К моделям-генераторам вариантов предъявляются следующие требования:

- широкое использование аппроксимации различных сложных эмпирических зависимостей элементарными формулами; сокращение числа факторов, в виде функции которых представляются затраты в технологию;

- возможность варьирования важнейших параметров и схемных решений в достаточно широких диапазонах;

- модульность структуры модели, ее перестройка для анализа других технологий, основанных на том же исходном физико-химическом процессе;

- относительно небольшое время счета, приемлемое для проведения многовариантных исследований.

Состав, тип и структура моделей-генераторов определяются спецификой изучаемой технологии, количеством и степенью новизны элементов в ней, их функциональном назначении.

Таким образом, суть данного подхода состоит в том, что эффективность новой технологии оценивается как с позиций внутренних условий, так и с позиций системы. Межотраслевая модель позволяет получить народнохозяйственную оценку технологий, а важнейшие параметры производственных способов в этой модели формируются с помощью моделей более низких уровней. Модели сравнения технологий и модели-генераторы обеспечивают технологическую допустимость рассматриваемых производственных способов и отражают специфику зависимостей экономических показателей от факторов производства.

На основе этого подхода в ИЭ И ОПП СО РАН совместно с институтом Теплофизики СО РАН и НЭТИ в 1991-1992 гг. проводились системные расчеты по определению рациональных направлений переработки и использования канско-ачинских углей, которые показали работоспособность разработанного инструментария и позволили ранжировать рассмотренные технологии по эффективности. Но в настоящее время в связи со сменой поколений вычислительных средств и отсутствием в необходимом объеме информации модельный комплекс находится в нерабочем состоянии.

С переходом нашей страны к рыночной экономике в связи с либерализацией цен, появлением платности финансовых ресурсов, необходимостью учета интересов всех участников инвестиционного процесса, потребовался новый взгляд на оценку эффективности инвестиционных решений.

В утвержденных Правительством РФ «Методических рекомендациях по оценке инвестиционных проектов и их отбору для финансирования» сделана попытка учесть мировой опыт оценки эффективности хозяйственных решений с поправкой на реалии сегодняшней экономики России.

Но при определении эффективности новых технологий в энергетике нельзя ограничиваться расчетами только коммерческой эффективности. Энергетика отличается, прежде всего, своим системным характером. Благодаря своему межотраслевому характеру воздействия на развитие национальной экономики она относится к тем отраслям инфраструктуры, эффективное развитие которых может быть осуществлено только в масштабах страны в целом или, по крайней мере, в крупных экономических районах, регионах. При этом следует иметь в виду, что сооружение новых энергетических объектов требует значительных сроков, достигающих 5-7 лет и более, и весьма крупных капитальных вложений, а также согласованного с этим развития энергомашиностроительной и электротехнической отраслей промышленности и соответствующей топливной базы. Кроме того, развивающиеся энергосистемы должны быть уверены в наличии к сроку ввода новых энергетических мощностей гарантированного рынка сбыта энергетической продукции (электрической и тепловой энергии).

На определение чистых выгод с общественной точки зрения (анализ социальных выгод и издержек) путем рассмотрения внешних эффектов - экологических издержек, теневых цен используемых факторов производства, таких как труд, сырье и т.д. - нацелен экономический анализ. Задачей экономического анализа является максимизация выигрыша в общественном благосостоянии при условии выполнения ряда социальных целей.

Теневое ценообразование - это термин, применяемый для описания процесса, посредством которого экономисты, там, где это возможно, выражают в денежных единицах полную оценку обществом выгод или издержек. К сожалению, в опубликованных методических материалах ничего не говорится о том, как определяются теневые цены в международной практике. С другой стороны, в отечественной экономической науке эта проблема была достаточно серьезно изучена. В трудах В.В. Новожилова, В.С. Немчинова и Л.В. Канторовича было показано, что «общественно необходимые» или «полные народнохозяйственные» затраты на данный продукт слагаются из прямых затрат в отрасли его производства и «затрат обратной связи» - суммы произведений затрат ограниченных ресурсов на нормативы эффективности использования этих ресурсов в народном хозяйстве. Численные значения этих норм представляют собой оценки соответствующих ресурсов, получаемые при оптимизации хозяйственных планов.

Оценивание выгод и издержек в финансовом или экономическом анализе носит совершенно различный характер. Некоторые важные отличия между финансовым и экономическим анализом, проявляющиеся в оценках выгод и издержек состоят в следующем:

а) Финансовый анализ:

- используются только цены частного рынка в отношении выгод и издержек;

- включаются налоги и другие односторонние платежи между группами;

- используется частная ставка дисконта.

б) Экономический анализ:

- используются общественные альтернативные ценности (теневые цены) в отношении выгод и издержек, таких как

- труд (ставка теневой заработной платы из-за безработицы или неполной занятости);

- экологические выгоды и издержки (например, эрозия почвы, загрязнение);

- неиспользуемые или недоиспользованные факторы производства (например, недогруженные производственные мощности).

- внутренние налоги не включаются, поскольку они представляют собой трансфертные платежи внутри общества;

- используется общественная ставка дисконта.

Глава 2 Анализ финансово-экономической деятельности филиала ОАО «ОГК-3» «Гусиноозёрская ГРЭС»

2.1 Краткая характеристика предприятия, основные технико-экономические показатели

На территории Бурятии создана мощнейшая энергетическая компания "ОГК-З", имеющая все шансы дать толчок развитию отрасли. 1 апреля 2006 г. завершена реорганизация крупнейшей энергетической компании Бурятии ОАО "Третья генерирующая компания оптового рынка электроэнергии" (ОАО"ОГК-3"). К ней присоединены шесть тепловых электростанций по всей стране -- ОАО "Костромская ГРЭС", "Черепетская ГРЭС", "Печорская ГРЭС", "Южноуральская ГРЭС", "Харанорская ГРЭС" и "Гусиноозерская ГРЭС". Они получили статус филиалов. В жизни "ОГК-3" начался новый этап -- компания приступила к единой операционной деятельности.

Филиал ОАО «ОГК-3» "Гусиноозерская ГРЭС" - одна из крупнейших электростанций Сибири, обеспечивающая энергетическими нагрузками Республику Бурятия, а также играющая большую роль в транзите электрической энергии через распредустройство станции на Читинскую область и частично Монголию. Филиал ОАО «ОГК-3» "Гусиноозерская ГРЭС" всю производимую электрическую энергию поставляет на оптовый рынок электроэнергии и является монополистом по производству тепловой энергии в городе Гусиноозерске. "ОГК-3" официально зарегистрирована в Улан-Удэ и юридически является бурятским предприятием. Это, пожалуй, самое крупное предприятие Бурятии -- его уставной капитал составляет более одного миллиарда долларов. Установленная мощность шести тепловых электростанций, вошедших в состав ОАО "ОГК-3", составляет около шести процентов всех генерирующих мощностей РАО "ЕЭС России". Рыночная капитализация компании достигает 52,7 млрд. рублей. На предприятиях ОАО "ОГК-3" трудятся более пяти с половиной тысяч человек. По своей производственной мощи Гусиноозерская ГРЭС является третьей в "ОГК-3".

Возможности ГРЭС таковы, что, если понадобится, то она в одиночку сможет обеспечить 99 процентов потребности РБ в электричестве (4 млрд. кВт/ч из требуемых 4,2 млрд. кВт/ч). В прошлом году станция (еще будучи самостоятельной) перечислила в бюджеты всех уровней около полумиллиарда рублей (в т.ч. в республиканский -- 162 млн. рублей). Гусиноозерская ГРЭС -- стратегическое предприятие для республики. Несмотря на трудности, гигант бурятской промышленности идет вперед. За 2008 год на семь процентов возросла выработка электричества.

Задача на этот год -- дать "электрический" прирост еще минимум два процента. В этом году запланировано провести ремонтных работ на 230 млн. рублей. В связи с истощением Холбольджинского разреза в основном ГРЭС использует красноярский уголь. Но в марте было проведено экспериментальное сжигание 40 тысяч тонн угля с бурятского разреза "Баян-Зурхэ". Филиал ОАО «ОГК-3» "Гусиноозерская ГРЭС" стремится к повышению эффективности и прозрачности своей деятельности.

Миссия Филиала ОАО «ОГК-3» "Гусиноозерская ГРЭС" заключается в обеспечении бесперебойной поставки электроэнергии на оптовый рынок электроэнергии и тепла потребителям. Филиал ОАО «ОГК-3» "Гусиноозерская ГРЭС" видит свою цель в достижении максимальной экономической эффективности, прибыльности, инвестиционной привлекательности. Стремясь к максимальной открытости и информационной прозрачности своего бизнеса, Филиал ОАО «ОГК-3» "Гусиноозерская ГРЭС" строго придерживается в своей деятельности основных принципов корпоративной политики. Основными элементами стратегии Гусиноозерской ГРЭС являются:

- первоочередное внимание менеджмента предприятия к реформированию и конкретным шагам по его осуществлению;

- совершенствование принципов корпоративного управления;

- сохранение и развитие позиций предприятия на рынках тепла и электроэнергии;

- оптимизация структуры затрат предприятия;

- совершенствование инвестиционной политики предприятия;

- повышение профессионального уровня сотрудников и улучшение социально-трудовых отношений.

Деятельность предприятия за три последних года представлена следующими технико-экономическими показателями (табл. 2.1).

Таблица 2.1. Технико-экономические показатели за 2006-2008 гг.

№	Показатели	Ед. изм	Факт 2006 г.	2007 г.	2008 г.
				Факт	Откл. от 2006 г.	Факт	Откл от 2007 г.	Откл от 2006 г.(%)
1.	Выработка электроэнергии	Млн. кВтч	2519	2935	416	4006	1071	59
2.	Полезный отпуск электроэнергии	Млн. кВтч	2211	2589	378	3601	1012	62,7
3.	Отпуск тепловой энергии	Тыс. Гкал	471	434	-37	315	-119	-33,1
4.	Товарная продукция (всего)	Млн. руб.	882	1298	416	2018	720	128,7
	В том числе:
4.1	Электроэнергии	Млн. руб.	834	1232	398	1933	701	131,7
4.2	Теплоэнергии	Млн. руб.	44,0	61,6	17,6	80,1	18,5	82
4.3	Прочая продукция (химочищенная вода, невозврат конденсата)	Млн. руб.	3,856	4,727	0,87	4,294	-0,43	19,7
5.	Среднеотпускной тариф на эл./ эн.	Руб./т кВтч	377,17	475,7	98,5	536,95	61,25	42,1
6.	Себестоимость единицы продукции
6.1	Электроэнергии	Руб./т кВтч	324,01	4437,8	113,8	618,44	180,64	90,8
6.2	Теплоэнергии	Руб./ Гкал	139,12	1164,6	25,5	315,09	150,49	126,4
7.	Рентабельность производства	%	6,8	7,3	0,5	18,67	11,37	175
8.	Численность ППП	Чел	1786	11642	-144	1068	-574	-40,2
9.	Фонд оплаты труда	Млн. руб.	134,6	1172	37,4	229	57	70,1
10.	Среднемес. з/пл.	Тыс. руб.	5,93	7,77	1,84	10,2	2,43	72
11.	Прибыль от реализации	Млн. руб.	320	267,3	-52,7	235,4	-31,9	-26,4
12.	Стоимость ОФ	Млн. руб.	1960,9	11912,6	-48,3	3174	1261,4	61,8
13.	Фондоотдача	%	0,54	00,45	-0,09	0,64	0,19	18,5

По данным таблицы 2.1, видно, что выработка электрической энергии увеличилась на 416 млн. кВтч с 2006 г. по 2007 г. Но уже в 2008 г. предприятие выработало электроэнергии более чем в два раза больше 2007 г. (на 1071 млн. кВтч.) и составила 4006 млн. кВтч. Увеличение выработки электроэнергии обусловлено повышенной загрузкой станции.

Производство тепловой энергии 2007 г. по сравнению с 2006 годом снизилось на 37 тыс. Гкал по причине ограничения параметров теплосети и отключения в летний период неплатежеспособных потребителей. Невыполнение рабочей мощности связано с недостаточными поставками топлива в первом квартале. Выработка тепловой энергии в 2008 г. составила 315 тыс. Гкал, и наблюдается снижение к 2006 г. на 156 тыс. Гкал (на 33,1%).

Снижение отпуска тепла по сравнению произошло в связи с заявкой ГС ТВС на отпуск тепла пониженных параметров и отключением потребителей на летний период по причине высокой дебиторской задолженности.

Товарная продукция увеличилась на 1136 млн.руб. с 2006 по 2008 год (или на 128,7%).

Себестоимость единицы продукции: электроэнергии в 2006 году составляла 324,01 руб./т, в 2007 и 2008 годах соответственно 437,8 руб./т и 618,44 руб./т; теплоэнергии в 2006 году составляла 139,12 руб./Гкал, в 2007 и 2008 годах 164,6 и 315,09 руб./Гкал.

Рентабельность производства изменяется с 7,3 % (2007 г.) до 18,7% (2008 г.) необходимо отметить, что рентабельность производства в 2008 году, равная 18,7% является высокой по отношению к 2006 году - 6,8%. Динамика рентабельности говорит о положительных тенденциях на предприятии в 2008 году.

Численность работающих с 2006 по 2008 год сократилась с 1786 до 1068 человек.

Средняя заработная плата работающего в 2006 и 2008 годах составляла 5,93 тыс.рублей и 7,77 тыс.рублей. В 2008 году наблюдается ее заметное увеличение на 2,43 тыс. рублей, и достигла уровня 10,2 тыс. рублей. Средняя заработная плата за период 2006-2008 года увеличилась на 72%.

В результате роста заработной платы был увеличен фонд оплаты труда с 134,6 млн. рублей (2006 г.) до 229 млн. рублей (2008 г.). В 2006 году стоимость основных средств составляла 1960,9 млн. рублей, в 2007 году произошло ее снижение на 48,3 млн. рублей.

Снижение фондоотдачи в 2007 году по отношению к 2006 году (с 0,54 до 0,45) свидетельствует о том, что ОПФ (производственные здания, сооружения, силовые и рабочие машины и др.) используются не совсем эффективно. Хотя за счет более эффективной воспроизводительной политики 2008 года показатель фондоотдачи увеличился на 0,19% с 2007 года и составил в 2008 году 0,64%.

Прибыль от реализации продукции снизилась на 84,6 млн. рублей с 2006 по 2008 год (или на 26,4 %).

2.2 Анализ использования основных производственных фондов и производственных мощностей предприятия

Имея ясное представление о каждом элементе основных фондов в производственном процессе, о их физическом и моральном износе, о факторах, которые влияют на использование основных фондов, можно выявить методы, при помощи которых повышается эффективность использования основных фондов и производственных мощностей предприятия, обеспечивающая снижение издержек производства и, конечно, рост производительности труда.

Основные фонды промышленного предприятия представляют собой совокупность материально-вещественных ценностей, созданных общественным трудом, длительно участвующих в процессе производства в неизменной натуральной форме и переносящие свою стоимость на изготовленную продукцию по частям по мере износа.

Структура основных фондов в целом за 2008 год не изменилась. Основную долю в структуре основных фондов занимают машины и оборудование - 59,5%; далее следуют здания - 23,6%; сооружения - 16% и прочие основные фонды - 1%

На начало 2007 года балансовая стоимость основных фондов станции составляла 4 613 523 тыс. рублей на конец 2008 года - 4 721 658 тысяч. рублей.

Среднегодовая стоимость основных фондов составила 2 654 646 тыс. рублей.

За 2008 г. поступило в эксплуатацию новых объектов основных средств - 25 931 тыс. рублей. Увеличение стоимости основных средств в результате довода, реконструкции и модернизации на сумму 126 719 тыс.рублей.

Выбыло за 2008 год основных средств на сумму 44 515 тыс. рублей, в том числе:

- Списано - 13 181 тыс. рублей, в том числе: здания и сооружения - 33 тыс.руб., машины и оборудование - 9 105 тыс. руб., прочие объекты основных средств - 4 043 тыс.руб.;

- Реализовано - 5 005 тыс. рублей, в том числе: здания и сооружения - 2 145 тыс.руб., машины и оборудование - 2 295 тыс.руб., прочие объекты основных средств - 565 тыс.руб.

В 2008 году в качестве взноса в уставной капитал дочерних обществ, после регистрации прав собственности, были переданы объекты недвижимости на сумму 26 329 тыс. рублей, в том числе: ОАО «Транссервис» - 21 486 тыс.руб.; ОАО «Энергосервис» - 4 843 тыс.рублей (остаточная стоимость 10 668 тыс.рублей и 3 128 тыс.рублей соответственно).

Первоначальная балансовая стоимость основных производственных фондов ОАО «Гусиноозерская ГРЭС» на 01.01.2009 года составила 4 708 054 тыс.рублей. По сравнению с 2007 годом стоимость увеличилась на 113 907 тысяч рублей. Увеличение балансовой стоимости произошло за счет ввода в эксплуатацию новых машин и оборудования в сумме 15 311 тыс. руб., проведения вводов новых объектов из строительства в сумме 10 620 тыс.руб., проведение доводов и реконструктивных работ на объектах станции в сумме 126 719 тыс.руб.. Балансовая первоначальная стоимость сооружений составила 758 136 тысяч рублей, машин и оборудования - 2 828 738 тыс.рублей.

Накопленный износ за весь период эксплуатации составил 2 060 483 тыс.рублей, в том числе по производственным основным фондам - 2 051 781 тысяч рублей. Начисленный износ за 2008 год по производственным фондам составил 161 503 тысяч рублей, в том числе по производственному оборудованию 101 206 тыс.рублей.

Таблица 2.2. Движение основных фондов

Наименование показателей	Ед. изм.	Всего	в том числе
			производственные фонды	из них
				сооружения	машины и оборудование
Наличие основных фондов по полной учетной стоимости на конец года	тыс. руб.	4721658	4708054	773562	2810363
Степень износа основных фондов на конец года, всего	%	43,6	43,6	43,0	51,2
в том числе машины и оборудование	%	69,86	70,15
доля полностью изношенных основных фондов на конец года, всего	%	3,25	2,92	4,60	3,62
в том числе машины и оборудование	%	2,15	2,16
Справочно:
Коэффициент обновления основных фондов(отношение ввода основных фондов к наличию на	%	3,23	3,24	2,5	3,78
Коэффициент выбытия основных фондов (отношение ликвидации основных фондов к наличию на конец года в фактических ценах)	%	0,96	0,80	0	0,33

В 2008 году ОАО «Гусиноозерская ГРЭС» переоценку производственных фондов станции не проводило.

Основным видом деятельности ОАО «Гусиноозерская ГРЭС» является производство и поставка электрической энергии на Федеральный оптовый рынок энергии и мощности (ФОРЭМ) и тепловой энергии потребителям г. Гусиноозерска, численностью более 30 тыс. чел.

Проект Гусиноозерской ГРЭС разработан Томским отделением института «Теплоэлектропроект» по плановому заданию, утвержденному Министерством энергетики и электрификации СССР 27 февраля 1967 г. и письмом Госплана СССР № 22-908 от 22 ноября 1966 г. и утвержден Советом Министров СССР распоряжением от 8 декабря 1968 г. За № 1335 на базе Гусиноозерских бурых углей. Пуск первого энергоблока Гусинозерской ГРЭС осуществлен 22 декабря 1976 г. Последующие три энергоблока введены в декабре 1977, 1978, 1979 годов.

В 1988 г. был введен в эксплуатацию головной энергоблок второй очереди станционный № 5. Энергоблок № 6 введен в эксплуатацию в 1993 г. Проектная мощность установленных энергоблоков Гусиноозерской ГРЭС составляет 1260 МВт.

В процессе работы станции, из-за недостаточных поставок проектных топлив тугнуйского угля и ухудшения качественных характеристик холбольджинского угля сжигались разносортные угли, поставляемые на ГРЭС из различных регионов, что сказалось на надежной эксплуатации котлов. В 2000 г. перемаркировано основное оборудование станции со снижением

установленной мощности до 1100 МВт. На протяжении 1999-2002 г. Сибтехэнерго и СибВТИ проводили на энергоблоках Гусиноозерской ГРЭС испытания по пробному сжиганию непроектных углей. Утверждена документация по закреплению углей Переясловского разреза как основного вида топлива первой очереди Гусиноозерской ГРЭС. Проектная мощность станции по отпуску тепловой энергии предусматривала отпуск тепла бойлерными группами, с использованием пара нерегулируемых отборов турбин, в количестве 194 Гкал/час. В процессе эксплуатации, с ростом потребности в тепловой энергии на г. Гусиноозерск выполнена реконструкция бойлерных установок на энергоблоке № 1, 4 с увеличением их производительности до 38 Гкал/час и 43 Гкал/час против проектной 27 Гкал/час. После реконструкции с 1992 г. установленная мощность отпуска тепловой энергии составляет 221 Гкал/час.

На ОАО «Гусиноозерская ГРЭС» установлено шесть энергоблоков суммарной проектной мощностью 1260 МВт. В 2000 году из-за использования непроектных углей была выполнена перемаркировка основного оборудования, в результате чего установленная мощность снижена до 1100 МВт. Состав основного оборудования энергоблоков:

Энергоблок № 1:

Генератор ТГВ-200М; турбина К-170(200)200-130; котел БКЗ-640-140 производительностью 520 т/час;

Энергоблок № 2:

Генератор ТГВ-200М-2МУЗ; турбина К-180(210)200-130; котел БКЗ-640-140 производительностью 540 т/час

Энергоблок № 3:

Генератор ТГВ-200М; турбина К-170(210)200-130; котел БКЗ-640-140 производительностью 520 т/час

Энергоблок № 4:

Турбина К-180(210)200-130; котел БКЗ-640-140 производительностью 540 т/час

Энергоблок № 5:

Генератор ТГВ-200М-2МУЗ турбина К-200(215)200-130; котел ТПЕ-215 производительностью 650 т/час

Энергоблок № 6:

Генератор ТГВ-200М-2МУЗ; турбина К-200(215)200-130; котел ТПЕ-215 производительностью 650 т/час

Коэффициент эффективности использования установленной мощности зависит в основном от загрузки станции и за 2005 г. составил -35,2%, что выше уровня 2004 года на 3,74%, в том числе по блокам:

Таблица 2.3. Показатели коэффициентов эффективности использования мощности

Станционный номер блока	Установленная мощность (перемаркированная), МВт	Коэффициент эффективности использования установленной мощности, %
		2008 г	2007 г	+- 2008/2007 г.
№ 1	170	27,2	14,3	+12,9
№ 2	180	57,1	46,9	+10,2
№ 3	170	35,3	30,6	+4,7
№ 4	180	0	0	-
№ 5	200	44,6	30,7	+13,9
№ 6	200	44,5	62,0	-17,5
по станции	1100	35,2	31,46	+3,74

Рабочая мощность в отчетном году составила - 753,7 МВт, что выше уровня 2007 года на 62,1 МВт за счет снижения ремонтов (число часов ремонта 2007 г - 6129,61, 2008 г - 2260,71 час.).

План по производству электрической энергии выполнен на 105,5%. По производству тепловой энергии на 104,0% к плановому заданию.

Таблица 2.4. Сравнение уровня производства с предыдущим годом

	Электроэнергия, млн. кВтч.	Теплоэнергия, тыс. Гкал.
	2007 год	2008 год	2007 год	2008 год
Всего	2935	4006	434	315
в том числе ТЭС	2935	4006	434	315
ГЭС
котельные				1,861
бойлерные

Производство электроэнергии выше уровня 2007 года на 1071 млн. кВтч. и объясняется загрузкой станции в летний период в связи с выводом в ремонт ВЛ Иркутской энергосистемы.

Удельный расход электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии за отчетный год составил 8,89 %, при нормативном 9,08 % и выше уровня предыдущего года на 0,19%. Удельный расход электроэнергии на производство тепловой энергии в пределах нормативного и составляет 61,0 квт/Гкал, что ниже уровня предыдущего года на 5,1 квтч/Гкал. Повышение расхода электроэнергии на собственные нужды на производство электрической энергии объясняется снижением средней нагрузки станции на 9 МВт по отношению к предыдущему году (2008 г. - 157,7 МВт, 2007 г. - 166,7 МВт) и объясняется загрузкой станции по диспетчерскому графику на уровне минимума нагрузки, обеспечивающей режим теплоснабжения г. Гусиноозерска

Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии составил 361,2 г/кВтч, при нормативном на фактический отпуск 361,3 г/кВтч. и выше уровня 2007 года на 1,2 г/кВтч. Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии в пределах нормативного и составил 176,3кг/Гкал, что ниже уровня 2007 года на 2,1 кг/Гкал. Увеличение удельного расхода условного топлива на отпущенную электроэнергию обусловлено работой станции с более низкой средней нагрузкой по сравнению с предыдущим годом.

Средняя электрическая нагрузка 2008 г - 157,7 МВт, 2007 - 166,7 МВт.

2.3 Анализ затрат на производство продукции

По содержанию и назначению затраты группируются по экономическим элементам и калькуляционным статьям. Группировка затрат по экономическим элементам отражает их распределение по экономическому содержанию независимо от формы использования в производстве того или иного вида продукции и место осуществления этих затрат. Эта группировка применяется при составлении сметы затрат на производства всей выпускаемой продукции.

Классификация затрат по экономическим элементам дает возможность знать структуру себестоимости и позволяет проводить целенаправленную политику по улучшению экономики предприятия.

Таблица 2.5. Структура себестоимости продукции

№ п/п	Показатель	Ед. изм.	Факт 2007 г.	План 2008 г. (операционный)	Факт 2008 г.	Отклонение факт 2008/ факт 2007, %	Отклонение факт 2008/ план 2008, %
1.	Затраты на производство и реализацию продукции по основному виду деятельности	т. руб.	1679812	1802143	1779952	106,0	98,8
11.	в т.ч. по видам расходов
11.1.	Производственные издержки (расходы)	т. руб.	1679812	1802143	1779952	106,0	98,8
11.1.1	в т.ч. управленческие расходы	т. руб.
11.2.	Коммерческие расходы	т. руб.
12	в т.ч. по основным элементам затрат
12.1.	Материальные затраты	т. руб.	1184192	1339378	1307500	110,4	97,6
	в т.ч.
12.1.1	Топливо	т. руб.	812767	900325	883792	108,7	98,2
12.1.2.	Энергия	т. руб	34	16	32	94,1	200,0
12.2.	Затраты на оплату труда	т. руб.	238097	201403	199647	83,9	99,1
12.3.	Отчисления на социальные нужды	т. руб.	69348	52809	52129	75,2	114,4
12.4.	Амортизация основных средств	т. руб.	147797	153707	161521	109,3	105,1
12.5.	Прочие затраты	т. руб.	40377	62070	59309	146,9	95,6
12.5.1	Отчисления в ремонтный фонд	т. руб.
2	Затраты на производство и реализацию продукции без снятия планируемой экономии	т. руб.	1679812	1802143	1779952	106,0	98,8
3	Сокращение издержек в соответствии с Программой управления издержками**)	т. руб.	133288,5	101790	144039	108,1	141,5
	То же в процентах от п.2	%	7,9	5,6	8,1	102,5	144,6
	в т.ч.
31.	Затраты на топливо и энергию**)	т. руб.	63829,2	12500	23363	36,6	186,9
32.	Затраты на сырье и материалы**)	т. руб.	18433,8	1150	18664	101,2	1623,0
33.	Затраты на ремонты**)	т. руб.	14094,1	8088	26453	187,7	327,1
34.	Затраты на оплату труда**)	т. руб.	0	9856	3881		39,4
35.	Затраты на оплату услуг непроизводственного характера сторонним организациям**)	т. руб.	35685,5	69198	71060	199,1	102,7
3.6.	Управленческие Расходы**)	т. руб.	549,3	998	169	30,8	16,9
3.7.	Прочие**)	т. руб.	696,5	0	449		64,4
4.	Уровень выполнения заданий по основным направлениям Программы управления издержками**)	%	106,3		141,5		133,1
5.	Затраты на ед. товарной продукции	руб./ руб.	0,86	0,88	0,85	98,8	96,6
51.	Себестоимость 1квт.ч	коп./ квт.ч	59,979	62,28	61,844	103,1	99,3
52.	Себестоимость 1Гкал	руб./ Гкал	266,58	311,82	315,09	118,2	101,0
6.	Средняя рентабельность затрат на производство и реализацию продукции	%	15,7	13,8	17,6	112,1	127,5

Затраты на производство основной продукции за 2008 года составили 1780 млн. руб., что на 22 млн. руб. ниже плана и составляет 98,7% от плана. Фактическая себестоимость единицы продукции за 2008 г. составила: электроэнергии - 618,44 руб./тквтч. (на 4,36 рубля или 0,7 % ниже плановой), тепловой энергии - 315,09 руб./Гкал (на 3,27 рубля или 1 % выше плановой). Превышение фактической себестоимости 1 Гкал. над плановой за 2008 год объясняется невыполнением плана отпуска тепловой энергии. Рост себестоимости единицы продукции электроэнергии за 2008 год к факту 2007 года составил 3,1 %, тепловой энергии - 18,2 %.

Программа управления издержками предусматривала снижение в 2007 году затрат на производство и реализацию продукции на 101790 тыс. рублей. Фактическое снижение затрат за отчетный период по программе управления издержками сложилось в размере 144039 тыс. рублей. Наибольший удельный вес в структуре сокращения издержек составили снижение затрат на услуги непроизводственного характера 49,3%, ремонты - 18,4%, топливо - 16,2 %, сырье, материалы - 13 %, оплата труда - 2,7 %, прочие- 0,4%.

Реализация мероприятий Программы управления издержками позволила снизить расход топлива на 1260 тут или на 0,05 г/кВтч к плану, а затраты на топливо соответственно на 2,6 процента. Все вышеуказанное позволило достичь планового уровня эксплуатационных расходов по контролируемому блоку за 2007 год.

Таблица 2.6. Структура производственных затрат ОАО «Гусиноозерская ГРЭС»

№	Статьи затрат	Ед. изм.	2007 г. факт	2008 г. план	2008 г. факт
1	Материальные затраты	%	57,1	58,3	58,0
2	Из них топливо	%	48,4	49,9	49,7
3	Затраты на оплату труда с отчислениями ЕСН	%	18,3	14,3	14,1
4	Амортизация	%	8,8	8,5	9,1
5	Ремонтные затраты без ФОТ собственного персонала	%	13,4	15,9	14,5
6	Прочие расходы	%	2,4	3	4,3
7	Итого	%	100	100	100

В структуре производственных затрат произошли значительные изменения. Процесс реформирования привел к сокращению численности собственного персонала и появлению двух крупных подрядчиков, выполняющих ремонтные и автотранспортные услуги, что привело к перераспределению структуры затрат. Возросли производственные услуги, выполняемые сторонними организациями, при этом сократились затраты, связанные с содержанием собственного персонала. Затраты на ремонт без фонда оплаты труда собственного персонала за 2008 год возросли на 1,1 % по сравнению с соответствующим периодом прошлого года, затраты на оплату труда с отчислениями снизились на 4,2 %.

2.4 Анализ деловой активности деятельности предприятия

Финансовый анализ представляет собой метод оценки ретроспективного и перспективного финансового состояния предприятия. Финансовый анализ в условиях рынка из рядового звена экономического анализа превратился в главный метод оценки новой экономики.

Любая деятельность предприятия начинается с вложения денег, протекает через движение денег и заканчивается результатами, имеющими денежную, анализ в табл. 2.7 (Приложение 5)

За 2008 год Обществом получены внереализационные доходы в сумме 122842 тыс. рублей. Использование прибыли ОАО «Гусиноозерская ГРЭС» с отражением во внереализационных расходах составило 150425 тыс. рублей при плане 172315 тыс. рублей. Получено 88709 тыс. руб. чистой прибыли.

По итогам работы за 2008 год Обществом получена прибыль от реализации в сумме 267300 тыс. руб. С учетом результатов от операционной и внереализационной деятельности, после уплаты налога на прибыль и иных обязательных платежей, чистая прибыль Общества составила 3 257 тыс. руб.

По сравнению с 2007 годом чистая прибыль возросла на 6 588 тыс. руб. (в 2 раза).

Положительно на формирование финансового результата повлияло снижение операционных и внереализационных расходов.

Негативное влияние на чистую прибыль отчетного года оказал отрицательный результат от операционной и внереализационной деятельности, вызванный превышением расходов над доходами.

По операционной деятельности Обществом произведены следующие расходы: оплачен налог на имущество и иные налоговые платежи 26 550 тыс. руб., проценты по кредитам и займам 31 407 тыс. руб., расходы от реализации квартир 366 тыс. руб.

Внереализационные расходы превысили доходы в результате: списания основных средств - 19 522 тыс. руб., убытков прошлых лет, выявленных в отчетном периоде - 7 281 тыс. руб., передачи основных средств в уставный капитал ОАО «Транссервис» - 5 981 тыс. руб., в уставный капитал ОАО «Энергосервис» - 1 587 тыс. руб., произведенных расходов на содержания социальной сферы - 7 590 тыс. руб., списания дебиторской задолженности более трех лет 85 543 тыс. руб. Кроме того, были профинансированы следующие внереализационные расходы:

- пени, штрафы - 6 271 тыс. руб.;

- на благотворительность 829 тыс. руб.;

- судебные издержки - 432 тыс. руб.;

- простои ВСЖД - 384 тыс. руб.

- отчисления профсоюзному комитету - 756 тыс. руб.,

- выплаты членам совета директоров - 1010 тыс. руб.,

- расходы на подготовку кадров - 543 тыс. руб.,

- компенсационные выплаты в связи с оптимизацией численности - 4627 тыс. руб.,

- командировочные расходы - 491 тыс. руб.

- списано незавершенное строительство - 6 567 тыс. руб.

- суммовая разница по «Фрегату» - 8529 тыс. руб.

- НДС от списания кредиторской задолженности - 12 153 тыс. руб.

Таблица 2.7. Показатели рентабельности

Наименование показателя	Ед. измер.	Порядок расчета	На 01.01.09	На 01.01.06	отклонение
Рентабельность продаж	%	(с.050 ф. 2/ 010 ф.) 2 * 100	13,57	15,71	+ 2,14
Рентабельность продаж по чистой прибыли	%	(с.190 ф2 / 010 ф2)*100	0,2	-0,2	+0,4
Экономическая рентабельность (рентабельность активов)	%	с. 190 ф.2/ с. 300 ф. 1 *100	0,08	-0,08	+0,16
Рентабельность внеоборотных активов	%	(с.140 ф.2/ с. 190 ф. 1)*100	2,72	0,82	+1,9
Рентабельность собственного капитала	%	(с. 190 ф2/ 490 ф.1)*100	0,1	-0,1	+0,2

Сравнительный анализ показателей рентабельности показывает, что значение показателей не велики. Рентабельность продаж по сравнению с 2007 годом снизилась на 2,14 %, но эффективность деятельности за 2007 год в целом возросла. Все коэффициенты имеют положительную динамику.

Значительные внереализационные и прочие затраты не позволили получить достаточный объем прибыли для покрытия всех расходов. Это отражает коэффициент экономической рентабельности, но, учитывая рост данного коэффициента можно судить о некотором увеличении эффекта от использования средств, вложенных в имущество организации. В тоже время уровень коэффициента в отчетном периоде 0,08 % свидетельствует о том, что на каждый рубль вложенных средств было получено всего 0,08 копейки чистой прибыли. Это низкая эффективность использования имущества. Повышение рентабельности активов возможно за счет проведения мероприятий, направленных на сокращение производственных и прочих издержек, а также оптимизацию имущества станции.

Рентабельность внеоборотных активов отражает эффективность использования всего основного капитала. Его повышение положительно характеризует финансовый результат, так как он показывает величину прибыли, приходящуюся на единицу стоимости внеоборотных средств. В отчетном периоде рентабельность внеоборотных активов увеличилась на 1,9 % и составила 2,7 %., те есть на 1 рубль вложенных в основные фонды средств было получено 2,7 копейки прибыли до налогообложения.

Рентабельность собственного капитала ГРЭС, определяющая эффективность вложений средств собственников за 2008 год составила 0,1 %, то есть с каждого рубля собственных средств было получено 0,1 копейки прибыли, по сравнению с 2007 годом инвестиционная привлекательность ГРЭС увеличилась.

Глава 3 Экономическое обоснование эффективности внедрения новой технологии переработки твердого топлива

3.1 Экономическое обоснование перспектив использования плазменно-энергетических технологий

Определение точечной оценки ущерба.

Предварительная технико-экономическая и экологическая оценки энерготехнологий по информации, представленной в таблице 3.1 (приложении 1), позволяет сформировать набор технологий, по которым можно осуществить прямой расчет экономического ущерба по типовой методике, поскольку для них существует информация, как о количественном, так и о качественном составе вредных выбросов. К таким технологиям относятся:

- Переработка углей на ГРЭС для получения электроэнергии и тепловой энергии в виде горячей воды, как заменяемая энерготехнология

- Плазменная газификация угля в алло-автотермическом газификаторе с последующим сжиганием синтез-газа в котлах (ААГ)

- Комбинирование газификации угля в алло-автотермическом газификаторе с абсорбционным тепловым насосом (Комби)

Ниже дан расчет ущерба на примере котельных на угле, действующих в Бурятии.

Исходные данные.

Структура вредных выбросов (фактические данные на основе характеристик Тугнуйских углей взяты из отчета СЭИ, кг/т.у.т. угля) m_i: зола - 81, SOx - 27,8, NOx - 7, CO - 34,2, всего - 150.

Относительная агрессивность вредных веществ (взяты из типовой методики, усл т/т)

A_i: А_золы - 31,67, А_SOx - 48,9, A_NOx - 41,1, А_CO - 1.

Средний показатель относительной опасности загрязнения атмосферного воздуха над территорией Бурятии (по данным "Бурятэнерго") b (безразмерная): b=3,5.

4. Поправка на характер рассеивания примесей в атмосфере - f (безразмерная): f=5,43 (рассчитано, исходя из удельного веса зольных частиц на уровне 50% в общей массе выбросов, оседающих со скоростью выше 20 смс, для которых максимальное значение f=10, и удельного веса газообразных частиц, для которых по данным "Бурятэнерго" f=0,86.

5. Удельный ущерб у = 2,4 рубля на условную тонну вредных выбросов 6. Индекс цен - И_цен = 7.

Экономический ущерб, причиняемый установками ГРЭС при сжигании бурых углей типа Тугнуйских (мугунских), рассчитывается по формуле:

У = уbfИ_ценA_im_i, (9)

и составляет У = 2,43,55,43 7 4,246 = 1355,1 руб./т.у.т.

Рассчитанный аналогичным образом ущерб по технологиям, где возможен прямой расчет по типовой методике, равен (руб./т.у.т. угля): для ААГ и Комби - 13,7.

По остальным технологиям, для которых отсутствуют данные о качественном составе вредных выбросов, используется косвенный расчет. Здесь приведем количественные оценки ущерба. Исходными данными для их получения служат:

1. Показатель удельного ущерба на килограмм вредных веществ для ГРЭС на угле, равный:

(1355,1 руб./т.у.т.) / (150 кг в.в. /т.у.т.) = 9,034 руб./кг в.в.

2. Количество вредных веществ по технологиям (кг/т.у.т.):

- ААГ - газификация по технологии синтез-газ - 13,7

- Комби - ААГ + тепловой насос (ААГ+ТН) - 13,7

Условно принимая, что структура вредных выбросов по перечисленным в п.2 технологиям, аналогична структуре выбросов ГРЭС на угле, получаем искомые ущербы умножением удельного ущерба (9,034 руб./кг в.в.) на данные п.2.

Сводка ранжированных искомых ущербов по технологиям приводится ниже в табл. 3.1

Таблица 3.1. Величина наиболее вероятного экономического ущерба по сравниваемым технологиям

Технологии	Количество вредных выбросов кг/т.у.т. угля	Ущерб руб./т.у.т. угля	Ранг
ГРЭС на угле	150	1355,1	1
Газификатор (ААГ)	13,7	123,8	2
Комби (ААГ+ТН)	13,7	123,8	3

Определение интервальной оценки ущерба.

В соответствии с методикой, приведенной в, расчет интервальной оценки ущерба состоит из 5 этапов.

1-й этап. Определение вредного воздействия сравниваемых энерготехнологий в форме концентрации ингредиентов вредных выбросов в приземном слое воздуха.

С этой целью определяется переводной коэффициент для перехода от массного показателя вредных выбросов (кг в.в. /т.у.т. угля) к показателю концентрации (мг/м³) вредных выбросов по технологиям "ГРЭС на угле с модернизированной системой очистки" и "ААГ + труба 120 м":

ГРЭС на угле - (1,694 мг/м3)/(150 кг в.в. /т.у.т.) = 0,0113.

ААГ (Комби) - (0,00915 мг/м3)/(1,1 кг в.в. /т.у.т.) = 0,0083

В качестве переводного коэффициента берем среднее значение этих двух коэффициентов, равное 0,01.

Расчетное значение среднегодовой концентрации, исходя из количества вредных веществ по энерготехнологиям приведено в таблице 3.1.2.

Таблица 3.1.2. Концентрация вредных веществ

Технологии	Концентрация, мг/м3
ГРЭС на угле	16,15
ГРЭС на угле с модернизированной системой очистки	1,69
ААГ с низкой трубой	0,07
ААГ с трубой 120 м	0,009
ААГ+ТН	0,07

2-й этап. Размах среднегодовых концентраций, в зависимости от которых даны удельные ущербы по основным объектам народного хозяйства (сельское, лесное и коммунальное хозяйства, население), в методике составляет: по золе - 0,05..1,65, по окислам серы - 0,02..0.55 и окислам азота - 0,05..0,935.

Очевидно, что для тех технологий, по которым величина среднегодовых концентраций существенно меньше нижней границы указанного вариационного размаха концентраций в методике, дальнейший анализ не имеет смысла. К таким технологиям относятся: ААГ и ААГ+ТН суммарная концентрация вредных веществ по которой в 100 раз меньше чем в нормативных материалах методики.

3-й этап. Выбор диапазонов варьирования концентрации, в соответствии с которыми будет определяться интервальная оценка народно-хозяйственного ущерба.

В выборе диапазона основываемся на различиях среднесуточной и максимальной разовой концентрации, которые составляют: по окислам азота - 2 раза (0,04..0,085), по золе - 3 раза (0,15..0,5), по окислам серы - 10 раз (0,05..0,5). Выбираем 2 диапазона - 2-х и 5-ти кратное превышение среднесуточной концентрации вредных выбросов.

4-й этап. Построение регрессионной зависимости удельного ущерба от уровня концентрации вредных выбросов по данным табл. 2.3 - 2.6.

Необходимость получения этой зависимости обусловлена тем, что принятые 2-х и 5-ти кратные диапазоны превышения концентрации перекрывают диапазоны в методических материалах. Полученные уравнения регрессии по отдельным ингредиентам вредных выбросов приводятся в приложении 3. Графическая иллюстрация регрессионной зависимости ущерба от окислов азота для линейной и логарифмической аппроксимации дана на рисунке 1.

Рисунок 1 Зависимость суммарного ущерба от концентрации вредных выбросов

5-й этап. Расчет по регрессионным зависимостям величины народно-хозяйственного ущерба по всем ингредиентам и сферам народного хозяйства при 2 и 5 кратных превышениях среднегодовых концентраций вредных выбросов.

Обобщенные результаты расчетов приведены в таблице 3.3

Таблица 3.3. Экономический ущерб по сравниваемым энерготехнологиям, руб./т.у.т. угля

Технология	Среднегодовая концентрация, мг/м3	Ущерб по линейной зависимости от концентрации:	Ущерб по логарифмической зависимости от концентрации
		разовой	2-х кратной	5-ти кратной	2-х кратной	5-ти кратной
ГРЭС на угле	1,694	1355,10	2710,21	6775,52	1451,17	1849,38

Учет ущерба при выборе ставки дисконтирования.

Во второй главе при рассмотрении методологических основ эколого-экономической оценки инвестиционных проектов констатировалось отсутствие единой точки зрения на проблему учета экологического ущерба при выборе ставки дисконтирования. Весь спектр мнений можно свести к четырем точкам зрения:

- Первая. Экологические соображения не влияют на величину ставки дисконтирования (СД).

- Вторая. СД следует понижать с учетом экологических требований. В этом долгосрочный ущерб окружающей среде замедляется, так как выгодными оказываются капиталовложения в дорогостоящие природоохранные проекты.

- Третья. Нет однозначной связи между высокими ставками дисконтирования и ухудшением окружающей среды, ибо высокая ставка может привести к падению общего уровня инвестиций, снижению спроса на природные ресурсы, замедлению экономического развития и, следовательно, сохранению природной среды.

- Четвертая. Ущерб от экономического развития необратим. Снизить величину выгод от развития можно через учет ставки технологической амортизации, k, прибавляя ее к СД, не учитывающей экологические соображения, r, (r+k)%.

В нашем исследовании имеет смысл учесть этот спектр мнений через вариантные расчеты для трех уровней СД:

Нейтральный, не учитывающий экологические соображения (r = 10%);

Выше нейтрального (r+k = 22%);

Ниже нейтрального.

Уровень СД ниже нейтрального можно определить, воспользовавшись описанным во второй главе приемом Мирового Банка расчета УСП - учетной ставки процента, как средневзвешенной величины из альтернативной стоимости капитала (в нашем случае - r = 10%) и социальной ставки предпочтения (m%). Весовыми коэффициентами рекомендуется брать те части поступлений от проекта, которые реинвестируются. В нашем исследовании весовым коэффициентом для r может служить величина удельных капвложений в энерготехнологии, а для m - удельный ущерб окружающей среде, как та часть поступлений от проекта, которой компенсируется населению ухудшение окружающей среды от реализации проекта. Сама же величина m задается на уровне процентов по вкладам населения в Сбербанк России "до востребования", т.е. m = 2%.

Расчетные значения УСП для сравниваемых энерготехнологий даны в таблице 3.4

Таблица 3.4. Учетная ставка процента по технологиям

Технологии	Удельные капвложения, руб./т.у.т.	Ущерб, руб./т.у.т.	УСП, %
ГРЭС на угле	240	1355,1	3,2
ААГ	325	13,7	9,6
Комби		13,7

Анализ экономической эффективности энерготехнологий на основе модели оптимизации баланса переработки твёрдого топлива на ОАО Гусиноозёрская ГРЭС. Исходные позиции этого сценария формулируются следующим образом:

- Умеренный рост экспорта энергоресурсов в страны Ближнего и Дальнего зарубежья.

- В целом изменение внутренних цен на электроэнергию в России будет стремиться за мировыми ценами, однако сроки и течение этого процесса будут дифференцироваться по регионам страны.

- Сохранение верхней границы возможных объемов производства мазута на современном уровне.

Для того чтобы определить потенциальную потребность Республики Бурятии в освоении энерготехнологий рассматривался максимальный сценарий развития экономики и энергетики республики, который предполагает, что электропотребление составит в 2010 году 9,4 млрд. кВтч, а централизованное теплопотребление - 12 млн. Гкал.

Опираясь на результаты рассмотрения возможных процессов комплексной переработки угля и направлений нетрадиционных источников энергии и исходя из наличия технико-экономической информации, в модель были введены технологические способы, описывающие следующие энерготехнологии:

- Плазменно-энергетические технологии - система плазменного воспламенения и подсветки пылеугольного топлива и алло-автотермический газификатор “ААГ”, производящий синтез-газ. Рассматриваются две схемы использования алло-автотермического газификатора для децентрализованного теплоснабжения. По первой схеме от мощного «ААГ» газ подается на локальные теплофикационные установки (тепловые насосы или водогрейные котлы),

- По второй схеме ААГ малой мощности комбинируются с абсорбционными тепловыми насосами в локальных установках на месте потребления тепла - технология «Комби».

Для обеспечения сопоставимости вариантов для всех энерготехнологий, использующих в качестве сырья уголь, устанавливается верхняя граница интенсивности использования 200 тыс. тут угля, а тепловых насосов и КТУ верхней границей использования технологических способов является 0,5 млн. Гкал.

Анализ результатов по исходному и внедряемому вариантам приведены в таблице 3.5

Таблица 3.5. Прогноз топливно-энергетического баланса ОАО Гусиноозёрская ГРЭС после внедрения плазменных технологий 2010 год

Показатели	к 2010 году
Производство	Базовый вариант 2006 г.	После внедрения плазменных технологий
Энерготехнологии, млрд. кВтч	3,574	7,5 - 7,2
Тепла, млн. Гкал	0,334	0,9 - 1,9
В том числе:
ГО ГРЭС	0,9	0,1 - 0,2
АГГ	0	0,8 - 0,7
Комби (ААГ + тепловые насосы)	0	1,9

Республика не только полностью удовлетворяет свою потребность в электроэнергии, но и может поставлять ее в другие районы страны и на экспорт (порядка 1,5 млрд. кВтч). Производственные мощности Гусиноозёрской ГРЭС будут производить три четверти электроэнергии необходимой потребляемой Энергоёмкими предприятиями Республики Бурятия.

Структура используемого топлива, по-прежнему будет приходиться на уголь - 93 %, повысится доля использования каменного (Тугнуйского) угля.

Учет возможности использования новых энерготехнологий существенно меняет структуру производства электрической и тепловой энергии Гусиноозёрской ГРЭС за счет освоения тепловых насосов и алло-автотермических газификаторов.

В структуре котельно-печного топлива Бурятии появляется газ, доля которого составляет от 6,5 до 8 %, сокращая тем самым долю угля - до 90 - 88% и мазута - до 1,6 - 0,7%, т.е. практически до нуля (таблица 3.6).

Таблица 3.6. Прогнозная структура использования энергоресурсов в балансе котельно-печного топлива Бурятии в целом и по отдельным категориям потребителей

Потребители	Топливо всего, млн. т	Уголь %	Мазут %	Газ %	Прочие %
ТЭС	3,2-3,8	97,8-100			0-2,2
Котельные	0,5-0,8			87,0-100	0-13,0
Коммунально- бытовое хозяйство	0,4	80,8-100	0-19,2
Прочие	2,0	88,3	2,5		9,2
Переработка топлива	0,7-1,1	100,0
Итого	7,1-7,5	84,5-89,6	0,7-1,6	6,4-10,5	3,3-3,5

Такие изменения в структуре производства электроэнергии и тепла предприятия позволяют сократить общий расход топлива на 0.4 млн.тут и сэкономить от 1440 до 1520 млн. руб. приведенных затрат по сравнению с базовым вариантом.

В таблице 3.7 приведены оценки - данные, характеризующие эффективность энерготехнологий. Эти оценки представляют собой приведенные градиенты, полученные при оптимизации баланса топлива и показывающие, на сколько увеличится (положительные значения оценок) или уменьшится (отрицательные значения оценок) функциональные задачи при изменении на 1 интенсивности использования данного технологического способа.

Таблица 3.7. Ранжирование энерготехнологий на основе вариантных расчетов по БКПТ

	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3	Вариант 4	Средний
Технологии	Оценка	Оценка	Оценка	Оценка	Ранг
КТУ	90	86	37	45	6
ААГ	-107	-6	-493	-986	12,2
КОМБИ	-454	-280	-1170	-2050	13,8

Из данных таблицы 3.7 видно, что технология производства при использовании КТУ значительно проигрывают по эффективности технологиям с использованием плазменных газификаторов. Во всех вариантах расчетов эффективными являются технологии «ААГ» и особенно «Комби» (комбинирование ААГ с тепловыми насосами).

Расчеты показывают, что учет экономического ущерба от загрязнения окружающей среды в целом ранжировка технологий меняется незначительно.

Из рассмотрения в таблице 3.7 усредненных по вариантам расчетов рангов энерготехнологий (меньшие ранги у худших технологий) безусловное предпочтение следует отдать технологиям «ААГ» и «Комби» (средние ранги 12,2 - 13,8).

Из анализа результатов расчетов возможные масштабы освоения плазменных энерготехнологий на период до 2010 года оцениваются следующим образом:

На основе использования алло-автотермических газификаторов и тепловых насосов максимально можно производить до 3 млн. Гкал (58% от общего производства тепла в республике), полностью заменяя действующее котлотурбинное оборудование и обеспечивая прирост потребности в тепле. Потенциальный экономический эффект составит при этом от 135 до 220 млн. руб. приведенных затрат.

В силу того, что ОАО Гусиноозёрская ГРЭС является предприятием, ориентированным на производство в первую очередь электроэнергии, менее вероятным выглядит использование алло-автотермических газификаторов и тепловых насосов только для удовлетворения прироста потребности в тепле. В этом случае объем производства тепла на основе плазменных технологий будет на уровне 1 млн. Гкал (50 % от общего производства тепла), а потенциальный экономический эффект составит от 65 до 100 млн. руб. приведенных затрат. В тоже время мощности предприятия по производству электроэнергии не будут задействованы.

Учитывая структуру топливно-энергетического баланса и условий производства электроэнергии и тепла в Республике Бурятия следует стремиться к максимально возможному освоению алло-автотермических газификаторов и тепловых насосов для производства тепла и парогазовых установок с внутрицикловой газификацией угля для производства электроэнергии.

3.2 Оценка эффективности внедрения проекта

При оценке экономической эффективности энерготехнологий использовались технико-экономические характеристики. Стоимостные показатели альтернативных энергоносителей (тарифы на электроэнергию и тепло, цены на уголь, газ и мазут) принимались на основании прогнозов, сделанных в ИНЭИ и СЭИ РАН.

Ожидается, что при всех условиях внутренние цены на топливо в России к 2010 году придут в соответствие с мировыми ценами. Для такого крупного экспортера энергоресурсов, как Россия, верхняя граница цен на топливо и энергию не может превышать цены мирового рынка и должна формироваться по ценам основных для нас рынков - освоенного европейского рынка нефти и газа и перспективного азиатско-тихоокеанского рынка газа - за вычетом всех экспортных затрат, включая таможенные пошлины и транспортные издержки.