за счет использования энергии природного газа высокого давления, поступающего на электростанцию, при срабатывании его в газовой утилизационной турбине.
В состав ГТРС входит газовая утилизационная турбина ТГУ-11, электрический генератор Т-12-2УЭЗ, система подогрева газа с двумя подогревателями газа. Для резервирования газоснабжения в случаях аварийных или плановых остановок турбины выполнен газорегулирующий пункт (ГРП) с тремя регулирующими и пусковой нитками. Вышеперечисленное оборудование размещено в отдельно стоящем здании на расстоянии 700 метров от главного корпуса ГРЭС.
Подогрев теплоносителя (сетевой воды) для подогревателей газа осуществляется в теплофикационных водяных экономайзерах, устанавливаемых в конвективные шахты котлов энергоблоков №№ 9, 11. Для организации циркуляции сетевой воды в главном корпусе монтируются два сетевых насоса СЭ-500-70 и промежуточный бак.
На ГТРС установлена такая же автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП) как и на энергоблоке №10, также выполненная на базе программно-технического комплекса (ПТК) «Телеперм МЕ» производства фирмы «Siemens» (поставка АО «Интеравтоматика»). В состав комплекса входят три шкафа контроллеров AS-220, панель местного щита управления со встроенной рабочей станцией управления на базе промышленной ЭВМ. Установлены два релейных и два кроссовых шкафа для связи с датчиками параметров и схемами дистанционного управления, два источника бесперебойного питания. Для управления с БЩУ предусмотрены две рабочие станции на базе промышленных мини-ЭВМ. Так как технологическое оборудование и рабочие места оператора расположены в зданиях, удаленных друг от друга на 700 метров, контроллеры и рабочие станции размещены также в двух зданиях. Организованы две локальные сети, связь между которыми осуществляется по двум оптоволоконным линиям.
Для приготовления воды на технологические цели на Среднеуральской ГРЭС организован химический цех, который готовит воду для питания котлов – установка производительностью 400т/час для восполнения потерь конденсата в цикле всей станции, которая работает по схеме коагуляции – очистка на механических фильтрах – трехступенчатое HOH ионирование; а также для подпитки теплосети – установка производительностью 5200 т/час для механического осветления и химической обработки воды, поступающей на теплоснабжение. Источником водоснабжения для приготовления обессоленной воды для питания котлов является Исетское озеро. Для подпитки теплосети используется вода, поступающая из Волчихинского водохранилища.
Система технического водоснабжения оборотная с прудом – охладителем, образованным в истоке реки Исеть. Площадь пруда 25 квадратных километров. Подача воды на первую очередь происходит через водозаборное устройство по самотечному каналу к циркуляционным насосам, установленным непосредственно у турбогенераторов. Циркуляционной водой для второй очереди служит сбросная вода с конденсаторов первой очереди, забираемая из сбросного циркуляционного водовода.
Главная схема электрических соединений Среднеуральской ГРЭС включает в себя 10 блоков «генератор – трансформатор» и три распределительных устройства высокого напряжения 220, 110 и 35 кВ
На шины 110 кВ включено семь блоков, на шины 220 кВ - три блока. Связь между шинами 110 и 220 кВ осуществляется через автотрансформатор, который работает в блоке с турбогенератором № 7. Шины 35 кВ запитаны от третьих обмоток однофазных трехобмоточных трансформаторных групп турбогенераторов №1 и 2.
Распределительные устройства высокого напряжения открытого типа с двумя рабочими и одной обходной системами шин. Выключатели масляные типа У-220-10, У-110-8, МКП-35, разъединители РЛНД-220, РОН-110, РЗГ-35.
СУГРЭС может вырабатывать электроэнергию в 2-х режимах: теплофикационном и конденсационном.
Электрическая энергия выдается в энергосистему по десяти воздушным линиям напряжением 220 кВ, десяти линиям напряжением 110 кВ и трем линиям напряжением 35 кВ.
Среднеуральская ГРЭС поставляет тепловую энергию в ОАО «ТГК-9», которая доводит ее до потребителей городов Верхней Пышмы, Екатеринбурга, Березовского и в ООО «Теплоцентраль» для обеспечения теплоэнергией г.Среднеуральска. Свыше 90% поставок тепла потребляет бытовой сектор и около 4 % промышленные предприятия.
После вхождения Среднеуральской ГРЭС в ОАО «ОГК – 5» был выведен из состава ГРЭС ремонтно-строительный цех в самостоятельное предприятие филиал «РСП» ОАО «ОГК – 5» и автогараж.
С 15.07.09 г. Из состава ГРЭС был выведен персонал, связанный с уборкой служебных и производственных помещений в клининговую компанию.
В настоящее время среднесписочная численность персонала Среднеуральской ГРЭС составляет 793 человека.[17]
Место СУГРЭС в системе станций
Таблица 2.1 - Станции Свердловской области
Станция Уст. Эл.мощность, МВт Доля от суммарной мощности станций,%Уст. Тепловая мощность
Гкал
Доля от суммарной мощности станций,% Нижнетуринская ГРЭС 284 3 510 5 Ново-Свердловская ТЭЦ 550 6 890 9 Богословская ТЭЦ 141 1 1045 11 Качканарская ТЭЦ 50 0,4 352 3 Красногорская ТЭЦ 121 1 1006 10,7 Первоуральская ТЭЦ 36 0,3 967 10,3 Свердловская ТЭЦ 36 0,03 1430 15 Верхотурская ГЭС 7 0,008 - - Свердловские тепловые сети - - 700 7 Рефтинская ГРЭС 3800 46 350 3 Верхнетагильская ГРЭС 1497 18 480 5 Серовская ГРЭС 526 6 220 2 Среднеуральская ГРЭС 1181 14 1387 14 Итого 8229 100 9337 100Ниже представленны диграммы, по которым можно проследить место Среднеуральской ГРЭС в системе станций региона в количественном соотношении по установленной тепловой и электрической мощности.
Рисунок 2.1 - Место СУГРЭС в системе по установленной эл. Мощности
Рисунок 2.2 - Место СУГРЭС в системе по установленной тепловой мощности
Исходя из данных, представленных в таблице 2.1. можно сделать вывод, что в процентном соотношении Среднеуральская ГРЭС занимает следующее место в системе станций области:
· По установленной электрической мощности – 14% от всех ГРЭС и ТЭЦ Свердловской области.
· По установленной тепловой мощности – 15% от всех ГРЭС и ТЭЦ Свердловской области.
Таким образом, можно сделать вывод, что филиал ОАО «ОГК-5» – Среднеуральская ГРЭС является крупным маневренным генерирующим объектом, который находится в 15 км от г. Екатеринбурга. Основное назначение – выработка электрической энергии и выдача ее по ВЛ – 35, 110 и 220 кВ; отпуск тепловой энергии на отопление и горячее водоснабжение потребителям городов: Екатеринбург, Верхняя-Пышма, Березовск и Среднеуральск. При этом по тепловой энергии необходимой для г. Екатеринбурга Среднеуральская ГРЭС покрывает до 50% от общего потребления, а по горячему водоснабжению до 38%, что еще раз подтверждает важную значимость СУГРЭС для области и ее дальнейшего развития.
Организационная структура предприятия приведена на рисунке 2.3. Данная структура характеризуется как линейно-функциональная, четырех уровневая структура. Линeйнo-фyнкциoнaльнaя cтpyктypa oбecпeчивaeт тaкoe paздeлeниe yпpaвлeнчecкoгo тpyдa, пpи кoтopoм линeйныe звeнья yпpaвлeния пpизвaны кoмaндoвaть, a фyнкциoнaльныe — кoнcyльтиpoвaть, пoмoгaть в paзpaбoткe кoнкpeтныx вoпpocoв и пoдгoтoвкe cooтвeтcтвyющиx peшeний, пpoгpaмм, плaнoв.
Достоинства этого вида структур:
- быстрое осуществление действий по распоряжениям и указаниям, отдающимся вышестоящими руководителями нижестоящим,
- рациональное сочетание линейных и функциональных взаимосвязей;
- стабильность полномочий и ответственности за персоналом.
- единство и четкость распорядительства;
- более высокая, чем в линейной структуре, оперативность принятия и выполнение решений;
- личная ответственность каждого руководителя за результаты деятельности;
- профессиональное решение задач специалистами функциональных служб. [16]
К основным недостаткам этой структуры можно отнести следующие:
- Дублирование функций руководителя и функциональных специалистов в процессе управленческой деятельности
- Недостаточная для больших предприятий, и предприятий, работающем на динамичном рынке, оперативность принятия решений
- Нежелание руководителей брать на себя ответственность за принимаемые решения
- Возникновение внутрипроизводственных барьеров, ограничивающих рамки заинтересованности функциональных подразделений в эффективном развитии производства
- Разногласия между линейными и функциональными службами;
- Противодействие линейных менеджеров работе функциональных специалистов
- Неправильное толкование информации, передаваемой линейным исполнителям функциональными менеджерами
Таким образом, отмечаемые недостатки лежат не в плоскости конкретной линейной организационной структуры управления, а в плоскости организации работ предприятия, и могут быть устранены заменой части бюрократических элементов. Но это будет уже некоторая производная организационная структура.
Кроме того, под линейно-функциональной структурой часто понимают структуру, в которой предприятие разделена на несколько независимых линейных структурных подразделений, каждое из которых выполняет свои определенные функции, например, маркетинг, производство, и т.д. В этом случае структура имеет характеристики и линейной, и дивизиональной структуры (в зависимости от уровня делегирования полномочий). [16]
Область применения линейно функциональной структуры управления:
· средние и крупные промышленные предприятия, проектно-конструкторские и исследовательские организации, производственные и научные подразделения с численностью 500-3000 человек;
· эффективны там, где аппарат управления выполняет часто повторяющиеся, стандартные процедуры, производство носит характер массового или крупносерийного производства.
В целом, для ГРЭС данная структура является отработанной и эффективной.
На рисунке 2.3. приведена организационная структура Среднеуральской ГРЭС.
На рисунке 2.4. приведена принципиальная схема Среднеуральской ГРЭС. На схеме четко выделены все три очереди станции, которые соответствуют периодам ее развития.
Рис.2.4 - Принципиальная схема Среднеуральской ГРЭС
Основные технико-экономические показатели работы СУГРЭС
Основные технико-экономические показатели работы СУГРЭС за период до 2010 года представлены ниже в таблице 2.2.
Так же представлена динамика изменения отпуска электроэнергии и теплоэнергии, коэффициента установленной мощности, удельного расхода топлива на производства электро- и теплоэнергии по СУГРЭС, себестоимость энергии. Некоторые показатели будут также представлены в следующих разделах.
Рисунок 3.
Таблица 2.2 - Технико-экономические показатели СУГРЭС № п/п Показатели Значение 1. Производственные показатели 1.1 Установленная Эл.мощность, МВт. 1181,5 1.2 Выполнение задания по рабочей мощности, МВт 785,0 1.3 Коэффициент использования установленной Эл.мощности, % 55,51 1.4 Выработка эл.энергии, млн.кВт.ч. 5872,8 1.5 Отпуск теплоэнергии, тыс.Гкал. 4462,8 1.6 Удельный расход топлива на производство эл.энергии, г/кВт.ч. 308,7 в том числе: 1.6.1 неблочная часть 295,7 1.6.2 блоки 300 МВт. 315,7 1.7 Удельный расход топлива на производство теплоэнергии, кг/Гкал. 138,3 в том числе: 1.7.1 неблочная часть 136,0 1.7.2 блоки 300 МВт. 147,5 1.8 Экономия топлива, тут (-)экономия, (+)перерасход -2010,0 1.9 Экономия электроэнергии, тут (-)экономия, (+)перерасход -1717 2. Экономические показатели 2.1 Себестоимость товарной продукции, тыс.руб. 2614637 2.2 Себестоимость производства 1 кВт.ч.,коп. 41.85 2.3 Себестоимость производства 1 Гкал, руб. 181.38 2.4 Среднесписочная численность персонала, чел, 793 2.6 Затраты на ремонт ОПФ СУГРЭС, тыс.руб 208644По показателям коэффициент использования установленной электрической мощности, выработка электроэнергии, отпуск теплоэнергии, удельный расход топлива на производство электро и теплоэнергии, себестоимость производства тепло и электроэнергии выполнен анализ изменения этих показателей в динамике за 2006-2009гг.
Перечисленные показатели можно разделить на две группы: первая группа – это показатели, не зависящие от внутренних факторов работы станции (коэффициент использования установленной электрической мощности, выработка электроэнергии, отпуск теплоэнергии). На данные показатели основное влияние оказывают внешние факторы, а именно потребность в тепле и электроэнергии, графики потребления, графики загрузки станции, которые определяются энергосистемой. Изменение этих показателей приведены на рисунках 2.5;2.6;2.7 и отражают ситуацию на рынках тепла и электроэнергии. Общим в динамике этих показателей является их постепенный рост, что и отражают построенные графики. Вторая группа показателей зависит от условий эксплуатации оборудования, определяет качество эксплуатации оборудования станции, профессионализм персонала. Это такие показатели как: выполнение задания по рабочей мощности, удельный расход топлива на производство электроэнергии и теплоэнергии себестоимость производства электроэнергии и теплоэнергии. Динамика Изменения этих показателей приведена на рисунке 2.8;2.9;2.10;2.11. Удельный расход топлива на производство электроэнергии за период 2006-2009 годов имеет устойчивую тенденцию к снижению, а вот на производство тепла мы отмечаем рост.
Себестоимость производства тепла и электроэнергии за период 2006-2009 гг имеет устойчивую тенденцию к росту. Динамик изменения себестоимости полностью повторяет динамику изменения топливной составляющей, т.е. рост себестоимости производства электро и теплоэнергии, повторяет рост цен на топливо.
Рисунок 2.6 - Отпуск э/энергии, млн кВтч[17]
Рисунок 2.7 - Отпуск тепла с коллекторов, тыс. Гкал[19]
Рисунок 2.8 - Удельный расход топлива на производство э/энергии, г/кВтч[19]
Рисунок 2.9 - Удельный расход топлива на производство теплоэнергии, кг/Гкал[17]
Рисунок 2.10 - Себестоимость производства эл/энергии, коп/кВтч[19]
Рисунок 2.11 - Себестоимость производства теплоэнергии, руб/гКал[17]
Таблица 2.3 - Фактическая калькуляция себестоимости производства электрической и тепловой энергии за 2009г., тыс.руб
Статьи затрат Электрическая энергия Тепловая энергия Топливо на технологические цели 2099338,9 628968,7 Вода на технологические цели, в том числе: 18932,4 5776,5 Ремонтный фонд 6588,8 1784,5 Основная зарплата 35884,9 8213,2 Отчисления на социальные нужды 8638,9 1883,5 Расходы на содержание оборудования, в том числе: 147286,2 30860,1 Ремонтный фонд 98718,8 22263,6 Амортизация 53,9 16,6 Производственные расходы, в том числе: 57564,7 11275,4 Ремонтный фонд 21773,7 4368,9 Общепроизводственные расходы, в том числе: 287882,9 73226,5 Ремонтный фонд 4588,7 1192,5 Итого затрат, руб., в том числе: 2655529,1 760203,8 Постоянные 556190,2 131235,1 Ремонтный фонд 131669,9 29609,6 Отпуск эл.энергии, тыс.кВт.ч.; тепл.энергии, Гкал. 6345534 4191263 Себестоимость 1 ед. энергии коп./кВт;руб./Гкал, в том числе: 101,85 181,38 Топливная составляющая себестоимости 1 ед. энергии коп./кВт;руб./Гкал 80,08 150,07 Количество т.у.т., факт 1975903 582945 Цена 1 т.у.т., факт 1062,47 1078,95
Исходя из таблицы 2.3. Фактическая калькуляция себестоимости производства
электрической и тепловой энергии за 2009г., тыс.руб., видно, что основная затратная часть приходится на топливо что составляет около 80% от общей доли.
Анализ износа оборудования
Ниже представлены паспортные данные оборудования Среднеуральской ГРЭС, а так же уровень его износа.
Таблица 2.4 - Турбинное оборудование Среднеуральской ГРЭС
№ Тип и марка оборудования Год ввода Завод изготовитель Nуст Год достижения ПР Год достижения ПР с учетом продления Уровень износа,% 1 ДГА-12 Нд Прочее 6,5 Нд - 100 2 Р-16(50)-29/8,5 1936 ЛМЗ 16 1981 - 100 3 ПР-46(50)-29/8,5/0,25 1936 ЛМЗ 46 1982 - 100 4 Р-16(50)-29/1,2 1949 Сименс 16 1994 2018 100 5 Т-100-130 1965 ТМЗ 100 1995 2016 75 6 Т-100-130 1966 ТМЗ 100 1995 2009 78 7 Р-38-130/34 1966 ТМЗ 38 1995 2006 100 8 К-300-240-1 1969 ЛМЗ 300 2001 2010 100 9 Т-277(300)-240-1 1969 ЛМЗ 277 2006 2010 98 10 Т-277(300)-240-1 1970 ЛМЗ 277 2000 2009 100Таблица 2.5- Генераторное оборудование Среднеуральской ГРЭС
№ Тип и марка оборудования Год ввода Завод изготовитель Nуст Год достижения ПР Уровень износа,% 1 T-4376-142 1936 Эл. Сила 50 1966 100 2 T-4376-143 1937 Эл. Сила 50 1967 100 3 TВС-30 1976 ЛТГЗ 30 2006 100 4 ТВФ-100-2 1965 СЭТМ 100 1995 100 5 ТВФ-100-2 1966 СЭТМ 100 1996 100 6 ТВФ-60-2 1967 СЭТМ 60 1997 100 7 ТВВ-320-2УЗ 1969 Эл. Сила 300 1999 100 8 ТВВ-320-2УЗ 1969 Эл. Сила 300 1999 100 9 ТВВ-320-2УЗ 1970 Эл. Сила 300 2000 100Таблица 2.6 - Трансформаторное оборудование Среднеуральской ГРЭС
№ Тип и марка оборудования Завод изготовитель Год вводаNуст,
МВА
Срок службы, факт. Срок службы, норма, лет Уровень износа,% ТДЦТГА-240000/220/110/10 ЗТЗ 1966 240 38 25 100 2 ТДТГ-60000/110/35/10 УЭТМ 1973 60 31 25 100 3 ТДТГ-60000/110/35/10 УЭТМ 1975 60 29 25 100 4 ТДГ-40500/110/10 ЭЛЗМ 1949 40,5 55 25 100 5 ТДЦ-135000/110/10 ЗТЗ 1980 135 24 25 100 6 ТДГУ-63000/110/10 ЭЛЗМ 1967 63 37 25 100 7 ТДЦ-400000/220/20 ЗТЗ 1968 400 35 25 100 8 ТДЦ-400000/220/20 ЗТЗ 1909 400 35 25 100 9 ТДЦ-400000/220/20 ЗТЗ 1970 400 34 25 100 10 ТДТНГ-31500/110/6/6 ЗТЗ 1965 31,5 39 25 100 11 ТРД-20000/110/3/3 ЭЛЗМ 1937 20 67 25 100 12 ТРДНГ-32000/220/6/6 ЭЛЗМ 1969 32 35 25 100 13 ТРДН-25000/110/6/6 ТРТОП 1994 40 10 25 56Проведя анализ износа основного котельного, турбинного, трансформаторного и генераторного оборудования Среднеуральской ГРЭС, можно сделать следующий вывод. Оборудование станции имеет предельно высокий уровень износа, что является на современном этапе развития станции наиболее важной и актуальной проблемой, которая требует срочного решения, а именно привлечение инвестиций для строительства и ввода в эксплуатацию нового оборудования с целью обновления и замены старого, а так же повышения конкурентоспособности предприятия.[21]
2.2 Анализ финансово-экономического состояния предприятия
Так как Среднеуральская ГРЭС является филиалом ОАО «ОГК-5», представить сведения о прибыли и рентабельности продукции не представляется возможным.
Для анализа финансового состояния берутся данные бухгалтерской отчетности ОАО «ОГК-5», в состав которого входит Среднеуральская ГРЭС, за период с 2007 по 2009 гг.
Анализ структурных изменений баланса предприятия.
Для анализа сведем данные баланса предприятия за исследуемый период в укрупненную структуру баланса. Данные для анализа взяты по состоянию на 01 января каждого года: на 01.01. 2007 г – из баланса за 2007г, на 01.01.2008г – из баланса за 2008г, на 01.01.2009г – из баланса за 2009г.
В таблице 2.7 - представим активы, в таблице 2.8 – пассивы.
Таблица 2.7 - Баланс предприятия
АКТИВ На 01.01.2007 На 01.01.2008 На 01.01.2009 тыс.руб процент тыс.руб процент тыс.руб процент Внеоборотные активы (ВА) 32844 940 64,1% 39394 363 72,2% 48634 824 84,1% Оборотные активы (ОА) 18408 785 35,9% 15163 488 27,8% 9185 632 15,9% БАЛАНС 51253 725 100,0% 54557 851 100,0% 57820 456 100,0%Из таблицы 2.7. видно, что валюта баланса за исследуемый период выросла с 51,253,725 тыс руб на конец 2006 года до 57,820,456 тыс.руб на конец 2008 года. Рост составил 6,566,731 тыс руб или 12,8%. [1]
За тот же период внеоборотные активы выросли с 32,844,940 тыс.руб до 48,634,824 тыс.руб, что составило 15,789,884 тыс.руб или 48,1%. Оборотные активы снизились с 18,408,785 тыс.руб до 9,185,632 тыс.руб, что составило 9,223,153 тыс.руб или 50,1%. Таким образом, внеоборотные активы росли опережающими темпами, тогда как оборотные активы снизились более, чем в два раза.
В результате внеоборотные активы на конец 2008 года составили в структуре баланса 84,1% по сравнению с 64,1% на конец 2006 года. Соответственно оборотные активы на конец 2008 года составили 15,9% по сравнению с 35,9% на конец 2006 года.
Резкое увеличение внеоборотных активов произвошло в результате присоединения к исследуемому предприятию ОАО «ОГК-5 Холдинг» в рамках реформирование Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России» в соответствии с принятой «Концепцией стратегии ОАО РАО «ЕЭС России» на 2003 – 2008 годы».
Сокращение оборотных активов произошло в основном из-за резкого снижения краткосрочных финансовых вложений, которые снизились с 13,052,210 тыс руб в 2006 году до 793,827 тыс.руб в 2008 году, т.е более чем в 16 раз.
Таблица 2.8 – Баланс предприятия
ПАССИВ На 01.01.2007 На 01.01.2008 На 01.01.2009 тыс.руб процент тыс.руб процент тыс.руб процент Собственный капитал (СК) 43548 418 85,0% 45282 299 83,0% 46823 889 81,0% Заемный капитал (ЗК) 7705 307 15,0% 9275 552 17,0% 10996 567 19,0% БАЛАНС 51253 725 100,0% 54557 851 100,0% 57820 456 100,0%Из таблицы 2.8. видно, что собственный капитал за исследуемый период вырос с 43,548,418 тыс.руб до 46,823,889 тыс.руб, что составило 3,275,471 тыс.руб или 7,5%.[1]
За тот же период заемный капитал вырос с 7,705,307 тыс.руб до 10,996,567 тыс.руб, что составило 3,291,260 тыс.руб или 42,7%.
Собственный капитал вырос в основном за счет увеличения нераспределенной прибыли, а рост заемного капитала произошел за счет получения кредитов под инвестиционные программы в соответствии с программой развития электроэнергетики, а также за счет увеличения кредиторской задолженности перед поставщиками и подрядчиками.
Существенным в изменении структуры заемного капитала является то, что долгосрочные заимствования были заменены краткосрочными. Долгосрочные займы и кредиты на 01.01.2007 года составляли 5,090,411 тыс.руб, а на 01.01.2009 года – 0 тыс.руб. Краткосрочные займы и кредиты на 01.01.2007 годы предприятие имело в сумме 530,566 тыс.руб, а на 01.01.2009 года – в сумме 6,982,582 тыс.руб.
Анализ финансовой устойчивости предприятия
Данные для анализа финансовой устойчивости и ликвидности предприятия представлены в Таблице 2.9.
Таблица 2.9 - Данные для анализа финансовой устойчивости
Наименование 01.01.07 01.01.08 01.01.09 показателя тыс.руб тыс.руб тыс.руб Внеоборотные активы (ВА) 32 844 940 39 394 363 48 634 824 Оборотные активы (ОА) 18 408 785 15 163 488 9 185 632 Валюта баланса (ВБ) 51 253 725 54 557 851 57 820 456 Собственный капитал (СК) 43 548 418 45 282 299 46 823 889 Вложенный капитал (ВК) 42 920 011 43 103 616 43 024 721 Накопленная прибыль (НП) 628 407 2 179 367 3 799 168 Заемный капитал (ЗК) 7 705 307 9 275 552 10 996 567 Долгосрочные обязат-ва (ДО) 5 221 475 6 174 243 949 003 Краткосрочные обязат-ва (КО) 2 483 832 3 101 309 10 047 564 Начислен износ осн средств (И) 2 991 211 5 049 402 7 481 360 Остат ст-ть осн средств (ОС) 29 526 303 30 555 669 32 195 629
Показатели финансовой устойчивости предприятия, полученные в результате расчета, собраны в таблице 2.10.
Таблица 2.10 - Показатели финансовой устойчивости предприятия
Показатель Наименование показателя 01.01.07 01.01.08 01.01.09 ЧОК - чистый оборотный капитал 15 924 953 12 062 179 -861 932 РА - реальные активы 35 316 650 41 592 062 51 508 616 Кн - коэффициент независимости 0,85 0,83 0,81 Ква - коэффициент внеоборотных активов в валюте баланса 0,64 0,72 0,84 Кра - коэффициент реальных активов в валюте баланса 0,69 0,76 0,89 Кз - коэффициент соотношения собственных и заемных средств 0,18 0,20 0,23 Км - коэффициент маневренности 0,37 0,27 -0,02 Кста - доля собственных источников финансирования текущих активов 0,58 0,39 -0,20 Ки - коэффициент износа 0,79 0,84 0,89 КС - сумма собственных активов (книжная стоимость) 49 300 056 51 456 159 54 755 112Коэффициент финансовой независимости с 2007 по 2009 год снижается с 0,85 до 0,81. Однако в течение всего периода выполняются условия Кн > Ква и Кн > Кра и значение коэффициента существенно превышает величину 0,5. Это говорит о том, что реальные активы финансируются из собственных средств.
Значение коэффициента соотношения заемных и собственных средств растет, но по состоянию на 01.01.2009г составила 0,23. Это говорит о том, что для кредиторов предприятия риск минимален. Для полного удовлетворения требований кредиторов достаточно продажи пятой части имущества предприятия.
Коэффициент износа стабильно растет год от года на 0,05. На нематериальные активы износ не начисляется, то есть весь износ – это износ основных средств. Амортизация не начисляется на земельные участки и объекты жилищного фонда. Таким образом коэффициент износа отражает состояние зданий, сооружений, передаточных устройств, машин и оборудования, участвующих в основном производственном процессе. Его рост говорит об увеличении затрат на содержание основных средств в рабочем состоянии. Из-за увеличения расходов на ремонт и простоев вышедшего из строя оборудования увеличивается стоимость производимой продукции и уменьшеньшается рентабельность.
Темпы роста книжной стоимости составили в 2007 году 0,68, а в 2008 году – 1,07. Данный показатель растет, но в 2007 году был меньше единицы, а в 2008 году только ненамного превысил единицу. Это говорит о сохраняющейся тревожной нестабильной ситуации.
О нестабильной финансовой ситуации говорят и показатели чистого оборотного капитала (ЧОК) и коэффициент маневренности (КМ), значения которых на 01.01.2009 года стали отрицательными.
Анализ ликвидности предприятия
Показатели ликвидности предприятия, полученные в результате расчета, собраны в таблице 2.11.
Таблица 2.11 - Показатели ликвидности предприятия
Показатель Наименование показателя 01.01.07 01.01.08 01.01.09 Кол - коэффициент общей ликвидности 7,41 4,89 0,91 Кал - коэффициент абсолютной ликвидности 5,33 2,57 0,08 Кпл - коэффициент промежуточной ликвидности 6,32 3,97 0,58 Котнл - коэффициент относительной ликвидности 0,98 1,40 0,49 К1 - коэффициент текущей ликвидности 7,73 5,19 1,01 К2 - коэффициент обеспеченности собственными средствами 0,60 0,42 -0,09Все показатели данной группы за исследуемый период показали негативную динамику.
Предприятие находится в хорошем финансовом состоянии при следующих значениях коэффициентов:
- общей ликвидности - от 2, 0 и выше;
- абсолютной ликвидности – от 0,2 до 0,3;
- быстрой ликвидности – от 0,8 до 1,2;
- текущей ликвидности – более 2,0;
- обеспеченности собственными средствами – более 0,1.
Как видно из представленной таблицы 5, резкое ухудшение показателей произошло в 2008 году, когда все они упали ниже нижних границ рекомендуемых диапазонов значений.
Коэффициент текущей ликвидности на начало 2009 года снизился до 1,01, хотя в 2007 и 2008 году имел значения соответственно 7,73 и 5,19, существенно превосходящее принятое для положительной оценки платежеспособности.
Коэффициент обеспеченности собственными средствами также в течение исследуемого периода неуклонно снижался и на начало 2009 года принял отрицательное значение.
Исходя из этого, можно сделать вывод о неудовлетворительной структуре баланса и неплатежеспособности предприятия.
Рассчитаем коэффициент восстановления платежеспособности на период 6 месяцев по формуле:
КЗвосст = (К1ф + 6 / Т х (К1ф - К1н)) / 2
Где К1ф - фактическая величина К1 (на конец отчетного периода);
К1н - величина К1 на начало отчетного периода;
Т - продолжительность отчетного периода в месяцах.
В результате расчета получается значение КЗвосст , равное -0,03. Это говорит о невозможности предприятия восстановить свою платежеспособность за 6 месяцев.
Анализ деловой активности предприятия
Показатели деловой активности предприятия, полученные в результате расчета, собраны в таблице 2.12. Для расчета показателей деловой активности вместе с балансом предприятия анализируется также и отчет о прибылях и убытках.
Таблица 2.12 - Показатели деловой активности предприятия
Показатель Наименование показателя 01.01.07 01.01.08 01.01.09 Коа общий коэффициент оборачиваемости активов 0,60 0,63 0,76 Кодз коэффициент оборачиваемости дебиторской задолженности 17,57 9,88 9,22 ПОдз период оборота дебиторской задолженности в днях, где Т -год (360 дней) 21 37 40 Кокз коэффициент оборачиваемости кредиторской задолженности 18,43 12,24 12,79 ПОкз период оборота кредиторской задолженности в днях, где Т -год (360 дней) 21 30 29 Коз коэффициент оборачиваемости запасов и затрат 10,83 9,71 11,79 ПОз период оборота запасов и затрат в днях, где Т -год (360 дней) 35 39 32 ОЦ продолжительность "затратного" или "операционного" цикла 56 76 72 ЧЦ продолжительность "чистого" или "финансового" цикла 35 46 43Как видно из анализа, за исследуемый период произошло увеличение общего коэффициента оборота активов, а также коэффициента оборачиваемости запасов и затрат. Это привело к увеличению продолжительности «операционного» цикла с 56 до 72 дней.
Причиной стало увеличение стоимости материальных затрат в себестоимости.
Анализ рентабельности активов предприятия
Показатели рентабельности активов предприятия, полученные в результате расчета, собраны в таблице 2.13. Для расчета показателей рентабельности активов вместе с балансом предприятия анализируется также и отчет о прибылях и убытках.
Таблица 2.13 - Показатели рентабельности активов предприятия
Показатель Наименование показателя 01.01.07 01.01.08 01.01.09 Рр расчетная традиционная рентабельность производства по реализованной продукции 3,6% 6,6% 5,8% Ра(бп) = РОА экономическая рентабельность активов по балансовой прибыли 2,1% 3,8% 4,0% Ра(нрэи) экономическая рентабельность активов по НРЭИ 2,5% 4,6% 4,6% Ра(брэи) экономическая рентабельность активов по БРЭИ 9,5% 14,1% 17,9% Км рентабельность оборота или коммерческая маржа 3,5% 6,1% 5,2% Рск = РОЕ экономическая рентабельность активов по балансовой прибыли 1,3% 4,0% 3,3% Кг отношение рентабельности собственного капитала к рентабельности активов 0,62 1,04 0,84 Кго промежуточное отношение, где Но - налоговая ставка по налогу на прибыль 0,89 0,92 0,94 Ктн коэффициент тяжести налообложения прибыли 0,70 1,13 0,89Налоговая ставка по налогу на прибыль в исследуемом периоде составляла 24%.
Как видно из таблицы, рентабельность производства по реализованной продукции, экономическая рентабельность активов растут из года в год.
Рентабельность оборота или коммерческая маржа, рентабельность активов по балансовой прибыли, а также отношение рентабельности собственного капитала к рентабельности активов хотя и выросла за 2 года с 2006 по 2008 год, однако в 2008 году произошло уменьшение данных показателей к 2007 году.
Анализ изменения величины прибыли на общую сумму активов (ROA) по формуле Дюпона показывает, что при стабильном росте коэффициента оборачиваемости активов (2006г – 0,60, 2007г – 0,63, 2008г – 0,76) прибыль на единицу продаж стабильного роста не показывает (2006г – 0,03, 2007г – 0,06, 2008г – 0,05), т.е. при росте коэффициента оборачиваемости активов в 2008 году прибыль на единицу продаж упала. Однако это не говорит о неэффективной стратегии предприятия, т.к. обычно увеличить оба показателя одновременно не удается. В данном случае предприятие, выбрав в качестве основного направления увеличение коэффициента оборачиваемости, добилось стабильного роста прибыли на общую сумму активов (ROA) в исследуемом периоде.
Так как в исследуемом периоде коэффициент тяжести налогообложения меньше единицы, это свидетельствует о превышении предприятием различных установленных нормативов, в данном случае процентов по кредитам. Однако коэффициент растет и близок к единице. Это означает, что предприятие ведет работу по уменьшению сверхнормативных расходов и смогло получить кредиты по низким процентным ставкам.
Итак, по результатам анализа финансовых коэффициентов можно сделать следующий вывод. Хотя рентабельность предприятия в период с 2006 по 2008 годы увеличивается и предприятие старается уменьшить налоговую нагрузку, коэффициент независимости уменьшается, а коэффициент соотношения собственных и заемных средств растет. Также ухудшаются и показатели ликвидности.
Данная ситуация вызвана резким увеличением внеоборотных активов, а также привлечением заемных средств для выполнения инвестиционных программ.
Выход из сложившейся ситуации видится в дальнейшем увеличении рентабельности активов, для чего необходимо увеличивать выручку от реализованной электроэнергии. Это произойдет после пуска строящихся новых агрегатов на Среднеуральской и Рефтинской ГРЭС. В настоящее время необходимо снижать затраты на техническое обслуживание производственного оборудования, для чего сокращать количество выходов оборудования из строя, в случае выхода из строя сокращать время простоя за счет ускорения ремонта без потери его качества. Так как затраты на ремонт и потери от простоя оборудования существенно выше затрат на текущие профилактические работы, необходимо построить эффективную систему мотивации оперативного персонала. Система показателей для премирования может включать в себя показатели эффективного использования установленной мощности, безаварийности работы энергооборудования, бесперебойности энергоснабжения. Эти показатели необходимо связать с общими показателями деятельности предприятия.
Интегральные показатели финансового состояния предприятия
Для комплексной характеристики финансового состояния предприятия используются интегральные показатели. Среди интегральных показателей широкое распространение получила многофакторная модель Э.Альтмана для расчетов индикатора вероятности банкротства.
Также рассчитаем ликвидационную стоимость предприятия и рассмотрим матрицу финансовой стратегии.
Индикаторы вероятности банкротства предприятия
Полученные интегральные показатели финансового состояния предприятия приведены в таблице 2.14.
Так как рыночная стоимость акций предприятия не учитывается в отчетности предприятия, т.е. отклонения в цене по строке добавочного капитала не отражаются, а узнать цену акции на рынке в даты на конец каждого отчетного периода не представляется возможным, то пятифакторную модель Альтмана рассматривать не будем.
Четырехфакторная модель Альтмана имеет вид:
Z = 6,51 * (ЧОК / А) + 3,26 * (РК / А) + 6,76 * (НРЭИ / А) + 1,05 * (УКоб / ЗК)
Существуют адаптированные к российским условиям две модификации четырехфакторной модели Альтмана:
Z* = 1,2 * (ЧОК / А) + 3,3 * (БП / А) + (В / А) + (СК / А)
Z** = 1,2 * (ЧОК / А) + 3,3 * (БП / А) + (В / А) + (ВК / ЗК)
Где: ЧОК чистый оборотный капитал
РК- резервный капитал
НРЭИ- нетто-результат эксплуатации инвестиций
УКоб- номинальная стоимость обыкновенных акций
ВК- вложенный капитал
СК- собственный капитал
ЗК- заемный капитал
БП- балансовая прибыль
В- выручка
А- активы предприятия
Таблица 2.14 - Интегральные показатели финансового состояния предприятия
Показатель 01.01.07 01.01.08 01.01.09 ЧОК 15 924 953 12 062 179 -861 932 РК 221 667 250 214 340 425 НРЭИ 1 088 400 2 413 142 2 573 358 УКоб 35 371 686 35 371 898 35 371 898 К 42 920 011 43 103 616 43 024 721 СК 43 548 418 45 282 299 46 823 889 ЗК 7 705 307 9 275 552 10 996 567 А 51 253 725 54 557 851 57 820 456 Z 7,03 5,77 3,61 Z4* 1,79 1,83 1,66 Z4** 1,77 1,79 1,60Согласно четырехфакторной модели Альтмана при Z > 2,6 предприятие имеет устойчивое финансовое положение, а при Z < 1,1 – высока вероятность банкротства.
Также при Z4* > 3 и при Z4** > 3 предприятие имеет устойчивое финансовое положение, а при Z4* < 1 и при Z4** < 1 – высока вероятность банкротства.
Оценивая результаты расчета, приведенные в таблице 8, видим, что по оригинальной четырехфакторной модели Альтмана предприятие имеет устойчивое финансовое положение.
Однако, если при рассмотрении адаптированных к российским условиям четырехфакторных моделей Альтмана, увидим, что финансовая устойчивость предприятия неуклонно снижается. При этом с каждым годом показатели уменьшаются, приближаясь к единице, увеличивая тем самым риск вероятности банкротства.
Оценка ликвидационной стоимости предприятия
Произведем оценку ликвидационной стоимости предприятия по формуле Д.Уилкокса:
ЛС = (ДЗ + КФВ + З + ДС) + 0,7 * РБП + 0,5 * СК, где
ДЗ - дебиторская задолженность
КФВ - краткосрочные финансовые вложения
З - запасы
ДС - денежные средства; РБП- расходы будущих периодов
Результаты расчета ликвидационной стоимости предприятия и отношения ликвидационной стоимости к активам приведены в таблице 2.16.
Таблица 2.16 - Результаты расчета ликвидационной стоимости предприятия
Показатель 01.01.07 01.01.08 01.01.09 ЛС 41 109 124 38 829 911 33 508 887 ЛС / А 0,80 0,71 0,58С каждым годом ликвидационная стоимость предприятия падает.
Это означает увеличение рисков владельцев предприятия со временем получить все меньшую стоимость за предприятие при его ликвидации и распродаже его активов и долгов.
Матрица финансовой стратегии и результат финансово – хозяйственной деятельности предприятия
Результат финансово-хозяйственной деятельно (РФХД) равен сумме результатов хозяйственной (РХД) и финансовой (РФД) деятельности предприятия.
Результат хозяйственной деятельности рассчитывается по формуле:
РХД = НРЭИ – изм ФЭП – изм ВА* - изм Фспец, где
НРЭИ- нетто-результат эксплуатации инвестиций
ФЭП - финансово-эксплуатационные потребности предприятия
ВА* - внеоборотные активы без долгосрочных финансовых вложений
Фспец - фонды специального назначения
Результат финансовой деятельности рассчитывается по формуле:
РФД = изм КБ - % – изм ДФВ – изм (СК* - Фспец) – Нпр – ОС, где
КБ- кредиты банков и другие заемные средства
% - проценты к уплате
СК* - собственный капитал за вычетом переоценки
Нпр - налог на прибыль
ДФВ - долгосрочные финансовые вложения
Результаты расчетов РХД, РФД и РФХД приведены в таблице 2.17.
Таблица 2.17 - Результаты расчетов РХД, РФД и РФХД
Показатель 01.01.07 01.01.08 01.01.09 РХД 952 436 -1 497 467 РФД -1 080 604 -7 895 192 РФХД -128 168 -9 392 659На основании полученных значений построим матрицу финансовой стратегии.
Таблица 2.18 - Первая матрица по результатам 2008 года
РФД < 0 РФД = 0 РФД > 0 РХД > 0 Х РХД = 0 РХД < 0Таблица 2.19 - Вторая матрица по результатам 2009 года
РФД < 0 РФД = 0 РФД > 0 РХД > 0 РХД = 0 РХД < 0 ХКак видно из построенных матриц предприятие в 2008 году находилось в зоне успехов, а в 2008 году переместилось в самый кризисный квадрат зоны дефицита ликвидных средств.
Вывод: В целом по результатам проведенного анализа финансового состояния предприятия получается следующая картина.
За период с 2006 года по 2009 год сальдо баланса выросло. Однако это сопровождалось изменением структуры баланса - росли внеоборотные активы и уменьшались оборотные активы, рост заемного капитала превышал рост собственного капитала. Выросло отношение заемных средств к собственным.
Финансовая независимость предприятия уменьшилась. Все показатели ликвидности показывают негативную динамику. Произошло увеличение продолжительности производственного цикла, что является негативным фактором для предприятия.
Увеличилась дебиторская и кредиторская задолженность предприятия.
Хотя рентабельность производства по реализованной продукции и экономическая рентабельность активов выросли, рентабельность оборота (коммерческая маржа) показала тенденцию к уменьшению 2008 года к 2007 году. Это значит, что увеличение себестоимости происходило опережающими темпами.
Таким образом, анализ финансовых показателей и интегральных показателей финансового состояния показал существенное ухудшение финансового состояния на предприятии за период с 2006 года по 2008 год.
Анализ основной деятельности
Несмотря на то, что Среднеуральская ГРЭС является филиалом ОАО «ОГК-5», предприятие имеет в своей организационной структуре ПЭО и производит анализ производственной деятельности.[1]
Основные производственные показатели работы СУГРЭС за 2008 год представлены в Таблице 2.24.
Таблица 2.20 - Основные производственные показатели работы СУГРЭС за 2008
№ п/п Показатели Значение 1. Производственные показатели 1.1 Установленная эл.мощность, МВт. 1 181,5 1.2 Выполнение задания по рабочей мощности, МВт 785,0 1.3 Коэффициент использования установленной эл.мощности, % 55,51 1.4 Выработка эл.энергии, млн.кВт.ч. 5 872,8 1.5 Отпуск теплоэнергии, тыс.Гкал. 4 462,8 1.6 Удельный расход топлива на производство эл.энергии, г/кВт.ч. 308,7 в том числе: 1.6.1 неблочная часть 295,7 1.6.2 блоки 300 МВт. 315,7 1.7 Удельный расход топлива на производство теплоэнергии, кг/Гкал. 138,3 в том числе: 1.7.1 неблочная часть 136,0 1.7.2 блоки 300 МВт. 147,5 1.8 Экономия топлива, т у.т. (-)экономия, (+)перерасход -2 010,0 1.9 Экономия электроэнергии, т у.т. (-)экономия, (+)перерасход -1717 1.10 Выполнение лимитов выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, тонн 9 051,3Экономические показатели собраны в таблицу работы за 2007 и 2008 годы и представлены в Таблице 2.25 и Таблице 2.26 соответственно.
Таблица 2.21 -Фактическая калькуляция себестоимости производства электрической и тепловой энергии за 2008 г., тыс.руб.
Статьи затрат Электрическая энергия Тепловая энергия Топливо на технологические цели 1 825 512,00 462 476,90 Вода на технологические цели 15 392,20 4 696,40 в том числе: Ремонтный фонд 3 327,70 879,00 Основная зарплата 26 779,80 6 129,25 Отчисления на социальные нужды 6 446,90 1 405,60 Расходы на содержание оборудования 75 531,40 15 825,70 в том числе: Ремонтный фонд 49 359,40 11 131,80 Амортизация 49,00 16,60 Производственные расходы 32 894,10 6 443,09 в том числе: Ремонтный фонд 11 109,00 2 162,80 Общепроизводственные расходы 210 133,50 52 680,90 в том числе: Ремонтный фонд 2 305,80 605,30 Итого затрат, тыс.руб. 2 192 689,90 549 657,84 в том числе: Постоянные 367 177,90 87 180,94 в том числе: Ремонтный фонд 66 101,90 14 778,90 Отпуск эл.энергии, тыс.кВт.ч.; тепл.энергии, Гкал. 5 675 790,00 3 913 410,00 Себестоимость 1 ед. энергии коп./кВт;руб./Гкал, в том числе: 78,63 140,45 Топливная составляющая себестоимости 1 ед. энергии коп./кВт;руб./Гкал 72,16 118,18 Количество т у.т., факт 1 765 456,00 544 301,00 Цена 1 т у.т., факт (руб) 1 034,02 849,67Таблица 2.22 -Фактическая калькуляция себестоимости производства электрической и тепловой энергии за 2008 г., тыс.руб.
Статьи затрат Электрическая энергия Тепловая энергия Топливо на технологические цели 2 099 338,90 628 968,70 Вода на технологические цели 18 932,40 5 776,50 в том числе: Ремонтный фонд 6 588,80 1 784,50 Основная зарплата 35 884,90 8 213,20 Отчисления на социальные нужды 8 638,90 1 883,50 Расходы на содержание оборудования 147 286,20 30 860,10 в том числе: Ремонтный фонд 98 718,80 22 263,60 Амортизация 53,90 16,60 Производственные расходы 57 564,70 11 275,40 в том числе: Ремонтный фонд 21 773,70 4 368,90 Общепроизводственные расходы 287 882,90 73 226,50 в том числе: Ремонтный фонд 4 588,70 1 192,50 Итого затрат, тыс.руб. 2 655 528,90 760 203,90 в том числе: Постоянные 556 190,20 131 235,10 в том числе: Ремонтный фонд 131 670,00 29 609,50 Отпуск эл.энергии, тыс.кВт.ч.; тепл.энергии, Гкал. 6 345 534,00 4 191 263,00 Себестоимость 1 ед. энергии коп./кВт;руб./Гкал, в том числе: 91,85 181,38 Топливная составляющая себестоимости 1 ед. энергии коп./кВт;руб./Гкал 63,08 150,07 Количество т у.т., факт 1 975 903,00 582 945,00 Цена 1 т у.т., факт (руб) 1 062,47 1 078,95Из приведенных данных видно, что общие затраты в 2008 году по сравнению с 2007 годом выросли:
- на производство электроэнергии на 21,1%,
- на производство теплоэнергии на 38,3%.
В структуре затрат наиболее существенную часть занимают затраты на топливо. Затраты на топливо для производства электроэнергии составили в 2008 году - 83,3%, а в 2009 году – 79,1% от общей суммы затрат. Затраты на топливо для производства теплоэнергии составили в 2008 году - 84,1%, а в 2009 году – 82,7% от общей суммы затрат.
Однако наибольший рост в относительных величинах продемонстрировали затраты на ремонт и содержание оборудования:
- рост затрат на ремонт в общей сумме затрат составил 100,3%,
- рост затрат на содержание оборудования составил 95%.
В то же время затраты на топливо в относительных величинах выросли гораздо меньше:
- на производство электроэнергии на 15%,
- на производство теплоэнергии на 36%.
В натуральных показателях (в тоннах условного топлива – т у.т.) расход топлива увеличился:
- на производство электроэнергии на 11,9%,
- на производство теплоэнергии на 7,1;.
В результате себестоимость 1 ед. электроэнергии выросла на 8,3% с 38,63 коп/кВт в 2008 году до 41,85 коп/кВт в 2008 году, а себестоимость 1 ед. теплоэнергии выросла на 29,1% с 140,45 руб/Гкал до 181,38 руб/Гкал.
Среднеотпускные тарифы на теплоэнергию за 1 ед. составляли в 2007 году - 166,10 руб/Гкал и в 2008 году – 199,09 руб/Гкал.
Соответственно среднеотпускные тарифы на электроэнергию за 1 ед. в 2007 году составляли – 42,94 коп/кВт и в 2008 году – 47,46 коп/кВт.
Проанализируем составляющие затрат.
В 2008 году общая сумма затрат на электроэнергию составила 2 192 689,90 тыс.руб, из них:
- постоянные затраты - 367 177,90 тыс.руб;
- переменные затраты - 1 825 512,00 тыс.руб.
В 2009 году общая сумма затрат на электроэнергию составила 2 655 528,90 тыс.руб, из них:
- постоянные затраты - 556 190,20 тыс.руб;
- переменные затраты - 2 099 338,70 тыс.руб.
Также и затраты на теплоэнергию составили общую сумму 549 657,84 тыс.руб в 2008 году, из них:
- постоянные затраты - 87 180,94 тыс.руб;
- переменные затраты - 462 476,90 тыс.руб.
В 2009 году затраты на теплоэнергию составили общую сумму 760 203,90 тыс.руб, из них:
- постоянные затраты 131 235,10 тыс.руб;
- переменные затраты – 628 968,80 тыс.руб.
После проведения анализа затрат на переменные и постоянные видно, что переменными затратами являются только затраты по статье «Топливо на технологические цели».
Найдем точку безубыточности по 2008 году.
Формула точки безубыточности при производстве двух продуктов имеет следующий вид:
Q1 * C1 + Q2 * C2 + F = Q1 * P1 + Q2 * P2, где
Q1 - количество ед. электроэнергии,
Q2 - количество ед. теплоэнергии,
F - сумма постоянных затрат,
P1 - цена 1 ед. электроэнергии,
P2 - цена 1 ед. теплоэнергии,
C1 - себестоимость 1 ед. электроэнергии,
C2 - себестоимость 1 ед. теплоэнергии,
Для упрощения данной формулы примем следующие допущения, что электроэнергия и теплоэнергия отпускаются из соотношения фактического отпуска единиц электроэнергии к единицам теплоэнергии.
Для 2007 года получим Q1 = 1,45 х Q2, а для 2008 года получим Q1 = 1,51 х Q2 соответственно.
Получаем в результате расчетов, что в 2008 году для достижения точки безубыточности необходимо было отпустить 10 368 тыс.кВт.ч электроэнергии и 7 150 Гкал по установленным среднеотпускным ценам 2007 года.
Соответственно в 2009 году для достижения точки безубыточности необходимо было отпустить 14 767 тыс.кВт.ч электроэнергии и 9 719 Гкал по установленным среднеотпускным ценам 2009 года. Весь последующий отпуск энергии приносит предприятию доход.
Таким образом, по результатам выполненного анализа современного состояния предприятия, можно сделать следующие выводы:
1. Среднеуральская ГРЭС является важным объектом Уральской энергетики, так как выполняет социальную и производственную функцию, обеспечивает коммунальных и промышленным потребителей города Екатеринбурга, Верхней Пышмы и Среднеуральска теплом и электроэнергией.
2. Финансово-экономические показатели работы станции заставляют принять во внимание тот факт, что комплексные показатели оценки ее финансового состояния имеют тенденцию ухудшения.
3. Износ оборудования, как физический, так и моральный, в основном составляет 100%.
Подводя итоги анализа современного состояния станции, можно выделить следующую наиболее важную и острую проблему – крайне высокий уровень износа оборудования, что видно исходя из анализа оборудования станции. Износ в основном по оборудования станции колеблется от 80 до 100%. Следовательно, необходима срочная модернизация станции с целью улучшения финансово-экономического положения и повышения конкурентоспособности предприятия, а так же стабильности функционирования ГРЭС. Поэму актуальность проекта ПГУ-410 является очевидной для станции, как наиболее эффективный способ обновления оборудования, повышения мощности станции и улучшению экономического положения на предприятии.
2.3 Обзор использования парогазовых установок в энергетике
Парогазовая установка — электрогенерирующая станция, служащая для производства тепло- и электроэнергии. Отличается от паросиловых и газотурбинных установок повышенным КПД.
Принцип действия парогазовой установки.Парогазовая установка состоит из двух отдельных установок: паросиловой и газотурбинной. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности (мазут, солярка). На одном валу с турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газотурбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из газотурбины все ещё имеют высокую температуру. С выхода из газотурбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500 градусов по Цельсию позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер). Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор. Существуют парогазовые установки, у которых паровая и газовая турбины находятся на одном валу, в этом случае устанавливается только один генератор.[1]
Особенности парогазовой установки· Парогазовые установки имеют электрический КПД порядка 51—58 %, в то время как у работающих отдельно паросиловых или газотурбинных установок он колеблется в районе 35—38 %. Благодаря этому не только снижается расход топлива, но и уменьшается выброс парниковых газов.
· Поскольку парогазовая установка более эффективно извлекает тепло из продуктов сгорания, можно сжигать топливо при более высоких температурах, в результате уровень выбросов оксида азота в атмосферу ниже чем у установок других типов.
· Существенно меньший расход воды по сравнению с классическими паровыми установками.
· Относительно низкая стоимость производства.
· При помощи парогазовой установки возможно экологически чистое избавление от органических загрязнений поверхности, утилизация, переработка (ресайклинг) отходов и материалов.
· При парогазовом обжиге в атмосферный воздух выбрасываются газы без сажи.
· Меньший межремонтный ресурс газовой турбины по сравнению с паровой.
· Более сложный в обслуживании комплекс оборудования
Применение на электростанцияхНесмотря на то, что преимущества парогазового цикла были впервые доказаны еще в 1950-х годах, этот тип энергогенерирующих установок не получил в России широкого применения. В СССР были построены несколько экспериментальных ПГУ. Примером могут служить энергоблоки мощностью 170 МВт на Невинномысской ГРЭС и мощностью 250 МВт на Молдавской ГРЭС. В последние годы в России введены в эксплуатацию ряд мощных парогазовых энергоблоков. Среди них:
· 2 энергоблока мощностью 450 МВт каждый на Северо-западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге;
· 1 энергоблок мощностью 450 МВт на Калининградской ТЭЦ-2;
· 1 ПГУ мощностью 220 МВт на Тюменской ТЭЦ-1;
· 2 ПГУ мощностью 450 МВт на ТЭЦ-27 и 1 ПГУ на ТЭЦ-21 в Москве;
· 1 ПГУ мощностью 325 МВт на Ивановской ГРЭС;
· 2 энергоблока мощностью 39 МВт каждый на Сочинской ТЭС.
В Европе и США подобные установки функционируют на большинстве тепловых электростанций.
История парогазового цикла в России. Перспективы развития
Во всем мире прогресс в теплоэнергетике связывают с решением задач по повышению эффективности, экологичности, снижению материало- и капиталоемкости, повышению надежности и эксплуатационных свойств энергетических установок тепловых электростанций.
Одним из признанных направлений по реализации поставленных задач является широкое внедрение в энергетику комбинированных парогазовых установок (ПГУ). В энергетическом секторе, использующем в качестве топлива природный газ или жидкое топливо, приоритет использования парогазовых установок хорошо известен.[10]
Идея создания парогазовых установок, использующих в качестве рабочих тел продукты сгорания топлива и водяной пар (бинарные установки), впервые была высказана французским ученым Карно еще в 1824 г в его работе «Размышления о движущей силе огня и о машинах, способных развивать эту силу». Карно предложил схему поршневой парогазовой установки и обосновал основное условие создания эффективных парогазовых установок — использование продуктов сгорания топлива в качестве рабочего тела в области высоких температур с одновременной утилизацией отбросного тепла газов для получения рабочего пара. По мере развития паровых и газовых турбин оказалось возможным практическое осуществление этой идеи гениального ученого, более чем на столетие вперед определившего основные пути развития парогазовых тепловых двигателей.
Первые бинарные парогазовые установки появились в Германии. В 1913 - 1917 Хольцварт осуществил ПГУ на базе ГТУ с пульсирующей камерой сгорания. КПД её не превышал 14%. В 1932 г. фирма «Броун-Бовери» разработали высоконапорный парогенератор «Велокс» в топку которого воздух подавался осевым компрессором, приводом которого служила осевая газовая турбина. В сочетании «Велокса» с паровой турбиной получалась парогазовая установка с нулевой выработкой полезной мощности газовой турбиной.
Рисунок 2.12 - Схема парогенератора Велокс
В России исследования комбинированных термодинамических циклов выполнены в ЦКТИ 1934 — 1940 гг. и продолжены в послевоенные годы.[10]
В 1944—1945 гг. в ЦКТИ А. Н. Ложкин разработал схему парогазовой установки со сгоранием топлива при постоянном давлении. Теоретические основы комбинированного парогазового цикла с высоконапорным парогенератором (ПГУ с ВПГ) были рассмотрены в работах ЦКТИ (А.Н. Ложкин, А.Э. Гельтман), что позволило повысить эффективность установки за счет параллельного с регенеративной системой паровых турбин подогрева питательной воды. В этот период были разработаны основные принципы комбинирования паровых и газовых турбин, проведен термодинамический анализ парогазовых циклов, выполнено сравнение различных комбинированных схем и выявлено преимущество установок с высоконапорными парогенераторами по сравнению с ПГУ сбросного типа (с низконапорными парогенераторами) и с котлами-утилизаторами.
Начатые в ЦКТИ термодинамические исследования циклов ПГУ получили развитие в работах Одесского политехнического института (под руководством проф. Д,П. Гохштейна), Саратовского политехнического института (под руководством проф. А.И. Андрющенко), Ленинградского политехнического института (под руководством проф. И.И, Кириллова и В.А. Зысина), ЭНИНа, ВТИ и др. На базе разработанных ЦКТИ схем и основного нестандартного оборудования парогазовых установок в Советском союзе были построены и введены в эксплуатацию парогазовые установки:
* 1963г., Ленинград, Первая ЛенГЭС, ПГУ с ВПГ - 6,5 мощностью 6,5 МВт (ηпгу =29,1%) на базе ГТУ-1,5 с начальной температурой газов 720оС;
* 1966÷1970, Ленинград, Блок-ТЭЦ №6, 3 блока ПГУ с ВПГ мощностью 16,5МВт, (η = 35,5) на базе ГТ-700-4-1М с начальной температурой газов 700оС;
* 1972г , Невинномысск, Невинномысская ГРЭС, ПГУ с ВПГ мощностью 200МВт, (η = 43%) на базе ГТ-35 с начальной температурой газов 770оС производства Харьковского турбинного завода.
* 1982г, Молдавская ГРЭС, ПГУ с НПГ мощностью 250МВт, (ηпгу =42%) на базе ГТ-35 с начальной температурой газов 770оС, принципиальная схема на рис. 6. Годовая наработка блоков составляет 7460 часов. Блоки работают в переменной части графика электрических нагрузок с остановом газотурбинных агрегатов ГТ-35-770 и разгрузкой паровых турбин К-210-130 до 40% от полной мощности на ночь. Отработаны режимы автоматического пуска ГТА и их подключения к действующим паровым котлам после ночного останова. Среднеэксплуатационное снижение удельного расхода топлива по сравнению с ПСУ составляет 3-5%
* 1996г., ОПКС "Грязовец", ПГУ с КУ мощностью 35 МВт, (η =37,4), на базе ГТН-25 с начальной температурой газов 770оС.
В последние 15-20 лет существования Советского Союза в энергетике в области парогазовых технологий имела место затяжная пауза, имеющая объективные причины, к числу которых следует отнести:
• нарастающие общие проблемы в экономике СССР, приводившие к централизованному недофинансированию и долгостроям;
• искусственные барьеры между инженерными разработками, материалами и технологиями в оборонной, в частности, авиапромышленности и стационарным энергомашиностроением;
• централизованно формируемая техническая политика в энергетике, в рамках которой явно недооценивались парогазовые технологии, несмотря на огромную долю природного газа в топливном балансе страны (более 30%).
За эти годы в мировом газотурбостроении сменилось несколько поколений агрегатов. Начальная температура газа выросла с 800-850оС до 1200-1300оС и выше. В результате этого была преодолена граница (≈1100 оС), за которой наиболее эффективным типом парогазовой установки становится не ПГУ с ВПГ или НПГ, а ПГУ с котлом-утилизатором (КУ). [10]
Одно из очень важных и перспективных направлений реализации парогазовых технологий — это модернизация и техническое перевооружение существующих электростанций с блоками от 150 до 800 МВт.
На электростанциях со значительным остаточным ресурсом энергоблоков, в топливном балансе которых велика доля мазута или угля, но имеется и природный газ в количестве, достаточном для ГТУ, могут использоваться газотурбинные надстройки, превращающие паросиловые блоки в парогазовые:
а) Схема со сбросом уходящих газов ГТУ в топку котла (наиболее рациональна схема с вытеснением регенерации паровой турбины);
б) Схема со сбросом уходящих газов ГТУ в теплообменники и вытеснением регенерации высокого и низкого давления.
в) Схема с установкой за ГТУ парового котла-утилизатора и подачей выработанного пара в паротурбинную часть.[5]
Обобщая разработки современных ПГУ, можно заключить что:
• Трехконтурная схема с промперегревом представляет на сегодняшний день предельно достигнутый уровень сложности. По линии совершенствования тепловой схемы утилизационного контура ПГУ в направлении увеличения числа уровней давления и ступеней перегрева пара достигнут экономически целесообразный предел.
• Сформировались устойчивые подходы к выбору схемы и типа ПГУ (моно или полиблок, одновальный или двух вальный), учитывающие требования Заказчика, условия эксплуатации и стоимость топлива:
— для работы в базовой части графика электрических нагрузок и при использовании дорогого топлива применяются ПГУ с КУ на три уровня давления пара с промперегревом; при этом ПГУ выполняется в виде дубль-блока мощностью 350÷800 МВт, или моноблока в одновальном исполнении мощностью 300÷450 МВт; последнее свидетельствует о высокой надежности применяемого оборудования, в том числе и ГТУ,
— для работы в переменной части графика с частыми пусками и остановами и использовании дешевых топлив ПГУ с КУ проектируют по более простой схеме утилизационного контура − два давления пара без промперегрева. Уровень мощности блоков колеблется от 350 МВт до 600 МВт.
• Цикл одного давления из-за повышенной температуры уходящих газов (150-170 оС) может применяться в ПГУ мощностью до 100÷150 МВт на промышленных ТЭЦ и при комбинированной выработке тепла и электроэнергии.
Таким образом, изучив особенности парогазовой установки и проанализировав опыт их использования на станциях России, можно сделать вывод, что развитие парогазовых установок и их использования на станциях не только России, но и за рубежом, является одним из наиболее приоритетных направлений современной энергетики, призванных повысить эффективность производства и повышения уровня отрасли.
К основным сильным сторонам парогазовой установки можно отнести следующее:
- Парогазовые установки имеют электрический КПД порядка 51—58 %
- Снижение выбросов парниковых газов
- Существенно меньший расход воды по сравнению с классическими паровыми установками
- Снижение себестоимости производства электроэнергии
Что касается проекта ПГУ-410 на Среднеуральской ГРЭС, то основными преимуществами данного проекта с учетом специфики станции являются:
- Замена оборудования, выработавшего свой парковый ресурс
- Повышение конкурентоспособности электростанции на рынке электро- и теплоэнергии
- Повышение энергобезопасности Уральского региона
- Улучшение финансово-экономического положения предприятия
Преимущества площадки Среднеуральской ГРЭС:
Ø Наличие развитой инфраструктуры с возможностью использования действующих общестанционных систем и коммунникаций.
Ø Возможность размещения ПГУ-410 на территории ГРЭС
Ø Обеспечение газом от действующей ГРС.
Ø Наличие существующего источника водоснабжения – о.Исетское.
Ø Наличие дефицита мощности в ОЭС Урала, стабильный рост энергопотребления. [19]
Среднеуральская ГРЭС. ПГУ-410
Краткое описание принципиальной схемы блока ПГУ-410На рис 2.13 представлена принципиальная тепловая схема конденсационной ПГУ-410 на базе ГТУ мощностью 260-270 МВт.
ПГУ включает в себя:
· Одну газотурбинную установку с генератором;
· Один котел-утилизатор с тремя парогенерирующими контурами и промперегревом пара;
· Одну паротурбинную установку с генератором;
· Вспомогательное оборудование.
Воздух из атмосферы через комплектное воздухоочистительное устройство (КВОУ) поступает на компрессор, сжимается и подается в камеру сгорания газовой турбины. Образующиеся продукты сгорания направляются в газовую турбину, где, расширяясь, производят работу, используемую для привода компрессора и электрического генератора.[17]
Конденсат откачивается из конденсатора паровой турбины конденсатными насосами I ступени, проходит блочную обессоливающую установку и конденсатными насосами II ступени через конденсатор пара уплотнений подается в газовый подогреватель конденсата (ГПК), расположенный на выходе из котла-утилизатора.
Нагретый в ГПК конденсат поступает в деаэратор, где деаэрируется насыщенным паром низкого давления.
Питательная вода из бака деаэратора питательными насосами низкого давления подается в контуры низкого и среднего давления, а питательными насосами высокого давления – в контур высокого давления.
Парогенерирующий контур низкого давления содержит испаритель и пароперегреватель, а контуры среднего и высокого давления – соответствующие экономайзеры, испарители и пароперегреватели.
Перегретый пар высокого и низкого давления поступает в паровую турбину, а пар среднего подается в «холодную» нитку промперегрева, где смешивается с паром после ЦВД, и затем направляется в промперегреватель котла-утилизатора.
Перегретый пар высокого давления поступает в ЦВД турбины, пар после промперегрева – в ЦСД турбины, пар низкого давления смешивается с потоком пара из ЦСД и далее идет в ЦНД турбины.[17]
Для проведения пуско-остановочных операций предусматривается двухбайпасная пусковая схема – быстродействующая редукционно-охладительная установка высокого давления (БРОУ-1) сбрасывает пар высокого давления в систему промперегрева пара для охлаждения промперегревателя, а редукционно-охладительная установка низкого давления (БРОУ-2) сбрасывает пар из системы промперегрева пара в конденсатор.
Моноблочная двухвальная ПГУ, в составе:
Ø Газовая турбина MS 9001 FB с генератором производства General Electric, США Nэ = 270 МВт
Ø Паровая турбина с генератором Skoda Power, Чехия Nэ = 140 МВт
Ø Котел –утилизатор Nooter/Eriksen с тремя парогенерирующими контурами 14,0/3,1/0,5 МПа с промперегревом 2,9 МПа
Технико-экономические показатели:
Ø КПД (брутто) - 58%
Ø Удельный расход топлива – 205-215 г/кВтч
Ø Число часов использования установленной мощности – 6500-7000 часов[19]
Рис.2.13 - Принципиальная тепловая схема ПГУ-410
Основные технические характеристики ПГУ-ТЭЦ трех давлений для условий Среднеуральской ГРЭС
На данном этапе работы проведены расчеты теплофикационного блока «SCC5-4000F 1x1» производства фирмы Сименс (ГТУ, КУ ПТУ и ЭГ). Рассматривается моноблочная двухвальная схема ПГУ (ГТУ со своим электрогенератором на одном валу, на другом валу ПТУ со своим электрогенератором). Показатели экономичности схем ПГУ-ТЭЦ других фирм будут отличаться незначительно.
Данная схема включает в себя ГТУ типа SGT5-4000F, КУ трех давлений и паровую турбину KN. Уходящие газы от ГТУ направляются котел утилизатор, в котором генерируется пар трех давлений - высокого, среднего и низкого.[17]
Пар высокого давления направляется в ЦВД паровой турбины, отработав в котором возвращается в котел утилизатор, где смешавшись с паром среднего давления направляется в промежуточный пароперегреватель. После промперегрева объединенный поток пара направляется в ЦСД паровой турбины.
Перед ЦНД в паровую турбину подводится пар низкого давления. После чего весь поток пара проходит ЦНД и попадает в конденсатор. Отбор пара на сетевые подогреватели производится на выходе из ЦСД и в ЦНД.
Конденсат подается в КУ конденсатными насосами. Питание контуров высокого и среднего давления осуществляется одним насосом с электроприводом.
Деаэратор включается в работу только при включенной сетевой установке (теплофикационный режим) и питается насыщенным паром низкого давления. В конденсационных режимах работы весь воздух из конденсата удаляется эжекторной установкой из конденсатора, а дальнейших присосов по тракту конденсата нет, т.к. он находится под избыточным давлением.
Сетевая установка состоит из двух сетевых подогревателей питаемых паром из двух отборов паровой турбины (один - регулируемый, второй - нет). Конденсат из верхнего подогревания сливается в нижний, что позволяет снизить температуру конденсата на входе в КУ, поднять тепловую мощность сетевой установки.
Расчет тепловой схемы производился для четырех режимов:
1) Базовый режим - конденсационный нежим при среднегодовой температуре наружного воздуха 1,2 С. По этому режиму были определены основные конструктивные характеристики КУ.
2) Теплофикационный режим при среднеотопительной температуре наружного воздуха 6С.
3) Теплофикационный летний режим при температуре наружного воздуха 13,5 С. Отпуск теплоты в летний период был принят на уровне 15% от максимальной тепловой нагрузки блока.
4) Летний конденсационный режим при температуре наружного воздуха 13,5 C.
Таблица2.23 - Тепловая схема энергоблока
Температура наружного воздуха °С 1.2 6 13.5 13.5Электрическая мощность ПГУ
(брутто)
МВт 437,6 381,31 417,7 422,3 Тепловая мощность ПГУ МВт 0 265,9 40,1 0 Низшая теплота сгорания топлива МДж/кг 48,729 48,729 48,729 48,729 Расход натурального топлива Кг/Гкал 15,36 15,57 14,74 14,74 Расход условного топлива Кг/Гкал 25,53 25,87 24,48 24,48 Электрический КПД ПГУ (брутто) % 58,45 78,2 61,7 58,8КПД ПГУ ТЭЦ по производству тепловой
энергии
% 52 52,3 52 52,7 Собственные нужды ПГУ % 2,5 2,5 2,5 2,5Коэффициент использования теплоты
топлива
% 58,45 85,9 63,75 58,8 Электрическая мощность ПГУ (нетто) МВт 426,7 371,8 407,3 411,7 Электрический КПД ПГУ (нетто) % 56,99 76,3 60,1 57,33Удельный расход условного топлива
На отпущенную электоэнергию
г/(кВт*ч) 215,4 160,9 204,1 214,2Удельный расход условного топлива
На отпущенную тепловую нагрузку
Кг/Гкал - 145,9 145,9 - Массовый выброс NOx г/с 34,360 34,8225 32,957 32,961Итак, подведя итоги можно обобщит ожидаемый эффект от введения ПГУ 410:
Ø Повышение конкурентоспособности электростанции на рынке электро- и теплоэнергии
Ø Снижение себестоимости производства электроэнергии за счет внедрения новейших парогазовых технологий с КПД не менее 58%
Ø Повышение энергобезопасности Уральского региона
Ø Снижение выбросов парниковых газов
Ø Замена оборудования, выработавшего свой парковый ресурс
Глава 3 Оценка эффективности инвестиционного проекта
3.1 Общая информация по проекту
Срок эксплуатации ПГУ - 25 лет. Начало строительства январь 2007 года, ввод в эксплуатацию 1 июля 2010 года. Полная ликвидация оборудования 31 декабря 2035 года.
Цели и задачи проекта
Основная цель проекта - расширение «Среднеуральской ГРЭС» с созданием замещающей мощности на базе современного комбинированного энергоблока ПГУ-410 направлено на обновление оборудования, повышение конкурентоспособности станции за счет роста эффективности производства и увеличения выработки электроэнергии.
Цели Проекта:
• Повышение энерговооруженности городов и предприятий Свердловской области на основе использования современных парогазовых установок;
• Создание первого крупного высокоэффективного энергетического блока ПГУ, соответствующего современному мировому уровню. Это должно явиться началом строительства серии высокоэффективных и надежных ПГУ в России.
• Надежное и эффективное обеспечение электричеством и теплом г. Екатеринбурга на период до 2035 г.;
• Полное обеспечение электроэнергией возрастающих потребностей новых крупных промышленных предприятий и, в первую очередь, металлургических предприятий по производству алюминия, ванадия, завода по производству труб и др.;
• Улучшение экологической обстановки в центре Свердловской области за счет внедрения новых эффективных парогазовых установок.
Задачи Проекта:
• Впервые в России организовать на Среднеуральской ГРЭС строительство и эксплуатацию ПГУ мощностью 410 МВт с к.п.д. не менее 58%;
• Создать условия для широкомасштабного внедрения подобных ПГУ в России;
• Обеспечить поочередный ввод энергоблока в эксплуатацию в 2010г.;
• Реализовать строительство на основе современных финансовых схем с использованием собственного капитала, кредитов зарубежных частных банков, облигационного займа и углеродных кредитов;
• Осуществить замену старого неэкономичного энергетического оборудования, срок службы которого превысил 40 лет, на новые ПГУ, к.п.д. которых на 70-80% (относительных) выше;
• Оптимально использовать при создании новых ПГУ существующую строительную площадку и инфраструктуру СУ ГРЭС.[17]
Сильные стороны Проекта:
• Востребованность Проекта в связи с дефицитом электрической мощности в регионе;
• Наивысшая эффективность производства электроэнергии и тепла. Снижение потребления топлива почти в два раза по сравнению с существующими энергоблоками СУ ГРЭС, в условиях растущих цен на газ.
• Снижение выбросов загрязняющих атмосферу веществ и СО2 почти в два раза.
• Высокая степень готовности строительной площадки и инфраструктуры;
• Ввод блока не требует дополнительного сетевого строительства;
• Высокая квалификация и заинтересованность персонала станции;
• Поддержка региональных властей. [17]
Слабые стороны и риски Проекта:
• Длительный срок окупаемости проекта при существующем низком тарифе на электроэнергию и тепло;
• Высокая стоимость проекта;
• Вероятность удорожания проекта;
•Высокие требования к качеству эксплуатации и к уровню эксплуатационного персонала.
Стратегия реализации Проекта
· Разработка Бизнес-плана по внедрению ПГУ-410.
· Научно-техническое обоснование проекта и его сопровождение
· Разработка Feasibility Study и концептуального проекта 4-ой очереди СУ ГРЭС.
· Разработка ТЭО (Проекта) на создание ПГУ и его утверждение.
· Проведение конкурсных торгов (тендеров) для выбора:
o поставщиков основного оборудования;
o генпроектировщика;
o генподрядчика.
· Заключение необходимых договоров и контрактов.
· Изготовление и поставка оборудования.
· Разработка рабочей документации
· Строительно-монтажные работы
· Обучение эксплуатационного персонала
· Пусконаладочные работы и гарантийные испытания.
· Пуск в эксплуатацию
Таблица 3.1 - Основные статьи затрат по проекту
Статьи расходов Млн. руб. Разработка предпроектной документации и проектно-изыскательские работы 1067 Управление Проектом и его техническое сопровождение 845 Закупка оборудования, строительно-монтажные работы и прочие затраты в 8955 Итого 10 867Таблица 3.2 - Суммарные капиталовложения в оборудование и строительно-монтажные работы
Наименование затрат Млн.руб. Строительно-монтажные работы 2165 Оборудование 5205 Вспомогательное оборудование и прочие затраты 1585 Итого 8955
Капитальные вложения (без НДС):
1 год (2007 г) - 2 100 млн. руб.
2 год (2008 г) - 1 562 млн. руб.
3 год (2009 г) - 4 780 млн. руб.
4 год (2010 г) - 2 425 млн. руб.[17]
Итого: 10 867 млн. руб.
3.2 Оценка эффективности инвестиционного проекта
Ниже представлены основные показатели проекта ПГУ-410 , такие как: установленная мощность, число часов использования установленной мощности, а так же остальные основные показатели проекта.
Таблица 3.3 - Основные показатели проекта
Наименование показателя Единица измерения Величина Установленная мощность МВт 410 Число часов использования установленной мощности часы2010год - 2292
2011год и далее - 5500
Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию гр/кВтч 220 Расход электроэнергии на собственные нужды % 2,2 Низшая теплота сгорания газа ккал/м3 8248 Низшая теплота условного топлива ккал/м3 7000 Цена природного газа ФСТ руб/тыс. м3 3335 Цена на мощность (2007 г) руб/МВт мес 550 000 Налоговые ставки Ставка налога на имущество % 2,2 Ставка НДС % 18,0 Ставка налога на прибыль % 24,0 . ЕСН % 26,0
Выработка электроэнергии на ПГУ-410
Годовая выработка электроэнергии рассчитывается по формуле:
Эгпгу=Ny*hy(3.1)
Где Ny - установленная мощность ПГУ, hy - число часов использования электрической мощности.
В 2010 году: Эгпгу=410* 2292 = 939 720 МВт • ч,
Отпуск электроэнергии рассчитывается с учетом потерь на собственные нужды станции:
Эг,опгу=Эгпгу*(1-Эсн)(3.2)
В 2010 году: Эг,опгу=939720*(1-0,022)=919046,16 МВтч
Таблица 3.4 - Выработка и отпуск электрической энергии
Год 2010 2011 2012 2013 … 2035 Выработка эл. энергии,ГВт 939,7 2 255,0 2 255,0 2 255,0 2 255,0 2 255,0 Отпуск эл. энергии, ГВт 919,0 2 205,4 2 205,4 2 205,4 2 205,4 2 205,4
Расчет себестоимости электроэнергии
Себестоимость производства электроэнергии на ПГУ, руб./кВтч, определяется по следующей формуле:
Sээпгу= Ипгу*108/ Эг,опгу(3.3)
Где Ипгу - годовые эксплуатационные затраты на производство электроэнергии на ПГУ складываются из следующих составляющих:
Ипгу = Ит + Иам + Ирем + Изп| + Ипр(3.4)
Где Ит - годовые затраты на топливо, млн. руб./год
Иам - годовые амортизационные отчисления, млн. руб./год
Ирем - годовые затраты на ремонт оборудования, млн. руб./год
Изп - заработная плата эксплуатационного персонала с начислениями и единый социальный налог (ЕСН), млн. руб./год
Ипр - прочие годовые производственные затраты, млн. руб./год[17]
Годовые затраты на топливо
Годовые затраты на топливо могут быть рассчитаны следующим образом:
Ит=(Вутпгу*7000/QHP)*(1+λп/100)*Цт*10-6(3.5)
Где Вутпгу - расход условного топлива на ПГУ, тут/год
QHP = 8248 ккал/м3 - низшая теплота сгорания газа
λп = 0,1% - потери топлива при транспортировке
Цт - цена природного газа, устанавливаемая ФСТ
Расход условного топлива на парогазовой установке рассчитывается
по следующей формуле:
Вутпгу=bут*Эгпгу(3.6)
Где bут = 220 гр/кВтч - удельный расход условного топлива на ПГУ, тут/год
Эгпгу - годовая выработка электроэнергии.
В 2010 году: Вутпгу=220*939,720=206738,4 тут
Таблица 3.5 - Расход условного топлива
Год 2007 2008 2009 2010 2011 … 2035 Расход условного топлива, тут - - - 206 738,4 496 100 496 100 496 100Цена природного газа по данным ФСТ в 2008 году составляет 3335 руб./тыс.м, цены на последующие годы составляются на основе «Прогноза социально-экономического развития Российской Федерации», разработанный МЭРТ РФ:
Таблица 3.6 - Прогнозные цены на природный газ
Год 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Цена природного газа, руб./тыс.м3 3 335,0 4 168.8 5 313.5 6 501,8 6 950,4 7 325,7 7 684 Год 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Цена природного газа, руб./тыс.м3 8 021,6 8 359,0 8 697,0 9 035,4 9 351,6 9 678,9 10017 Год 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Цена природного газа, руб./тыс.м3 10 368,3 10 731,2 11 106,8 11 495 11 897,8 12314,3 12 745 Год 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Цена природного газа, руб./тыс.м3 13 191 13 653 14 130.9 14 625,5 15 137 15 667,2 16215 16 783В итоге получаем годовые затраты на топливо в 2010 году:
Ит=(206738,7000/8248)*(1+0,1/100)*6501,8*10-6=1141,9 млн. руб.
Таблица 3.7 - Годовые затраты на топливо до 2035 года
Год 2010 2011 2012 2013Годовые затраты на
топливо ,млн. руб.
1141,9 2929,3 3118,3 3303,9 — 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Годовые затраты на топливо , млн. руб. 3483,2 3666,0 3852,4 4042,3 4225,6 4417,2 4571,8 Год 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027Годовые затраты на
топливо , млн. руб.
4731,8 4897,5 5068,9 5246,3 5429,9 5619,9 5816,6 Год 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035Годовые затраты на
топливо млн. руб.
6020,2 6230,9 6449,0 6674,7 6908,3 7150,1 7400,4 7659,4Годовые затраты на амортизацию
Годовые затраты на амортизационные отчисления укрупнено определяются по следующей формуле:
Иам=Hам/100*Кпгу(3.7)
Где Нам = (1 /25)-100 = 4% - норма амортизационных отчислений при линейном способе начисления амортизации.
Кпгу = 10 867 млн. руб. - капитальные вложения в ПГУ
Т.к. ПГУ вводится в эксплуатацию в июле 2010 года, то в 2010 амортизационные отчисления будут:
Иам=(4/100)*10867*(6/12)=217,35 млн.руб
Таблица 3.8 - Амортизационные отчисления.
Год 2007 2008 2009 2010 2011 … 2035 Амортизационные отчисления, млн.руб. - - - 217,35 434,7 434,7 434,7Заработная плата эксплуатационного персонала
Заработанная плата ориентировочно может быть рассчитана по формуле:
Изп=nэкс*Фзп*nмес(3.8)
Где nэкс= 80 чел. - численность эксплуатационного персонала на ПГУ
Фзп = 25 200 руб./чел. мес. - среднемесячный фонд заработной платы (с учетом ЕСН) в 2007 году.
nмес - количество месяцев эксплуатации в году (в 2010 году nмес = 6)
В итоге в 2007 году получаем:
Ит = 80 • 25200- 12 = 24,2 млн. руб./год
Для последующих лет эксплуатации заработная плата прогнозируются на основе «Прогноза социально-экономического развития Российской Федерации», разработанного МЭРТ РФ.
Таблица 3.9 - Заработная плата персонала
Год 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013Заработная плата,
млн. руб.
24,2 25,7 27,1 14,2 29,9 31.4 32,8 Год 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020Заработная плата,
млн. руб.
34,2 35,7 37,1 38,6 39,9 41,3 42,7 Год 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027Заработная плата,
млн. руб.
44,2 45,8 47,4 49,1 50,8 52,5 54,4 Год 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Заработная плата, млн. руб. 56,3 58,3 60,3 62,4 64,6 66,9 69,2 71,6В итоге получаем годовые эксплуатационные затраты на производство электроэнергии на ПГУ.
Таблица 3.10 - Годовые эксплуатационные затраты
Год 2007 2008 200 2010 2011 2012 2013 Годовые затраты, млн.руб. - - - 1447,0 3541,5 3733,7 3922,4 Год 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Годовые затраты, млн. руб. 4 104,9 4 290,9 4 480,4 4 673,5 4 859,9 5 054,5 5 212,3 Год 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Годовые затраты, млн. руб. 5 375,5 5 544,5 5 719,4 5 900,4 6 087,8 6 281,7 6 482,4Год
2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Годовые затраты, млн. руб. 6 690,1 6 905,1 7 127,6 7 357,9 7 596,2 7 842 8 098,2 8 362,5Таким образом, себестоимость электрической энергии, производимой на парогазовой установке в 2010 году: Sээпгу=(1447,0*103)/919,0=1574,5 руб/МВтч.[17]
Таблица 3.11 - Себестоимость электроэнергии
Год 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Себестоимость эл. энергии, руб./МВтч - - - 1 574,5 1 605,9 1 676,2 1 743,5 Год 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Себестоимость эл. энергии, руб./МВтч 1 806,6 1 869,7 1 933,0 1 996,3 2 055,4 2 1 16,5 2 182,6 Год 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Себестоимость эл. энергии, руб./МВтч 2 251,0 2 321,7 2 394,9 2 470,7 2 549,2 2 630,4 2 714,4 Год 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Себестоимость эл. энергии, руб./МВт-ч 2 801,4 2 891,4 2 984,6 3 081,0 3 180 3 284 3 391,1 3 501,7
Далее представлен базовый вариант расчета основных показателей финансово-экономической эффективности проекта, а именно: срок окупаемости, внутренняя норма доходности, чистая приведенная стоимость, рентабельность продуктов.
Таблица 3.12 - Отчет о прибылях и убытках
Исходя из отчета о прибылях и убытках видно, что только в 2015 году выручка по проекту становиться положительной и начинает расти, что сопровождается ростом себестоимости продукции. Рост себестоимости продукции вызван ростом цен на топливо. Далее с 2015 года и до конца жизненного цикла проекта выручка стабильно растет, что видно в отчете о прибылях и убытках.
Таблица 3.13 - Баланс
Исходя из баланса видно, что суммарные оборотные активы выходят на положительный уровень к 2025 году, что обусловлено характерностью проектов такого типа.
Таблица 3.14 - Движение денежных средств
Суммарный денежный поток по проекту становиться положительным начиная с 2015 года. И к концу проекта он составляет 11 400 тыс. млн. руб., что видно исходя из таблицы движения денежных средств и графика изменения чистого денежного потока, представленного ниже.
Рисунок 3.1 - Изменение чистого денежного потока
Ниже представлены основные финансовые показатели проекта и их изменение в течение жизненного цикла проекта.
Таблица 3.15 - Финансовые показатели проекта
Исходя из таблицы видно, что все финансовые показатели проекта имеют тенденцию к выходу на положительный уровень и стабильному росту. Отсюда и вытекают следующие значения показателей NPV и IRR:
· NPV=3122 млн. руб.
· IRR=7%
Срок окупаемости проекта составляет 18 лет, что видно на следующем графике.
Рисунок 3.2 - График окупаемости проекта
Так же ниже представленная рентабельность продуктов проекта и ее изменение в течение проекта.
Таблица 3.16 - Изменение рентабельности продуктов
Видно, что рентабельность продуктов так же имеет тенденцию к росту, что обусловлено ростом всех остальных показателей. Таким образом, средняя рентабельность продуктов составляет 40,41%.
Таким образом, подводя итоги анализа финансово-экономической эффективности проекта можно сказать, что проект имеет срок окупаемости равный 18 годам, что характерно для проектов такого типа и масштаба. Чистая приведенная стоимость проекта равна 3112 млн. руб, а внутренняя норма рентабельности проекта равна 7%, что так же характерно с учетом специфики инвестиционных проектов электроэнергетической отрасли. В целом, по всем показателям, таким как, коэффициент ликвидности, коэффициент рентабельности, коэффициент деловой активности, рентабельность продаж проекта наблюдается стабильная тенденция роста, что видно исходя из выручки предприятия, а также его баланса. Поэтому данный инвестиционный проект можно смело назвать эффективным и прибыльным, что доказано выше.
Ниже представлены варианты развития проекта и его основных показателей эффективности с учетом изменения тех или иных критериев расчета, например, с учетом увеличения тарифов на 10% или ростом цены на топливо на 5%.
Таблица 3 .17 - Варианты развития инвестиционного проекта ПГУ-410
Вариант расчета PBP, гг. NPV, тыс. млн руб. IRR,% WACC,с учетом активов на конец проекта Средняя рентабельностьпо продуктам% 1. Базовый вариант 18 3122 7 5491 40,41 2. Увеличение отпуска эл/энергии на 10% 16,9 3732 8 6159 41,97 3. Увеличение тарифа на эл/энергию на 10% 14,2 6988 14 9390 42,68 4. Увеличение платы за уст/ мощность на 10% 17,4 3622 8 5995 40,3 5. Увеличение стоимости топлива на 10% 22,1 354 2 2263 38,52 6. Увеличение удельного расхода топлива на 10% 23 403 3 2260 38,51 7. Уменьшение отпуска эл/энергии на 10% 19,2 2511 6 4823 39,76 8. Уменьшение тарифа на эл/энергию на 5% 20,9 1189 4 3541 39,09 9. Уменьшение платы за уст/мощность на 10% 19 2699 6 4986 39,6 10. Уменьшение стоимости топлива на 10% 15 6379 13 8724 42,31 11. Уменьшение удельного расхода топлива на 10% 15,3 6225 12,7 8421 42,2 Вариант расчета PBP, гг. NPV, тыс. млн руб. IRR,% WACC,с учетом активов на конец проекта Средняя рентабельностьпо продуктам% 12. Увеличение отпуска эл/энергии, тарифов, стоимости топлива на 10%. Уменьшение уд/расхода топлива на 10% 12,9 8846 17 11310 43,34 13. Увеличение тарифов на 10%, стоимости топлива на 10%, удельного расхода топлива на 5%. Уменьшение отпуска эл/энергии на 5% 20 2198 5 4611 39Итак, проанализировав различные варианты развития проекта, можно сделать вывод о том, изменение каких критериев оказывают наибольшее влияние на стоимостные показатели проекта. Наименьший срок окупаемости и наибольшее значение чистой приведенной стоимости проекта наступает в следующих случаях: при увеличении тарифов; уменьшении стоимости топлива; уменьшении удельного расхода топлива. А так же в случае увеличении отпуска электроэнергии, тарифов, стоимости топлива и уменьшении удельного расхода топлива. Последний вариант является наиболее эффективным и прибыльным среди всех. А наибольший срок окупаемости и наименьшая приведенная стоимость проекта наступает в следующих случаях: когда увеличивается удельный расход топлива, стоимость топлива или когда уменьшаются тарифы на электроэнергию. А так же в комбинированном случае,
когда увеличиваются тарифы, стоимость топлива и удельный расход, а отпуск энергии уменьшается. Случаи с увеличением удельного расхода и увеличением стоимости топлива являются наименее эффективными с финансово-экономической точки зрения.
3.3 Влияние внедрения проекта на стоимостные показатели работы станции
Для того чтобы оценить влияние внедрения проекта парогазовой установки мощностью 410 МВт необходимо отследить изменение выручки предприятия с учетом внедрения данного проекта, что и представлено ниже.
Таблица 3.17 - Изменение выручки СУГРЭС с учетом внедрения ПГУ[17]
Выручка, млн. руб. 2010 2015 2020 2025 2030 СУГРЭС* 6900 8800 10100 12500 14050 ПГУ** -226 559 803 1181 1699 СУГРЭС+ПГУ 6677 9359 10903 13681 15749Источник: * - [17] Поваров О.А.Расширение Среднеуральской ГРЭС строительством ПГУ мощностью 410 МВт. Прединвестиционные исследования. 2007.
**- Таблица 3.12. Отчет о прибылях и убытках.
Рисунок 3.3 - Изменение выручки предприятия с учетом внедрения ПГУ-410
Исходя из данной диаграммы видно, что выручка Среднеуральской ГРЭС с учетом внедрения ПГУ-410 вначале уменьшается, а затем имеет тенденцию к стабильному росту, что подтверждают расчеты по проекту. Что еще раз подчеркивает значимость и перспективность данного проекта.
Так же следует отметить, что после внедрения ПГУ-410, установленная мощность предприятия возрастает с 1182 МВт до 1592 МВт. Увеличение установленной мощности станции, выручки, а, следовательно, и других основных показателей работы предприятия окажет большое влияние на повышение конкурентосопобности и стабильности станции, а так же на ее финансово-экономическое положение.
Важно отметить, что положительное развитие станции имеет большое значение не только для собственников и инвесторов, а так же и для Свердловской области в целом, т.к. большинство предприятий отрасли имеют высокий уровень износа оборудования, а, следовательно, и необходимость его обновления с целью поддержания стабильного производства и поставки тепло и электроэнергии.
По оценкам Правительства Свердловской области среднегодовой рост электрических нагрузок в регионе в 2005 – 2010 годах прогнозируется на уровне не менее 5,5%, в период с 2010 до 2015 года – 4,5%.Основной рост электрических нагрузок в промышленности обусловлен развитием черной и цветной металлургии с увеличением к 2010 году промышленного производства стали в 2 раза, меди – в 1,4 раза, алюминия – в 2 раза. Потребность Свердловской области в новых генерирующих мощностях к 2015 году с учетом вывода из эксплуатации исчерпавшего ресурс оборудования достигнет 5000 МВт.
К остальным положительным аспектам влияния внедрения ПГУ-410 на деятельность Среднеуральской ГРЭС можно отнести следующие факторы:
· Замена старого неэкономичного энергетического оборудования
· Снижение себестоимости производства электроэнергии
· Снижение издержек производства
· Снижение выбросов загрязняющих атмосферу веществ
· Повышение энергобезопасности Уральского региона
Таким образом, подводя итоги анализа эффективности инвестиционного проекта строительство парогазовой установки мощность 410 МВт на Среднеуральской ГРЭС, можно сделать следующий вывод: данный проект можно считать эффективным с финансово-экономической точки зрения, о чем свидетельствуют все основные показатели эффективности проекта. Проект призван решить наиболее острую проблему предприятия на современном этапе – высокий уровень износа оборудования. Характерной чертой проекта является длительный срок окупаемости, равный 18 годам, что свойственно проектам такого масштаба. Важно, что проект является значимым с точки зрения перспективного развития не только предприятия, но и отрасли в целом ввиду специфики ее развития и проблем износа оборудования. Исходя из всего вышесказанного, невозможно недооценить значимость проекта, как для инвестора, так и для региона в целом.
Глава 4. Безопасность жизнедеятельности
Введение
Безопасность жизнедеятельности в условиях производства неразрывно связана с понятием безопасности труда. Безопасность труда (охрана труда) – это система сохранения жизни и здоровья персонала, включающая правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия.
Одним из важнейших направлений охраны труда на предприятиях является обеспечение работников инструкциями по охране труда.
Инструкция по охране труда - нормативный акт, устанавливающий требования по охране труда при выполнении работ в производственных помещениях, на территории предприятия, на строительных площадках и в иных местах, где производятся эти работы или выполняются служебные обязанности.
Утверждённые инструкции для работников учитываются службой охраны труда предприятия в журнале учёта. Надзор и контроль за соблюдением правил и инструкций по охране труда осуществляется федеральными органами надзора.
Государственный надзор за охраной труда в РФ возложен на Федеральную инспекцию труда при Министерстве труда РФ, действующую в соответствии с положением Правительства РФ «О Федеральной инспекции труда».
Общественный контроль осуществляют профсоюзы или иные представительные органы. Действующее законодательство в области охраны труда обеспечивает экономическую заинтересованность работодателя в улучшении условий и охраны труда. Мероприятия по охране труда обеспечивают и экологический эффект, выраженный в снижении загрязнения воздушной среды, воды и почвы, а также в сохранении здоровья самого человека, являющегося главным объектом экологии.
4.1 Краткая характеристика ОАО «Энел» «ОГК-5» филиал «Среднеуральская ГРЭС»
Среднеуральская ГРЭС (СУГРЭС) является градообразующим предприятием и находится в центре энергетических нагрузок Урала. Она является одной из крупнейших электростанций Свердловской области и входит в состав ОАО «ОГК-5», основным акционером которой является итальянская компания Enel, которой принадлежат более 55% акции ОАО «ОГК-5». Генератор ОГК-5 стал первой частной компанией в российской энергетике, выделившись 4 сентября 2007 года (одновременно с ТГК-5) из структуры демонтирующегося РАО «ЕЭС России».
Почтовый адрес: 624070, г. Среднеуральск Свердловской области, ул. Ленина, 2.
Основными направлениями хозяйственной деятельности Среднеуральской ГРЭС являются:
- производство электрической энергии;
- производство тепловой энергии;
- производство химически очищенной воды для подпитки теплосети.
В настоящее время установленная электрическая мощность электростанции 1181,5 МВт, в том числе мощность ГТРС 11,5 МВт, располагаемая тепловая мощность 1 327 Гкал, производительность водоподготовки 5 200 т/час.
Среднеуральская ГРЭС поставляет тепловую энергию в ОАО «ТГК-9», которая доводит ее до потребителей городов Верхней Пышмы, Екатеринбурга, Березовского и в ООО «Теплоцентраль» для обеспечения теплоэнергией г.Среднеуральска. Свыше 90% поставок тепла потребляет бытовой сектор и около 4 % промышленные предприятия.
Следует отметить, что, начиная с 2007 года, на предприятии идет строительство Парогазовой установки мощностью 410 МВт. Планируемый запуск ПГУ намечен на июнь 2010 года. На данном этапе происходит подготовка к пуску оборудования.
Среднеуральская ГРЭС относится к электроэнергетическому комплексу, работа в котором связана с повышенным риском и высокой ответственностью за соблюдение правил техники безопасности. Только четкое следование инструкциям по проведению работ на производстве позволит сохранить жизнь и здоровье. [17]
Среднеуральская ГРЭС имеет офисные и производственные помещения. Офисные помещения площадью 450 кв.м располагаются в г. Среднеуральске.
Предприятие относится к предприятиям четвертого класса с санитарно-защитной зоной в 100м.
Основное направления ветра вблизи предприятия:
Роза ветров района размещения рассматриваемого предприятия представлена в табл. 4.1.
Таблица 4.1 – Роза ветров в районе расположения производства Среднеуральской ГРЭС
Направление ветра С Ю З В С-В С-З Ю-В Ю-З Штиль Встречаемость, % 16 7 20 8 3 17 7 10 2Помещения, где производятся работы по подготовке к пуску оборудования – цех. Его площадь составляет 1000 м2, численность рабочих 35 чел., в том числе и инженерно-технический персонал (5 чел). Параметры микроклимата: температура: 20°С, относительная влажность 70% , скорость воздуха 0.2 м/с.
Для поддержания вышеуказанных условий микроклимата на территории цеха применяется система кондиционирования и вентиляции смешанного типа.[19]
Показатели условий труда в рабочей зоне приведены в табл. 4.2:
Таблица 4.2 - Показатели условий труда в рабочей зоне
Наименование профессии Категория тяжести работ Параметры микроклимата, факт/норм. Освещенность, факт/норм, лк Наименование вредного вещества Концентрация вредного вещества, факт/норм, мг/м3 Наименование энергетического воздействия на среду Уровень энергетического воздействия Площадь, приходящаяся на 1 работающего, факт/норм, м2 Объем помещения, приходящегося на 1 Степень риска Примечание Температура,°С Относительная влажность, % Скорость воздуха, м/с Теплоизлучение, Вт/м21) Главный инженер
2) Инженер технолог
3) Главный мастер
4) Рабочий персонал
1а
IIа
1б
IIб
21-23/ 22-24
21-25/ 19-21
21-25/ 19-21
23-25/ 19/21
50-55/ 60-40
50-55/ 60-40
40-55/ 60-40
35-40/60
0.3/0.1
0.3/0.2
0.3/0.1
0.3/0.2
-
-
-
-
300/400
500/400
500/400
600/400
Кремне-земсодер-жащая пыль
Окись железа
0.3/0.4
3.2/4.0
Шум 20дБ10/6
10/6
10/6
20/6
20/20
20/20
20/20
20/20
0.06Таблица 4.3 - Анализ травматизма на предприятии
Показатель Формула 2008 2009 Количество работающих Р 25 32 Число несчастных случаев Т 1 2 Число дней нетрудоспособности Д 15 47 Коэффициент частоты несчастных случаев Кч = 1000*Т/Р 40 62.5 Коэффициент тяжести травм Kт=Д/Т 25 23.5 Коэффициент общего травматизма Kобщ=Kч*Kт 1000 1468.75 Степень риска R=T/P 0.04 0.0625Объектом исследования в дипломной работе является планово экономический отдел. Поэтому остановимся на нем подробнее.
Отдел является самостоятельным структурным подразделением предприятия, подчиняется непосредственно коммерческому директору и руководствуется в своей деятельности действующими на предприятии регламентами, указаниями и приказами, утвержденными планами работ.
Целью деятельности ПЭО является руководство работой по экономическому планированию на предприятии, направленному на организацию рациональной хозяйственной деятельности, выявление и использование резервов производства с целью достижения наибольшей результативности в деятельности предприятия.
Основные задачи персонала ПЭО:
· Планирование финансовой и хозяйственной деятельности филиала;
· Расчет цен на все виды продукции, реализуемые филиалом;
· Организация работы по закупочной деятельности филиала в целях обеспечения целевого и эффективного расходования денежных средств и получения экономически обоснованных затрат;
· Проведение экономического анализа деятельности предприятия и участие в разработке мероприятий по эффективному использованию производственных мощностей, материальных и трудовых ресурсов, повышению рентабельности производства.
На Среднеуральской ГРЭС, как и на многих других предприятиях, работники сталкиваются с опасными и вредными факторами. Опасным называется производственный фактор, воздействие которого на работающего человека в определенных условиях приводит к травме или другому внезапному резкому ухудшению здоровья. Если же производственный фактор приводит к заболеванию или снижению трудоспособности, то его считают вредным.
Каждый работник ПЭО имеет свое постоянное рабочее место (где согласно ГОСТ 12.1.005-88, работающий находится большую часть своего рабочего времени - более 50% или более 2 часов непрерывно), оснащенное персональным компьютером, за которым работник проводит практически все 8 часов рабочего времени. В связи с этим фактом, главным источником опасности в планово экономическом отделе является именно персональный компьютер.
4.2 Безопасность проекта
Требования к ПЭВМ
Все ПЭВМ на рабочих местах соответствуют требованиям настоящих санитарных правил, и каждый их тип подлежит санитарно-эпидемиологической экспертизе с оценкой в испытательных лабораториях, аккредитованных в установленном порядке.[19]
Основные требования к ПЭВМ заключаются в соответствии фактических уровней звукового давления, электромагнитных полей, концентрации вредных веществ, выделяемых ПЭВМ, а также визуальных параметров устройств отображения информации, и непосредственно особенностей конструкций, их нормативным соответствующим.
1. Сравнение допустимого уровня звукового давления и уровней звука, создаваемого ПЭВМ с фактических уровнем.
Таблица 4.4 - Сравнение допустимого уровня звукового давления и уровней звука
Уровни звукового давления в октавных полосах со среднегеометрическими частотами Уровни звука в дБА Допустимый уровень Фактический уровень Допустимый уровень Фактический уровень 250 Гц 250 Гц 50 45 54 дБ 45 дБ2. Сравнение допустимого уровня электромагнитных полей (ЭМП), создаваемых ПЭВМ с фактических уровнем.
Таблица 4.5 - Допустимый уровень электромагнитных полей
Наименование параметров Допустимый уровень Фактический уровень Напряженность электрического поля в диапазоне частот 5 Гц - 2 кГц 25 В/м 20 В/м Плотность магнитного потока в диапазоне частот 5 Гц - 2 кГц 250 нТл 235 нТл Электростатический потенциал экрана видеомонитора 500 В 450 В3. Сравнение допустимых визуальных параметров устройств отображения информации с их фактическим значением.
Таблица 4.6 - Допустимые визуальные параметры устройств отображения
Параметры Допустимые значения Фактические значения Яркость белого поля Не менее 35 кд/кв.м 45 кд/кв.м. Неравномерность яркости рабочего поля Не более +-20% 5% Контрастность (для монохромного режима) Не менее 3:1 3:1 Временная нестабильность изображения (непреднамеренное изменение во времени яркости изображения на экране дисплея) Не должна фиксироваться не фиксируетсяЧастота обновления изображения на дисплее при всех режимах разрешения экрана составляет 70 Гц.
4. Концентрации вредных веществ, выделяемых ПЭВМ в воздух помещений, не превышает предельно допустимых концентраций, установленных для атмосферного воздуха.
5. Мощность экспозиционной дозы мягкого рентгеновского излучения в любой точке на расстоянии 0,05 м от экрана при любых положениях регулировочных устройств не превышает 1 мкЗв/час (100 мкР/час), что соответствует необходимым нормативам.
6. Конструкция ПЭВМ обеспечивает возможность поворота корпуса в горизонтальной и вертикальной плоскости с фиксацией в заданном положении. Дизайн ПЭВМ имеет окраску корпуса в спокойные мягкие тона с диффузным рассеиванием света. Корпус ПЭВМ, клавиатура и другие блоки имеют матовую поверхность с коэффициентом отражения 0,55, при необходимых нормативах 0,4-0,6. Блестящие детали, способные создавать блики – отсутствуют.
Требования к помещениям для работы с ПЭВМ:
1. Офисное помещение имеет естественное и искусственное освещение. Окна в помещении кабинета, где эксплуатируется вычислительная техника, ориентированы на северо-запад.
2. Площадь на одно рабочее место пользователей ПЭВМ с ВДТ на базе плоских дискретных экранов, использующихся для работы в ОСУ составляет 4,5 м2 при нормативе не менее 4,5 м2.
3. Для внутренней отделки интерьера рабочего помещения использованы диффузно-отражающие материалы с коэффициентом отражения:
· для потолка - 0,7 (при нормативе 0,7-0,8);
· для стен - 0,5 (при нормативе 0,5-0,6);
· для пола - 0,4 (при нормативе 0,3-0,5).
Требования к микроклимату, содержанию аэроионов и вредных химических веществ в воздухе на рабочих местах, оборудованных ПЭВМ
Требования к параметрам микроклимата производственного помещения прописаны в СанПиН 2.2.4.548-96.
Данный стандарт дает определение оптимальным условиям микроклимата.
Оптимальные микроклиматические условия установлены по критериям оптимального теплового и функционального состояния человека. Они обеспечивают общее и локальное ощущение теплового комфорта в течение 8-часовой рабочей смены при минимальном напряжении механизмов терморегуляции, не вызывают отклонений в состоянии здоровья, создают предпосылки для высокого уровня работоспособности и являются предпочтительными на рабочих местах.
1. Сравнение нормативных параметров оптимального микроклимата с их фактическим уровнем.
Таблица 4.7 - Нормативные параметры оптимального микроклимата
Наименование производственного фактора Единицы измерения Нормативный уровень фактора Фактический уровень фактора Теплый период года Температура воздуха 0С 19-21 21 Влажность воздуха % 40-60 50 Скорость движения воздуха м/с 0,2 0,15 Холодный период года Температура воздуха 0С 17-19 18 Влажность воздуха % 40-60 40 Скорость движения воздуха м/с 0,2 0,15И в холодный, и в теплый периоды времени все параметры соответствуют установленным нормативам. Это объясняется высоким уровнем и разнообразием эксплуатируемого оборудования. В помещении имеются, высококачественные радиаторы, надежная система кондиционирования, а также освежитель и ионизатор воздуха.
2. В помещениях ежедневно проводится влажная уборка и систематическое проветривание.
Требования к освещению на рабочих местах, оборудованных ПЭВМ:
1. Рабочие столы в кабинете размещены таким образом, что видеодисплейные терминалы ориентированы боковой стороной к световым проемам и естественный свет падает преимущественно слева и справа.
2. В качестве источников света при искусственном освещении применяются преимущественно люминесцентные лампы типа ЛБ и компактные люминесцентные лампы (КЛЛ).
3. Кроме того, для освещения помещения используются светильники с зеркальными параболическими решетками.
4. Коэффициент запаса для осветительных установок общего освещения равен 1,4, в соответствии с установленными нормативами.
5. Коэффициент пульсации составляет приблизительно 2%, и не превышает установленные 5%.
6. Для обеспечения нормируемых значений освещенности в помещении проводится чистка стекольных рам и светильников не реже двух раз в год, а также своевременная замена перегоревших ламп.
Общие требования к организации рабочих мест пользователей ПЭВМ:
1. Экран видеомонитора находится от глаз пользователя на расстоянии 650 мм (норматив 600-700 мм)
2. Поверхность рабочего стола максимально удовлетворяет всем установленным нормативам с коэффициентом отражения 0,55 (норматив 0,5-0,7) , а его конструкция, учитывая ширину в 1200 мм, глубину 1000 мм и высоту, равную 725 мм обеспечивает оптимальное размещение на рабочей поверхности используемого оборудования с учетом его количества и конструктивных особенностей выполняемой работы.
3. Рабочее место пользователя оборудовано подставкой для ног, с шириной в 350 мм, глубиной 400 мм.
4. Конструкция рабочего стула (кресла) обеспечивает поддержание рациональной рабочей позы в процессе работы на ПЭВМ и позволяет изменять позу с целью снижения статического напряжения мышц шейно-плечевой области и спины для предупреждения развития утомления.
5. Рабочий стул (кресло) оснащен подъемно-поворотным механизмом, что позволяет регулировать высоту и угол наклона сиденья и спинки, а также расстоянию спинки от переднего края сиденья.
6. Поверхность сиденья и спинки является полумягкой, с нескользящим, слабо электризующимся и воздухопроницаемым покрытием, что в свою очередь обеспечивает легкую очистку от загрязнений.
7. Клавиатура располагается на поверхности стола на расстоянии 250 мм от края, обращенного к пользователю, кроме того, рабочий стол оборудован специальной отделенной от основной столешницы, подставкой, регулируемой по высоте рабочей поверхности.
4.3 Пожарная безопасность
Пожарная безопасность – состояние объекта, при котором исключается возможность пожара, а в случае его возникновения предотвращается воздействие на людей опасных факторов пожара и обеспечивается защита материальных ценностей.
Противопожарная защита – это комплекс организационных и технических мероприятий, направленных на обеспечение безопасности людей, на предотвращение пожара, ограничение его распространения, а также на создание условий для успешного тушения пожара.
Пожарная безопасность обеспечивается системой предотвращения пожара и системой пожарной защиты. Во всех помещениях имеется «План эвакуации людей при пожаре», регламентирующий действия персонала в случае возникновения очага возгорания и указывающий места расположения пожарной техники. В каждом отдельном кабинете назначен ответственный по пожарной безопасности, которые действуют в соответствии с Инструкцией по содержанию и применению первичных средств пожаротушения, утвержденной на ОАО «Энел» «ОГК-5» филиал «Среднеуральская ГРЭС».
Пожары в организациях, где используются ПЭВМ, представляют особую опасность, так как сопряжены с большими материальными потерями. Как известно пожар может возникнуть при взаимодействии горючих веществ, окисления и источников зажигания. В помещениях, где расположены работающие ПЭВМ, присутствуют все три основные фактора, необходимые для возникновения пожара.
Горючими компонентами в этом случае являются строительные материалы для акустической и эстетической отделки помещений, перегородки, двери, полы, перфокарты и перфоленты, изоляция кабелей и др. Источниками зажигания могут быть электронные схемы от ПЭВМ, приборы, применяемые для технического обслуживания, устройства электропитания, кондиционирования воздуха, где в результате различных нарушений образуются перегретые элементы, электрические искры и дуги, способные вызвать загорания горючих материалов. В современных ПЭВМ очень высока плотность размещения элементов электронных схем. В непосредственной близости друг от друга располагаются соединительные провода, кабели. При протекании по ним электрического тока выделяется значительное количество теплоты. При этом возможно оплавление изоляции. Для отвода избыточной теплоты от ЭВМ служат системы вентиляции и кондиционирования воздуха. При постоянном действии эти системы представляют собой дополнительную пожарную опасность. К средствам тушения пожара, предназначенных для локализации небольших загораний, относятся пожарные стволы, внутренние пожарные водопроводы, огнетушители, сухой песок, асбестовые одеяла и т. п. Для тушения пожаров на начальных стадиях применяются огнетушители. По виду используемого огнетушащего вещества огнетушители подразделяются на следующие основные группы.
· Пенные огнетушители, применяются для тушения горящих жидкостей, различных материалов, конструктивных элементов и оборудования, кроме электрооборудования, находящегося под напряжением.
· Газовые огнетушители применяются для тушения жидких и твердых веществ, а также электроустановок, находящихся под напряжением.
Основные принципы работы с первичными средствами пожаротушения:
Ø Первичные средства пожаротушения должны размещаться в легкодоступных местах и не должны быть помехой и препятствием при эвакуации персонала из помещений.
Ø Допускается установка огнетушителей в тумбах или шкафах, конструкция которых должна позволять визуально определить тип огнетушителя и осуществить быстрый доступ к нему для использования при пожаре.
Ø Использованные или неисправные огнетушители должны быть немедленно убраны (особенно после пожара) из защищаемого помещения, от технологического оборудования и производственных площадок и заменены исправными.
Ø Размещение огнетушителей и пожарного инвентаря, а также их количество не определяется проектом, а устанавливается руководством соответствующих подразделений объекта или организаций, на основании отраслевых правил пожарной безопасности.
Ø Пожарные щиты должны иметь габаритные размеры не менее 1200х600 мм и должны быть окрашены в соответствии с требованиями государственного стандарта.
Ø Допускается установка пожарных щитов в виде навесных шкафов с закрывающимися дверцами, которые должны позволять визуально определять вид хранящихся средств пожаротушения и инвентаря.
Ø Пожарные топоры, ведра и другой инвентарь предназначены для вскрытия конструкций или растаскивания горящих материалов.
Природопользование и охрана окружающей среды.Выбросы в атмосферу
В настоящее время основными источниками загрязнений атмосферы на предприятии являются открытые стоянки автомобилей, маслохозяйство, перевалочные накопители с торфом, щебнем, отсевом.
Размеры санитарно-защитной зоны (СЗЗ) предприятий устанавливаются в соответствии с их санитарной классификацией, представленной в СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03. Согласно СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03. «Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и других объектов», 2003 г.Размер санитарно-защитной зоны для ОАО «Энел» «ОГК-5» филиал «Среднеуральская ГРЭС»- 100 метров от границ промплощадки.
Сброс загрязняющих веществ в водные объекты
Самостоятельный забор воды из поверхностных и подземных источников и сброс сточных вод в открытые водоемы предприятие осуществляет. Источником водоснабжения производственных подразделений Среднеуральской ГРЭС является Городской водопровод Муниципального предприятия водопроводно-канализационного хозяйства г. Среднеуральска.
Сброс хозяйственно-бытовых стоков осуществляется в сеть хозяйственно-бытовой канализации и самотеком в городской коллектор хозяйственно-бытовой канализации. Отвод ливневых стоков с территорий подразделений неорганизованный.
Условия и способы обращения с отходами. Сбор опасных отходов
В процессе своей деятельности Среднеуральская ГРЭС при производстве продукции сталкивается с опасными отходами. Работа с отходами регламентируется «Инструкцией по сбору, хранению и перевозке твердых бытовых отходов и мусора», «Инструкцией по охране труда при обращении с опасными отходами производства» и «Инструкцией по сбору, хранению, упаковке, транспортированию и приему ртутьсодержащих отходов».
Тарой для сбора, накопления и временного хранения твердых бытовых отходов являются контейнеры; жесткая, прочная, специальная упаковка типа ящика, имеющая специальное приспособление для удобства переноски, перегрузки, крепления и обеспечивающая сохранность содержимого при обычном воздействии факторов окружавшей среды. Не допускаются размещения в контейнерах для ТБО отходов 1,2,3 классов опасности – ламп ртутьсодержащих, промасленных материалов, а также других отходов запрещенных к размещению на свалке ТБО.
При сборе, перевозке, погрузке, хранении опасных отходов, учитываются особенности и степень опасности каждого вида отходов.
При перевозке жидких отходов следят за строго вертикальным положением тары (бочки, емкости пробками вверх), необходимо, чтобы тара была эффективно укупоренной. При перегрузке пылящих, навалочных отходов следует принять необходимые меры по предотвращению запыленности рабочих мест и окружающей территории.
4.4 Выводы
Опираясь на вышеприведенный анализ, нельзя недооценить значимость и актуальность обеспечения безопасности сотрудника и его рабочего места. Работа в энергетической отрасли связана с повышенным риском и высокой ответственностью за соблюдение правил техники безопасности. Только четкое следование инструкциям по проведению работ на производстве позволит сохранить жизнь и здоровье.
Рассмотрев все имеющиеся вредные факторы и сопоставив их нормативные значения с реальными, можно сделать вывод, что данное рабочее место отвечает всем необходимым требованиям, изложенным в нормативных документах. Рабочее помещение относится к категории "В" пожароопасных помещений. Оно отвечает требованиям и является безопасной с пожарной точки зрения.
Необходимая освещенность рабочего места в рабочие часы обеспечивается естественным и искусственным освещением. Микроклимат на рабочем месте вполне удовлетворяет всем нормам в зимний период и в теплое время года. Также проанализирована возможность возникновения чрезвычайной ситуации и меры по обеспечению безопасности людей.
Таким образом, рабочие места сотрудников полностью соответствуют требованиям безопасности, изложенным в соответствующих нормативных документах.
Подводя итог, можно сказать, что организация безопасного труда всего персонала компании постоянно находится в центре внимания руководства Среднеуральской ГРЭС. Рабочие места на производстве ежедневно проверяются инженером по охране труда. В офисных помещениях за безопасностью рабочих мест надзор осуществляет руководитель по управлению персоналом. Ежемесячно в компании проходят дни техники безопасности, целью которых является выявление и устранение нарушений и отступлений от требований охраны труда. В день техники безопасности проводятся показательные допуски ремонтного персонала оперативными дежурными. Основная цель данных мероприятий, а так же всего комплекса мер по обеспечению безопасности жизнедеятельности – сохранить и повысить безопасность работников и предотвратить ошибочные действия, что успешно, а главное стабильно удается на Среднеуральской ГРЭС, что и подчеркивает анализ безопасности данного проекта.
Выводы
Инвестирование представляет собой один из наиболее важных аспектов управления предприятием. Для планирования и осуществления инвестиционной деятельности особую важность имеет предварительный анализ, который проводится на стадии разработки инвестиционных проектов и способствует принятию разумных и обоснованных управленческих решений.
Главным направлением предварительного анализа является определение показателей возможной экономической эффективности инвестиций, т.е. отдачи от капитальных вложений, которые предусматриваются проектом.
Таким образом, экономическая эффективность инвестиционного проекта - это категория, отражающая соответствие инвестиционного проекта целям и интересам его участников.
На основании изученной литературы был произведен расчет эффективности инвестиционного проекта ПГУ-410, а так же решены следующие задачи:
1. Сбор и обобщение материала по оценке эффективности инвестиционных проектов, а именно методы и критерии оценки и специфика оценки проектов для электроэнергетической отрасли.
2. Анализ современного состояния предприятия, его основных показателей и места станции в системе энергетики Свердловской области.
3. Выявление наиболее острых проблем развития предприятия на современном этапе и путей их решения.
4. Оценка коммерческой эффективности внедрения проекта, его сильные и слабые стороны, а так же влияние внедрения проекта на стоимостные показатели работы станции.
Так же на основании изученной литературы можно сделать вывод, что объекты энергетики являются специфическими и многообразными, при оценке экономической эффективности инвестиционных проектов для энергетических объектов необходимо учесть их специфику. Оценка инвестиционных проектов строительства, расширения, реконструкции или технического перевооружения электроэнергетических объектов определяется технологическими особенностями этих объектов, а также системной спецификой совместной работы объектов электроэнергетической отрасли. К этим системным особенностям относятся:
1. Непрерывность и одновременность процессов производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии.
2. Сильная технологическая зависимость функционирования и эффективной работы всех отраслей экономики страны от бесперебойного и полного удовлетворения их потребностей в энергии.
3. Высокая частота протекания процессов, отсюда повышенные требования к автоматизации управления энергетическими установками.
Для проведения исследований и анализа инвестиционных проектов в энергетике необходимо учитывать основные характерные особенности энергообъектов, предполагаемых к сооружению. Энергетическая система представляет собой сложный комплекс взаимосвязанных элементов с многообразными функциями. Традиционно выделение характерных элементов происходит по целому ряду признаков. Прежде всего, по месту в непрерывной цепи энергетического производства энергообъекты делятся на энергогенерирующие и энергопередающие.
На основании анализа современного состояния станции, можно выделить следующие наиболее важные аспекты:
· Станция имеет крайне высокий уровень износа оборудования, что видно исходя из анализа оборудования станции.
· Износ в основном по оборудования станции колеблется от 80 до 100%.
· Необходима срочная модернизация станции с целью улучшения финансово-экономического положения и повышения конкурентоспособности предприятия, а так же стабильности функционирования ГРЭС.
Следовательно, актуальность проекта ПГУ-410 является очевидной для станции, как наиболее эффективный способ обновления оборудования, повышения мощности станции и улучшения экономического положения предприятия.
По результатам оценки финансово-экономической эффективности проекта можно выделить следующие основные моменты:
· проект имеет срок окупаемости равный 18 годам, что характерно для проектов такого типа и масштаба.
· Чистая приведенная стоимость проекта равна 3112 млн. руб.
· Внутренняя норма рентабельности проекта равна 7%, что так же характерно с учетом специфики инвестиционных проектов такого масштаба электроэнергетической отрасли.
Таким образом, подводя итоги оценки эффективности инвестиционного проекта строительства парогазовой установки мощностью 410 МВт на Среднеуральской ГРЭС, можно сделать следующий вывод: данный проект можно считать эффективным с финансово-экономической точки зрения, о чем свидетельствуют все основные показатели эффективности проекта. Проект призван решить наиболее острую проблему предприятия на современном этапе – высокий уровень износа оборудования. Характерной чертой проекта является длительный срок окупаемости, равный 18 годам, что свойственно проектам такого масштаба. Важно, что проект является значимым с точки зрения перспективного развития не только предприятия, но и отрасли в целом ввиду специфики ее развития и проблем износа оборудования. Исходя из всего вышесказанного, невозможно недооценить значимость проекта, как для инвестора, так и для региона в целом.
Список литературы
1. Аудиторское заключение по бухгалтерской отчетности ОАО Энел «ОГК-5» за 2008,2009 гг./ЗАО КПМГ, 2010 – 79с.
2. Барановский А.И. Экономика промышленности: Учебник для Вузов/ Барановский А.И. [и др.] под ред. Н.Н. Кожевникова, Н.В. Пирадовой. Том 2. Часть 1, 2009. – 146с.
3. Барановский А.И. Экономика и управление энергообъектами. Том 2.Часть1: Учебник/ Барановский А.И. Дело,2008. – 127с.4. Бочаров В.В. Инвестиционный менеджмент: Учебник/ Бочаров В.В. Проспект, 2007. Режим доступа: URL: http://www.eup/ru.
5. Буров В.Д.Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учебное пособие/ Буров В.Д. Ремезов А.Н. Цанев С.В. МЭИ, 2007. - 58с.
6. Виленский П.Л.Оценка эффективности инвестиционных проектов: учебник/ Виленский П.Л. В.Н. Лившиц, С.А. Смоляк. Дело, 2008 г. – 204с.
7. Гительман Л.Д. Энергетический бизнес: Учеб. Пособие/ Гительман Л.Д. Ратников Б.Е. - 2-е изд., испр. - М.: Дело, 2006. – 124с.
8. Гончаренко Л.П. Инвестиционный менеджмент: учебное пособие/ Гончаренко Л.П. - М: КНОРУС, 2009 – 296 с.
9. Ершова И.В. Оценка эффективности инвестиционных проектов и их отбор для финансирования: Методические рекомендации/ Ершова И.В.Москва, 2007. – 79с.
10. История парогазового цикла в России. Перспективы развития: сб. начн. тр. Научно-техническая конференция «Энергетическое машиностроение России – новые решения» 28 октября 2009, Москва. НПО "ЦКТИ, 2009. – 39с. 11. Кожевников Н.Н.Экономика и управление в энергетике: Учебник/ Кожевников Н.Н.Феникс, 2008. – 384с.12. Максимова В.Ф. Инвестиционный менеджмент: Учебное пособие/ Максимова В.Ф. Московская финансово-промышленная академия. – М.Дело, 2007. – 158 с.
13. Мелентьев Л.А.Оптимизация развития и управления больших систем энергетики: Учебное пособие/ Мелентьев Л. А. Феникс,1975. – 134с.
14. Нагорная В.Н.Экономика энергетики: Учебное пособие/ Нагорная В.Н. ДВГТУ, 2007. - 157 с.
15. Непомнящий Е.Г.Инвестиционное проектирование: http://www.keconomy.tsure.ru/person/nepomn/nepomn.htmlУчебное пособие/ Непомнящий Е.Г. ТРТУ, 2008. – 147 с.
16. Орлов А.И. Менеджмент [Электронный ресурс]: учебник /Орлов А.И.- М.Изумруд, 2009. – Режим доступа: URL: http://www.aup.ru/books/m151/
17. Поваров О.А.Расширение Среднеуральской ГРЭС строительством ПГУ мощностью 410 МВт. Прединвестиционные исследования: Бизнес план/ Поваров О.А. АО «Наука», 2007г. 156 с.
18. Попков В. П. Организация и финансирование инвестиций: Учебное пособие/ Попков В. П.Семенов В.П. – СПб. 2008.- 101с.
19. Реализация проекта «Строительство ПГУ-410 на СУГРЭС»: Аналитическая записка/ ОАО «Энел» ОГК-5 филиал «Среднеуральская ГРЭС», 2009. – 54с.
20. Рогалёв Н.Д. Экономика энергетики: Учебник/ Рогалёв Н.Д. Москва, МЭИ. 2006. – 178с.
21. Савицкая Г.В. Анализ хозяйственной деятельности предприятия: Учебное пособие для ВУЗов/ Савицкая Г.В. - Минск: ИП «Эко-перспектива», 2008, - 498 с.
22. Савчук В.П. Оценка эффективности инвестиционных проектов: Учебник/ Савчук В. П.Феникс, 2007. – 103с.
23. Самсонов В.С.Экономика предприятий энергетического комплекса: Учебник/ Самсонов В.С.Дело, 2008. – 198с.
24. Флаксерман Ю.Н.Экономика энергетики СССР: Учебное пособие/ Флаксерман Ю. Н. Чернухин А.А. - М.Энергия, 1970. — 328с.
25. Хант С.П.Конкуренция и выбор в энергетике: Учебное пособие для вузов/Хант С.П. Шаттлуорт Т.А. Альта,2006. – 208с.
26. Чуб Б.А.Управление инвестиционными процессами в регионе: Учебное пособие для вузов/ Чуб Б. А. – М.БУКВИЦА, 2009, - 186с.
27. Шабалин А.Н. Инвестиционное проектирование: учебное пособие/ Шабалин А.Н. Московская финансово-промышленная академия. 2007г. – 139с.
Приложение А
БИЗНЕС-ПЛАН ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА
Предприятие ОАО «Энел ОГК-5» филиал Среднеуральская ГРЭС
Адрес 624070, г. Среднеуральск Свердловской области, ул. Ленина, 2.
Конфиденциально
Просьба вернуть, если Вас
не заинтересовал проект
Название проекта: «Строительство парогазовой установки мощностью 410 МВт на Среднеуральской ГРЭС»
Руководитель предприятия: Тарасов Борис Евгеньевич
Дата начала реализации проекта “15” января 2007г.
Раздел 1 Резюме проекта
1. Суть проекта: расширение «Среднеуральской ГРЭС» с созданием замещающей мощности на базе современного комбинированного энергоблока ПГУ-410 направлено на обновление оборудования, повышение конкурентоспособности станции за счет роста эффективности производства и увеличения выработки электроэнергии.
2. Эффективность проекта: К основным сильным сторонам парогазовой установки можно отнести следующее:
- Парогазовые установки имеют электрический КПД порядка 51—58 %
- Снижение выбросов парниковых газов
- Существенно меньший расход воды по сравнению с классическими паровыми установками
- Снижение себестоимости производства электроэнергии
Что касается проекта ПГУ-410 на Среднеуральской ГРЭС, то основными преимуществами данного проекта с учетом специфики станции являются:
- Замена оборудования, выработавшего свой парковый ресурс
- Повышение конкурентоспособности электростанции на рынке электро- и теплоэнергии
- Повышение энергобезопасности Уральского региона
- Улучшение финансово-экономического положения предприятия
Преимущества площадки Среднеуральской ГРЭС:
Ø Наличие развитой инфраструктуры с возможностью использования действующих общестанционных систем и коммунникаций.
Ø Возможность размещения ПГУ-410 на территории ГРЭС
Ø Обеспечение газом от действующей ГРС.
Ø Наличие существующего источника водоснабжения – о.Исетское.
Ø Наличие дефицита мощности в ОЭС Урала, стабильный рост
энергопотребления.
3. План действий:
· Разработка Бизнес-плана на создание ПГУ-410.
· Научно-техническое обоснование проекта и его сопровождение
· Разработка Feasibility Study и концептуального проекта 4-ой очереди СУ ГРЭС.
· Разработка ТЭО (Проекта) на создание ПГУ и его утверждение.
· Проведение конкурсных торгов (тендеров) для выбора:
o поставщиков основного оборудования;
o генпроектировщика;
o генподрядчика.
· Заключение необходимых договоров и контрактов.
· Изготовление и поставка оборудования.
· Разработка рабочей документации
· Строительно-монтажные работы
· Обучение эксплуатационного персонала
· Пусконаладочные работы и гарантийные испытания.
· Пуск в эксплуатацию
4. Финансирование: проект финансируется за счет собственных средств компании «Энел».
Раздел 2 Сведения о предприятии и отрасли
1. Общие сведения о предприятии: Среднеуральская ГРЭС (СУГРЭС) является градообразующим предприятием и находится в центре энергетических нагрузок Урала. Она является одной из крупнейших электростанций Свердловской области и входит в состав ОАО «ОГК-5», основным акционером которой является итальянская компания Enel, которой принадлежат более 55% акции ОАО «ОГК-5». Генератор ОГК-5 стал первой частной компанией в российской энергетике, выделившись 4 сентября 2007 года (одновременно с ТГК-5) из структуры демонтирующегося РАО «ЕЭС России».
2.Проблемы предприятия на современном этапе развития: Оборудование станции имеет предельно высокий уровень износа, что является на современном этапе развития станции наиболее важной и актуальной проблемой, которая требует срочного решения, а именно привлечение инвестиций для строительства и ввода в эксплуатацию нового оборудования с целью обновления и замены старого, а так же повышения конкурентоспособности предприятия.
3. Кадровый состав: В настоящее время среднесписочная численность персонала Среднеуральской ГРЭС составляет 793 человека.
4. Направления деятельности: Основными направлениями хозяйственной деятельности Среднеуральской ГРЭС являются:
- производство электрической энергии;
- производство тепловой энергии;
- производство химически очищенной воды для подпитки теплосети.
В настоящее время установленная электрическая мощность электростанции 1181,5 МВт, в том числе мощность ГТРС 11,5 МВт, располагаемая тепловая мощность 1 327 Гкал, производительность водоподготовки 5 200 т/час.
5. Отрасль экономики и ее перспективы: По оценкам Правительства Свердловской области среднегодовой рост электрических нагрузок в регионе в 2005 – 2010 годах прогнозируется на уровне не менее 5,5%, в период с 2010 до 2015 года – 4,5%.Основной рост электрических нагрузок в промышленности обусловлен развитием черной и цветной металлургии с увеличением к 2010 году промышленного производства стали в 2 раза, меди – в 1,4 раза, алюминия – в 2 раза. Потребность Свердловской области в новых генерирующих мощностях к 2015 году с учетом вывода из эксплуатации исчерпавшего ресурс оборудования достигнет 5000 МВт.
Раздел 3 Сбыт продукции
1. Рынок сбыта продукции. Среднеуральская ГРЭС поставляет тепловую энергию в ОАО «ТГК-9», которая доводит ее до потребителей городов Верхней Пышмы, Екатеринбурга, Березовского и в ООО «Теплоцентраль» для обеспечения теплоэнергией г.Среднеуральска. Свыше 90% поставок тепла потребляет бытовой сектор и около 4 % промышленные предприятия.
Раздел 4 Производственный план
1. Капитальные вложения (без НДС):
5 год (2007 г) - 2 100 млн. руб. Итого: 10 867 млн. руб.
6 год (2008 г) - 1 562 млн. руб.
7 год (2009 г) - 4 780 млн. руб.
8 год (2010 г) - 2 425 млн. руб.
2.Таблица 1.1 - Основные статьи затрат по проекту
Статьи расходов Млн. руб. Разработка предпроектной документации и проектно-изыскательские работы 1067 Управление Проектом и его техническое сопровождение 845 Закупка оборудования, строительно-монтажные работы и прочие затраты в 8955 Итого 10 8673. Таблица 1.2 - Суммарные капиталовложения в оборудование и строительно-монтажные работы
Наименование затрат Млн.руб. Строительно-монтажные работы 2165 Оборудование 5205 Вспомогательное оборудование и прочие затраты 1585 Итого 89554. Таблица 1.3 - Основные показатели проекта
Наименование показателя Единица измерения Величина Установленная мощность МВт 410 Число часов использования установленной мощности часы2010год – 2292
2011год и далее – 5500
Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию гр/кВтч 220 Расход электроэнергии на собственные нужды % 2,2 Продолжение таблицы 1.4 - Основные показатели проекта Низшая теплота сгорания газа ккал/м3 8248 Низшая теплота условного топлива ккал/м3 7000 Цена природного газа ФСТ руб/тыс. м3 3335 Цена на мощность (2007 г) руб/МВт мес 550 000 Налоговые ставки Ставка налога на имущество % 2,2 Ставка НДС % 18,0 Ставка налога на прибыль % 24,0 ЕСН % 26,0
5. Выработка электроэнергии на ПГУ-410.
Годовая выработка электроэнергии рассчитывается по формуле:
Эгпгу=Ny*hy
Где Ny - установленная мощность ПГУ, hy - число часов использования электрической мощности.
В 2010 году: Эгпгу=410* 2292 = 939 720 МВт • ч,
Отпуск электроэнергии рассчитывается с учетом потерь на собственные нужды станции:
Эг,опгу=Эгпгу*(1-Эсн)
В 2010 году: Эг,опгу=939720*(1-0,022)=919046,16 МВтч
Таблица 1.5 - Выработка и отпуск электрической энергии
Год 2010 2011 2012 2013 … 2035 Выработка эл. энергии,ГВт 939,7 2 255,0 2 255,0 2 255,0 2 255,0 2 255,0 Отпуск эл. энергии, ГВт 919,0 2 205,4 2 205,4 2 205,4 2 205,4 2 205,4
6. Расчет себестоимости электроэнергии.
Себестоимость производства электроэнергии на ПГУ, руб./кВтч, определяется по следующей формуле:
Sээпгу= Ипгу*108/ Эг,опгу
Где Ипгу - годовые эксплуатационные затраты на производство электроэнергии на ПГУ складываются из следующих составляющих:
Ипгу = Ит + Иам + Ирем + Изп| + Ипр
Где Ит - годовые затраты на топливо, млн. руб./год
Иам - годовые амортизационные отчисления, млн. руб./год
Ирем - годовые затраты на ремонт оборудования, млн. руб./год
Изп - заработная плата эксплуатационного персонала с начислениями и единый социальный налог (ЕСН), млн. руб./год
Ипр - прочие годовые производственные затраты, млн. руб./год
7. Годовые затраты на топливо
Годовые затраты на топливо могут быть рассчитаны следующим образом:
Ит=(Вутпгу*7000/QHP)*(1+λп/100)*Цт*10-6
Где Вутпгу - расход условного топлива на ПГУ, тут/год
QHP = 8248 ккал/м3 - низшая теплота сгорания газа
λп = 0,1% - потери топлива при транспортировке
Цт - цена природного газа, устанавливаемая ФСТ
Расход условного топлива на парогазовой установке рассчитывается по следующей формуле:
Вутпгу=bут*Эгпгу
Где bут = 220 гр/кВтч - удельный расход условного топлива на ПГУ, тут/год
Эгпгу - годовая выработка электроэнергии.
В 2010 году: Вутпгу=220*939,720=206738,4 тут
Таблица 1.6 - Расход условного топлива
Год 2007 2008 2009 2010 2011 … 2035 Расход условного топлива, тут - - - 206738,4 496 100 496 100 496 100Цена природного газа по данным ФСТ в 2008 году составляет 3335 руб./тыс.м, цены на последующие годы составляются на основе «Прогноза социально-экономического развития Российской Федерации», разработанный МЭРТ РФ:
Таблица 1.7 - Прогнозные цены на природный газ
Год 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Цена природного газа, руб./тыс.м3 3 335,0 4 168,8 5 313.5 6 501,8 6 950,4 7 325,7 7 684 Год 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Цена природного газа, руб./тыс.м3 8 021,6 8 359,0 8 697,0 9 035,4 9 351,6 9 678,9 10017 Год 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Цена природного газа, руб./тыс.м3 10 368,3 10 731,2 11 106,8 11 495 11 897,8 12314,3 12 745 Год 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Цена природного газа, руб./тыс.м3 13 191 13 653 14 130,9 14 625,5 15 137 15 667,2 16215 16 783В итоге получаем годовые затраты на топливо в 2010 году:
Ит=(206738,7000/8248)*(1+0,1/100)*6501,8*10-6=1141,9 млн. руб.
Таблица 1.8 - Годовые затраты на топливо до 2035 года
Год 2010 2011 2012 2013Годовые затраты на
топливо,млн. руб.
1141,9 2929,3 3118,3 3303,9 Год 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Годовые затраты на топливо , млн. руб. 3483,2 3666,0 3852,4 4042,3 4225,6 4417,2 4571,8 Год 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027Годовые затраты на
топливо , млн. руб.
4731,8 4897,5 5068,9 5246,3 5429,9 5619,9 5816,6 Год 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035Годовые затраты на
топливо млн. руб.
6020,2 6230,9 6449,0 6674,7 6908,3 7150,1 7400,4 7659,48. Годовые затраты на амортизацию. Годовые затраты на амортизационные отчисления укрупнено определяются по следующей формуле:
Иам=Hам/100*Кпгу
Где Нам = (1 /25)-100 = 4% - норма амортизационных отчислений при линейном способе начисления амортизации.
Кпгу = 10 867 млн. руб. - капитальные вложения в ПГУ
Т.к. ПГУ вводится в эксплуатацию в июле 2010 года, то в 2010 амортизационные отчисления будут:
Иам=(4/100)*10867*(6/12)=217,35 млн.руб
Таблица 1.9 -Амортизационные отчисления
Год 2007 2008 2009 2010 2011 … 2035 Амортизационные отчисления, млн.руб. - - - 217,35 434,7 434,7 434,79. Заработная плата эксплуатационного персонала.
Заработанная плата ориентировочно может быть рассчитана по формуле:
Изп=nэкс*Фзп*nмес
Где nэкс= 80 чел. - численность эксплуатационного персонала на ПГУ
Фзп = 25 200 руб./чел. мес. - среднемесячный фонд заработной платы (с учетом ЕСН) в 2007 году.
nмес - количество месяцев эксплуатации в году (в 2010 году nмес = 6)
В итоге в 2007 году получаем:
Ит = 80 • 25200- 12 = 24,2 млн. руб./год
Для последующих лет эксплуатации заработная плата прогнозируются на основе «Прогноза социально-экономического развития Российской Федерации», разработанного МЭРТ РФ.
Таблица 1.10 - Заработная плата персонала
Год 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013Заработная плата,
млн. руб.
24,2 25,7 27,1 14,2 29,9 31.4 32,8 Год 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020Заработная плата,
млн. руб.
34,2 35,7 37,1 38,6 39,9 41,3 42,7 Год 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027Заработная плата,
млн. руб.
44,2 45,8 47,4 49,1 50,8 52,5 54,4 Год 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Заработная плата, млн. руб. 56,3 58,3 60,3 62,4 64,6 66,9 69,2 71,6В итоге получаем годовые эксплуатационные затраты на производство электроэнергии на ПГУ.
Таблица 1.11- Годовые эксплуатационные затраты
Год 2007 2008 200 2010 2011 2012 2013 Годовые затраты, млн.руб. - - - 1 447,0 3 541,5 3 733,7 3 922,4 Год 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Годовые затраты, млн. руб. 4 104,9 4 290,9 4 480,4 4 673,5 4 859,9 5 054,5 5 212,3 Год 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Годовые затраты, млн. руб. 5 375,5 5 544,5 5 719,4 5 900,4 6 087,8 6 281,7 6 482,4 Год 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Годовые затраты, млн. руб. 6 690,1 6 905,1 7 127,6 7 357,9 7 596,2 7 842 8 098,2 8 362,5Таким образом, себестоимость электрической энергии, производимой на парогазовой установке в 2010 году: Sээпгу=(1447,0*103)/919,0=1574,5 руб/МВтч
Таблица 1.12 - Себестоимость электроэнергии
Год 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Себестоимость эл. энергии, руб./МВтч - - - 1 574,5 1 605,9 1 676,2 1 743,5 Год 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Себестоимость эл. энергии, руб./МВтч 1 806,6 1 869,7 1 933,0 1 996,3 2 055,4 2 1 16,5 2 182,6 Год 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Себестоимость эл. энергии, руб./МВтч 2 251,0 2 321,7 2 394,9 2 470,7 2 549,2 2 630,4 2 714,4 Год 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Себестоимость эл. энергии, руб./МВт-ч 2 801,4 2 891,4 2 984,6 3 081,0 3 180 3 284 3 391,1 3 501,7Далее представлен базовый вариант расчета основных показателей финансово-экономической эффективности проекта, а именно: срок окупаемости, внутренняя норма доходности, чистая приведенная стоимость, рентабельность продуктов.
Таблица 1.12 - Отчет о прибылях и убытках
Исходя из отчета о прибылях и убытках видно, что только в 2015 году выручка по проекту становиться положительной и начинает расти, что сопровождается ростом себестоимости продукции. Рост себестоимости продукции вызван ростом цен на топливо. Далее с 2015 года и до конца жизненного цикла проекта выручка стабильно растет, что видно в отчете о прибылях и убытках.
Таблица 1.13 - Баланс
Исходя из баланса видно, что суммарные оборотные активы выходят на положительный уровень к 2025 году, что обусловлено характерностью проектов такого типа.
Таблица 1.15 -Движение денежных средств
Суммарный денежный поток по проекту становиться положительным начиная с 2015 года. И к концу проекта он составляет 11 400 тыс. млн. руб., что видно исходя из таблицы движения денежных средств и графика изменения чистого денежного потока, представленного ниже.
Рисунок 1.1 - Изменение чистого денежного потока
Ниже представлены основные финансовые показатели проекта и их изменение в течение жизненного цикла проекта.
Таблица 1.15 - Финансовые показатели проекта
Исходя из таблицы видно, что все финансовые показатели проекта имеют тенденцию к выходу на положительный уровень и стабильному росту. Отсюда и вытекают следующие значения показателей NPV и IRR:
· NPV=3122 млн. руб.
· IRR=7%
Срок окупаемости проекта составляет 18 лет, что видно на следующем графике.
Рисунок 1.2 - График окупаемости проекта
Так же ниже представленная рентабельность продуктов проекта и ее изменение в течение проекта.
Таблица 1.16 - Изменение рентабельности продуктов
Видно, что рентабельность продуктов так же имеет тенденцию к росту, что обусловлено ростом всех остальных показателей. Таким образом, средняя рентабельность продуктов составляет 40,41%.
Таким образом, подводя итоги анализа финансово-экономической эффективности проекта можно сказать, что проект имеет срок окупаемости равный 18 годам, что характерно для проектов такого типа и масштаба. Чистая приведенная стоимость проекта равна 3112 млн. руб, а внутренняя норма рентабельности проекта равна 7%, что так же характерно с учетом специфики инвестиционных проектов электроэнергетической отрасли. В целом, по всем показателям, таким как, коэффициент ликвидности, коэффициент рентабельности, коэффициент деловой активности, рентабельность продаж проекта наблюдается стабильная тенденция роста, что видно исходя из выручки предприятия, а также его баланса. Поэтому данный инвестиционный проект можно назвать эффективным и прибыльным, что доказано выше.
Ниже представлены варианты развития проекта и его основных показателей эффективности с учетом изменения тех или иных критериев расчета, например, с учетом увеличения тарифов на 10% или ростом цены на топливо на 5%.
10. Таблица 1.17 - Варианты развития проекта ПГУ-410
Вариант расчета PBP, гг. NPV, тыс. млн руб. IRR,% WACC,с учетом активов на конец проекта Средняя рентабельностьпо продуктам% 1.Базовый вариант 18 3122 7 5491 40,41 2.Увеличение отпуска эл/энергии на 10% 16,9 3732 8 6159 41,97 3.Увеличение тарифа на эл/энергию на 10% 14,2 6988 14 9390 42,68 4.Увеличение платы за уст/ мощность на 10% 17,4 3622 8 5995 40,3 5.Увеличение стоимости топлива на 10% 22,1 354 2 2263 38,52 6.Увеличение удельного расхода топлива на 10% 23 403 3 2260 38,51 7.Уменьшение отпуска эл/энергии на 10% 19,2 2511 6 4823 39,76 8.Уменьшение тарифа на эл/энергию на 5% 20,9 1189 4 3541 39,09 9.Уменьшение платы за уст/мощность на 10% 19 2699 6 4986 39,6 10.Уменьшение стоимости топлива на 10% 15 6379 13 8724 42,31 11.Уменьшение удельного расхода топлива на 10% 15,3 6225 12,7 8421 42,2 Вариант расчета PBP, гг. NPV, тыс. млн руб. IRR,% WACC,с учетом активов на конец проекта Средняя рентабельностьпо продуктам% 12.Увеличение отпуска эл/энергии, тарифов, стоимости топлива на 10%. Уменьшение уд/расхода топлива на 10% 12,9 8846 17 11310 43,34 13.Увеличение тарифов на 10%, стоимости топлива на 10%, удельного расхода топлива на 5%. Уменьшение отпуска эл/энергии на 5% 20 2198 5 4611 39Проанализировав различные варианты развития проекта, можно сделать вывод о том, изменение каких критериев оказывают наибольшее влияние на стоимостные показатели проекта. Наименьший срок окупаемости и наибольшее значение чистой приведенной стоимости проекта наступает в следующих случаях: при увеличении тарифов; уменьшении стоимости топлива; уменьшении удельного расхода топлива. А так же в случае увеличении отпуска электроэнергии, тарифов, стоимости топлива и уменьшении удельного расхода топлива. Последний вариант является наиболее эффективным и прибыльным среди всех. А наибольший срок окупаемости и наименьшая приведенная стоимость проекта наступает в следующих случаях: когда увеличивается удельный расход топлива, стоимость топлива или когда уменьшаются тарифы на электроэнергию. А так же в комбинированном случае, когда увеличиваются тарифы, стоимость топлива и удельный расход, а отпуск энергии уменьшается. Случаи с увеличением удельного расхода и увеличением стоимости топлива являются наименее эффективными с финансово-экономической точки зрения.
Вывод по проекту: После внедрения ПГУ-410, установленная мощность предприятия возрастает с 1182 МВт до 1592 МВт. Увеличение установленной мощности станции, выручки, а, следовательно, и других основных показателей работы предприятия окажет большое влияние на повышение конкурентосопобности и стабильности станции, а так же на ее финансово-экономическое положение. Важно отметить, что положительное развитие станции имеет большое значение не только для собственников и инвесторов, а так же и для Свердловской области в целом, т.к. большинство предприятий отрасли имеют высокий уровень износа оборудования, а, следовательно, и необходимость его обновления с целью поддержания стабильного производства и поставки тепло и электроэнергии. По оценкам Правительства Свердловской области среднегодовой рост электрических нагрузок в регионе в 2005 – 2010 годах прогнозируется на уровне не менее 5,5%, в период с 2010 до 2015 года – 4,5%.Основной рост электрических нагрузок в промышленности обусловлен развитием черной и цветной металлургии с увеличением к 2010 году промышленного производства стали в 2 раза, меди – в 1,4 раза, алюминия – в 2 раза. Потребность Свердловской области в новых генерирующих мощностях к 2015 году с учетом вывода из эксплуатации исчерпавшего ресурс оборудования достигнет 5000 МВт.
К остальным положительным аспектам влияния внедрения ПГУ-410 на деятельность Среднеуральской ГРЭС можно отнести следующие факторы:
· Замена старого неэкономичного энергетического оборудования
· Снижение себестоимости производства электроэнергии
· Снижение издержек производства
· Снижение выбросов загрязняющих атмосферу веществ
· Повышение энергобезопасности Уральского региона
Таким образом, подводя итоги анализа эффективности инвестиционного проекта строительство парогазовой установки мощность 410 МВт на Среднеуральской ГРЭС, можно сделать следующий вывод: данный проект можно считать эффективным с финансово-экономической точки зрения, о чем свидетельствуют все основные показатели эффективности проекта. Проект призван решить наиболее острую проблему предприятия на современном этапе – высокий уровень износа оборудования. Характерной чертой проекта является длительный срок окупаемости, равный 18 годам, что свойственно проектам такого масштаба. Важно, что проект является значимым с точки зрения перспективного развития не только предприятия, но и отрасли в целом ввиду специфики ее развития и проблем износа оборудования. Исходя из всего вышесказанного, невозможно недооценить значимость проекта, как для инвестора, так и для региона в целом.
Приложение Б
Расчет эффективности инвестиционного проекта ПГУ-410
Таблица 2.1 - Основные показатели проекта
Наименование показателя Единица измерения Величина Установленная мощность МВт 410 Число часов использования установленной мощности часы2010год - 2292
2011год и далее - 5500
Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию гр/кВтч 220 Расход электроэнергии на собственные нужды % 2,2 Низшая теплота сгорания газа ккал/м3 8248 Низшая теплота условного топлива ккал/м3 7000 Цена природного газа ФСТ руб/тыс. м3 3335 Цена на мощность (2007 г) руб/МВт мес 550 000 Налоговые ставки Ставка налога на имущество % 2,2 Ставка НДС % 18,0 Ставка налога на прибыль % 24,0 . ЕСН % 26,0Таблица 2.2 - Выработка и отпуск электрической энергии
Год 2010 2011 2012 2013 … 2035 Выработка эл. энергии,ГВт 939,7 2 255,0 2 255,0 2 255,0 2 255,0 2 255,0 Отпуск эл. энергии, ГВт 919,0 2 205,4 2 205,4 2 205,4 2 205,4 2 205,4
Таблица 2.3 - Расход условного топлива
Год 2007 2008 2009 2010 2011 … 2035 Расход условного топлива, тут - - - 206 738,4 496 100 496 100 496 100Таблица 2.4 - Тарифы ОГК-5 на электрическую энергию
Наименование показателя 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2025 2035 Тарифная ставка за энергию 786,19 904,2 1039,7 1273,7 1557,5 1903,9 2763,2 4044,3 Тарифная ставка за мощность 83813,6 83813,6 89813 97751,8 106549 116139 200954 346526,2Таблица 2.5 - Прогнозные цены на природный газ
Год 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Цена природного газа, руб./тыс.м3 3 335,0 4 168.8 5 313.5 6 501,8 6 950,4 7 325,7 7 684 Год 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Цена природного газа, руб./тыс.м3 8 021,6 8 359,0 8 697,0 9 035,4 9 351,6 9 678,9 10017 Год 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Цена природного газа, руб./тыс.м3 10 368,3 10 731,2 11 106,8 11 495 11 897,8 12314,3 12 745 Год 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Цена природного газа, руб./тыс.м3 13 191 13 653 14 130.9 14 625,5 15 137 15 667,2 16215 16 783Таблица 2.6 - Годовые затраты на топливо
Год 2010 2011 2012 2013Годовые затраты на
топливо ,млн. руб.
1141,9 2929,3 3118,3 3303,9 Год 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Годовые затраты на топливо , млн. руб. 3483,2 3666,0 3852,4 4042,3 4225,6 4417,2 4571,8 Год 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027Годовые затраты на
топливо , млн. руб.
4731,8 4897,5 5068,9 5246,3 5429,9 5619,9 5816,6 Год 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035Годовые затраты на
топливо млн. руб.
6020,2 6230,9 6449,0 6674,7 6908,3 7150,1 7400,4 7659,4Таблица 2.7 - Амортизационные отчисления
Год 2007 2008 2009 2010 2011 … 2035 Амортизационные отчисления, млн.руб. - - - 217,35 434,7 434,7 434,7Таблица 2.8 - Заработная плата персонала
Год 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013Заработная плата,
млн. руб.
24,2 25,7 27,1 14,2 29,9 31.4 32,8 Год 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020Заработная плата,
млн. руб.
34,2 35,7 37,1 38,6 39,9 41,3 42,7 Год 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027Заработная плата,
млн. руб.
44,2 45,8 47,4 49,1 50,8 52,5 54,4 Год 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Заработная плата, млн. руб. 56,3 58,3 60,3 62,4 64,6 66,9 69,2 71,6Таблица 2.9 - Годовые эксплуатационные затраты
Год 2007 2008 200 2010 2011 2012 2013 Годовые затраты, млн.руб. - - - 1 447,0 3 541,5 3 733,7 3 922,4 Год 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Годовые затраты, млн. руб. 4 104,9 4 290,9 4 480,4 4 673,5 4 859,9 5 054,5 5 212,3 Год 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Годовые затраты, млн. руб. 5 375,5 5 544,5 5 719,4 5 900,4 6 087,8 6 281,7 6 482,4 Год 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Годовые затраты, млн. руб. 6 690,1 6 905,1 7 127,6 7 357,9 7 596,2 7 842 8 098,2 8 362,5Таблица 2.10 - Себестоимость электроэнергии
Год 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Себестоимость эл. энергии, руб./МВтч - - - 1 574,5 1 605,9 1 676,2 1 743,5 Год 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Себестоимость эл. энергии, руб./МВтч 1 806,6 1 869,7 1 933,0 1 996,3 2 055,4 2 1 16,5 2 182,6 Год 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Себестоимость эл. энергии, руб./МВтч 2 251,0 2 321,7 2 394,9 2 470,7 2 549,2 2 630,4 2 714,4 Год 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Себестоимость эл. энергии, руб./МВт-ч 2 801,4 2 891,4 2 984,6 3 081,0 3 180 3 284 3 391,1 3 501,7
Таблица 2.11 - Отчет о прибылях и убытках
Таблица 2.12 - Баланс
Таблица 2.13 - Движение денежных средств
Таблица 2.14 - Финансовые показатели проекта
· NPV=3122 млн. руб.
· IRR=7%
· Ток=18 лет.
Рисунок 2.1 - Изменение чистого денежного потока
Рисунок 2.2 - График окупаемости проекта
Таблица 2.15 - Изменение рентабельности продуктов
Таблица 2 .16 - Варианты развития инвестиционного проекта ПГУ-410
Вариант расчета PBP, гг. NPV, тыс. млн руб. IRR,% WACC,с учетом активов на конец проекта Средняя рентабельностьпо продуктам% 14. Базовый вариант 18 3122 7 5491 40,41 15. Увеличение отпуска эл/энергии на 10% 16,9 3732 8 6159 41,97 16. Увеличение тарифа на эл/энергию на 10% 14,2 6988 14 9390 42,68 17. Увеличение платы за уст/ мощность на 10% 17,4 3622 8 5995 40,3 18. Увеличение стоимости топлива на 10% 22,1 354 2 2263 38,52 19. Увеличение удельного расхода топлива на 10% 23 403 3 2260 38,51 20. Уменьшение отпуска эл/энергии на 10% 19,2 2511 6 4823 39,76 21. Уменьшение тарифа на эл/энергию на 5% 20,9 1189 4 3541 39,09 22. Уменьшение платы за уст/мощность на 10% 19 2699 6 4986 39,6 23. Уменьшение стоимости топлива на 10% 15 6379 13 8724 42,31 24. Уменьшение удельного расхода топлива на 10% 15,3 6225 12,7 8421 42,2 Вариант расчета PBP, гг. NPV, тыс. млн руб. IRR,% WACC,с учетом активов на конец проекта Средняя рентабельностьпо продуктам% 25. Увеличение отпуска эл/энергии, тарифов, стоимости топлива на 10%. Уменьшение уд/расхода топлива на 10% 12,9 8846 17 11310 43,34 26. Увеличение тарифов на 10%, стоимости топлива на 10%, удельного расхода топлива на 5%. Уменьшение отпуска эл/энергии на 5% 20 2198 5 4611 39