Оценка эффективности инвестиционного проекта строительство парогазовой установки мощностью 410 МВт

Содержание
Реферат
Введение
1.Теоретические основы инвестиционного проектирования.
1.1 Инвестиционныйпроект. Сущность и содержание.
1.2 Виды эффективности и критерии оценкиэффективности инвестиционных проектов.
1.3Особенности оценки эффективности инвестиционных проектов для ТЭС.
2.Анализ современного состояния предприятия.
2.1 Общаяхарактеристика предприятия.
2.2 Анализсовременного состояния предприятия.
2.3 Обзориспользования парогазовых установок в энергетике.
3. Оценка финансово-экономической эффективностипроекта
3.1 Общаяинформация по проекту.
3.2 Оценкаэффективности инвестиционного проекта.
3.3 Влияниевнедрения проекта на стоимостные показатели станции.
4. Безопасность проекта.
Введение
4.1Краткая характеристика ОАО «Энел» «ОГК-5» филиал «Среднеуральская ГРЭС»
4.2 Безопасность проекта
4.3 Пожарная безопасность
4.4Выводы
Выводы
Список использованной литературы
Приложения

Реферат
Тема дипломного проекта«Оценка эффективности инвестиционного проекта строительство парогазовойустановки мощностью 410 МВт».
В проекте выполненаоценка финансово-экономической эффективности внедрения ПГУ-410 наСреднеуральской ГРЭС. Проект содержит 4 главы, введение, выводы, списоклитературы, приложение.
Первая глава посвященатеоретическим основам инвестиционного проектирования и оценке эффективностипроектов. Вторая глава посвящена анализу современного состояния предприятия ивыявлению основных проблем предприятия на данном этапе развития. Третья главасодержит расчеты по оценке эффективности данного инвестиционного проекта, а также 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.
инвестиционныйпроект энергетика станция

Введение
В настоящее времяпроблема размещения капитала особенно актуальна. Инвестиции предшествуютсозданию фирмы и определяют ее дальнейшую деятельность, а также представляютсобой способ использования накопленного капитала. Однойиз важнейших сфер деятельности любой фирмы являются инвестиционные операции,связанные с вложением денежных средств в реализацию проектов, которые будутобеспечивать получение фирмой выгод в течение достаточно длительного периодавремени. Результатом таких проектов может являться:
— разработка и выпускопределенной продукции для удовлетворения рыночного спроса;
— совершенствованиепроизводства выпускаемой продукции на базе использования более современныхтехнологий и оборудования;
— экономияпроизводственных ресурсов;
— организациякооперированных поставок между различными партнерами;
— улучшение качествавыпускаемой продукции;
В самом общем виде под инвестиционнымпроектом обычно понимается план вложения капитала в конкретные объекты предпринимательскойдеятельности с целью последующего получения прибыли, достаточной по размеру дляудовлетворения требований инвестора.[9] По своему содержанию такойплан включает систему технико-технологических, организационных,расчетно-финансовых и правовых, целенаправленно подготовленных материалов,необходимых для формирования и последующего функционирования объектапредпринимательской деятельности. С помощью инвестиционного проекта решаетсяважная задача по выяснению и обоснованию технической возможности иэкономической целесообразности вложение денежных средств в тот или иной проект.Принятие решений инвестиционного характера, как и любой другой видуправленческой деятельности, основывается на использовании различныхформализованных и неформализованных методов. Степень их сочетания определяетсяразными обстоятельствами, в том числе и тем из них, насколько менеджер знаком симеющимся аппаратом, применимым в том или ином конкретном случае. Вотечественной и зарубежной практике известен целый ряд формализованных методов,расчеты, с помощью которых могут служить основой для принятия решений в областиинвестиционной политики. Какого-то универсального метода, пригодного для всехслучаев жизни, не существует, поэтому при выборе методики и инструментоврасчета эффективности того или иного проекта необходимо учитывать всю спецификуисследуемого объекта, а так же особенности отрасли, к которой этот объект имеетпринадлежность. Что свидетельствует об актуальности выбранной темы дипломногопроекта.
Тема дипломного проекта:«Оценка эффективности инвестиционного проекта ПГУ-410». Исходя из темыдипломного проекта, была определена цель и поставлены задачи.
Цель проекта:проанализировать экономическую эффективность ввода парогазовой установкимощностью 410 кВт на Среднеуральской ГРЭС, а так же выявить положительныепоследствия данного проекта и изменение состояния предприятия с учетоммодернизации его оборудования.
В связи с цельюдипломного проекта были поставлены и решены следующие задачи:
1. Изучитьи обобщить материалы научной и методической литературы по вопросаминвестиционного проектирования и оценке эффективности инвестиционных проектов.
2. Проанализироватьтекущее состояние предприятия и оценить его место на рынке тепло илиэлектроэнергии.
3. Выявитьнаиболее острые проблемы предприятия на современном этапе его развития и путиих решения.
4. Оценитьрезультаты ввода ПГУ-410, экономический эффект и значимость для предприятияданного проекта.
 

Глава 1. Теоретическиеосновы инвестиционного проектирования
 
1.1 Инвестиционный проект. Сущность и содержание
 
Понятие и экономическийсмысл инвестиций
Теоретические основыинвестиционного проектирования изложены в работах зарубежных и отечественныхавторов. Среди зарубежных специалистов, занимающихся этими вопросами можноотметить Ворста И, Ревеншоу П, Шмалензи Р, Дорнбуш Р. Среди отечественныхспециалистов эти вопросы изучают: Виленский П.Л, Максимова В.Ф, Лившиц В.Н,Смоляк С.А.
Изучив ряд литературныхисточников, можно отметить следующее. Под инвестициями понимаются все виды имущественныхи интеллектуальных ценностей, которые вкладываются в объектыпредпринимательской и других видов деятельности, в результате которой создаетсяприбыль (доход) или достигается социальный эффект.[8]
Виды инвестиций принятоподразделять на денежные средства, целевые банковские вклады, паи, акции идругие ценные бумаги; движимое и недвижимое имущество; имущественные права,связанные с авторским правом, опытом и другими видами интеллектуальныхценностей; совокупность технических, технологических, коммерческих и иныхзнаний, оформленных в виде технической документации, навыков ипроизводственного опыта, необходимого для организации того или иного видапроизводства, но не запатентованного (“ноу-хау”); права пользования землей,водой, ресурсами, домами, сооружениями, оборудованием, а также иныеимущественные права и другие ценности.
В отношении объектоввложения инвестиции подразделяются на реальные инвестиции, или вложения средствв материальные (здания, сооружения, оборудование и т.п.) и нематериальные активы(патенты, лицензии, ”ноу-хау”, научно-технические и проектно-конструкторскиеработы в виде документации, программные средства и т.п.), а также финансовыеинвестиции, или вложения средств в различные финансовые инструменты — ценныебумаги, депозиты, целевые банковские вклады.[9]
По характеру участия винвестиционном процессе инвестиции подразделяются на:
· прямые,предполагающие непосредственное участие инвестора в выборе объектаинвестирования и вложении средств, при этом инвестор непосредственно вовлеченво все стадии инвестиционного цикла, включая прединвестиционные исследования,проектирование и строительство объекта инвестирования, а также производствоконечной продукции;
· косвенные,осуществляемые через различного рода финансовых посредников (инвестиционныефонды и компании) аккумулирующих и размещающих по своему усмотрению наиболееэффективным образом финансовые средства.
Воспроизводство средствпроизводства может осуществляться в одной из следующих форм инвестиций:
· новоестроительство, или строительство предприятий, зданий, сооружений,осуществляемое на новых площадках и по первоначально утвержденному проекту;
· расширениедействующего предприятия — строительство вторых и последующих очередейдействующего предприятия, дополнительных производственных комплексов ипроизводств, строительство новых либо расширение существующих цехов с цельюувеличения производственной мощности;
· реконструкциядействующего предприятия — осуществление по единому проекту полного иличастичного переоборудования и переустройства производств с заменой моральноустаревшего и физически изношенного оборудования;
· техническоеперевооружение — комплекс мероприятий, направленных на повышениетехнико-экономического уровня производства отдельных цехов, производств, участков.[15]
Процесс инвестированияпринято реализовывать с помощью разработки и последующего выполненияинвестиционного проекта.
Роль инвестиционногопроектирования в управлении предприятием
Инвестициикак экономическая категория проявляются через свои функции.
Инвестициивыполняют следующие основные функции:
•процесс простого и расширенного воспроизводства основных фондов как впроизводственной, так и в непроизводственной сфере;
•процесс обеспечения и восполнения оборотного капитала;
•перелив капитала из одной сферы в другие, более привлекательные, в формереальных и портфельных инвестиций;
•перераспределение капитала между собственниками путем приобретения акций ивложения средств в активы других предприятий;
•основа для развития экономики на макро- и микроуровне. [6]
Сущностьинвестиций как экономической категории предопределяет их роль и значение намакро- и микроуровне. На макроуровне инвестиции, и особенно капитальныевложения, являются основой для развития национальной экономики и повышенияэффективности общественного производства за счет:
•систематического обновления основных производственных фондов предприятий инепроизводственной сферы;
•ускорения научно-технического прогресса, улучшения качества и обеспеченияконкурентоспособности отечественной продукции;
•сбалансированного развития всех отраслей народного хозяйства;
•создания необходимой сырьевой базы;
•наращивания экономического потенциала страны и обеспечения обороноспособностигосударства;
•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.
Такимобразом, инвестиции предопределяют в конечном итоге рост экономики. Направляякапитальные вложения на увеличение основного капитала общества (приобретениемашин, оборудования, модернизацию и строительство зданий, инженерныхсооружений), мы тем самым увеличиваем национальное богатство и производственныйпотенциал страны.
Состояниеэкономики страны зависит от эффективности функционирования всех субъектовхозяйствования, т.е. коммерческих организаций. [6]
Инвестиции,и в первую очередь капитальные вложения, являются основой для обеспечения этойэффективности на предприятии.
Инвестициина микроуровне необходимы для достижения следующих целей:
•увеличения и расширения сферы деятельности;
•недопущения чрезмерного морального и физического износа основныхпроизводственных фондов;
•снижения себестоимости производства и реализации продукции;
•повышения технического уровня производства на основе внедрения новой техники итехнологий;
•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 возрастаниястоимости бизнеса и др.
Вконечном итоге они необходимы для обеспечения нормального функционированияпредприятий в будущем, стабильного финансового состояния и получениямаксимальной прибыли. Все это определяет роль и значение инвестиций намикроуровне.[4]
Таким образом, инвестицииявляются важнейшей экономической категорией, они играют исключительно важнуюроль как на макро-, так и на микроуровне, и в первую очередь для простого ирасширенного воспроизводства, структурных преобразований, получениямаксимальной прибыли и на этой основе решения многих социальных проблем.
Понятие проекта ипроектного цикла
В международнойпрактике план развития предприятия представляется в виде специальным образомоформленного бизнес-плана, который, по существу, представляет собойструктурированное описание проекта развития предприятия. Если проект связан спривлечением инвестиций, то он носит название “инвестиционного проекта”. Обычнолюбой новый проект предприятия в той или иной мере связан с привлечением новыхинвестиций. В наиболее общем понимании проект— этоспециальнымобразом оформленное предложение об изменении деятельности предприятия,преследующее определенную цель. [4]
Проекты принятоподразделять на тактические и стратегические. К числу последних обычноотносятся проекты, предусматривающие изменение формы собственности (созданиеарендного предприятия, акционерного общества, частного предприятия, совместногопредприятия и т.д.), или кардинальное изменение характера производства (выпускновой продукции, переход к полностью автоматизированному производству, и т.п.).Тактические проекты обычно связаны с изменением объемов выпускаемой продукции,повышением качества продукции, модернизацией оборудования.
Для отечественнойпрактики понятие проекта не является новым. Его отличительное качество прежнихвремен заключалось в том, что основные направления развития предприятия, какправило, определялись на вышестоящем, по отношению к предприятию, уровнеуправления экономикой отрасли. В новых экономических условиях предприятие влице его собственников и высшего состава управления должно само беспокоиться освоей дальнейшей судьбе, решая самостоятельно все стратегические и тактическиевопросы. [16]
Такая деятельность вобласти инвестиционного проектирования должна быть специальным образоморганизована.
Общая процедураупорядочения инвестиционной деятельности предприятия по отношению к конкретномупроекту формализуется в виде так называемого проектного цикла, который имеетследующие этапы.
1. Формулировкапроекта (иногда используется термин “идентификация”). На данном этапе высшийсостав руководства предприятия анализирует текущее состояние предприятия иопределяет наиболее приоритетные направления его дальнейшего развития.Результат данного анализа оформляется в виде некоторой бизнес идеи, которая направленана решение наиболее важных для предприятия задач. Уже на этом этапе необходимоиметь более или менее убедительную аргументацию в отношении выполнимости этойидеи. На данном этапе может появиться несколько идей дальнейшего развитияпредприятия. Если все они представляются в одинаковой степени полезными иосуществимыми, то далее производится параллельная разработка несколькихинвестиционных проектов с тем, чтобы решение о наиболее приемлемых из нихсделать 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 твердоерешение. Это решение может быть как положительным, так и отрицательным. На этомэтапе требуется постепенное уточнение и совершенствование плана проекта во всехего измерениях — коммерческом, техническом, финансовом, экономическом,институциональном и т.д. Вопросом чрезвычайной важности на этапе разработкипроекта является поиск и сбор исходной информации для решения отдельных задачпроекта. Необходимо сознавать, что от степени достоверности исходной информациии умения правильно интерпретировать данные, появляющиеся в процессе проектногоанализа, зависит успех реализации проекта.
2. Экспертизапроекта. Перед началом осуществления проекта его квалифицированная экспертизаявляется весьма желательным этапом жизненного цикла проекта. Еслифинансирование проекта проводится с помощью существенной доли стратегическогоинвестора (кредитного или прямого), инвестор сам проведет эту экспертизу,например с помощью какой-либо авторитетной консалтинговой фирмы, предпочитаяпотратить некоторую сумму на этом этапе, нежели потерять большую часть своихденег в процессе выполнения проекта.[12]
3. Осуществлениепроекта. Стадия осуществления охватывает реальное развитие бизнес идеи до тогомомента, когда проект полностью входит в эксплуатацию. Сюда входит отслеживаниеи анализ всех видов деятельности по мере их выполнения и контроль со сторонынадзирающих органов внутри страны и/или иностранного или отечественногоинвестора. Данная стадия включает также основную часть реализации проекта,задача которой, в конечном итоге, состоит в проверке достаточности денежныхпотоков, генерируемых проектом для покрытия исходной инвестиции и обеспеченияжелаемой инвесторами отдачи на вложенные деньги.
4. Оценкарезультатов. Оценка результатов производится как по завершению проекта в целом,так и в процессе его выполнения. Основная цель этого вида деятельностизаключается в получении реальной обратной связи между заложенными в проектидеями и степенью их фактического выполнения. Результаты подобного сравнениясоздают бесценный опыт разработчиков проекта, позволяя использовать его приразработке и осуществлении других проектов.

/>
Рисунок 1.1 — Проектныйцикл[12]
Практика проектногоанализа позволяет обобщить опыт разработки проектов и перечислить типовыепроекты. Основные типы инвестиционных проектов, которые встречаются на практике,сводятся к следующим:
1. Заменаустаревшего оборудования, как естественный процесс продолжения существующегобизнеса в неизменных масштабах. Обычно подобного рода проекты не требуют оченьдлительных и многосложных процедур обоснования и принятия решений.Многоальтернативность может появляться в случае, когда существует несколькотипов подобного оборудования.
2. Заменаоборудования с целью снижения текущих производственных затрат. Целью подобныхпроектов является использование более совершенного оборудования взаменработающего, но сравнительно менее эффективного оборудования, которое впоследнее время подверглось моральному старению. Этот тип проектов предполагаеточень детальный анализ выгодности каждого отдельного проекта, т.к. более совершенноев техническом смысле оборудование еще не однозначно более выгодно с финансовойточки зрения.
3. Увеличениевыпуска продукции или расширение рынка услуг. Данный тип проектов требует оченьответственного решения, которое обычно принимается верхним уровнем управленияпредприятия. Наиболее детально необходимо анализировать коммерческуювыполнимость проекта с аккуратным обоснованием расширения рыночной ниши, выясняя,приведет ли увеличение объема реализации к соответствующему росту прибыли.
4. Расширениепредприятия с целью выпуска новых продуктов. Этот тип проектов являетсярезультатом новых стратегических решений и может затрагивать изменение сущностибизнеса. Все стадии анализа в одинаковой степени важны для проектов данноготипа. Особенно следует подчеркнуть, что ошибка, сделанная в ходе проектовданного типа, приводит к наиболее драматическим последствиям для предприятия. [22]
5. Проекты,имеющие экологическую нагрузку. В ходе инвестиционного проектированияэкологический анализ является необходимым элементом. Проекты, имеющиеэкологическую нагрузку, по своей природе всегда связаны с загрязнениемокружающей среды, и потому эта часть анализа является критичной. Основнаядилемма, которую необходимо решить и обосновать с помощью финансовых критериев- какому из вариантов проекта следовать: использовать более совершенное идорогостоящее оборудование, увеличивая капитальные издержки, или приобрестименее дорогое оборудование и увеличить текущие издержки.
6. Другиетипы проектов, значимость которых в смысле ответственности за принятие решенийменее важна. Проекты подобного типа касаются строительства нового офиса,покупки нового автомобиля и т. д.
/> /> /> /> /> />
Замена устаревшего оборудования   /> /> /> /> /> />

/> 
 
 /> /> /> /> /> /> /> /> />  
 
 
 
 
 
 

 Рис. 1.2 — Виды инвестиционныхпроектов[22]
1.2 Виды эффективности и критерии оценки эффективности инвестиционныхпроектов
 
Виды эффективности инвестиционныхпроектов
В настоящее время можно считатьобщепризнанным выделение следующих видов эффективности инвестиционных проектов.
Эффективность проекта в целомоценивается для презентации проекта и определения в связи с этимпривлекательности проекта для потенциальных инвесторов.
Общественная эффективностьхарактеризует социально-экономические последствия осуществления проекта дляобщества в целом, т.е. она учитывает не только непосредственные результаты изатраты проекта, но и «внешние» по отношению к проекту затраты ирезультаты в смежных секторах экономики, экономические, социальные и иныевнеэкономические эффекты.
Общественную эффективностьоценивают лишь для социально значимых инвестиционных проектов, затрагивающихинтересы не одной страны, а нескольких.[18]
Коммерческая эффективность проектахарактеризует экономические последствия его осуществления для инициатора,исходя из весьма условного предположения, что он производит все необходимые дляреализации проекта затраты и пользуется всеми его результатами. Считается, чтокоммерческая эффективность характеризует с экономической точки зрениятехнические, технологические и организационные проектные решения.
Наиболее значимым являетсяопределение эффективности участия в проекте. Ее определяют с целью проверкиреализуемости инвестиционного проекта и заинтересованности в нем всех егоучастников. Эффективность участия оценивают прежде всего для потенциальныхакционеров.Этот вид эффективности называют также эффективностью дляакционерного капитала по проекту.[12]
Эффективность участия в проектевключает и такие виды, как эффективность участия в проекте структур болеевысокого уровня (финансово-промышленных групп, холдинговых структур), бюджетнаяэффективность инвестиционного проекта (эффективность участия государства впроекте с точки зрения расходов и доходов бюджетов всех уровней).[26]

/>
Рисунок 1.3 — Виды эффективностиинвестиционных проектов[18]
 
Основныеметоды оценки эффективности инвестиционных проектов
Различаютдве группы методов оценки инвестиционных проектов:
1)простые или статические методы;
2)методы дисконтирования.
Простыеили статические методы базируются на допущении равнойзначимости доходов и расходов в инвестиционной деятельности, не учитываютвременную стоимость денег. К простым относят: а) расчет срока окупаемости; б)расчет нормы прибыли. Норма прибыли показывает, какая часть инвестиционныхзатрат возмещается в виде прибыли. Она рассчитывается как отношение чистой прибылик инвестиционным затратам.[16]
Дисконтированныеметоды оценкиэффективности инвестиционного проектахарактеризуются тем, что они учитывают временную стоимость денег. Приэкономической оценке эффективности инвестиционного проекта используются широкоизвестные в мировой практике показатели:
•приведенная стоимость (PV);
•чистая приведенная стоимость (NPV);
•срок окупаемости (PBP);
•внутренняя норма доходности (IRR);
•индекс рентабельности (прибыльности) (PI).
Приведеннаястоимость(PV). Задача любогоинвестора состоит в том, чтобы найти такое реальное средство, которое принеслобы в конечном итоге доход, превосходящий расходы на его приобретение. При этомвозникает сложная проблема: деньги на приобретение реального средстванеобходимо расходовать сегодня (в момент t=0), отдачу же инвестицияобычно дает не сразу, а по прошествии какого-то промежутка времени (вмомент t=1). Следовательно, для решения поставленной задачи необходимоопределить стоимость реального средства с учетом отдаленности во временибудущих поступлений (доходов) от его использования. В общем случае, чтобы найтиприведенную 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)
гдеr определяет доходность наилучшего альтернативного финансового средства с такимже холдинговым периодом и аналогичным уровнем риска. Величину: 1/(1+r)называют фактором дисконта (коэффициентом дисконтирования). Доходность альтернативногофинансового средства r называется нормой (ставкой) дисконта. Ставка дисконтаопределяет издержки упущенной возможности капитала, поскольку характеризует,какую выгоду упустила фирма, инвестировав деньги в реальные активы, а не в наилучшееальтернативное финансовое средство. Чтобы определить целесообразностьприобретения реального средства стоимостью C0 руб., необходимо:
а)оценить, какой поток дохода Сn за весь холдинговый период он ожидает отреального средства;
б)выяснить, какая ценная бумага с таким же холдинговым периодом имеет тот жеуровень риска, что и планируемый проект;
в)определить доходность r этой ценной бумаги в настоящее время;
г)вычислить приведенную стоимость PV планируемого потока дохода Cn путемдисконтирования будущего потока доходов:
 
PV=Cn/ (1+r) (1.2)
 
д)сравнить инвестиционные затраты С0 с приведенной стоимостью PV:
еслиPV > C0, то реальное средство можно покупать;
еслиPV C0, то приобретать не надо;
еслиPV = C0, то реальное средство можно и покупать, и не покупать (тоесть с экономической точки зрения инвестирование в реальное средство не имеетникакого преимущества в сравнении с вложением денег в ценные бумаги или вдругие объекты).[6]
Чистаяприведенная стоимость (NPV).Целесообразность приобретения реального средства можно оценивать с помощью чистойприведенной стоимости (NPV), под которой понимают чистый прирост к потенциальнымактивам фирмы за счет реализации проекта. Иными словами, NPV определяетсякак разность между приведенной стоимостью
PVсредстваи суммой начальных инвестиций С0:
 
NPV=Σ(Cn/(1+r)n)– C0(1.3)
Срококупаемости (РВР). Срок окупаемости проекта – это период,в течение которого происходит возмещение первоначальных инвестиционных затрат,или же это количество периодов (шагов расчета, например, лет), в течениекоторых аккумулированная сумма предполагаемых будущих потоков доходов будетравна сумме начальных инвестиций. Как правило, фирма сама устанавливаетприемлемый срок окончания инвестиционного проекта, например k шагов.Этот срок определяется фирмой на основании своих собственных стратегических итактических установок: например, руководство фирмы отвергает любые проектыдлительностью свыше 5 лет, поскольку через 5 лет фирму планируетсяперепрофилировать на выпуск иных изделий. Когда срок k окончанияальтернативных проектов определен, то срок окупаемости оцениваемогопроектаможно найти, если подсчитать, за какое количество шагов расчета m суммаденежных потоков С1+С2+…+Cm будет равна или начнет превышать величину начальныхинвестиций С0. Иными словами, для определения срока окупаемости проектанеобходимо последовательно сравнивать аккумулированные суммы доходов сначальными инвестициями. Согласно правилу срока окупаемости, проект может бытьпринят, если выполняется условие: m ≤ k.[6]
Внутренняянорма доходности (IRR).Представляет собой расчетнуюставку дисконтирования, при которой чистая приведенная стоимость проекта равнанулю. Внутренняя норма доходности находится путем решения следующего уравнения:
NPV=C0+C1/(1+IRR)+C2/(1+IRR)2+…+Cn/(1+IRR)n(1.4)
Такоеуравнение решается методом итерации. Для расчета IRR можно воспользоватьсяспециально запрограммированными калькуляторами или программами для ЭВМ. Правиловнутренней нормы доходности: принимать необходимо те проекты, у которых ставкадисконта (то есть издержки упущенной возможности капитала) меньше внутреннейнормы доходности проекта (r ).
Подиндексом рентабельности (PI)понимают величину, равную отношениюприведенной стоимости ожидаемых потоков денег от реализации проекта к начальнойстоимости инвестиций:
 
PI=PV/C(1.5)
 

Правилоиндекса рентабельностизаключается в следующем: приниматьнеобходимо только те проекты, у которых величина индекса рентабельностипревосходит единицу. При оценке двух или нескольких проектов, имеющих положительныйиндекс рентабельности, следует останавливать выбор на том, который имеет болеевысокий индекс рентабельности. Индекс рентабельности показывает, сколькополучает инвестор на вложенный рубль. Эффективность ИП оценивается в течение расчетногопериода – инвестиционного горизонта от начала проекта до его ликвидации. Началопроекта обычно связывают с датой начала вложения средств в проектно-изыскательскиеработы. Расчетный период разбивают на шаги расчета, представляющие собойотрезки времени, в рамках которых производится агрегирование данных для оценкиденежных потоков и осуществляется дисконтирование потоков денег. Шаги расчетапринято
нумеровать(шаг 0, шаг 1, шаг 2, и т.д.). Длительность шагов расчета измеряется в годахили долях года, их последовательность отсчитывается от фиксированного момента t0= 0, принимаемого за базовый. Из соображений удобства, за базовый обычнопринимается момент начала или конца нулевого шага. Если проводится сравнениенескольких проектов, то рекомендуется выбирать для них одинаковый базовыймомент. Когда базовый момент совпадает с началом нулевого шага, момент начала шагапод номером m обозначается tm, если же базовый момент совпадает с концом шага0, то через tm обозначают конец m-го шага расчета. Продолжительность разных шаговможет быть различной.
Таблица 1.1 — Характеристикаосновных 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.
 
Источникифинансирования инвестиционных проектов
Стратегияфинансирования проекта заключается в применении в определеннойпоследовательности схем финансирования исходя из индивидуальных особенностейпроекта и влияющих на него факторов.
Выделяют следующиеосновные виды стратегии финансирования в зависимости от источниковфинансирования:
1. Финансированиеиз внутренних источников.
2. Финансированиеиз привлеченных средств.
3. Финансированиеиз заемных средств.
4. Смешанное(комплексное, комбинированное) финансирование.
Внутренними источникамиявляются собственные средства предприятия – прибыль и амортизационныеотчисления. [18]
Реинвестированиеприбыли — более приемлемая и относительно дешевая форма финансированияпредприятия, расширяющего свою деятельность.
Особенности внешнихисточников:
1. Привлеченныеинвестиции:
· инвесторуинтересны высокая прибыль и сама компания;
· инвесторможет иметь (или не иметь) намерения когда-либо избавиться от инвестиции;
· долясобственности инвестора определяется из соотношения его инвестиций ко всемукапиталу компании.
2. Заемные инвестиции:
· компанияполучает обязательство по контракту вернуть сумму займа;
· заемдолжен быть погашен в соответствии с условиями, на которых был получен;
· компанияплатит за полученный заем проценты;
· компанияпредоставляет необходимые и приемлемые для кредитора гарантии (возможно личноеимущество собственников);
· есликредит не возвращается по согласованному графику, то кредитор может изъятьгарантии;
· послевозвращения суммы займа обязательства перед кредитором прекращаются.[4]
При реализациистратегии финансирования могут применяться в сочетании следующие финансовыеинструменты (схемы финансирования), предоставляющие средства из различныхисточников:
· продажадоли финансовому инвестору;
· продажадоли стратегическому инвестору;
· венчурноефинансирование;
· публичноепредложение ценных бумаг (IPO);
· закрытое(частное) размещение ценных бумаг;
· выходна западные финансовые рынки (депозитарные расписки);
· банковскиекредиты, кредитные линии, ссуды;
· коммерческий(товарный) кредит;
· государственныйкредит (инвестиционный налоговый кредит);
· облигационныйзаем;
· проектноефинансирование;
· страхованиеэкспортных операций;
· лизинг;
· франчайзинг;
· факторинг;
· форфейтинг;
· грантыи благотворительные взносы;
· соглашениеоб исследованиях и разработках;
· государственноефинансирование;
· выпусквекселя;
· взаимозачет;
· бартер;
· другие.[15]
Ниже рассматриваются наиболеехарактерные для России финансовые инструменты.
Продажа долифинансовому или стратегическому инвестору
Выделяются два типадолевых инвесторов.
Инвестор финансовоготипа:
· стремитсяк максимизации стоимости компании, имеет только финансовый интерес – получитьнаибольшую прибыль;
· нестремится к приобретению контрольного пакета;
· нестремится сменить менеджмент компании;
· предпочитаетгоризонт инвестирования – 4-6 лет;
· обычнозакрепляет свой контроль участием в Совете директоров.
В России финансовыеинвесторы представлены инвестиционными компаниям и фондами, фондами венчурныхинвестиций.
Инвесторстратегического типа:
· стремитсяполучить дополнительные выгоды для своего основного вида деятельности;
· стремитсяк полному контролю, иногда ценой уничтожения компании;
· активноучаствует в управлении компанией;
· восновном стремится инвестировать в компании из смежных отраслей;
· «участие»инвестора часто не ограничивается конкретными сроками.
При этом получающаяинвестиции компания может тоже получить дополнительные выгоды (например, в видегарантированных поставок и реализации, персонала, ноу-хау, логистическихцепочек и др.). В России стратегические инвесторы представлены в основномкрупными транснациональными компаниями, заинтересоваными в получении полногоконтроля над бизнесом.
Консигнацию обычноприменяют при реализации новых, нетипичных товаров, спрос на которые труднопредположить. Торговцы не хотят рисковать и поэтому предлагают поставщикамтолько такие условия работы. Например, при продаже новых учебников дляинститутов книгоиздатели посылают свои книги на точки торговли с условием ихвозврата, если они не будут куплены. Иногда этот подход также называют «отдатьтовар на реализацию». [22]
 
Управление дебиторскойзадолженностью
Менеджеры, ответственныеза сделки на условиях коммерческого кредита, обязаны тщательно контролироватьитоги дебиторской задолженности. Грамотные менеджеры всегда ищут путиудовлетворения потребностей в кредите своих клиентов, при этом достигаясобственные цели и выполняя обязанности по поддержанию притока денежных средствв компанию.
Большая компания можетиметь тысячи клиентов. Невозможно контролировать задолженность каждого клиента,поэтому система контроля дебиторской задолженности должна быть построена так,чтобы дать менеджеру возможность вычислить соответствие остатка дебиторскойзадолженности кредитным условиям корпорации и автоматически показать клиентов скритическим несоответствием.
Предоставлениекоммерческого кредита всегда связано с риском неплатежей. Хорошо, если оплатыпроизводятся полностью и своевременно, но обычно бывает не так. Поэтому важноправильно организовать процедуру получения денег по счетам, подлежащим оплате,особенно в случае просрочки платежа.
Выделяют несколько подходовк инкассации долгов:
1. Напоминаниеписьмом.Подход применяется даже для непросроченных долгов для того, чтобы напомнитьпокупателю, что поставщик помнит о нем и контролирует оплату долга.Рекомендуется не позднее, чем за 10 дней до срока платежа послать клиентуписьмо. Такое послание может быть отпечатано и на следующем счете. В письменапоминают о сроках и сумме (доле) остатков, подлежащих оплате.
2. Выяснениепричин правонарушения. Если долг остается неоплаченным всрок, то полезно связаться или лично встретиться с клиентом, чтобы точновыяснить причину правонарушения. Надо как можно скорее понять, невызвана лизадержка платежа проблемами, связанными с поставкой товара (например,качеством, ассортиментом), спорными вопросами по предоставленным платежнымдокументам или финансовыми трудностями клиента. После выяснения причинызадержки оплаты следует принимать решение: ожидать ли погашения долга клиентом,применять к клиенту меры воздействия с целью добиться оплаты долга или признатьдолг безнадежным.
3. Ситуациянеоплаты в случае со скидкой. Иногда возникает ситуация, когдаклиент, имеющий право на получение скидки, неожиданно не платит в льготныйпериод.
4. Втаком случае необходимо требовать платежа на всю сумму счета. Однако если этотслучай – скорее исключение, а клиент очень важен для компании, можно необратить на это внимание и не портить отношений.
5. Наиболеегибким путем решения проблемы будет разрешение клиенту сохранить скидку даже вслучае несвоевременного платежа в льготном периоде, если клиент согласится надосрочную оплату следующего счета.
6. Минимизациярасходов по сбору задолженности и безнадежных долгов.При сборе просроченной задолженности необходимо иметь в виду, что процесс сборасредств может дорого обойтись продавцу как из-за прямых расходов, с ним связанных,так и из-за испорченных отношений с клиентами. Поэтому необходимо оцениватьуровень затрат, связанных со сбором задолженности, не допускать чрезмерныхрасходов, не оправдывающих результата. В качестве цели желательно предотвратитьнеобоснованное затягивание денежного цикла и свести к нулю уровень несобранныхсредств. В случае остатка несобранных средств, расходы на сбор которыхоцениваются как высокие, следует списать безнадежные долги. На практике всегдаприсутствует доля такой задолженности от общей суммы дебиторского долга, именеджерам необходимо стремиться к ее минимизации. [8]
Проектноефинансирование
Проектноефинансирование – совокупность мероприятий, направленных на привлечение денежныхсредств и иных материальных средств под активы и денежные потоки компании.Проектное финансирование – сравнительно молодой и перспективный комплексныйфинансовый инструмент, который отличается следующими особенностями.
1. Объектвложения средств инвесторов – конкретный инвестиционный проект, а не в целомпроизводственно-хозяйственная деятельность компании – получателя средств.
2. Частодля получения и использования проектного финансирования создают отдельную такназываемую проектную компанию.
3. Источниквозврата вложенных средств – прибыль от реализации инвестиционного проекта(обособленная от финансовых результатов деятельности инициаторов проектов).
4. Врамках комплекса финансирования могут использоваться многообразные источники иформы финансирования (кредит, финансовый лизинг, приобретение банком доли в уставномкапитале инициатора проекта, учреждение новой специальной компании с долевымучастием инициатора проекта, банка и привлеченных соинвесторов, выпуск целевыхоблигационных займов и т.д.).
5. Отсутствиетипичного для банков инструмента гарантий (это не исключает получение рядагарантий на разных этапах проекта), основная гарантия – будущий поток денежныхсредств. [26]
При проектномфинансировании для инвесторов могут использоваться следующие гарантии:
· залогивсех денежных поступлений проектной компании в пользу кредиторов;
· договоруправления проектом для обеспечения надлежащей эксплуатации;
· правокредитора на его вступление в наиболее существенные договоры и права попроекту;
· гарантированныедоговоры по обеспечению сырьем;
· гарантированныедоговоры по сбыту продукции;
· договорына техническую поддержку и профилактический ремонт;
· пакетстраховочных гарантий;
· договорконцессии/передачи;
· возможныегосударственные инвестиционные льготы (льготное налогообложение, освобождениеот импортных пошлин);
· механизмыдля исключения рисков конвертации и перевода валюты. [27]
Для обеспечения полногофинансирования проекта могут использоваться следующие гарантии:
· юридическиегарантии;
· резервныефонды;
· залоги,депозиты на специальных счетах;
· банковскиегарантии и поручительства;
· резервныекредиты поддержки;
· контрактыс фиксированной ценой;
· банковскиесчета с особым режимом (в том числе аккредитивы);
· обязательстваучредителей (спонсоров) по дополнительным взносам в капитал проектной компании;
· страхованиекредитов от риска непогашения, проектных активов и грузов от риска потери,страхование прибыли, ответственности разработчиков проекта, строительных идругих рисков;
· хеджирование.
Проектноефинансирование – прогрессивный инструмент будущего. Через проектноефинансирование растет объем привлекаемых инвестиций в производственные иинфраструктурные сферы.
В схеме проектногофинансирования принимают участие различные лица. Банк может выступать какорганизатор проекта, финансовый консультант и соинвестор.[18]

1.3 Особенности оценкиэффективности инвестиционных проектов для ТЭС
Объекты энергетики являются специфическими многообразными.При оценке экономической эффективности инвестиционных проектов дляэнергетических объектов необходимо учесть их специфику.
Вопросы оценки эффективности инвестиционных проектов дляобъектов энергетики изложены в работах российских исследователей, таких как,Самсонов В.С, Рогалев Н.Д, Нагорная В.Н.
Оценка инвестиционныхпроектов строительства, расширения, реконструкции или техническогоперевооружения электроэнергетических объектов определяется технологическимиособенностями этих объектов, а также системной спецификой совместной работыобъектов электроэнергетической отрасли. К этим системным особенностямотносятся:
1. Непрерывностьи одновременность процессов производства, передачи, распределения и потребленияэлектроэнергии. Это дополняется практической невозможностью мгновенногоаккумулирования электроэнергии в масштабах крупных энергообъединений. Врезультате, в каждый момент времени должен соблюдаться жесткий баланспроизводства и потребления электроэнергии с учетом потерь в пределах замкнутой,в энергетическом смысле, части страны. Из этой особенности вытекают:
· высокиетребования к планированию потребности в электроэнергии и оперативномрегулировании (диспетчеризации) режимов работы энергосистем во избежание еедефицита или, наоборот, излишних резервов мощности ;
· требованияк энергетическим предприятиям и их объединениям в каждый момент реальноговремени обеспечить готовность покрытия нагрузки, которая необходимапотребителям, в частности, в периоды максимума и минимума нагрузки, прохождениекоторых связано с большими техническими трудностями и, как правило, требуетобщесистемных усилий.
2.Сильнаятехнологическая зависимость функционирования и эффективной работы всех отраслейэкономики страны от бесперебойного и полного удовлетворения их потребностей вэнергии. При этом, сроки сооружения энергообъектов обычно дольше, чем уобъектов — потребителей энергии. Это предопределяет необходимость, в рядеслучаев, заблаговременного сооружения энергообъектов под ожидаемые(прогнозируемые) объемы потребления энергии и мощности. Отсюда вытекаюттребования:
· максимальнойнадежности в работе энергетических предприятий и их объединений:
· обеспечениядостаточных резервов мощности на электростанциях и в энергосистемах при широкойоперативной взаимосвязи между ними для предотвращения аварийного отключенияпотребителей;
· наличиярезервных связей в электрических сетях и резервов пропускной способности длямногостороннего питания потребителей;
· рациональнойзаблаговременности создания энергетической базы или опережающего развитияэнергетики по сравнению с ростом потребности в энергии у потребителей вследствие,как правило, более высокой длительности сооружения энергообъектов.[14]
3. Высокая частотапротекания процессов, отсюда повышенные требования к автоматизации управленияэнергетическими установками. Эти требования связаны с параллельной работойгенерирующего оборудования всех электростанций в каждый момент времени синхроннопо частоте тока и фазам напряжения в масштабах непрерывного производства Единойэлектроэнергетической системы страны (ЕЭС). Такая особенность характеризуеттребования;
· максимальнойавтоматизации процессов управления энергетическим производством, распределениеми передачей энергии, включая использование противоаварийной автоматики;
· рассмотрениякаждого энергообъекта как составного элемента общесистемного единого процессапроизводства, распределения и потребления энергии.
4.Непосредственноесоединение между собой всех агрегатов электростанций, подстанций и другихэлементов энергосистемы, обеспечивающих ее технологическое единство, с помощьюэлектрических сетей и вытекающая отсюда опасность практически мгновенногоразвития и распространения каждой аварии с возникновением большого ущерба дляэкономики региона или страны. Отсюда жесткие требования к:
· максимальнойбезотказности всех типов оборудования энергосистемы и каждого вновь вводимогоее элемента;
· стабильностьпараметров качества электроэнергии, таких как частота и напряжение переменноготока, и их допустимому изменению в очень узких пределах на шинах у потребителейи в отдельных точках электрической сети.
5.Переменный режимнагрузки энергетических предприятий в суточном, недельном, месячном и годовомразрезах, вызванный неопределенностью процессов включения, отключения иизменения режимов работы отдельных потребителей. Эта особенность вызываетнеобходимость:
· высокойманевренности энергетических блоков и агрегатов или их части в общей структуремощностей;
· приемлемойэкономичности работы маневренного электрооборудования в переменных режимах;
· обеспеченияэффективного участия отдельных типов электростанций и агрегатов в покрытии графиковнагрузки энергосистемы для снижения издержек ее эксплуатации в целом;
· созданиеусловий с помощью автоматических систем регулирования для максимально надежнойработы энергосистем и поддержания необходимого качества электроэнергии вусловиях переменного режима.
В совокупностиотмеченные особенности электроэнергетики характеризуют ее как единую систему сединым непрерывным процессом производства электроэнергии, работающимсинхронизировано по частоте электрического тока и фазам напряжения практически навсей обжитой территории страны, единство которой реализуется как в процессепроизводства и передачи энергии, так и в процессе ее распределения. Указанныеособенности требуют рассмотрения инвестиционных проектов в электроэнергетикеодновременно с двух позиций: общесистемных — как элемента единой системы ииндивидуальных — как самостоятельного конкурентноспособного проекта на рынкеЕЭС. Кроме того, энергообьекты осуществляют в процесс эксплуатации две функции:производственно-распределительную и резервную по обеспечению мгновенныхизменений в потребности энергии и взаимопомощи в аварийных ситуациях.
Для проведенияисследований и анализа инвестиционных проектов в энергетике необходимоучитывать основные характерные особенности энергообъектов, предполагаемых ксооружению. Энергетическая система представляет собой сложный комплексвзаимосвязанных элементов с многообразными функциями. Традиционно выделение характерныхэлементов происходит по целому ряду признаков. Прежде всего, по месту внепрерывной цепи энергетического производства энергообъекты делятся наэнергогенерирующие и энергопередающие.
Оценка эффективности инвестиций в СССР
В советский период времени для оценки эффективности новойтехники и модернизации оборудования предлагалась методика, разработаннаяЧернухиным А.А. и Флаксерманом Ю.Н. Советская экономическая наука различаетобщую и сравнительную экономическую эффективность затрат живого иовеществленного труда. Общая экономическая эффективность определяется дляустановления фактических или ожидаемых показателей использования основныхфондов и оборотных средств. Расчеты сравнительной экономической эффективности восновном проводятся на стадиях планирования и проектирования для выбораоптимального варианта. Основными показателями общей экономической эффективностислужат прибыль, норма рентабельности и фондоотдача. А расчеты сравнительнойэкономической эффективности капиталовложений имеют целью:
· определение наиболее рациональных путей использованиякапиталовложений в разрезе отрасли
· выбор экономически целесообразных вариантов техническихрешений
· сопоставление вариантов строительства новых предприятий свариантом расширения действующих предприятий
Впервые основные положения методики технико-экономическихрасчетов были сформулированы в 1958 году на Всесоюзной научно-техническойконференции по проблемам определения экономической эффективностикапиталовложений и новой техники в народном хозяйстве СССР, в дальнейшем наоснове этих положений была разработана типовая методика определенияэкономической эффективности капиталовложений.[24]
Для определения сравнительной экономической эффективностикапиталовложений используется метод срока окупаемости. Сущность метода состоитв возможности соизмерения дополнительных вложений с экономией на себестоимостипо сравниваемым вариантам.
Ток=К1-К2/И1-И2=∆К/∆И, лет (1.6)
Где К1 и К2 — капиталовложения посравниваемым вариантам,
И1 и И2 – годовые издержки производствапо этим же вариантам.
Таким образом, фактический срок окупаемости определяетпериод, в течении которого возмещаются дополнительные капиталовложения по болеекапиталоемкому варианту за счет экономии, получаемой на издержках производства.Ряд недостатков этого метода:
· возможность только попарного сопоставления вариантов
· при незначительной разнице в капитальных затратахиспользование формулы (1.6) может дать искаженное представление обэкономической эффективности.
Однако, если же пользоваться методом срока окупаемости вформе 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, Knи Иn – капитальные вложения в годовые издержки производства покаждому из вариантов.
Особенности методики:
- при проектных проработках сравниваемые варианты должны бытьпоставлены по экономичности в оптимальные условия
- должен быть обеспечен одинаковый энергетический эффект употребителя
- необходимо обеспечить равную надежность энергоснабжения
- все расчеты по выбору оптимального варианта должныпроизводиться в единых
ценах или сопоставимых показателях себестоимост
- смежные затраты учитываются, если затраты на оборотные фондыпринимаются по себестоимости
- в целях сопоставимости по сравниваемым вариантам следуетопределять удельные приведенные затраты по формуле:
З=З/Пн (1.9)
где Пн – объем продукции.[24]
Методы определения экономической эффективностикапиталовложений:
1) Изменение капитальных затрат

∆К=Nнов(Кнов-Кст)-(Кд-Ктр)∆Вусл (1.10)
Где Кнов – удельная стоимость оборудования новоготипа,
Кст — удельная стоимость существующегоаналогичного оборудования,
Nнов –производственная мощность оборудования нового типа,
Кд и Ктр – удельные капиталовложения вдобычу 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 наединицу сэкономленной энергии.
3) Годовую экономию топлива приближенно можно определитьследующим образом
∆Вз= (Вст+∆NHy*b) — Внов (1.12)
Где Вст и Внов – годовые расходыусловного топлива до и после модернизации,
Hy–расчетное число часов использования установленной мощностимодернизируемого объекта,
b– удельный расход условного топлива на замещаемой энергоустановке.
Очевидно, что приведенные выше формулы выше формулы отражаютпринципиальные методические моменты подобного рода расчетов. В конкретныхусловиях отдельные слагаемые этих формул могут видоизменяться или вообщеотсутствовать.
Помимо расчета стоимостных показателей, при определенииэкономической эффективности новой техники необходимо провести сравнительныйанализ основных натуральных показателей, в том числе производительности труда,к.п.д. и др. Следует также отметить, что выбор экономически наиболеецелесообразного варианта технического решения еще не означает, что все менееэкономичные варианты должны быть отброшены. Необходимо принимать во вниманиетребования охраны и улучшения условий труда, обеспечениесанитарно-гигиенических условий в рабочей зоне и чистоты воздушного бассейна.[24]
Традиционные методыэкономических оценок
В настоящее времяоценку эффективности инвестиций в объекты энергетики Самсонов В.С. предлагаетпроводить по методике изложенной ниже.
Классификация методовэкономических оценок
Экономические оценкипроводятся как для действующих предприятий (фирм), так и для проектируемыхинноваций. При этом различия могут состоять только в применяемых для сравненияэталонах — нормативных сроках окупаемости, коэффициентах эффективности,банковских процентных ставок и т.п., не изменяя самой методологии и системыоценочных показателей.
Все методыэкономических оценок следует классифицировать в двух плоскостях: по их новизнев отечественной практике — традиционные и современные; по отношению к факторувремени — без учета продолжительности процесса инвестирования и временидействия инвестиций и с учетом этого, т. е. без учета и с" учетом факторавремени.[23]
По этимклассификационным признакам следует различать:
1. Традиционные методысравнительной эффективности капиталовложений (инвестиций) без учета факторавремени, в составе которых:
—  методсравнительного срока окупаемости дополнительных капиталовложений (инвестиций),сделанных в более капиталоемкий вариант по сравнению с менее капиталоемким,окупающихся за счет экономии годовых эксплуатационных расходов, достигаемой засчет этих дополнительных капиталовложений;
—  методоценки по коэффициенту эффективности тех же дополнительных капиталовложений(инвестиций);
—  методприведенных затрат для разных вариантов капиталовложений или инвестиций (преждеиногда употреблялся не совсем удачный термин «расчетные затраты»);
—  методоценки экономического эффекта, получаемого от предполагаемых вложений капитала(инвестиций).
При применении этихметодов и показателей для оценки инвестирования рассматриваемые варианты должныотвечать определенным условиям сопоставимости либо, если они по каким-либотехническим или другим причинам неравнозначны, должны быть приведены всопоставимый вид.
2.Традиционныеметоды общей или абсолютной эффективности без учета фактора времени, которыевключают оценки по показателям:
—  методоценки по абсолютному (общему) сроку окупаемости капиталовложений (инвестиций)за счет прибыли;
—  методоценки по рентабельности капиталовложений (инвестиций);
—  методоценки по рентабельности производственных фондов;
—  методоценки по рентабельности производства',
—  методыоценки по показателям фондоотдачи, фондоемкости и фондовооруженности.
Методы сравнительнойэффективности 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 жетрадиционные методы сравнительной и общей (абсолютной) экономической оценкиэффективности инвестиций — с учетом фактора времени или с учетом ущерба отзамораживания капитала.
4.Современныеметоды экономической оценки эффективности инвестиций без учета фактора времени,включающие:
—  методоценки эффективности инвестиций по показателю «текущие затраты»;
—  методоценки эффективности инвестиций по показателю прибыли;
—  методоценки эффективности инвестиций по прибыльному порогу.
Последний из названныхметодов не является вполне самостоятельным, но ввиду его важности и наглядностидостоин рассмотрения в ряду других.
5.Современные методыэкономической оценки эффективности инвестиций с учетом фактора времени, в числекоторых:
—   методэкономической оценки эффективности инвестиций по начальному финансовомусостоянию или (более употребительное название) метод капитализированной ренты;
—   методэкономической оценки эффективности инвестиций по конечному финансовомусостоянию;
—   методэкономической оценки эффективности по динамическому
—   срокуокупаемости;
—   методэкономической оценки эффективности по показателю внутренней рентабельности (внутреннейдоходности, внутренней процентной ставки).
Для применениясовременных методов требуется также использование сравнительно новых, широко неприменявшихся у нас ранее понятий, таких, как инвестиционный период, потокналичности, дисконтирование, рента и др.Сравнительный срок окупаемости
Впервые этот метод,являющийся родоначальником всех методов сравнительных оценок, был предложенэкономистом-энергетиком С.А. Кукель-Краевским в 30-х годах XXв. Сравнивалась эффективность строительства двух объектов одного и того женазначения с примерно одинаковой производственной мощностью. Позднеепреимущественно сравнивались показатели старой и новой техники, предлагаемойвзамен старой.
Первый вариант — болеекапиталоемкий — требует капиталовложений (инвестиций) в размере К,, во второмварианте потребуются капиталовложения в размере К2, причем поусловию К1 > К2, а К1 — К2 =ΔК (дополнительные капиталовложения в первый вариант по сравнению совторым). Размерность капиталовложений (инвестиций) определяется в рублях безпривязки к какому-либо периоду времени — единовременные затраты.[23]
Однако болеекапиталоемкий вариант обладает более совершенной технологией, благодаря чемуиздержки производства по этому варианту И, меньше, чем в более дешевомварианте, где ежегодно потребуются эксплуатационные расходы в размере И2,т. е. И1
Очевидно, отношениекапиталовложений к издержкам даст размерность: руб/руб/год = год,следовательно, определит некий сравнительный период времениТср,измеряемый в годах.
Все эти показателиможно привести в следующее соотношение:

/> (в годах)(1.13)
/> (в годах)(1.14)
Показатель Тф,называемый сравнительным сроком окупаемости, отвечает на вопрос: за какое времяокупятся дополнительные капиталовложения в более капиталоемкий вариантинвестирования по сравнению с менее капиталоемким за счет экономииЭксплуатационных расходов, которую эти дополнительные капиталовложенияобеспечивают. Если этот срок меньше, чем величина нормативного срокаокупаемости Тн, то стоит идти на дополнительные капиталовложения; если больше —не стоит, следует отдать предпочтение варианту с меньшими капитальнымизатратами.
Долгое время оставалсянеясным вопрос о величине нормативного срока окупаемости. Впервые в качествеединого норматива, сначала для энергетики, а затем и для большинства отраслейхозяйства, этот срок чисто экспертно был определен в размере 8 лет. Позжевыяснилось, что срок в 8 лет соответствует: 1) среднему времени отвозникновения научно-технической идеи до ее воплощения «в металле»; 2) среднемусроку «старения» (устаревания) новой техники. Последнее обстоятельство особенноважно, поскольку если дополнительные капиталовложения не окупаются за принятыйнормативный срок, то на них не следует идти ввиду того, что новая техника(очевидно, примененная в этом более капиталоемком варианте) через 8 лет ужеустареет. Однако по мере ускорения научно-технического прогресса и болеебыстрого старения новой техники этот норматив был изменен и принят равным 6,7г. (дробность этой величины станет понятной после рассмотрения показателя«коэффициент экономической эффективности»). Позднее в некоторых отрасляхматериального производства ввели свои отраслевые критерии. Так, для оценок врадиоэлектронике, 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 быстрымстарением некогда новых компьютеров.[23]
В условиях рыночнойэкономики для оценок на предпроектной и проектной стадиях исследованийрекомендуется принимать величину обратной современному банковскому проценту покредитам или проценту средней доходности по ценным бумагам (правомерность этоготакже станет понятной из последующих рассуждений). Применение этого методацелесообразно пояснить на примере (в этом и последующих примерах все цифры —условные).
Коэффициентэкономической эффективности
В некоторых случаяхудобнее вычислять отношение не дополнительных капиталовложений к обеспечиваемойими экономии годовых издержек, а наоборот, отношение экономии издержек кдополнительнымкапиталовложениям. Такой показатель был назван коэффициентом экономическойэффективности (фактическим — Еф) и по определению он являетсявеличиной, обратной сравнительному сроку окупаемости.
/> (руб/год) (1.15)
Коэффициентэкономической эффективности показывает величину экономии эксплуатационныхрасходов (издержек производства), которую даст каждый дополнительно вложенныйрубль инвестируемых средств.
Размерность этогопоказателя, если произвести алгебраические сокращения, представится как 1/год =год-1, т.е. не будет иметь никакого практического смысла. Поэтому ееследует принимать без сокращений — руб/год/руб, либо, как принято на практике,в долях единицы или в процентах.
Коэффициент являетсяобратным по отношению к сроку окупаемости. Нормативный коэффициент экономическойэффективности в разное время принимался равным 0,12 (при Тн = 8годам Ен = 1/8=0,125, однако третий знак после запятой был отброшенкак лишний, ввиду превышения доверительной точности технико-экономическихрасчетов). 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, чтоприбыль m является разницеймежду суммой реализации Rи издержками производства И
m=R-И, (1.16)
Тогда коэффициентэкономической эффективности можно представить в виде соотношения:
/> (1.17)
Это соотношение,во-первых, показывает, сколько рублей прибыли может быть получено на каждыйрубль дополнительных капиталовложений, т.е. определяет доходность этого (вданном случае — дополнительно вложенного) капитала, а во-вторых, в даннойинтерпретации коэффициент экономической эффективности полностью идентиченпоказателю рентабельности капиталовложений.
Очевидно, в качественормативного коэффициента экономической эффективности здесь с полным основаниемможет использоваться средняя величина доходности капитала в соответствующийпериод времени — средний дивиденд по акциям и ценным бумагам или, как наиболееизвестный показатель — средний банковский процент (по депозитам или покредитам) — р. Отсюда может быть определена для каждого периода времени разнаявеличина

Ен = р,(1.18)
Нормативныйсравнительный срок окупаемости
Тн=/>(лет) (1.19) Приведенныезатраты
Методы оценки посравнительному сроку окупаемости и коэффициенту экономической эффективностипредусматривают сопоставление всего лишь двух вариантов инвестирования. Насамом деле таких вариантов может быть значительно больше.
И2+ЕнК2=И1+ЕнК1(1.20)
Очевидно, это равенстводействительно только для частного случая — для равноэкономичных вариантов (поусловию данных преобразований). В большинстве случаев будет иметь местонеравенство:
И2+ ЕНК2≠И1 + ЕнК1 или И2 + ЕНК2≤И1+ ЕНК1
При этом болееэкономичным является вариант инвестирования, у которого сумма годовых издержекИ и капиталовложений К, помноженных на нормативный коэффициент экономическойэффективности Ен, будет наименьшей. Тогда критерий эффективности:
З=И=ЕнК→min(1.21)
Этот показатель получилназвание «приведенные затраты», а произведение ЕнК — «приведенныекапиталовложения».[23]
Следовательно, приведенныезатраты— это сумма издержек производства и приведенныхкапиталовложений, критерием эффективности того или иного вариантаинвестирования является минимум приведенных затрат.
Общий срок окупаемости
Окупаемостькапиталовложений (инвестиций) на построенных и действующих предприятиях или, сфинансовой точки зрения, возвратность вложенных средств происходит за счетприбыли как конечного результата производственно-хозяйственной деятельности.Прибыль «брутто» mбне учитывает налога и обязательные платежи Н. Чистая прибыль или прибыль«нетто» mчравна:
mч= mб-Н.(1.22)
Соответственно этимвидам прибыли можно рассматривать абсолютный (общий) срок окупаемостикапиталовложений (инвестиций) К за счет прибыли «брутто» — Таи«нетто» (чистой прибыли) — Та(ч)):
/>;(1.23)
/>(1.24)
Общий (абсолютный) срококупаемости отвечает на вопрос: за сколько лет капиталовложения (инвестиции)окупятся, т.е. вернутся инвестору, за счет прибыли? Критерием длятехнико-экономической оценки здесь выступает нормативный общий (абсолютный)срок окупаемости Тн(а): если окупаемость ниже или равна этойвеличине, капиталовложения (инвестиции) оправданы; если выше — нецелесообразны.Очевидно также, что эти нормативы должны быть различными при исчислении срокаокупаемости по прибыли «брутто» и по прибыли «нетто», поскольку в первом случаеоценивается государственная (общая для всей национальной экономики)эффективность, где не учитывается факт налогообложения, а во втором — дляконкретного случая инвестирования.[23]Рентабельность капиталовложений
Наиболее известным ираспространенным оценочным показателем является рентабельность предстоящих(проектируемых) капиталовложений (инвестиций) или рентабельностьпроизводственных фондов действующего предприятия.
Величина рентабельностикапиталовложений rкобратна общему (абсолютному) сроку окупаемости и равна:
rк=/>(1.25)
При расчете этогопоказателя по величине чистой прибыли вычисляется рентабельность «нетто»(«чистая» рентабельность):
rк(ч)=/>/>(1.26)
Рентабельностькапиталовложений показывает, какую прибыль дает каждый вложенный рубльинвестированных средств. При оценках по этому показателю эффективностьинвестиций 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) вкачестве норматива может приниматься устоявшаяся рентабельность предприятия(производства), куда предполагается вложить средства;
2) принимаетсясреднестатистическая величина среднеотраслевой (подотраслевой) рентабельностианалогичных производств;
3) еслиэти величины неизвестны, для оценки может использоваться средний процентдоходности по банковским депозитам или ценным бумагам — rн= р.
В последнем случаенорматив тот же, что и при сравнительных оценках, и это не случайно, поскольку,как уже отмечалось, экономическая сущность показателей сравнительной и общейэффективности одинакова.Рентабельность производства
В процессепроизводственно-хозяйственной деятельности зарабатывают прибыль не толькопроизводственные фонды. Весь процесс производства можно рассматривать каксоединение трех взаимодействующих компонентов, каковыми являются: средстватруда; предметы труда; сам труд — рабочая сила; экономическое выражение — фондоплаты труда.
Поскольку прибыльвозникает как общий результат производственно-хозяйственной деятельности, вкачестве оценочного принят показатель рентабельности производства:
rn=/>(1.27)
Этот показатель так же,как рентабельность капиталовложений и производственных фондов, можетрассчитываться по балансовой и по чистой прибыли:
rn(ч)=/>(1.28)
Рентабельностьпроизводства показывает, сколько рублей прибыли приходится на каждый рубльтекущих затрат или сколько прибыли приносит каждый, истраченный в процессепроизводства рубль.[23]Учет изменения во времениприведенных затрат
При оценкахэкономической эффективности инвестиций, растянутых во времени, по показателюприведенных затрат также необходимо учесть фактор времени, т. е. требуетсярассчитать ущерб от замораживания капитала; оценить возможную доходностьденежных средств, ежегодно расходуемых на эксплуатацию (издержек производства),если бы их сумма была бы положена в банк или пошла бы на приобретение ценныхбумаг.
В общем виде такойрасчет возможен по формуле
З∑=∑Зt(1+P)T-t,(1.29)
где З, — приведенныезатраты за год t; З∑ — приведенные затраты за весь период Т.
Однако, поскольку в ихсоставе содержатся разнокачественные деньги — единовременно вкладываемые(капиталовложения) и ежегодно расходуемые (издержки), которые следует учитыватьсоответственно по кредитным и по депозитным банковским ставкам, вероятнеевсего, что банковский процент р для них будет разным: по кредитам рки по депозитам рд.
Попытаемся расшифроватьи 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 смыслвыражения (1.29) следует интерпретировать так: для учета разновременностиинвестирования приведенные затраты, поскольку в них присутствуют ежегодныерасходы по эксплуатации, рекомендуется вычислять исходя из того, что суммытекущих годовых затрат могли бы быть положены в банк под процент рд,а ежегодные инвестиции — под рк (или учитываться по этой же ставкекак заемные средства).[23]
Несколько иной подход изложен в учебнике РогалеваН.Д.
Оценка экономической эффективности инвестиций вреконструкцию и техническое перевооружение энергетических объектов
Оценкаэффективности инвестиций в развитие производства проводится с использованиемэкономических критериев, которые должны включать в себя такие виды эффекта, какэкономический, социальный, политический, стратегический. Они могут рассматриватьсякак в стоимостной, так и в нестоимостной форме.
Принципиальныхразличий в оценке эффективности инвестиций в повое строительство илиреконструкцию не существует.
Цельюреконструкции действующих энергообъектов может быть:
1) уменьшениепотребности во вводе в эксплуатацию новых энергообъектов и благодаря этомуэкономия капиталовложений;
2) улучшениетехнико-экономических показателей действующих энергообъектов: снижениеудельного расхода топлива на выработку электроэнергии и тепла; уменьшениепотребности энергии на собственные нужды; снижение потерь в ЛЭП; повышение надежности работыоборудования; сокращение количества персонала;
3) увеличениерасполагаемой мощности;
4) повышениеманевренности работы оборудования;
5) снижениеудельных расходов топлива;
6)улучшение социальных и экологическихфакторов: улучшение условий труда, снижение вредных выбросов.
Интересы заказчикаи инвестора при проведении реконструкции часто не совпадают. Для заказчикапроведение реконструкции диктуется необходимостью иметь энергообъект требуемоготехнического уровня. Основная задача — выбор наилучшего варианта на основемногокритериальной оценки.
Инвестор, какправило, предъявляет только экономические требования. Для инвестора оптимальныйвариант должен иметь максимальную доходность и минимальный срок возвратакапитала.[20]
В качествеальтернативных рассматриваются варианты до реконструкции объекта с учетомвыполнения условии сопоставимости. По каждому варианту определяются:капиталовложения, стоимость основных средств, величина эксплуатационныхиздержек.
Критериемэкономической эффективности инвестиций в реконструкцию энергообъекта при рассмотренииальтернативных вариантов является минимум дисконтированных затрат за расчетныйпериод, который складывается из времени проведения реконструкции объекта,периода выхода на режим нормальной эксплуатации и периода нормальнойэксплуатации реконструируемого объекта.
Суммарнаявеличина дисконтированных затрат:
Зрек=∑Зi(1.32)
где т — число составляющих затрат; 3i — дисконтированные затраты вопределенные мероприятия, которые обеспечивают работу объекта при условиисопоставимости по следующим признакам: по располагаемой электрической итепловой мощности потребителя, по величине годового отпуска электроэнергии итеплоэнергии потребителю, по уровню цен и тарифов, по воздействию на окружающуюсреду.
31 — затратынепосредственно в энергообъект рассчитываются по формуле
З1=∑(Кt+ Иt’ – Kлик t) (1+E)-t (1.33)
где Кt — величина инвестиций в год; Иt’ — суммарные эксплуатационныеиздержки без амортизационных отчислений; Kлик t —ликвидационная стоимость объекта; Е — нормадисконтирования.
При выборе нормы дисконтированияЕ ориентируются:
а)на усредненный показательдоходности акций;
б)на существующие ставки покредитам;
в)на субъективные оценки.
32 — затраты вжелезнодорожный транспорт, автомобильные дороги, газопроводы, внешниекоммуникации. Эти затраты рассчитываются аналогично 31.
З3 — затраты встроительство ЛЭП, тепловых сетей, вызванные приростом электроэнергии итеплоэнергии, рассчитываются по формуле аналогичной 31.
З4 — затраты, связанные с выравниванием варианта поэнергетическому эффекту — по мощности и энергии у потребителя:
З4=∑∆ЭtЦэ (1+Е)-t (1.34)
Где ∆Эt- разница в отпуске электрическойэнергии по альтернативным вариантам; Цэ -стоимость перетокаэлектроэнергии.
35 — затраты, вызванные простоем реконструируемогооборудования и соответствующим восполнением недоотнуска энергии потребителю.Восполнение электроэнергии связано с покупкой или снижением продажэлектроэнергии в смежную энергосистему:
35=∑∆Эtрек (Цэ — Цтbээ)(1+Е)-t (1.35)
где ∆Эtрек — суммарный годовой недоотпуск электроэнергии в период реконструкции;
Цэ — стоимость покупной илипродаваемой электроэнергии; Цт — стоимость топлива нареконструируемом объекте;
bээ — удельный расход топлива напроизводство электроэнергии на реконструируемом объекте.[20]
З6 — затраты,связанные с выравниванием вариантов по надежности из-за разных простоевосновного энергооборудования при авариях.
В варианте с меньшей надежностьюучитываются затраты на дополнительную резервную мощность:
З6=∑(Кt + Иt’) (1+E)-t(1.36)
Где Иt’ — эксплуатационные издержки безамортизации по содержанию дополнительной резервной мощности; Кt — капитальные вложения врезервную мощность.
В качестве альтернативы затратам 36 могут быть приняты затраты по покупке резервной мощности всоседних 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 основныхсредств; λ — годовая норма амортизации;
Тсл — срок службыосновных средств; Клик-ликвидационная стоимость, по которой продается оборудование; Тц — ремонтный цикл; Ик.р — издержки на капитальныйремонт.
38— затраты,учитывающие разный срок службы альтернативных вариантов (выравнивание по срокуэксплуатации).
Если сравниваемые вариантыразличаются по сроку эксплуатации, то при расчете вариантов, имеющих меньшийсрок эксплуатации, чем максимальный, необходимо учитывать дисконтированныезатраты, связанные с вводом тепловой и электрической мощности для обеспеченияусловий сопоставимости по производственному эффекту:
38=∑ (Кt+ Иt’ — Клик ) (1+Е)-t (1.38)

З9 — дополнительныезатраты по доведению выбросов действующей станции до уровня, не превышающегонормативных значений. Рассчитывается аналогично 31.
Для оценкифинансово-экономической эффективности необходимо рассматривать интересыинвестора и заказчика.[20]
При выборенаилучшего варианта реконструкции заказчик принимает решение на основе расчетовсравнительной экономической эффективности капитальных вложений по критериюминимума суммарных дисконтированных затрат.
Приростприбыли при реконструкции вычисляется как разность величин полученной прибылидо и после проведения реконструкции от реализации энергетической продукции:
∆Прек=П2-П1=∑П2i — ∑ П1i= ∑∆Пi (1.39)
Где П1 и П2— прибыль нарассматриваемом объекте до и после реконструкции;
П2i и П1i — то же засчет реализации i-го видапродукции; ∆Пi — прирост прибыли по i-ойпродукции; п — число видовпродукции:
∆Пi=(Ор2i — И2i) – (Ор1i – И1i)(1.40)
Припроизводстве электроэнергии (оплата по двухставочному тарифу) и теплоты (поодноставочпому) 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 — мощностьдо реконструкции; ∆N — приростмощности в результате реконструкции;λсн1 и λсн2 — коэффициент расхода электроэнергиина собственные нужды до и после реконструкции; a,b — основные идополнительные ставки двухставочного тарифа; sээ1 и sээ2 — себестоимость отпущеннойэлектроэнергии до и после реконструкции; h1 и h2— число часовиспользования установленной мощности до и после реконструкции.
Аналогичноможно рассчитать прирост прибыли от производства дополнительной теплоты:
∆Птэ=(Nуст + ∆N)(h2-h1)(b-sтэ) (1.42)
Где sтэ — топливная составляющая себестоимостиэлектрической энергии на существующей электростанции.[20]
Для конкретных проектов реконструкции приростприбыли может определяться по-разному:
1.Еслиосновные фонды энергообъекта имеют практически полный физический и моральныйизнос и дальнейшая эксплуатация объекта без реконструкции невозможна, то подрезультатом проекта реконструкции понимается стоимость всей продукции,вырабатываемой на реконструированном объекте.
2. Если цель реконструкции — улучшениетехнико-экономических показателей эксплуатации действующих достаточно новыхосновных средств, то в качестве результата может быть принят прирост прибыли отэксплуатации реконструируемого объекта за счет снижения издержек.[3]
3.Возможны случаи«вынужденной» реконструкции, т.е. вызванные внешними факторами, не зависящимиот состояния оборудования рассматриваемого энергообъекта, например переходэлектростанции на сжигание другого вида топлива или изменение параметровтепловой нагрузки промышленного объекта, В этом случае прироста прибыли может ине быть,
К случаям «вынужденной» реконструкции можно отнестиреконструкцию энергообъекта по доведению экологических показателей егоэксплуатации до современных нормативов. В этом случае результатом являетсяснижение затрат на возмещение ущерба от загрязнения окружающей среды.[14]
Учет инфляции приоценке эффективности инвестиционных проектов
Инфляция во многихслучаях существенно влияет на величину эффективности ИП, условия финансовойреализуемости, потребность в финансировании и эффективность участия в проектесобственного капитала. Это влияние особенно заметно для проектов с растянутымво времени инвестиционным циклом (например, в добывающей промышленности) илитребующих значительной доли заемных средств, или реализуемых с одновременнымиспользованием нескольких валют. Поэтому при оценке эффективности инфляциюследует учитывать. Помимо этого, инфляция должна учитываться при исследованиивлияния на реализуемость и эффективность проектов неопределенности и риска.
Учет инфляцииосуществляется с использованием:
— общего индексавнутренней рублевой инфляции, определяемого с учетом систематическикорректируемого рабочего прогноза хода инфляции;
— прогнозов валютногокурса рубля;
— прогнозов внешнейинфляции;
— прогнозов измененияво времени цен на продукцию, а также прогнозов изменения уровня среднейзаработной платы и других укрупненных;
— прогноза ставокналогов, пошлин, ставок рефинансирования ЦБ РФ и других финансовых нормативовгосударственного регулирования.[20]
Показатели, описывающиеинфляцию
Для описания влиянияинфляции на эффективность ИП используются следующие показатели:
— общий индекс инфляцииза период от начальной точки (точки 0, в качестве которой можно принять моментразработки проектной документации, начало или конец нулевого шага, моментприведения t0, начало нулевого шага или иной момент) до конца m-гошага расчета GJ(tm,0) или GJm (базисный общий индекс инфляции).Он отражает отношение среднего уровня цен в конце m-го шага к среднему уровнюцен в начальный момент времени. Если в качестве начальной точки принят конецнулевого шага, GJ0= 1;
— общий индекс инфляцииза m-й шаг Jm, отражающий отношение среднего уровня цен в конце шагаm-1(цепной общий индекс инфляции). Если в качестве начальной точки принятоначало нулевого шага, GJ0=J0;
— темп (уровень, норма)общей инфляции за этот шаг im, выражаемый обычно в процентах в год(или месяц);
— средний базисныйиндекс инфляции на m-м шаге MJm, отражающий отношение среднегоуровня цен в середине m-го шага к среднему уровню цен в начальный момент.
Аналогичнымипоказателями характеризуется изменение цен на отдельные виды товаров и услуг.Через GJk(tm,0) и Jk(tm)=Jkmобозначаются соответственно базисный и цепной индексы цен на k-й продукт(услугу, ресурс).
Разновидностью индексовцен является индекс переоценки основных фондов, отражающий изменение балансовойи остаточной стоимости фондов при периодически (по существующим правилам – одинраз в год) проводимой их переоценке (необходимость учета переоценкиобусловлена, в частности, тем, что она влияет на стоимость имущества, размерыамортизации и другие важные показатели проекта). Различаются цепной индекспереоценки, отражающий увеличение стоимости фондов при данной переоценке, ибазисный индекс, отражающий аналогичное изменение по сравнению со стоимостью вначальной 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 дискретномрасчете — от номера m-го шага).
Величины индексов итемпов инфляции зависят от вида используемой валюты (рубли или какой-либо видинвалюты).[11]
Для многовалютныхпроектов дополнительно необходимо знать базисные GJc(tm,0)либо цепные Jc(tm) индексы (или темпы) изменениявалютного курса для всех шагов расчета m или, что эквивалентно, индексывнутренней инфляции иностранной валюты для этих шагов. Базисный индексвнутренней инфляции иностранной валюты определяется формулой
 
/>,(1.43)
где GJ(t,0) – базисныйобщий 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 формулувместо базисных индексов подставить цепные, получится формула для цепныхиндексов внутренней инфляции иностранной валюты:
 
/>.(1.44)
Если для некоторогошага расчета m этот индекс равен единице, изменение валютного курса на этомшаге соответствует соотношению величин рублевой и валютной инфляций; если онбольше единицы, рост валютного курса отстает от этого отношения (валютный курсрастет медленнее, чем внутренние цены по отношению к внешним); если он меньшеединицы, рост валютного курса опережает рост внутренних цен (по отношению квнешним).[20]
В расчетах чаще всегоиспользуются следующие свойства индексов инфляции:
/>,(1.45)
/>.(1.46)
Кроме того, впредположении, что im постоянен внутри m-го шага, можно получитьсоотношения
 
/>,(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 произведениепредшествующих цепных индексов.
Для учетанеоднородности инфляции удобно ввести базисные коэффициенты неоднородности (GNkm)и коэффициенты неоднородности темпов роста цен (nkm) длякаждого (k-го) продукта на каждом шаге (m).[25]
Для рублевых цен
 
/>;(1.49)

для валютных цен
 
/>;(1.50)
Инфляция называетсяоднородной, если темпы (и, следовательно, индексы) изменения цен всех товаров иуслуг зависят только от номера шага, но не от характера товара или услуги. Приоднородной инфляции значения коэффициентов неоднородности для каждого продукта,а также цепных индексов внутренней инфляции инвалюты равны единице для любогошага. Если для какого-либо шага и/или продукта эти условия нарушаются, инфляцияназывается неоднородной.[20]
Конкретный видзависимости между коэффициентами GNcm и nkm[(1.49) и (1.50)] обусловлен выбором начальной точки. Если в качестве ееберется 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 nkmи GNkm – коэффициенты неоднородности (также рублевой иливалютной) темпов роста цен и интегральный (оба для продукта K) на том же шаге.
Если прогноз инфляцииизвестен на весь расчетный период, то заданными являются общие индексы (илитемпы) рублевой и валютной инфляции, индексы (или темпы) роста валютного курса(или индексы внутренней инфляции иностранной валюты) и коэффициентынеоднородности для всех продуктов.
Известными считаютсятакже прогнозы «текущих» (без учета инфляций) цен на продукты. [2]
В этом случае попрогнозным 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) навсе (k-е) продукты на начало каждого (m-го) шага, например, если известныбазисные 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-мшаге;
/>и/>-то же для валютных цен.
Для того чтобы учестьвлияние инфляции на показатели эффективности проекта “в целом”, следуетметодами, описанными в предыдущих главах, с использованием вычисленныхпрогнозных цен построить рублевую и валютную составляющие денежных потоков впрогнозных ценах, после чего привести их к единому (итоговому) потоку,выраженному в прогнозных ценах (jс(m)), используя прогнозныйвалютный курс. Единый (итоговый) поток следует выражать в той валюте, в которойв соответствии с требованиями инвестора необходимо оценить эффективностьпроекта. Как правило, в российских условиях такой валютой являются рубли.[14]
На основанииполученного потока в прогнозных ценах строится денежный поток в дефлированныхценах 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 практическогорасчета полезно следующим образом классифицировать виды влияния инфляции:
— влияние на ценовыепоказатели;
— влияние напотребность в финансировании;
— влияние напотребность в оборотном капитале.
Первый вид влиянияинфляциипрактически зависит не от ее величины, атолько от значений коэффициентов неоднородности и от внутренней инфляциииностранной валюты.
Второй вид влияниязависит от неравномерности инфляции (ее изменения во времени). Наименеевыгодной для проекта является ситуация, при которой в начале проекта существуетвысокая инфляция (и, следовательно, заемный капитал берется под высокийкредитный процент), а затем она падает.
Третий вид влиянияинфляциизависит как от ее неоднородности, так иот уровня. По отношению к этому виду влияния все проекты делятся на двекатегории (в основном в зависимости от соотношения дебиторской и кредиторскойзадолженностей). Эффективность проектов первой категории с ростом инфляциипадает, а второй – растет.[15]
В связи с изложеннымможно рекомендовать следующий порядок прогноза инфляции:
— установить, к какойкатегории, первой или второй, относится проект;
— если приняты меры дляуменьшения влияния инфляции на потребность в финансировании, то для проектоввторой категории следует использовать минимально возможный уровень инфляции(например, производить расчет в текущих ценах). Для проектов первой категориииз всех обоснованных прогнозов инфляции следует выбирать максимальный;
— если такие меры неприняты, то наряду с описанными предельными прогнозами инфляции необходиморассмотреть сценарии, связанные с наиболее быстрым (из реально-прогнозируемых)снижением инфляции от принятой максимальной до принятой минимальной величины;
— оценить нижний пределвозможных изменений одной из характеристик изменения валютного курса (например,цепных индексов внутренней инфляции иностранной валюты, в том числе изсоображений соотношения долларовых цен на продукцию: по проекту и существующихвнутри страны и за рубежом).
Помимо этого,финансовая реализуемость и эффективность проекта должна проверяться приразличных уровнях инфляции в рамках оценки чувствительности проекта к изменениювнешних условий.
При прогнозе инфляцииследует учитывать официальные сведения, а также экспертные и прочие оценки,учитывающие дефлятор ВНП, и индексы цен по достаточно большой “корзине”постоянного состава.[15]
Таким образом, инвестированиепредставляет собой один из наиболее важных аспектов управления предприятием.Для планирования и осуществления инвестиционной деятельности особую важностьимеет предварительный анализ, который проводится на стадии разработки инвестиционныхпроектов и способствует принятию разумных и обоснованных управленческихрешений.
Главным направлениемпредварительного анализа является определение показателей возможнойэкономической эффективности инвестиций, т.е. отдачи от капитальных вложений,которые предусматриваются проектом.
Экономическаяэффективность инвестиционного проекта — это категория, отражающая соответствиеинвестиционного проекта целям и интересам его участников.
Поскольку объектыэнергетики являются специфическими и многообразными, при оценке экономическойэффективности инвестиционных проектов для энергетических объектов необходимоучесть их специфику. Оценка инвестиционных проектов строительства, расширения,реконструкции или технического перевооружения электроэнергетических объектовопределяется технологическими особенностями этих объектов, а также системнойспецификой совместной работы объектов электроэнергетической отрасли. К этимсистемным особенностям относятся:
1. Непрерывностьи одновременность процессов производства, передачи, распределения и потребленияэлектроэнергии.
2. Сильнаятехнологическая зависимость функционирования и эффективной работы всех отраслейэкономики страны от бесперебойного и полного удовлетворения их потребностей вэнергии.
3. Высокаячастота протекания процессов, отсюда повышенные требования к автоматизацииуправления энергетическими установками.
 

Глава 2. Анализсовременного состояния предприятия
 
2.1 Общая характеристикапредприятия
Среднеуральская ГРЭС(СУГРЭС) является градообразующим предприятием и находится в центреэнергетических нагрузок Урала. Она является одной из крупнейших электростанцийСвердловской области и входит в состав ОАО «ОГК-5», основным акционером которойявляется итальянская компания Enel,которой принадлежат более 55% акции ОАО «ОГК-5». Генератор ОГК-5 стал первой частнойкомпанией в российской энергетике, выделившись 4 сентября 2007 года(одновременно с ТГК-5) из структуры демонтирующегося РАО «ЕЭС России». Почтовыйадрес: 624070, г. Среднеуральск Свердловской области, ул. Ленина,2. Основныминаправлениями хозяйственной деятельности Среднеуральской ГРЭС являются:
- производствоэлектрической энергии;
- производствотепловой энергии;
- производствохимически очищенной воды для подпитки теплосети.
В настоящее времяустановленная электрическая мощность электростанции 1181,5 МВт, в том числемощность ГТРС 11,5 МВт, располагаемая тепловая мощность 1 327 Гкал,производительность водоподготовки 5 200 т/час.
На Среднеуральской ГРЭСдля выработки энергии используются 2 вида топлива: основное – природный газ,резервное – мазут. Мазут составляет около 1,5 — 5% в общем балансе топлива.
Решение о строительствеэлектростанции на берегу Исетского озера было принято Энергоцентром в 1930 годув рамках выполнения плана ГОЭЛРО.
Первая очередьпостроена в период с 1936 по 1949 гг, оснащена энергоагрегатами, работающими насреднем давлении, в том числе пятью котлоагрегатами паропроизводительностью180-200 т/час, двумя турбоагрегатами АК-50 модернизированными в теплофикационныйтип и турбоагрегатами Р-22 «Сименс – Шукерт». Кроме того, на первой очередиустановлены пиковые бойлера производительностью 200 Гкал/час для нуждтеплофикации.[17]
Установленнаяэлектрическая мощность 1-ой очереди – 78 МВт.
Располагаемая тепловаямощность 1-ой очереди – 667 Гкал.
Вторая очередьпостроена в период с 1963 по 1966 гг, оснащена двумя теплофикационнымитурбинами Т-100-300 Уральского турбомоторного завода, тремя котлоагрегатамиТГМ-96 Таганрогского завода «Красный котельщик» и одной предвключенной турбинойР-38. Отработанный пар турбины Р-38 используется для питания турбин среднегодавления первой очереди параллельно с котлоагрегатами среднего давления.Тепловая схема выполнена с поперечными связями по всем потокам и имеет связь степловой схемой первой очереди.
Установленнаяэлектрическая мощность 2-ой очереди – 238 МВт.
Располагаемая тепловаямощность 2-ой очереди – 360 Гкал.
Одновременно на первойи второй очередях введен в эксплуатацию мощный комплекс для теплофикацииЕкатеринбурга, Верхней Пышмы, Среднеуральска, обеспечивающий отпуск 1027 Гкалтепловой энергии и 6000 т/час горячей воды с температурой 70-160 °С на горячееводоснабжение. Теплоснабжение этих городов осуществляется через уникальнуюсистему дальнего теплоснабжения, протяженностью 25 км.
Третья очередьпостроена за период с 1967 по 1970 гг, оснащена тремя блоками 300 тыс.кВт стурбинами К-300-240 ЛМЗ и котлоагрегатами ТГМП-114. В 1996 году энергоблок №11переведен в теплофикационный тип. В результате этого за счет увеличениятепловой нагрузки электрическая мощность была снижена до 277 МВт. В 2004 годупосле завершения работ по реконструкции и модернизации энергоблок №10 был такжепереведен в теплофикационный по типу энергоблока №11. Кроме того, на 10энергоблоке введена в эксплуатацию автоматизированная система управлениятехнологическим процессом (АСУ ТП), которая выполнена на базепрограммно-технического комплекса (ПТК) «Телеперм МЕ», производства фирмы «Siemens»,поставки АО «Интеравтоматика».
Установленнаяэлектрическая мощность 3-ей очереди – 854 МВт.
Располагаемая тепловаямощность 3-ей очереди – 300 Гкал.
В 2003 г состоялся пуск газотурбинной расширительной станции (ГТРС). Она предназначена для выработкиэлектроэнергии за счет использования энергии природного газа высокого давления,поступающего на электростанцию, при срабатывании его в газовой утилизационнойтурбине.
В состав ГТРС входитгазовая утилизационная турбина ТГУ-11, электрический генератор Т-12-2УЭЗ, системаподогрева газа с двумя подогревателями газа. Для резервирования газоснабжения вслучаях аварийных или плановых остановок турбины выполнен газорегулирующийпункт (ГРП) с тремя регулирующими и пусковой нитками. Вышеперечисленноеоборудование размещено в отдельно стоящем здании на расстоянии 700 метров от главного корпуса ГРЭС.
Подогрев теплоносителя(сетевой воды) для подогревателей газа осуществляется в теплофикационныхводяных экономайзерах, устанавливаемых в конвективные шахты котлов энергоблоков№№ 9, 11. Для организации циркуляции сетевой воды в главном корпусе монтируютсядва сетевых насоса СЭ-500-70 и промежуточный бак.
На ГТРС установленатакая же автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП)как и на энергоблоке №10, также выполненная на базе программно-техническогокомплекса (ПТК) «Телеперм МЕ» производства фирмы «Siemens»(поставка АО «Интеравтоматика»). В состав комплекса входят три шкафаконтроллеров AS-220, панель местногощита управления со встроенной рабочей станцией управления на базе промышленнойЭВМ. Установлены два релейных и два кроссовых шкафа для связи с датчикамипараметров и схемами дистанционного управления, два источника бесперебойногопитания. Для управления с БЩУ предусмотрены две рабочие станции на базепромышленных мини-ЭВМ. Так как технологическое оборудование и рабочие местаоператора расположены в зданиях, удаленных друг от друга на 700 метров, контроллеры и рабочие станции размещены также в двух зданиях. Организованы две локальныесети, связь между которыми осуществляется по двум оптоволоконным линиям.
Для приготовленияводы на технологические цели на Среднеуральской ГРЭС организован химическийцех, который готовит воду для питания котлов – установка производительностью400т/час для восполнения потерь конденсата в цикле всей станции, котораяработает по схеме коагуляции – очистка на механических фильтрах –трехступенчатое HOH ионирование; атакже для подпитки теплосети – установка производительностью 5200 т/час длямеханического осветления и химической обработки воды, поступающей натеплоснабжение. Источником водоснабжения для приготовления обессоленной водыдля питания котлов является Исетское озеро. Для подпитки теплосети используетсявода, поступающая из Волчихинского водохранилища.
Систематехнического водоснабжения оборотная с прудом – охладителем, образованным вистоке реки Исеть. Площадь пруда 25 квадратных километров. Подача воды напервую очередь происходит через водозаборное устройство по самотечному каналу кциркуляционным насосам, установленным непосредственно у турбогенераторов.Циркуляционной водой для второй очереди служит сбросная вода с конденсаторовпервой очереди, забираемая из сбросного циркуляционного водовода.
Главная схемаэлектрических соединений Среднеуральской ГРЭС включает в себя 10 блоков«генератор – трансформатор» и три распределительных устройства высокогонапряжения 220, 110 и 35 кВ
На шины 110 кВвключено семь блоков, на шины 220 кВ — три блока. Связь между шинами 110 и 220кВ осуществляется через автотрансформатор, который работает в блоке стурбогенератором № 7. Шины 35 кВ запитаны от третьих обмоток однофазныхтрехобмоточных трансформаторных групп турбогенераторов №1 и 2.
Распределительныеустройства высокого напряжения открытого типа с двумя рабочими и одной обходнойсистемами шин. Выключатели масляные типа У-220-10, У-110-8, МКП-35,разъединители РЛНД-220, РОН-110, РЗГ-35.
СУГРЭС можетвырабатывать электроэнергию в 2-х режимах: теплофикационном и конденсационном.
Электрическая энергиявыдается в энергосистему по десяти воздушным линиям напряжением 220 кВ, десятилиниям напряжением 110 кВ и трем линиям напряжением 35 кВ.
СреднеуральскаяГРЭС поставляет тепловую энергию в ОАО «ТГК-9», которая доводит ее допотребителей 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 вхожденияСреднеуральской ГРЭС в ОАО «ОГК – 5» был выведен из состава ГРЭСремонтно-строительный цех в самостоятельное предприятие филиал «РСП» ОАО «ОГК –5» и автогараж.
С 15.07.09 г. Изсостава ГРЭС был выведен персонал, связанный с уборкой служебных ипроизводственных помещений в клининговую компанию.
В настоящее время среднесписочнаячисленность персонала Среднеуральской ГРЭС составляет 793 человека.[17]
Место СУГРЭС в системестанций

Таблица 2.1 — Станции Свердловской областиСтанция 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 100
Ниже представленныдиграммы, по которым можно проследить место Среднеуральской ГРЭС в системестанций региона в количественном соотношении по установленной тепловой иэлектрической мощности.

/>
Рисунок 2.1 — Место СУГРЭС в системе по установленной эл. Мощности
/>
Рисунок 2.2 — Место СУГРЭС в системе по установленнойтепловой мощности
Исходя из данных,представленных в таблице 2.1. можно сделать вывод, что в процентном соотношенииСреднеуральская ГРЭС занимает следующее место в системе станций области:
· По установленнойэлектрической мощности – 14% от всех ГРЭС и ТЭЦ Свердловской области.
· По установленнойтепловой мощности – 15% от всех ГРЭС и ТЭЦ Свердловской области.
Таким образом,можно сделать вывод, что филиал ОАО «ОГК-5» – Среднеуральская ГРЭС являетсякрупным маневренным генерирующим объектом, который находится в 15 км от г.Екатеринбурга. Основное назначение – выработка электрической энергии и выдачаее по ВЛ – 35, 110 и 220 кВ; отпуск тепловой энергии на отопление и горячееводоснабжение потребителям городов: Екатеринбург, Верхняя-Пышма, Березовск иСреднеуральск. При этом по тепловой энергии необходимой для г. ЕкатеринбургаСреднеуральская ГРЭС покрывает до 50% от общего потребления, а по горячемуводоснабжению до 38%, что еще раз подтверждает важную значимость СУГРЭС для областии ее дальнейшего развития.
Организационнаяструктура предприятия приведена на рисунке 2.3. Данная структурахарактеризуется как линейно-функциональная, четырех уровневая структура. Линeйнo-фyнкциoнaльнaяcтpyктypa oбecпeчивaeт тaкoe paздeлeниe yпpaвлeнчecкoгo тpyдa, пpи кoтopoм линeйныeзвeнья yпpaвлeния пpизвaны кoмaндoвaть, a фyнкциoнaльныe — кoнcyльтиpoвaть,пoмoгaть в paзpaбoткe кoнкpeтныx вoпpocoв и пoдгoтoвкe cooтвeтcтвyющиx peшeний,пpoгpaмм, плaнoв.
Достоинства этоговида структур:
—  быстроеосуществление действий по распоряжениям и указаниям, отдающимся вышестоящимируководителями нижестоящим,
—  рациональноесочетание линейных и функциональных взаимосвязей;
—  стабильностьполномочий и ответственности за персоналом.
—  единствои четкость распорядительства;
—  болеевысокая, чем в линейной структуре, оперативность принятия и выполнение решений;
—  личнаяответственность каждого руководителя за результаты деятельности;
—  профессиональноерешение задач специалистами функциональных служб. [16]
К основным недостаткамэтой структуры можно отнести следующие:
—   Дублированиефункций руководителя и функциональных специалистов в процессе управленческойдеятельности
—   Недостаточнаядля больших предприятий, и предприятий, работающем на динамичном рынке, оперативностьпринятия решений
—   Нежеланиеруководителей брать на себя ответственность за принимаемые решения
—   Возникновениевнутрипроизводственных барьеров, ограничивающих рамки заинтересованностифункциональных подразделений в эффективном развитии производства
—   Разногласиямежду линейными и функциональными службами;
—   Противодействиелинейных менеджеров работе функциональных специалистов
—   Неправильноетолкование информации, передаваемой линейным исполнителям функциональнымименеджерами
Таким образом, отмечаемыенедостатки лежат не в плоскости конкретной линейной организационной структурыуправления, а в плоскости организации работ предприятия, и могут быть устраненызаменой части бюрократических элементов. Но это будет уже некоторая производнаяорганизационная структура.
Кроме того, подлинейно-функциональной структурой часто понимают структуру, в которой предприятиеразделена на несколько независимых линейных структурных подразделений, каждоеиз которых выполняет свои определенные функции, например, маркетинг,производство, и т.д. В этом случае структура имеет характеристики и линейной, идивизиональной структуры (в зависимости от уровня делегирования полномочий).[16]
Область применениялинейно функциональной структуры управления:
· средниеи крупные промышленные предприятия, проектно-конструкторские иисследовательские организации, производственные и научные подразделения счисленностью 500-3000 человек;
· эффективнытам, где аппарат управления выполняет часто повторяющиеся, стандартныепроцедуры, производство носит характер массового или крупносерийногопроизводства.
В целом, для ГРЭСданная 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 выделенывсе три очереди станции, которые соответствуют периодам ее развития.
/>
Рис.2.4 — Принципиальная схема Среднеуральской ГРЭС
 
Основные технико-экономическиепоказатели работы СУГРЭС
Основныетехнико-экономические показатели работы СУГРЭС за период до 2010 годапредставлены ниже в таблице 2.2.
Так же представленадинамика изменения отпуска электроэнергии и теплоэнергии, коэффициента установленноймощности, удельного расхода топлива на производства электро- и теплоэнергии поСУГРЭС, себестоимость энергии. Некоторые показатели будут также представлены вследующих 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 208644
По показателямкоэффициент использования установленной электрической мощности, выработкаэлектроэнергии, отпуск теплоэнергии, удельный расход топлива на производствоэлектро и теплоэнергии, себестоимость производства тепло и электроэнергиивыполнен анализ изменения этих показателей в динамике за 2006-2009гг.
Перечисленныепоказатели можно разделить на две группы: первая группа – это показатели, независящие от внутренних факторов работы станции (коэффициент использованияустановленной электрической мощности, выработка электроэнергии, отпусктеплоэнергии). На данные показатели основное влияние оказывают внешние факторы,а именно потребность в тепле и электроэнергии, графики потребления, графикизагрузки станции, которые определяются энергосистемой. Изменение этихпоказателей приведены на рисунках 2.5;2.6;2.7 и отражают ситуацию на рынкахтепла и электроэнергии. Общим в динамике этих показателей является ихпостепенный рост, что и отражают построенные графики. Вторая группа показателейзависит от условий эксплуатации оборудования, определяет качество эксплуатацииоборудования станции, профессионализм персонала. Это такие показатели как: выполнение задания по рабочей мощности, удельныйрасход топлива на производство электроэнергии и теплоэнергии себестоимостьпроизводства электроэнергии и теплоэнергии. Динамика Изменения этих показателейприведена на рисунке 2.8;2.9;2.10;2.11. Удельный расход топлива на производствоэлектроэнергии 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 ггимеет устойчивую тенденцию к росту. Динамик изменения себестоимости полностьюповторяет динамику изменения топливной составляющей, т.е. рост себестоимости производстваэлектро и теплоэнергии, повторяет рост цен на топливо.

/>
Рисунок 2.6 — Отпускэ/энергии, млн кВтч[17]
/>
Рисунок 2.7 — Отпусктепла с коллекторов, тыс. Гкал[19]
/>
Рисунок 2.8 — Удельныйрасход топлива на производство э/энергии, г/кВтч[19]

/>
Рисунок 2.9 — Удельныйрасход 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 — Фактическаякалькуляция себестоимости производства электрической и тепловой энергии за2009г., тыс.рубСтатьи 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 итепловой энергии за 2009г., тыс.руб., видно, что основная затратная частьприходится на топливо что составляет около 80% от общей доли.
Анализ износаоборудования
Ниже представленыпаспортные данные оборудования Среднеуральской ГРЭС, а так же уровень егоизноса.
Таблица 2.4 — Турбинноеоборудование 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 100
Таблица 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 100
Таблица 2.6 — Трансформаторное оборудование Среднеуральской ГРЭС№ Тип и марка оборудования Завод изготовитель Год ввода
Nуст,
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 56
Проведя анализ износаосновного котельного, турбинного, трансформаторного и генераторногооборудования Среднеуральской ГРЭС, можно сделать следующий вывод. Оборудованиестанции имеет предельно высокий уровень износа, что является на современномэтапе развития станции наиболее важной и актуальной проблемой, которая требуетсрочного решения, а именно привлечение инвестиций для строительства и ввода вэксплуатацию нового оборудования с целью обновления и замены старого, а так жеповышения конкурентоспособности предприятия.[21]
 
2.2 Анализ финансово-экономическогосостояния предприятия
Так как СреднеуральскаяГРЭС является филиалом ОАО «ОГК-5», представить сведения о прибыли ирентабельности продукции не представляется возможным.
Для анализа финансовогосостояния берутся данные бухгалтерской отчетности ОАО «ОГК-5», в составкоторого входит Среднеуральская ГРЭС, за период с 2007 по 2009 гг.
Анализ структурныхизменений баланса предприятия.
Для анализа сведем данныебаланса 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 за2009г.
В таблице 2.7 — представим активы, в таблице 2.8 – пассивы.
Таблица 2.7 — БаланспредприятияАКТИВ 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 таблицы2.7. видно, что валюта баланса за исследуемый период выросла с 51,253,725 тысруб на конец 2006 года до 57,820,456 тыс.руб на конец 2008 года. Рост составил6,566,731 тыс руб или 12,8%. [1]
За тот же периодвнеоборотные активы выросли с 32,844,940 тыс.руб до 48,634,824 тыс.руб, чтосоставило 15,789,884 тыс.руб или 48,1%. Оборотные активы снизились с 18,408,785тыс.руб до 9,185,632 тыс.руб, что составило 9,223,153 тыс.руб или 50,1%. Такимобразом, внеоборотные активы росли опережающими темпами, тогда как оборотныеактивы снизились более, чем в два раза.
В результатевнеоборотные активы на конец 2008 года составили в структуре баланса 84,1% посравнению с 64,1% на конец 2006 года. Соответственно оборотные активы на конец2008 года составили 15,9% по сравнению с 35,9% на конец 2006 года.
Резкое увеличениевнеоборотных активов произвошло в результате присоединения к исследуемомупредприятию 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 оборотныхактивов произошло в основном из-за резкого снижения краткосрочных финансовыхвложений, которые снизились с 13,052,210 тыс руб в 2006 году до 793,827 тыс.рубв 2008 году, т.е более чем в 16 раз.
Таблица 2.8 – Баланспредприятия 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 таблицы2.8. видно, что собственный капитал за исследуемый период вырос с 43,548,418тыс.руб до 46,823,889 тыс.руб, что составило 3,275,471 тыс.руб или 7,5%.[1]
За тот же периодзаемный капитал вырос с 7,705,307 тыс.руб до 10,996,567 тыс.руб, что составило3,291,260 тыс.руб или 42,7%.
Собственный капиталвырос в основном за счет увеличения нераспределенной прибыли, а рост заемногокапитала произошел за счет получения кредитов под инвестиционные программы всоответствии с программой развития электроэнергетики, а также за счетувеличения кредиторской задолженности перед поставщиками и подрядчиками.
Существенным визменении структуры заемного капитала является то, что долгосрочныезаимствования были заменены краткосрочными. Долгосрочные займы и кредиты на01.01.2007 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 сумме530,566 тыс.руб, а на 01.01.2009 года – в сумме 6,982,582 тыс.руб.
Анализ финансовойустойчивости предприятия
Данные для анализафинансовой устойчивости и ликвидности предприятия представлены в Таблице 2.9.
Таблица 2.9 — Данные для анализа финансовой устойчивостиНаименование 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 финансовойустойчивости предприятия, полученные в результате расчета, собраны в таблице 2.10.
Таблица 2.10 — Показатели финансовой устойчивости предприятияПоказатель 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 54 755 112
Коэффициент финансовойнезависимости с 2007 по 2009 год снижается с 0,85 до 0,81. Однако в течениевсего 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 коэффициентасоотношения заемных и собственных средств растет, но по состоянию на01.01.2009г составила 0,23. Это говорит о том, что для кредиторов предприятияриск минимален. Для полного удовлетворения требований кредиторов достаточнопродажи пятой части имущества предприятия.
Коэффициент износастабильно растет год от года на 0,05. На нематериальные активы износ неначисляется, то есть весь износ – это износ основных средств. Амортизация неначисляется на земельные участки и объекты жилищного фонда. Таким образомкоэффициент износа отражает состояние зданий, сооружений, передаточныхустройств, машин и оборудования, участвующих в основном производственномпроцессе. Его рост говорит об увеличении затрат на содержание основных средствв рабочем состоянии. Из-за увеличения расходов на ремонт и простоев вышедшегоиз строя оборудования увеличивается стоимость производимой продукции иуменьшеньшается рентабельность.
Темпы роста книжнойстоимости составили в 2007 году 0,68, а в 2008 году – 1,07. Данный показательрастет, но в 2007 году был меньше единицы, а в 2008 году только ненамногопревысил единицу. Это говорит о сохраняющейся тревожной нестабильной ситуации.
О нестабильнойфинансовой ситуации говорят и показатели чистого оборотного капитала (ЧОК) икоэффициент маневренности (КМ), значения которых на 01.01.2009 годастали отрицательными.
Анализ ликвидностипредприятия
Показатели ликвидностипредприятия, 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 -0,09
Все показатели даннойгруппы за исследуемый период показали негативную динамику.
Предприятие находится вхорошем финансовом состоянии при следующих значениях коэффициентов:
— общей ликвидности — от 2, 0 и выше;
— абсолютнойликвидности – от 0,2 до 0,3;
— быстрой ликвидности –от 0,8 до 1,2;
— текущей ликвидности –более 2,0;
— обеспеченностисобственными средствами – более 0,1.
Как видно изпредставленной таблицы 5, резкое ухудшение показателей произошло в 2008 году,когда все они упали ниже нижних границ рекомендуемых диапазонов значений.
Коэффициент текущейликвидности на начало 2009 года снизился до 1,01, хотя в 2007 и 2008 году имелзначения соответственно 7,73 и 5,19, существенно превосходящее принятое дляположительной оценки платежеспособности.
Коэффициентобеспеченности собственными средствами также в течение исследуемого периоданеуклонно снижался и на начало 2009 года принял отрицательное значение.
Исходя из этого, можносделать вывод о неудовлетворительной структуре баланса и неплатежеспособностипредприятия.
Рассчитаем коэффициентвосстановления 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 расчетаполучается значение КЗвосст, равное -0,03. Это говорит о невозможностипредприятия восстановить свою платежеспособность за 6 месяцев.
Анализ деловойактивности предприятия
Показатели деловойактивности предприятия, полученные в результате расчета, собраны в таблице 2.12.Для расчета показателей деловой активности вместе с балансом предприятияанализируется также и отчет о прибылях и убытках.
Таблица 2.12 — Показатели деловой активности предприятияПоказатель 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 43
Как видно из анализа,за исследуемый период произошло увеличение общего коэффициента оборота активов,а также коэффициента оборачиваемости запасов и затрат. Это привело к увеличениюпродолжительности «операционного» цикла с 56 до 72 дней.
Причиной сталоувеличение стоимости материальных затрат в себестоимости.
Анализ рентабельностиактивов предприятия
Показателирентабельности активов предприятия, полученные в результате расчета, собраны втаблице 2.13. Для расчета показателей рентабельности активов вместе с балансомпредприятия 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 0,89

Налоговая ставка поналогу на прибыль в исследуемом периоде составляла 24%.
Как видно из таблицы,рентабельность производства по реализованной продукции, экономическаярентабельность активов растут из года в год.
Рентабельность оборотаили коммерческая маржа, рентабельность активов по балансовой прибыли, а такжеотношение рентабельности собственного капитала к рентабельности активов хотя ивыросла за 2 года с 2006 по 2008 год, однако в 2008 году произошло уменьшениеданных показателей к 2007 году.
Анализ изменениявеличины прибыли на общую сумму активов (ROA)по формуле Дюпона показывает, что при стабильном росте коэффициентаоборачиваемости активов (2006г – 0,60, 2007г – 0,63, 2008г – 0,76) прибыль наединицу продаж стабильного роста не показывает (2006г – 0,03, 2007г – 0,06,2008г – 0,05), т.е. при росте коэффициента оборачиваемости активов в 2008 годуприбыль на единицу продаж упала. Однако это не говорит о неэффективнойстратегии предприятия, т.к. обычно увеличить оба показателя одновременно неудается. В данном случае предприятие, выбрав в качестве основного направленияувеличение коэффициента оборачиваемости, добилось стабильного роста прибыли наобщую сумму активов (ROA)в исследуемом периоде.
Так как в исследуемомпериоде коэффициент тяжести налогообложения меньше единицы, это свидетельствуето превышении предприятием различных установленных нормативов, в данном случаепроцентов по кредитам. Однако коэффициент растет и близок к единице. Этоозначает, что предприятие ведет работу по уменьшению сверхнормативных расходови смогло получить кредиты по низким процентным ставкам.
Итак, по результатаманализа финансовых коэффициентов можно сделать следующий вывод. Хотярентабельность предприятия в период с 2006 по 2008 годы увеличивается ипредприятие старается уменьшить налоговую нагрузку, коэффициент независимостиуменьшается, а коэффициент соотношения собственных и заемных средств растет.Также ухудшаются и показатели ликвидности.
Данная ситуация вызванарезким увеличением внеоборотных активов, а также привлечением заемных средствдля выполнения инвестиционных программ.
Выход из сложившейсяситуации видится в дальнейшем увеличении рентабельности активов, для чегонеобходимо увеличивать выручку от реализованной электроэнергии. Это произойдетпосле пуска строящихся новых агрегатов на Среднеуральской и Рефтинской ГРЭС. Внастоящее время необходимо снижать затраты на техническое обслуживаниепроизводственного оборудования, для чего сокращать количество выходов оборудованияиз строя, в случае выхода из строя сокращать время простоя за счет ускоренияремонта без потери его качества. Так как затраты на ремонт и потери от простояоборудования существенно выше затрат на текущие профилактические работы,необходимо построить эффективную систему мотивации оперативного персонала.Система показателей для премирования может включать в себя показателиэффективного использования установленной мощности, безаварийности работыэнергооборудования, бесперебойности энергоснабжения. Эти показатели необходимосвязать с общими показателями деятельности предприятия.
Интегральные показателифинансового состояния предприятия
Для комплекснойхарактеристики финансового состояния предприятия используются интегральныепоказатели. Среди интегральных показателей широкое распространение получиламногофакторная модель Э.Альтмана для расчетов индикатора вероятностибанкротства.
Также рассчитаемликвидационную стоимость предприятия и рассмотрим матрицу финансовой стратегии.
Индикаторы вероятностибанкротства предприятия
Полученные интегральныепоказатели финансового состояния предприятия приведены в таблице 2.14.
Так как рыночнаястоимость акций предприятия не учитывается в отчетности предприятия, т.е.отклонения в цене по строке добавочного капитала не отражаются, а узнать ценуакции на рынке в даты на конец каждого отчетного периода не представляетсявозможным, то пятифакторную модель Альтмана рассматривать не будем.
Четырехфакторная модельАльтмана имеет вид:
Z= 6,51 * (ЧОК / А) + 3,26 * (РК / А) + 6,76 * (НРЭИ / А) + 1,05 * (УКоб / ЗК)
Существуютадаптированные к российским условиям две модификации четырехфакторной моделиАльтмана:
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 чистыйоборотный капитал
РК- резервный капитал
НРЭИ- нетто-результатэксплуатации инвестиций
УКоб- номинальнаястоимость обыкновенных акций
ВК- вложенный капитал
СК- собственный капитал
ЗК- заемный капитал
БП- балансовая прибыль
В- выручка
А- активы предприятия
Таблица 2.14 — Интегральныепоказатели 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 1,60
Согласночетырехфакторной модели Альтмана при Z> 2,6 предприятие имеет устойчивое финансовое положение, а при Z
Также при Z4*> 3 и при Z4** > 3 предприятиеимеет устойчивое финансовое положение, а при Z4*
Оценивая результатырасчета, приведенные в таблице 8, видим, что по оригинальной четырехфакторноймодели Альтмана предприятие имеет устойчивое финансовое положение.
Однако, если прирассмотрении адаптированных к российским условиям четырехфакторных моделейАльтмана, увидим, что финансовая устойчивость предприятия неуклонно снижается.При этом с каждым годом показатели уменьшаются, приближаясь к единице,увеличивая тем самым риск вероятности банкротства.
Оценка ликвидационнойстоимости предприятия
Произведем оценкуликвидационной стоимости предприятия по формуле Д.Уилкокса:
ЛС = (ДЗ + КФВ + З +ДС) + 0,7 * РБП + 0,5 * СК, где

ДЗ — дебиторскаязадолженность
КФВ — краткосрочныефинансовые вложения
З — запасы
ДС — денежные средства;РБП- расходы будущих периодов
Результаты расчеталиквидационной стоимости предприятия и отношения ликвидационной стоимости кактивам 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 0,58
С каждым годомликвидационная стоимость предприятия падает.
Это означает увеличениерисков владельцев предприятия со временем получить все меньшую стоимость запредприятие при его ликвидации и распродаже его активов и долгов.
Матрица финансовойстратегии и результат финансово – хозяйственной деятельности предприятия
Результатфинансово-хозяйственной деятельно (РФХД) равен сумме результатов хозяйственной(РХД) и финансовой (РФД) деятельности предприятия.
Результат хозяйственнойдеятельности рассчитывается по формуле:
РХД = НРЭИ – изм ФЭП –изм ВА* — изм Фспец, где
НРЭИ- нетто-результатэксплуатации инвестиций
ФЭП — финансово-эксплуатационные потребности предприятия
ВА* — внеоборотные активыбез долгосрочных финансовых вложений
Фспец — фондыспециального назначения
Результат финансовойдеятельности рассчитывается по формуле:
РФД = изм КБ — % – измДФВ – изм (СК* — Фспец) – Нпр – ОС, где
КБ- кредиты банков идругие заемные средства
% — проценты к уплате
СК* — собственныйкапитал за вычетом переоценки
Нпр — налог на прибыль
ДФВ — долгосрочныефинансовые вложения
Результаты расчетовРХД, 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 -9 392 659
На основании полученныхзначений построим матрицу финансовой стратегии.
Таблица 2.18 — Перваяматрица по результатам 2008 года РФД 0 РХД > 0 Х РХД = 0 РХД Таблица 2.19 — Втораяматрица по результатам 2009 года РФД 0 РХД > 0 РХД = 0 РХД Как видно изпостроенных матриц предприятие в 2008 году находилось в зоне успехов, а в 2008году переместилось в самый кризисный квадрат зоны дефицита ликвидных средств.

Вывод: В целом порезультатам проведенного анализа финансового состояния предприятия получаетсяследующая картина.
За период с 2006 годапо 2009 год сальдо баланса выросло. Однако это сопровождалось изменениемструктуры баланса — росли внеоборотные активы и уменьшались оборотные активы,рост заемного капитала превышал рост собственного капитала. Выросло отношениезаемных средств к собственным.
Финансоваянезависимость предприятия уменьшилась. Все показатели ликвидности показываютнегативную динамику. Произошло увеличение продолжительности производственногоцикла, что является негативным фактором для предприятия.
Увеличилась дебиторскаяи кредиторская задолженность предприятия.
Хотя рентабельностьпроизводства по реализованной продукции и экономическая рентабельность активоввыросли, рентабельность оборота (коммерческая маржа) показала тенденцию куменьшению 2008 года к 2007 году. Это значит, что увеличение себестоимости происходилоопережающими темпами.
Таким образом, анализфинансовых показателей и интегральных показателей финансового состояния показалсущественное ухудшение финансового состояния на предприятии за период с 2006года по 2008 год.
Анализ основнойдеятельности
Несмотря на то, чтоСреднеуральская ГРЭС является филиалом ОАО «ОГК-5», предприятие имеет в своейорганизационной структуре ПЭО и производит анализ производственнойдеятельности.[1]
Основныепроизводственные 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 9 051,3
Экономическиепоказатели собраны в таблицу работы за 2007 и 2008 годы и представлены вТаблице 2.25 и Таблице 2.26 соответственно.
Таблица 2.21 -Фактическаякалькуляция себестоимости производства электрической и тепловой энергии за 2008г., 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) 1 034,02 849,67
Таблица 2.22 -Фактическаякалькуляция себестоимости производства электрической и тепловой энергии за 2008г., 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 1 078,95
Из приведенных данныхвидно, что общие затраты в 2008 году по сравнению с 2007 годом выросли:
— на производствоэлектроэнергии на 21,1%,
— на производствотеплоэнергии на 38,3%.
В структуре затратнаиболее существенную часть занимают затраты на топливо. Затраты на топливо дляпроизводства электроэнергии составили в 2008 году — 83,3%, а в 2009 году –79,1% от общей суммы затрат. Затраты на топливо для производства теплоэнергиисоставили в 2008 году — 84,1%, а в 2009 году – 82,7% от общей суммы затрат.
Однако наибольший роств относительных величинах продемонстрировали затраты на ремонт и содержаниеоборудования:
— рост затрат на ремонтв общей сумме затрат составил 100,3%,
— рост затрат насодержание оборудования составил 95%.
В то же время затратына топливо в относительных величинах выросли гораздо меньше:
— на производствоэлектроэнергии на 15%,
— на производствотеплоэнергии на 36%.
В натуральныхпоказателях (в тоннах условного топлива – т у.т.) расход топлива увеличился:
— на производствоэлектроэнергии на 11,9%,
— на производствотеплоэнергии на 7,1;.
В результатесебестоимость 1 ед. электроэнергии выросла на 8,3% с 38,63 коп/кВт в 2008 годудо 41,85 коп/кВт в 2008 году, а себестоимость 1 ед. теплоэнергии выросла на29,1% с 140,45 руб/Гкал до 181,38 руб/Гкал.
Среднеотпускные тарифына теплоэнергию за 1 ед. составляли в 2007 году — 166,10 руб/Гкал и в 2008 году– 199,09 руб/Гкал.
Соответственносреднеотпускные тарифы на электроэнергию за 1 ед. в 2007 году составляли –42,94 коп/кВт и в 2008 году – 47,46 коп/кВт.
Проанализируемсоставляющие затрат.
В 2008 году общая суммазатрат на электроэнергию составила 2 192 689,90 тыс.руб, из них:
— постоянные затраты — 367177,90 тыс.руб;
— переменные затраты — 1825 512,00 тыс.руб.
В 2009 году общая суммазатрат на электроэнергию составила 2 655 528,90 тыс.руб, из них:
— постоянные затраты — 556190,20 тыс.руб;
— переменные затраты — 2099 338,70 тыс.руб.
Также и затраты натеплоэнергию составили общую сумму 549 657,84 тыс.руб в 2008 году, из них:
— постоянные затраты — 87180,94 тыс.руб;
— переменные затраты — 462476,90 тыс.руб.
В 2009 годузатраты на теплоэнергию составили общую сумму 760 203,90 тыс.руб, из них:
— постоянные затраты 131235,10 тыс.руб;
— переменные затраты – 628968,80 тыс.руб.
После проведенияанализа затрат на переменные и постоянные видно, что переменными затратамиявляются только затраты по статье «Топливо на технологические цели».
Найдем точкубезубыточности по 2008 году.
Формула точкибезубыточности 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 постоянныхзатрат,
P1 — цена 1 ед.электроэнергии,
P2 — цена 1 ед.теплоэнергии,
C1 — себестоимость 1ед. электроэнергии,
C2 — себестоимость 1ед. теплоэнергии,
Для упрощения даннойформулы примем следующие допущения, что электроэнергия и теплоэнергияотпускаются из соотношения фактического отпуска единиц электроэнергии кединицам теплоэнергии.
Для 2007 года получим Q1= 1,45 х Q2, а для 2008 годаполучим Q1 = 1,51 х Q2соответственно.
Получаем в результатерасчетов, что в 2008 году для достижения точки безубыточности необходимо былоотпустить 10 368 тыс.кВт.ч электроэнергии и 7 150 Гкал по установленнымсреднеотпускным ценам 2007 года.
Соответственно в 2009году для достижения точки безубыточности необходимо было отпустить 14 767тыс.кВт.ч электроэнергии и 9 719 Гкал по установленным среднеотпускным ценам2009 года. Весь последующий отпуск энергии приносит предприятию доход.
Таким образом, порезультатам выполненного анализа современного состояния предприятия, можносделать следующие выводы:
1. СреднеуральскаяГРЭС является важным объектом Уральской энергетики, так как выполняетсоциальную и производственную функцию, обеспечивает коммунальных и промышленнымпотребителей города Екатеринбурга, Верхней Пышмы и Среднеуральска теплом иэлектроэнергией.
2. Финансово-экономическиепоказатели работы станции заставляют принять во внимание тот факт, чтокомплексные показатели оценки ее финансового состояния имеют тенденциюухудшения.
3. Износоборудования, как физический, так и моральный, в основном составляет 100%.
Подводя итоги анализасовременного состояния станции, можно выделить следующую наиболее важную и оструюпроблему – крайне высокий уровень износа оборудования, что видно исходя изанализа оборудования станции. Износ в основном по оборудования станцииколеблется от 80 до 100%. Следовательно, необходима срочная модернизация станциис целью улучшения финансово-экономического положения и повышения конкурентоспособностипредприятия, а так же стабильности функционирования ГРЭС. Поэму актуальностьпроекта ПГУ-410 является очевидной для станции, как наиболее эффективный способобновления оборудования, повышения мощности станции и улучшению экономическогоположения на предприятии.
 
2.3 Обзор использованияпарогазовых установок в энергетике
Парогазовая установка— электрогенерирующая станция, служащая для производства тепло- и электроэнергии.Отличается от паросиловых и газотурбинных установок повышенным КПД.Принцип действияпарогазовой установки.
Парогазовая установка состоит издвух отдельных установок: паросиловой и газотурбинной. В газотурбинной установке турбину вращаютгазообразные 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 электрическийток. Проходя через газотурбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своейэнергии и на выходе из газотурбины все ещё имеют высокую температуру. С выходаиз газотурбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температурапродуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния,необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500 градусов по Цельсию позволяетполучать перегретый пар при давленииоколо 100 атмосфер). Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор. Существуют парогазовые установки, у которых паровая игазовая турбины находятся на одном валу, в этом случае устанавливается толькоодин генератор.[1] Особенностипарогазовой установки
· Парогазовыеустановки имеют электрический КПД порядка 51—58 %, в то время как у работающихотдельно паросиловых или газотурбинных установок он колеблется в районе 35—38 %.Благодаря этому не только снижается расход топлива, но и уменьшается выброс парниковыхгазов.
· Посколькупарогазовая установка более эффективно извлекает тепло из продуктов сгорания,можно сжигать топливо при более высоких температурах, в результате уровеньвыбросов оксида азотав атмосферу ниже чем у установок других типов.
· Существенноменьший расход воды по сравнению с классическими паровыми установками.
· Относительнонизкая стоимость производства.
· Припомощи парогазовой установки возможно экологически чистое избавление оторганических загрязнений поверхности, утилизация, переработка (ресайклинг)отходов и материалов.
· Припарогазовом обжиге в атмосферный воздух выбрасываются газы без сажи.
· Меньшиймежремонтный ресурс газовой турбины по сравнению с паровой.
· Болеесложный в обслуживании комплекс оборудованияПрименение наэлектростанциях
Несмотря на то, что преимуществапарогазового цикла были впервые доказаны еще в 1950-х годах, этот типэнергогенерирующих установок не получил в России широкого применения. В СССР были построены несколько экспериментальных ПГУ. Примероммогут служить энергоблоки мощностью 170 МВт на Невинномысской ГРЭС и мощностью250 МВт на Молдавской ГРЭС. В последние годы в России введены в эксплуатацию ряд мощныхпарогазовых энергоблоков. Среди них:
· 2энергоблока мощностью 450 МВт каждый на Северо-западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге;
· 1энергоблок мощностью 450 МВт на Калининградской ТЭЦ-2;
· 1ПГУ мощностью 220 МВт на Тюменской ТЭЦ-1;
· 2ПГУ мощностью 450 МВт на ТЭЦ-27 и 1 ПГУ на ТЭЦ-21 в Москве;
· 1ПГУ мощностью 325 МВт на Ивановской ГРЭС;
· 2энергоблока мощностью 39 МВт каждый на Сочинской ТЭС.
В Европе и СШАподобные установки функционируют на большинстве тепловых электростанций.
История парогазовогоцикла в России. Перспективы развития
Во всем мире прогресс втеплоэнергетике связывают с решением задач по повышению эффективности,экологичности, снижению материало- и капиталоемкости, повышению надежности иэксплуатационных свойств энергетических установок тепловых электростанций.
Одним из признанныхнаправлений по реализации поставленных задач является широкое внедрение вэнергетику комбинированных парогазовых установок (ПГУ). В энергетическомсекторе, использующем в качестве топлива природный газ или жидкое топливо,приоритет использования парогазовых установок хорошо известен.[10]
Идея созданияпарогазовых установок, использующих в качестве рабочих тел продукты сгораниятоплива и водяной пар (бинарные установки), впервые была высказана французскимученым Карно еще в 1824 г в его работе «Размышления о движущей силе огня и омашинах, способных развивать эту силу». Карно предложил схему поршневойпарогазовой установки и обосновал основное условие создания эффективныхпарогазовых установок — использование продуктов сгорания топлива в качестверабочего тела в области высоких температур с одновременной утилизациейотбросного тепла газов для получения рабочего пара. По мере развития паровых игазовых турбин оказалось возможным практическое осуществление этой идеигениального ученого, более чем на столетие вперед определившего основные путиразвития парогазовых тепловых двигателей.
Первые бинарныепарогазовые установки появились в Германии. В 1913 — 1917 Хольцварт осуществилПГУ на базе ГТУ с пульсирующей камерой сгорания. КПД её не превышал 14%. В 1932г. фирма «Броун-Бовери» разработали высоконапорный парогенератор «Велокс» втопку которого воздух подавался осевым компрессором, приводом которого служилаосевая газовая турбина. В сочетании «Велокса» с паровой турбиной получаласьпарогазовая установка с нулевой выработкой полезной мощности газовой турбиной.

/>
Рисунок 2.12 — Схемапарогенератора Велокс
В России исследованиякомбинированных термодинамических циклов выполнены в ЦКТИ 1934 — 1940 гг. ипродолжены в послевоенные годы.[10]
В 1944—1945 гг. в ЦКТИА. Н. Ложкин разработал схему парогазовой установки со сгоранием топлива припостоянном давлении. Теоретические основы комбинированного парогазового цикла свысоконапорным парогенератором (ПГУ с ВПГ) были рассмотрены в работах ЦКТИ(А.Н. Ложкин, А.Э. Гельтман), что позволило повысить эффективность установки засчет параллельного с регенеративной системой паровых турбин подогревапитательной воды. В этот период были разработаны основные принципыкомбинирования паровых и газовых турбин, проведен термодинамический анализпарогазовых циклов, выполнено сравнение различных комбинированных схем ивыявлено преимущество установок с высоконапорными парогенераторами по сравнениюс ПГУ сбросного типа (с низконапорными парогенераторами) и скотлами-утилизаторами.
Начатые в ЦКТИтермодинамические исследования циклов ПГУ получили развитие в работах Одесскогополитехнического 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 схеми основного нестандартного оборудования парогазовых установок в Советском союзебыли построены и введены в эксплуатацию парогазовые установки:
* 1963г., Ленинград,Первая ЛенГЭС, ПГУ с ВПГ — 6,5 мощностью 6,5 МВт (ηпгу =29,1%) на базеГТУ-1,5 с начальной температурой газов 720оС;
* 1966÷1970,Ленинград, Блок-ТЭЦ №6, 3 блока ПГУ с ВПГ мощностью 16,5МВт, (η = 35,5) набазе ГТ-700-4-1М с начальной температурой газов 700оС;
* 1972г, Невинномысск,Невинномысская ГРЭС, ПГУ с ВПГ мощностью 200МВт, (η = 43%) на базе ГТ-35 сначальной температурой газов 770оС производства Харьковского турбинного завода.
* 1982г, МолдавскаяГРЭС, ПГУ с НПГ мощностью 250МВт, (ηпгу =42%) на базе ГТ-35 с начальнойтемпературой газов 770оС, принципиальная схема на рис. 6. Годовая наработкаблоков составляет 7460 часов. Блоки работают в переменной части графикаэлектрических нагрузок с остановом газотурбинных агрегатов ГТ-35-770 иразгрузкой паровых турбин К-210-130 до 40% от полной мощности на ночь.Отработаны режимы автоматического пуска ГТА и их подключения к действующимпаровым котлам после ночного останова. Среднеэксплуатационное снижениеудельного расхода топлива по сравнению с ПСУ составляет 3-5%
* 1996г., ОПКС«Грязовец», ПГУ с КУ мощностью 35 МВт, (η =37,4), на базеГТН-25 с начальной температурой газов 770оС.
В последние 15-20 летсуществования Советского Союза в энергетике в области парогазовых технологийимела место затяжная пауза, имеющая объективные причины, к числу которыхследует отнести:
• нарастающие общиепроблемы в экономике СССР, приводившие к централизованному недофинансированию идолгостроям;
• искусственные барьерымежду инженерными разработками, материалами и технологиями в оборонной, вчастности, авиапромышленности и стационарным энергомашиностроением;
• централизованноформируемая техническая политика в энергетике, в рамках которой явнонедооценивались парогазовые технологии, несмотря на огромную долю природногогаза в топливном балансе страны (более 30%).
За эти годы в мировомгазотурбостроении сменилось несколько поколений агрегатов. Начальнаятемпература газа выросла с 800-850оС до 1200-1300оС и выше. В результате этогобыла преодолена граница (≈1100 оС), за которой наиболее эффективным типомпарогазовой установки становится не ПГУ с ВПГ или НПГ, а ПГУ скотлом-утилизатором (КУ). [10]
Одно из очень важных иперспективных направлений реализации парогазовых технологий — это модернизацияи техническое перевооружение существующих электростанций с блоками от 150 до800 МВт.
На электростанциях созначительным остаточным ресурсом энергоблоков, в топливном балансе которыхвелика 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 сбросомуходящих газов ГТУ в топку котла (наиболее рациональна схема с вытеснениемрегенерации паровой турбины);
б) Схема со сбросомуходящих газов ГТУ в теплообменники и вытеснением регенерации высокого инизкого давления.
в) Схема с установкойза ГТУ парового котла-утилизатора и подачей выработанного пара в паротурбиннуючасть.[5]
Обобщая разработкисовременных ПГУ, можно заключить что:
• Трехконтурная схема спромперегревом представляет на сегодняшний день предельно достигнутый уровеньсложности. По линии совершенствования тепловой схемы утилизационного контураПГУ в направлении увеличения числа уровней давления и ступеней перегрева парадостигнут экономически целесообразный предел.
• Сформировалисьустойчивые подходы к выбору схемы и типа ПГУ (моно или полиблок, одновальныйили двух вальный), учитывающие требования Заказчика, условия эксплуатации истоимость топлива:
— для работы в базовойчасти графика электрических нагрузок и при использовании дорогого топливаприменяются ПГУ с КУ на три уровня давления пара с промперегревом; при этом ПГУвыполняется в виде дубль-блока мощностью 350÷800 МВт, или моноблока водновальном исполнении мощностью 300÷450 МВт; последнее свидетельствуето высокой надежности применяемого оборудования, в том числе и ГТУ,
— для работы впеременной части графика с частыми пусками и остановами и использовании дешевыхтоплив ПГУ с КУ проектируют по более простой схеме утилизационного контура −два давления пара без промперегрева. Уровень мощности блоков колеблется от 350МВт до 600 МВт.
• Цикл одного давленияиз-за повышенной температуры уходящих газов (150-170 оС) может применяться вПГУ мощностью до 100÷150 МВт на промышленных ТЭЦ и при комбинированнойвыработке тепла и электроэнергии.
Таким образом, изучивособенности парогазовой установки и проанализировав опыт их использования настанциях России, можно сделать вывод, что развитие парогазовых установок и ихиспользования на станциях не только России, но и за рубежом, является одним изнаиболее приоритетных направлений современной энергетики, призванных повыситьэффективность производства и повышения уровня отрасли.
К основным сильнымсторонам парогазовой установки можно отнести следующее:
—   Парогазовыеустановки имеют электрический КПД порядка 51—58 %
—   Снижениевыбросов парниковых газов
—   Существенноменьший расход воды по сравнению с классическими паровыми установками
—   Снижениесебестоимости производства электроэнергии
Что касается проектаПГУ-410 на Среднеуральской ГРЭС, то основными преимуществами данного проекта сучетом специфики станции являются:
—   Заменаоборудования, выработавшего свой парковый ресурс
—   Повышениеконкурентоспособности электростанции на рынке электро- и теплоэнергии
—   Повышениеэнергобезопасности Уральского региона
—   Улучшениефинансово-экономического положения предприятия
Преимущества площадкиСреднеуральской ГРЭС:
Ø Наличиеразвитой инфраструктуры с возможностью использования действующихобщестанционных систем и коммунникаций.
Ø Возможностьразмещения ПГУ-410 на территории ГРЭС
Ø Обеспечениегазом от действующей ГРС.
Ø Наличиесуществующего источника водоснабжения – о.Исетское.
Ø Наличиедефицита мощности в ОЭС Урала, стабильный рост энергопотребления.[19]
Среднеуральская ГРЭС.ПГУ-410Краткое описание принципиальной схемы блока ПГУ-410
На рис 2.13представлена принципиальная тепловая схема конденсационной ПГУ-410 на базе ГТУмощностью 260-270 МВт.
ПГУ включает в себя:
· Однугазотурбинную установку с генератором;
· Одинкотел-утилизатор с тремя парогенерирующими контурами и промперегревом пара;
· Однупаротурбинную установку с генератором;
· Вспомогательноеоборудование.
Воздух из атмосферычерез комплектное воздухоочистительное устройство (КВОУ) поступает накомпрессор, сжимается и подается в камеру сгорания газовой турбины.Образующиеся продукты сгорания направляются в газовую турбину, где, расширяясь,производят работу, используемую для привода компрессора и электрическогогенератора.[17]
Конденсат откачиваетсяиз конденсатора паровой турбины конденсатными насосами I ступени, проходитблочную обессоливающую установку и конденсатными насосами II ступени черезконденсатор пара уплотнений подается в газовый подогреватель конденсата (ГПК),расположенный на выходе из котла-утилизатора.
Нагретый в ГПКконденсат поступает в деаэратор, где деаэрируется насыщенным паром низкогодавления.
Питательная вода избака деаэратора питательными насосами низкого давления подается в контурынизкого и среднего давления, а питательными насосами высокого давления – вконтур высокого давления.
Парогенерирующий контурнизкого давления содержит испаритель и пароперегреватель, а контуры среднего ивысокого давления – соответствующие экономайзеры, испарители и пароперегреватели.
Перегретый пар высокогои низкого давления поступает в паровую турбину, а пар среднего подается в«холодную» нитку промперегрева, где смешивается с паром после ЦВД, и затемнаправляется в промперегреватель котла-утилизатора.
Перегретый пар высокогодавления поступает в ЦВД турбины, пар после промперегрева – в ЦСД турбины, парнизкого давления смешивается с потоком пара из ЦСД и далее идет в ЦНД турбины.[17]
Для проведенияпуско-остановочных операций предусматривается двухбайпасная пусковая схема –быстродействующая редукционно-охладительная установка высокого давления(БРОУ-1) сбрасывает пар высокого давления в систему промперегрева пара дляохлаждения промперегревателя, а редукционно-охладительная установка низкогодавления (БРОУ-2) сбрасывает пар из системы промперегрева пара в конденсатор.
Моноблочная двухвальнаяПГУ, в составе:
Ø  Газоваятурбина MS 9001 FBс генератором производства GeneralElectric, США Nэ= 270 МВт
Ø  Пароваятурбина с генератором SkodaPower, Чехия Nэ= 140 МВт
Ø  Котел–утилизатор Nooter/Eriksenс тремя парогенерирующими контурами 14,0/3,1/0,5 МПа с промперегревом 2,9 МПа
Технико-экономическиепоказатели:
Ø  КПД(брутто) — 58%
Ø  Удельныйрасход топлива – 205-215г/кВтч
Ø  Числочасов использования установленной мощности – 6500-7000 часов[19]
/>
Рис.2.13 — Принципиальная тепловая схема ПГУ-410
 
Основные техническиехарактеристики ПГУ-ТЭЦ трех давлений для условий Среднеуральской ГРЭС
На данном этапе работыпроведены расчеты теплофикационного блока «SCC5-4000F1x1» производства фирмы Сименс (ГТУ, КУ ПТУ и ЭГ). Рассматривается моноблочнаядвухвальная схема ПГУ (ГТУ со своим электрогенератором на одном валу, на другомвалу ПТУ со своим электрогенератором). Показатели экономичности схем ПГУ-ТЭЦдругих фирм будут отличаться незначительно.
Данная схема включает всебя ГТУ типа SGT5-4000F,КУ трех давлений и паровую турбину KN.Уходящие газы от ГТУ направляются котел утилизатор, в котором генерируется партрех давлений — высокого, среднего и низкого.[17]
Пар высокого давлениянаправляется в ЦВД паровой турбины, отработав в котором возвращается в котелутилизатор, где смешавшись с паром среднего давления направляется впромежуточный пароперегреватель. После промперегрева объединенный поток паранаправляется в ЦСД паровой турбины.
Перед ЦНД в паровуютурбину подводится пар низкого давления. После чего весь поток пара проходитЦНД и попадает в конденсатор. Отбор пара на сетевые подогреватели производитсяна выходе из ЦСД и в ЦНД.
Конденсат подается в КУконденсатными насосами. Питание контуров высокого и среднего давленияосуществляется одним насосом с электроприводом.
Деаэратор включается вработу только при включенной сетевой установке (теплофикационный режим) ипитается насыщенным паром низкого давления. В конденсационных режимах работывесь воздух из конденсата удаляется эжекторной установкой из конденсатора, адальнейших присосов по тракту конденсата нет, т.к. он находится под избыточнымдавлением.
Сетевая установкасостоит из двух сетевых подогревателей питаемых паром из двух отборов паровойтурбины (один — регулируемый, второй — нет). Конденсат из верхнего подогреваниясливается в нижний, что позволяет снизить температуру конденсата на входе в КУ,поднять тепловую мощность сетевой установки.
Расчет тепловой схемыпроизводился для четырех режимов:
1)  Базовыйрежим — конденсационный нежим при среднегодовой температуре наружного воздуха1,2 С.По этому режиму были определены основные конструктивные характеристики КУ.
2)  Теплофикационныйрежим при среднеотопительной температуре наружного воздуха 6С.
3)  Теплофикационныйлетний режим при температуре наружного воздуха 13,5 С. Отпусктеплоты в летний период был принят на уровне 15% от максимальной тепловойнагрузки блока.
4)  Летнийконденсационный режим при температуре наружного воздуха 13,5 C.
Таблица2.23 — Тепловаясхема энергоблокаТемпература наружного воздуха  °С  1.2  6  13.5  13.5
Электрическая мощность ПГУ
(брутто) МВт 437,6 381,31 417,7 422,3 Тепловая мощность ПГУ МВт 265,9 40,1 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 58,8
КПД ПГУ ТЭЦ по производству тепловой
энергии % 52 52,3 52 52,7 Собственные нужды ПГУ % 2,5 2,5 2,5 2,5
Коэффициент 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 57,33
Удельный расход условного топлива
На отпущенную электоэнергию г/(кВт*ч) 215,4 160,9 204,1 214,2
Удельный расход условного топлива
На отпущенную тепловую нагрузку Кг/Гкал - 145,9 145,9 - Массовый выброс NOx г/с 34,360 34,8225 32,957 32,961
Итак, подведя итогиможно обобщит ожидаемый эффект от введения ПГУ 410:
Ø Повышениеконкурентоспособности электростанции на рынке электро- и теплоэнергии
Ø Снижениесебестоимости производства электроэнергии за счет внедрения новейшихпарогазовых технологий с КПД не менее 58%
Ø Повышениеэнергобезопасности Уральского региона
Ø Снижениевыбросов парниковых газов
Ø Заменаоборудования, выработавшего свой парковый ресурс

Глава 3 Оценка эффективности инвестиционного проекта
 
3.1 Общая информация по проекту
Срокэксплуатации ПГУ — 25 лет. Начало строительства январь 2007 года, ввод вэксплуатацию 1 июля 2010 года. Полная ликвидация оборудования 31 декабря 2035года.
Цели и задачи проекта
Основная цель проекта — расширение «Среднеуральской ГРЭС» ссозданием замещающей мощности на базе современного комбинированного энергоблокаПГУ-410 направлено на обновление оборудования, повышение конкурентоспособностистанции за счет роста эффективности производства и увеличения выработкиэлектроэнергии.
Цели Проекта:
• Повышение энерговооруженности городов и предприятийСвердловской области на основе использования современных парогазовых установок;
• Создание первого крупного высокоэффективногоэнергетического блока ПГУ, соответствующего современному мировому уровню. Этодолжно явиться началом строительства серии высокоэффективных и надежных ПГУ вРоссии.
• Надежное и эффективное обеспечение электричеством и тепломг. Екатеринбурга на период до 2035 г.;
• Полное обеспечение электроэнергией возрастающих потребностейновых крупных промышленных предприятий и, в первую очередь, металлургическихпредприятий по производству алюминия, ванадия, завода по производству труб идр.;
• Улучшение экологической обстановки в центре Свердловскойобласти за счет внедрения новых эффективных парогазовых установок.
Задачи Проекта:
• Впервые в России организовать на Среднеуральской ГРЭСстроительство и эксплуатацию ПГУ мощностью 410 МВт с к.п.д. не менее 58%;
• Создать условия для широкомасштабного внедрения подобныхПГУ в России;
•Обеспечить поочередный ввод энергоблока в эксплуатацию в 2010г.;
•Реализовать строительство на основе современных финансовых схем сиспользованием собственного капитала, кредитов зарубежных частных банков,облигационного займа и углеродных кредитов;
•Осуществить замену старого неэкономичного энергетического оборудования, срокслужбы которого превысил 40 лет, на новые ПГУ, к.п.д. которых на 70-80%(относительных) выше;
•Оптимально использовать при создании новых ПГУ существующую строительную площадкуи инфраструктуру СУ ГРЭС.[17]
Сильные стороны Проекта:
• Востребованность Проекта в связи с дефицитом электрическоймощности в регионе;
• Наивысшая эффективность производства электроэнергии итепла. Снижение потребления топлива почти в два раза по сравнению ссуществующими энергоблоками СУ ГРЭС, в условиях растущих цен на газ.
• Снижение выбросов загрязняющих атмосферу веществ и СО2почти в два раза.
• Высокая степень готовности строительной площадки иинфраструктуры;
• Ввод блока не требует дополнительного сетевогостроительства;
• Высокая квалификация и заинтересованность персоналастанции;
• Поддержка региональных властей. [17]
Слабые стороны и риски Проекта:
• Длительный срок окупаемости проекта при существующем низкомтарифе на электроэнергию и тепло;
• Высокая стоимость проекта;
• Вероятность удорожания проекта;
•Высокие требования к качеству эксплуатации и к уровнюэксплуатационного 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-ойочереди 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.
· Пускв эксплуатацию
Таблица 3.1 — Основные статьи затрат по проектуСтатьи 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 10 867

Таблица 3.2 — Суммарныекапиталовложения в оборудование и строительно-монтажные работыНаименование затрат Млн.руб. Строительно-монтажные работы 2165 Оборудование 5205 Вспомогательное оборудование и прочие затраты 1585 Итого 8955
 
Капитальныевложения (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 867млн. руб.
3.2 Оценка эффективностиинвестиционного проекта
Ниже представлены основные показатели проекта ПГУ-410, такиекак: установленная мощность, число часов использования установленной мощности,а так же остальные основные показатели проекта.
Таблица 3.3 — Основные показатели проектаНаименование показателя Единица измерения Величина Установленная мощность МВт 410 Число часов использования установленной мощности часы
2010год — 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
 
Выработкаэлектроэнергии на ПГУ-410
Годовая выработка электроэнергии рассчитывается поформуле:
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 потерьна собственные нужды станции:
Эг, опгу=Эгпгу*(1-Эсн)(3.2)
В 2010 году: Эг, опгу=939720*(1-0,022)=919046,16МВтч
Таблица 3.4 — Выработка и отпуск электрическойэнергииГод 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)

ГдеИпгу — годовые эксплуатационные затраты на производствоэлектроэнергии на ПГУ складываются из следующих составляющих:
Ипгу = Ит + Иам + Ирем + Изп| + Ипр(3.4)
Где Ит — годовые затраты на топливо, млн.руб./год
Иам — годовыеамортизационные отчисления, млн. руб./год
Ирем — годовыезатраты на ремонт оборудования, млн. руб./год
Изп — заработная плата эксплуатационного персонала с начислениями и единыйсоциальный налог (ЕСН), млн. руб./год
Ипр — прочие годовые производственные затраты, млн. руб./год[17]
Годовыезатраты на топливо
Годовые затратына топливо могут быть рассчитаны следующим образом:
Ит=(Вутпгу*7000/QHP)*(1+λп/100)*Цт*10-6(3.5)
Где Вутпгу — расход условного топлива наПГУ, тут/год
QHP = 8248ккал/м3 — низшая теплота сгорания газа
λп = 0,1% — потеритоплива при транспортировке
Цт — цена природного газа, устанавливаемая ФСТ
Расходусловного топлива на парогазовой установке рассчитывается
по следующейформуле:
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=206738,4тут

Таблица 3.5 — Расход условного топливаГод 2007 2008 2009 2010 2011 … 2035 Расход условного топлива, тут - - - 206 738,4 496 100 496 100 496 100
Ценаприродного газа по данным ФСТ в 2008 году составляет 3335 руб./тыс.м, цены напоследующие годы составляются на основе «Прогноза социально-экономическогоразвития Российской Федерации», разработанный МЭРТ РФ:
Таблица 3.6 — Прогнозные цены наприродный газГод 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 16 783
В итоге получаемгодовые затраты на топливо в 2010 году:
Ит=(206738,7000/8248)*(1+0,1/100)*6501,8*10-6=1141,9млн. руб.
Таблица 3.7 — Годовые затраты на топливо до 2035 годаГод 2010 2011 2012 2013
Годовые 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 2027
Годовые 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 2035
Годовые затраты на
топливо млн. руб. 6020,2 6230,9 6449,0 6674,7 6908,3 7150,1 7400,4 7659,4
Годовые затраты на амортизацию
Годовыезатраты на амортизационные отчисления укрупнено определяются по следующейформуле:
Иам=Hам/100*Кпгу(3.7)
Где Нам= (1 /25)-100 = 4% — норма амортизационных отчислений при линейном способеначисления амортизации.
Кпгу = 10 867 млн. руб. — капитальные вложения в ПГУ
Т.к. ПГУвводится в эксплуатацию в июле 2010 года, то в 2010 амортизационные отчислениябудут:
Иам=(4/100)*10867*(6/12)=217,35млн.руб
Таблица 3.8 — Амортизационныеотчисления.Год 2007 2008 2009 2010 2011  … 2035 Амортизационные отчисления, млн.руб.  -  -  - 217,35 434,7 434,7 434,7
Заработная плата эксплуатационного персонала
Заработанная плата ориентировочно может бытьрассчитана по формуле:
Изп=nэкс*Фзп*nмес(3.8)
Где nэкс= 80 чел. — численность эксплуатационного персоналана ПГУ
Фзп = 25 200 руб./чел. мес. — среднемесячный фонд заработной платы (с учетом ЕСН) в 2007 году.
nмес — количество месяцев эксплуатации в году (в 2010году nмес = 6)
В итоге в 2007 году получаем:
Ит= 80 • 25200- 12 = 24,2 млн. руб./год
Для последующих лет эксплуатации заработная платапрогнозируются на основе «Прогноза социально-экономического развития РоссийскойФедерации», разработанного МЭРТ РФ.
Таблица 3.9 — Заработная плата персонала Год 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Заработная плата,
млн. руб. 24,2 25,7 27,1 14,2 29,9 31.4 32,8  Год 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Заработная плата,
млн. руб. 34,2 35,7 37,1 38,6 39,9 41,3 42,7  Год 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Заработная 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 71,6
В итоге получаем годовые эксплуатационные затраты на производство электроэнергии на ПГУ.
Таблица 3.10 — Годовые эксплуатационные затратыГод 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 6 482,4

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 8 362,5
Таким 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 электроэнергииГод 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 основныхпоказателей финансово-экономической эффективности проекта, а именно: срококупаемости, внутренняя норма доходности, чистая приведенная стоимость,рентабельность продуктов.

Таблица 3.12 — Отчет о прибылях и убытках
/>
Исходя изотчета о прибылях и убытках видно, что только в 2015 году выручка по проектустановиться положительной и начинает расти, что сопровождается ростомсебестоимости продукции. Рост себестоимости продукции вызван ростом цен натопливо. Далее с 2015 года и до конца жизненного цикла проекта выручкастабильно растет, что видно в отчете о прибылях и убытках.

Таблица 3.13- Баланс
/>
Исходя избаланса видно, что суммарные оборотные активы выходят на положительный уровеньк 2025 году, что обусловлено характерностью проектов такого типа.
Таблица 3.14- Движение денежных средств
/>

Суммарныйденежный поток по проекту становиться положительным начиная с 2015 года. И кконцу проекта он составляет 11 400 тыс. млн. руб., что видно исходя из таблицыдвижения денежных средств и графика изменения чистого денежного потока, представленногониже.
/>
Рисунок 3.1 — Изменение чистого денежного потока
Нижепредставлены основные финансовые показатели проекта и их изменение в течениежизненного цикла проекта.

Таблица 3.15- Финансовые показатели проекта
/>
Исходя изтаблицы видно, что все финансовые показатели проекта имеют тенденцию к выходуна положительный уровень и стабильному росту. Отсюда и вытекают следующиезначения показателей NPV и IRR:
· NPV=3122 млн. руб.
· IRR=7%
Срококупаемости проекта составляет 18 лет, что видно на следующем графике.

/>
Рисунок 3.2 — График окупаемости проекта
Так же нижепредставленная рентабельность продуктов проекта и ее изменение в течениепроекта.
Таблица 3.16- Изменение рентабельности продуктов
/>
Видно, чторентабельность продуктов так же имеет тенденцию к росту, что обусловлено ростомвсех остальных показателей. Таким образом, средняя рентабельность продуктовсоставляет 40,41%.
Такимобразом, подводя итоги анализа финансово-экономической эффективности проектаможно сказать, что проект имеет срок окупаемости равный 18 годам, чтохарактерно для проектов такого типа и масштаба. Чистая приведенная стоимостьпроекта равна 3112 млн. руб, а внутренняя норма рентабельности проекта равна7%, что так же характерно с учетом специфики инвестиционных проектовэлектроэнергетической отрасли. В целом, по всем показателям, таким как,коэффициент ликвидности, коэффициент рентабельности, коэффициент деловойактивности, рентабельность продаж проекта наблюдается стабильная тенденцияроста, что видно исходя из выручки предприятия, а также его баланса. Поэтомуданный инвестиционный проект можно смело назвать эффективным и прибыльным, чтодоказано выше.
Нижепредставлены варианты развития проекта и его основных показателей эффективностис учетом изменения тех или иных критериев расчета, например, с учетомувеличения тарифов на 10% или ростом цены на топливо на 5%.
Таблица 3 .17- Варианты развития инвестиционного проекта ПГУ-410Вариант 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 39
Итак,проанализировав различные варианты развития проекта, можно сделать вывод о том,изменение каких критериев оказывают наибольшее влияние на стоимостныепоказатели проекта. Наименьший срок окупаемости и наибольшее значение чистойприведенной стоимости проекта наступает в следующих случаях: при увеличениитарифов; уменьшении стоимости топлива; уменьшении удельного расхода топлива. Атак же в случае увеличении отпуска электроэнергии, тарифов, стоимости топлива иуменьшении удельного расхода топлива. Последний вариант является наиболееэффективным и прибыльным среди всех. А наибольший срок окупаемости и наименьшаяприведенная стоимость проекта наступает в следующих случаях: когдаувеличивается удельный расход топлива, стоимость топлива или когда уменьшаютсятарифы на электроэнергию. А так же в комбинированном случае,
когдаувеличиваются тарифы, стоимость топлива и удельный расход, а отпуск энергииуменьшается. Случаи с увеличением удельного расхода и увеличением стоимоститоплива являются наименее эффективными с финансово-экономической точки зрения.