Оценка эффективности инвестиционного проекта строительство парогазовой установки мощностью 410 МВт

Подогрев теплоносителя (сетевой воды) для подогревателей газа осуществляется в теплофикационных водяных экономайзерах, устанавливаемых в конвективные шахты котлов энергоблоков №№ 9, 11. Для организации циркуляции сетевой воды в главном корпусе монтируются два сетевых насоса СЭ-500-70 и промежуточный бак.

На ГТРС установлена такая же автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП) как и на энергоблоке №10, также выполненная на базе программно-технического комплекса (ПТК) «Телеперм МЕ» производства фирмы «Siemens» (поставка АО «Интеравтоматика»). В состав комплекса входят три шкафа контроллеров AS-220, панель местного щита управления со встроенной рабочей станцией управления на базе промышленной ЭВМ. Установлены два релейных и два кроссовых шкафа для связи с датчиками параметров и схемами дистанционного управления, два источника бесперебойного питания. Для управления с БЩУ предусмотрены две рабочие станции на базе промышленных мини-ЭВМ. Так как технологическое оборудование и рабочие места оператора расположены в зданиях, удаленных друг от друга на 700 метров, контроллеры и рабочие станции размещены также в двух зданиях. Организованы две локальные сети, связь между которыми осуществляется по двум оптоволоконным линиям.

Для приготовления воды на технологические цели на Среднеуральской ГРЭС организован химический цех, который готовит воду для питания котлов - установка производительностью 400т/час для восполнения потерь конденсата в цикле всей станции, которая работает по схеме коагуляции - очистка на механических фильтрах - трехступенчатое HOH ионирование; а также для подпитки теплосети - установка производительностью 5200 т/час для механического осветления и химической обработки воды, поступающей на теплоснабжение. Источником водоснабжения для приготовления обессоленной воды для питания котлов является Исетское озеро. Для подпитки теплосети используется вода, поступающая из Волчихинского водохранилища.

Система технического водоснабжения оборотная с прудом - охладителем, образованным в истоке реки Исеть. Площадь пруда 25 квадратных километров. Подача воды на первую очередь происходит через водозаборное устройство по самотечному каналу к циркуляционным насосам, установленным непосредственно у турбогенераторов. Циркуляционной водой для второй очереди служит сбросная вода с конденсаторов первой очереди, забираемая из сбросного циркуляционного водовода.

Главная схема электрических соединений Среднеуральской ГРЭС включает в себя 10 блоков «генератор - трансформатор» и три распределительных устройства высокого напряжения 220, 110 и 35 кВ

На шины 110 кВ включено семь блоков, на шины 220 кВ - три блока. Связь между шинами 110 и 220 кВ осуществляется через автотрансформатор, который работает в блоке с турбогенератором № 7. Шины 35 кВ запитаны от третьих обмоток однофазных трехобмоточных трансформаторных групп турбогенераторов №1 и 2.

Распределительные устройства высокого напряжения открытого типа с двумя рабочими и одной обходной системами шин. Выключатели масляные типа У-220-10, У-110-8, МКП-35, разъединители РЛНД-220, РОН-110, РЗГ-35.

СУГРЭС может вырабатывать электроэнергию в 2-х режимах: теплофикационном и конденсационном.

Электрическая энергия выдается в энергосистему по десяти воздушным линиям напряжением 220 кВ, десяти линиям напряжением 110 кВ и трем линиям напряжением 35 кВ.

Среднеуральская ГРЭС поставляет тепловую энергию в ОАО «ТГК-9», которая доводит ее до потребителей городов Верхней Пышмы, Екатеринбурга, Березовского и в ООО «Теплоцентраль» для обеспечения теплоэнергией г.Среднеуральска. Свыше 90% поставок тепла потребляет бытовой сектор и около 4 % промышленные предприятия.

После вхождения Среднеуральской ГРЭС в ОАО «ОГК - 5» был выведен из состава ГРЭС ремонтно-строительный цех в самостоятельное предприятие филиал «РСП» ОАО «ОГК - 5» и автогараж.

С 15.07.09 г. Из состава ГРЭС был выведен персонал, связанный с уборкой служебных и производственных помещений в клининговую компанию.

В настоящее время среднесписочная численность персонала Среднеуральской ГРЭС составляет 793 человека.^[17]

Место СУГРЭС в системе станций

Таблица 2.1 - Станции Свердловской области

Станция	Уст. Эл.мощность, МВт	Доля от суммарной мощности станций,%		Уст. Тепловая мощность Гкал		Доля от суммарной мощности станций,%
Нижнетуринская ГРЭС	284	3		510		5
Ново-Свердловская ТЭЦ	550	6		890		9
Богословская ТЭЦ	141	1		1045		11
Качканарская ТЭЦ	50	0,4		352		3
Красногорская ТЭЦ	121	1		1006		10,7
Первоуральская ТЭЦ	36	0,3		967		10,3
Свердловская ТЭЦ	36	0,03		1430		15
Верхотурская ГЭС	7	0,008		-		-
Свердловские тепловые сети	-	-		700		7
Рефтинская ГРЭС	3800	46		350		3
Верхнетагильская ГРЭС	1497	18		480		5
Серовская ГРЭС	526	6		220		2
Среднеуральская ГРЭС	1181	14		1387		14
Итого	8229	100		9337		100

Ниже представленны диграммы, по которым можно проследить место Среднеуральской ГРЭС в системе станций региона в количественном соотношении по установленной тепловой и электрической мощности.

Рисунок 2.1 - Место СУГРЭС в системе по установленной эл. Мощности

Рисунок 2.2 - Место СУГРЭС в системе по установленной тепловой мощности

Исходя из данных, представленных в таблице 2.1. можно сделать вывод, что в процентном соотношении Среднеуральская ГРЭС занимает следующее место в системе станций области:

· По установленной электрической мощности - 14% от всех ГРЭС и ТЭЦ Свердловской области.

· По установленной тепловой мощности - 15% от всех ГРЭС и ТЭЦ Свердловской области.

Таким образом, можно сделать вывод, что филиал ОАО «ОГК-5» - Среднеуральская ГРЭС является крупным маневренным генерирующим объектом, который находится в 15 км от г. Екатеринбурга. Основное назначение - выработка электрической энергии и выдача ее по ВЛ - 35, 110 и 220 кВ; отпуск тепловой энергии на отопление и горячее водоснабжение потребителям городов: Екатеринбург, Верхняя-Пышма, Березовск и Среднеуральск. При этом по тепловой энергии необходимой для г. Екатеринбурга Среднеуральская ГРЭС покрывает до 50% от общего потребления, а по горячему водоснабжению до 38%, что еще раз подтверждает важную значимость СУГРЭС для области и ее дальнейшего развития.

Организационная структура предприятия приведена на рисунке 2.3. Данная структура характеризуется как линейно-функциональная, четырех уровневая структура. Линeйнo-фyнкциoнaльнaя cтpyктypa oбecпeчивaeт тaкoe paздeлeниe yпpaвлeнчecкoгo тpyдa, пpи кoтopoм линeйныe звeнья yпpaвлeния пpизвaны кoмaндoвaть, a фyнкциoнaльныe -- кoнcyльтиpoвaть, пoмoгaть в paзpaбoткe кoнкpeтныx вoпpocoв и пoдгoтoвкe cooтвeтcтвyющиx peшeний, пpoгpaмм, плaнoв.

Достоинства этого вида структур:

§ быстрое осуществление действий по распоряжениям и указаниям, отдающимся вышестоящими руководителями нижестоящим,

§ рациональное сочетание линейных и функциональных взаимосвязей;

§ стабильность полномочий и ответственности за персоналом.

§ единство и четкость распорядительства;

§ более высокая, чем в линейной структуре, оперативность принятия и выполнение решений;

§ личная ответственность каждого руководителя за результаты деятельности;

§ профессиональное решение задач специалистами функциональных служб. ^[16]

К основным недостаткам этой структуры можно отнести следующие:

§ Дублирование функций руководителя и функциональных специалистов в процессе управленческой деятельности

§ Недостаточная для больших предприятий, и предприятий, работающем на динамичном рынке, оперативность принятия решений

§ Нежелание руководителей брать на себя ответственность за принимаемые решения

§ Возникновение внутрипроизводственных барьеров, ограничивающих рамки заинтересованности функциональных подразделений в эффективном развитии производства

§ Разногласия между линейными и функциональными службами;

§ Противодействие линейных менеджеров работе функциональных специалистов

§ Неправильное толкование информации, передаваемой линейным исполнителям функциональными менеджерами

Таким образом, отмечаемые недостатки лежат не в плоскости конкретной линейной организационной структуры управления, а в плоскости организации работ предприятия, и могут быть устранены заменой части бюрократических элементов. Но это будет уже некоторая производная организационная структура.

Кроме того, под линейно-функциональной структурой часто понимают структуру, в которой предприятие разделена на несколько независимых линейных структурных подразделений, каждое из которых выполняет свои определенные функции, например, маркетинг, производство, и т.д. В этом случае структура имеет характеристики и линейной, и дивизиональной структуры (в зависимости от уровня делегирования полномочий). ^[16]

Область применения линейно функциональной структуры управления:

· средние и крупные промышленные предприятия, проектно-конструкторские и исследовательские организации, производственные и научные подразделения с численностью 500-3000 человек;

· эффективны там, где аппарат управления выполняет часто повторяющиеся, стандартные процедуры, производство носит характер массового или крупносерийного производства.

В целом, для ГРЭС данная структура является отработанной и эффективной.

На рисунке 2.3. приведена организационная структура Среднеуральской ГРЭС.

На рисунке 2.4. приведена принципиальная схема Среднеуральской ГРЭС. На схеме четко выделены все три очереди станции, которые соответствуют периодам ее развития.

Размещено на http://www.allbest.ru/

3

Рис.2.4 - Принципиальная схема Среднеуральской ГРЭС

Основные технико-экономические показатели работы СУГРЭС

Основные технико-экономические показатели работы СУГРЭС за период до 2010 года представлены ниже в таблице 2.2.

Так же представлена динамика изменения отпуска электроэнергии и теплоэнергии, коэффициента установленной мощности, удельного расхода топлива на производства электро- и теплоэнергии по СУГРЭС, себестоимость энергии. Некоторые показатели будут также представлены в следующих разделах.

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 показателям коэффициент использования установленной электрической мощности, выработка электроэнергии, отпуск теплоэнергии, удельный расход топлива на производство электро и теплоэнергии, себестоимость производства тепло и электроэнергии выполнен анализ изменения этих показателей в динамике за 2006-2009гг.

Перечисленные показатели можно разделить на две группы: первая группа - это показатели, не зависящие от внутренних факторов работы станции (коэффициент использования установленной электрической мощности, выработка электроэнергии, отпуск теплоэнергии). На данные показатели основное влияние оказывают внешние факторы, а именно потребность в тепле и электроэнергии, графики потребления, графики загрузки станции, которые определяются энергосистемой. Изменение этих показателей приведены на рисунках 2.5;2.6;2.7 и отражают ситуацию на рынках тепла и электроэнергии. Общим в динамике этих показателей является их постепенный рост, что и отражают построенные графики. Вторая группа показателей зависит от условий эксплуатации оборудования, определяет качество эксплуатации оборудования станции, профессионализм персонала. Это такие показатели как: выполнение задания по рабочей мощности, удельный расход топлива на производство электроэнергии и теплоэнергии себестоимость производства электроэнергии и теплоэнергии. Динамика Изменения этих показателей приведена на рисунке 2.8;2.9;2.10;2.11. Удельный расход топлива на производство электроэнергии за период 2006-2009 годов имеет устойчивую тенденцию к снижению, а вот на производство тепла мы отмечаем рост.

Себестоимость производства тепла и электроэнергии за период 2006-2009 гг имеет устойчивую тенденцию к росту. Динамик изменения себестоимости полностью повторяет динамику изменения топливной составляющей, т.е. рост себестоимости производства электро и теплоэнергии, повторяет рост цен на топливо.

Рисунок 2.6 - Отпуск э/энергии, млн кВтч^[17]

Рисунок 2.7 - Отпуск тепла с коллекторов, тыс. Гкал^[19]

Рисунок 2.8 - Удельный расход топлива на производство э/энергии, г/кВтч^[19]

Рисунок 2.9 - Удельный расход топлива на производство теплоэнергии, кг/Гкал^[17]

Рисунок 2.10 - Себестоимость производства эл/энергии, коп/кВтч^[19]

Рисунок 2.11 - Себестоимость производства теплоэнергии, руб/гКал^[17]

Таблица 2.3 - Фактическая калькуляция себестоимости производства электрической и тепловой энергии за 2009г., тыс.руб

Статьи затрат	Электрическая энергия	Тепловая энергия
Топливо на технологические цели	2099338,9	628968,7
Вода на технологические цели, в том числе:	18932,4	5776,5
Ремонтный фонд	6588,8	1784,5
Основная зарплата	35884,9	8213,2
Отчисления на социальные нужды	8638,9	1883,5
Расходы на содержание оборудования, в том числе:	147286,2	30860,1
Ремонтный фонд	98718,8	22263,6
Амортизация	53,9	16,6
Производственные расходы, в том числе:	57564,7	11275,4
Ремонтный фонд	21773,7	4368,9
Общепроизводственные расходы, в том числе:	287882,9	73226,5
Ремонтный фонд	4588,7	1192,5
Итого затрат, руб., в том числе:	2655529,1	760203,8
Постоянные	556190,2	131235,1
Ремонтный фонд	131669,9	29609,6
Отпуск эл.энергии, тыс.кВт.ч.; тепл.энергии, Гкал.	6345534	4191263
Себестоимость 1 ед. энергии коп./кВт;руб./Гкал, в том числе:	101,85	181,38
Топливная составляющая себестоимости 1 ед. энергии коп./кВт;руб./Гкал	80,08	150,07
Количество т.у.т., факт	1975903	582945
Цена 1 т.у.т., факт	1062,47	1078,95

Исходя из таблицы 2.3. Фактическая калькуляция себестоимости производства

электрической и тепловой энергии за 2009г., тыс.руб., видно, что основная затратная часть приходится на топливо что составляет около 80% от общей доли.

Анализ износа оборудования

Ниже представлены паспортные данные оборудования Среднеуральской ГРЭС, а так же уровень его износа.

Таблица 2.4 - Турбинное оборудование Среднеуральской ГРЭС

№	Тип и марка оборудования	Год ввода	Завод изготовитель	Nуст	Год достижения ПР	Год достижения ПР с учетом продления	Уровень износа,%
1	ДГА-12	Нд	Прочее	6,5	Нд	-	100
2	Р-16(50)-29/8,5	1936	ЛМЗ	16	1981	-	100
3	ПР-46(50)-29/8,5/0,25	1936	ЛМЗ	46	1982	-	100
4	Р-16(50)-29/1,2	1949	Сименс	16	1994	2018	100
5	Т-100-130	1965	ТМЗ	100	1995	2016	75
6	Т-100-130	1966	ТМЗ	100	1995	2009	78
7	Р-38-130/34	1966	ТМЗ	38	1995	2006	100
8	К-300-240-1	1969	ЛМЗ	300	2001	2010	100
9	Т-277(300)-240-1	1969	ЛМЗ	277	2006	2010	98
10	Т-277(300)-240-1	1970	ЛМЗ	277	2000	2009	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 износа основного котельного, турбинного, трансформаторного и генераторного оборудования Среднеуральской ГРЭС, можно сделать следующий вывод. Оборудование станции имеет предельно высокий уровень износа, что является на современном этапе развития станции наиболее важной и актуальной проблемой, которая требует срочного решения, а именно привлечение инвестиций для строительства и ввода в эксплуатацию нового оборудования с целью обновления и замены старого, а так же повышения конкурентоспособности предприятия.^[21]

2.2 Анализ финансово-экономического состояния предприятия

Так как Среднеуральская ГРЭС является филиалом ОАО «ОГК-5», представить сведения о прибыли и рентабельности продукции не представляется возможным.

Для анализа финансового состояния берутся данные бухгалтерской отчетности ОАО «ОГК-5», в состав которого входит Среднеуральская ГРЭС, за период с 2007 по 2009 гг.

Анализ структурных изменений баланса предприятия.

Для анализа сведем данные баланса предприятия за исследуемый период в укрупненную структуру баланса. Данные для анализа взяты по состоянию на 01 января каждого года: на 01.01. 2007 г - из баланса за 2007г, на 01.01.2008г - из баланса за 2008г, на 01.01.2009г - из баланса за 2009г.

В таблице 2.7 - представим активы, в таблице 2.8 - пассивы.

Таблица 2.7 - Баланс предприятия

АКТИВ	На 01.01.2007	На 01.01.2008	На 01.01.2009
	тыс.руб	процент	тыс.руб	процент	тыс.руб	процент
Внеоборотные активы (ВА)	32844 940	64,1%	39394 363	72,2%	48634 824	84,1%
Оборотные активы (ОА)	18408 785	35,9%	15163 488	27,8%	9185 632	15,9%
БАЛАНС	51253 725	100,0%	54557 851	100,0%	57820 456	100,0%

Из таблицы 2.7. видно, что валюта баланса за исследуемый период выросла с 51,253,725 тыс руб на конец 2006 года до 57,820,456 тыс.руб на конец 2008 года. Рост составил 6,566,731 тыс руб или 12,8%. ^[1]

За тот же период внеоборотные активы выросли с 32,844,940 тыс.руб до 48,634,824 тыс.руб, что составило 15,789,884 тыс.руб или 48,1%. Оборотные активы снизились с 18,408,785 тыс.руб до 9,185,632 тыс.руб, что составило 9,223,153 тыс.руб или 50,1%. Таким образом, внеоборотные активы росли опережающими темпами, тогда как оборотные активы снизились более, чем в два раза.

В результате внеоборотные активы на конец 2008 года составили в структуре баланса 84,1% по сравнению с 64,1% на конец 2006 года. Соответственно оборотные активы на конец 2008 года составили 15,9% по сравнению с 35,9% на конец 2006 года.

Резкое увеличение внеоборотных активов произвошло в результате присоединения к исследуемому предприятию ОАО «ОГК-5 Холдинг» в рамках реформирование Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России» в соответствии с принятой «Концепцией стратегии ОАО РАО «ЕЭС России» на 2003 - 2008 годы».

Сокращение оборотных активов произошло в основном из-за резкого снижения краткосрочных финансовых вложений, которые снизились с 13,052,210 тыс руб в 2006 году до 793,827 тыс.руб в 2008 году, т.е более чем в 16 раз.

Таблица 2.8 - Баланс предприятия

ПАССИВ	На 01.01.2007	На 01.01.2008	На 01.01.2009
	тыс.руб	процент	тыс.руб	процент	тыс.руб	процент
Собственный капитал (СК)	43548 418	85,0%	45282 299	83,0%	46823 889	81,0%
Заемный капитал (ЗК)	7705 307	15,0%	9275 552	17,0%	10996 567	19,0%
БАЛАНС	51253 725	100,0%	54557 851	100,0%	57820 456	100,0%

Из таблицы 2.8. видно, что собственный капитал за исследуемый период вырос с 43,548,418 тыс.руб до 46,823,889 тыс.руб, что составило 3,275,471 тыс.руб или 7,5%.^[1] За тот же период заемный капитал вырос с 7,705,307 тыс.руб до 10,996,567 тыс.руб, что составило 3,291,260 тыс.руб или 42,7%. Собственный капитал вырос в основном за счет увеличения нераспределенной прибыли, а рост заемного капитала произошел за счет получения кредитов под инвестиционные программы в соответствии с программой развития электроэнергетики, а также за счет увеличения кредиторской задолженности перед поставщиками и подрядчиками.

Существенным в изменении структуры заемного капитала является то, что долгосрочные заимствования были заменены краткосрочными. Долгосрочные займы и кредиты на 01.01.2007 года составляли 5,090,411 тыс.руб, а на 01.01.2009 года - 0 тыс.руб. Краткосрочные займы и кредиты на 01.01.2007 годы предприятие имело в сумме 530,566 тыс.руб, а на 01.01.2009 года - в сумме 6,982,582 тыс.руб.

Анализ финансовой устойчивости предприятия

Данные для анализа финансовой устойчивости и ликвидности предприятия представлены в Таблице 2.9.

Таблица 2.9 - Данные для анализа финансовой устойчивости

Наименование	01.01.07	01.01.08	01.01.09
показателя	тыс.руб	тыс.руб	тыс.руб
Внеоборотные активы (ВА)	32 844 940	39 394 363	48 634 824
Оборотные активы (ОА)	18 408 785	15 163 488	9 185 632
Валюта баланса (ВБ)	51 253 725	54 557 851	57 820 456
Собственный капитал (СК)	43 548 418	45 282 299	46 823 889
Вложенный капитал (ВК)	42 920 011	43 103 616	43 024 721
Накопленная прибыль (НП)	628 407	2 179 367	3 799 168
Заемный капитал (ЗК)	7 705 307	9 275 552	10 996 567
Долгосрочные обязат-ва (ДО)	5 221 475	6 174 243	949 003
Краткосрочные обязат-ва (КО)	2 483 832	3 101 309	10 047 564
Начислен износ осн средств (И)	2 991 211	5 049 402	7 481 360
Остат ст-ть осн средств (ОС)	29 526 303	30 555 669	32 195 629

Показатели финансовой устойчивости предприятия, полученные в результате расчета, собраны в таблице 2.10.

Таблица 2.10 - Показатели финансовой устойчивости предприятия

Показатель	Наименование показателя	01.01.07	01.01.08	01.01.09
ЧОК	- чистый оборотный капитал	15 924 953	12 062 179	-861 932
РА	- реальные активы	35 316 650	41 592 062	51 508 616
Кн	- коэффициент независимости	0,85	0,83	0,81
Ква	- коэффициент внеоборотных активов в валюте баланса	0,64	0,72	0,84
Кра	- коэффициент реальных активов в валюте баланса	0,69	0,76	0,89
Кз	- коэффициент соотношения собственных и заемных средств	0,18	0,20	0,23
Км	- коэффициент маневренности	0,37	0,27	-0,02
Кста	- доля собственных источников финансирования текущих активов	0,58	0,39	-0,20
Ки	- коэффициент износа	0,79	0,84	0,89
КС	- сумма собственных активов (книжная стоимость)	49 300 056	51 456 159	54 755 112

Коэффициент финансовой независимости с 2007 по 2009 год снижается с 0,85 до 0,81. Однако в течение всего периода выполняются условия К_н > К_ва и К_н > К_ра и значение коэффициента существенно превышает величину 0,5. Это говорит о том, что реальные активы финансируются из собственных средств. Значение коэффициента соотношения заемных и собственных средств растет, но по состоянию на 01.01.2009г составила 0,23. Это говорит о том, что для кредиторов предприятия риск минимален. Для полного удовлетворения требований кредиторов достаточно продажи пятой части имущества предприятия. Коэффициент износа стабильно растет год от года на 0,05. На нематериальные активы износ не начисляется, то есть весь износ - это износ основных средств. Амортизация не начисляется на земельные участки и объекты жилищного фонда. Таким образом коэффициент износа отражает состояние зданий, сооружений, передаточных устройств, машин и оборудования, участвующих в основном производственном процессе. Его рост говорит об увеличении затрат на содержание основных средств в рабочем состоянии. Из-за увеличения расходов на ремонт и простоев вышедшего из строя оборудования увеличивается стоимость производимой продукции и уменьшается рентабельность.

Темпы роста книжной стоимости составили в 2007 году 0,68, а в 2008 году - 1,07. Данный показатель растет, но в 2007 году был меньше единицы, а в 2008 году только ненамного превысил единицу. Это говорит о сохраняющейся тревожной нестабильной ситуации. О нестабильной финансовой ситуации говорят и показатели чистого оборотного капитала (ЧОК) и коэффициент маневренности (К_М), значения которых на 01.01.2009 года стали отрицательными.

Анализ ликвидности предприятия

Показатели ликвидности предприятия, полученные в результате расчета, собраны в таблице 2.11.

Таблица 2.11 - Показатели ликвидности предприятия

Показатель	Наименование показателя	01.01.07	01.01.08	01.01.09
Кол	- коэффициент общей ликвидности	7,41	4,89	0,91
Кал	- коэффициент абсолютной ликвидности	5,33	2,57	0,08
Кпл	- коэффициент промежуточной ликвидности	6,32	3,97	0,58
Котнл	- коэффициент относительной ликвидности	0,98	1,40	0,49
К1	- коэффициент текущей ликвидности	7,73	5,19	1,01
К2	- коэффициент обеспеченности собственными средствами	0,60	0,42	-0,09

Все показатели данной группы за исследуемый период показали негативную динамику.

Предприятие находится в хорошем финансовом состоянии при следующих значениях коэффициентов:

- общей ликвидности - от 2, 0 и выше;

- абсолютной ликвидности - от 0,2 до 0,3;

- быстрой ликвидности - от 0,8 до 1,2;

- текущей ликвидности - более 2,0;

- обеспеченности собственными средствами - более 0,1.

Как видно из представленной таблицы 5, резкое ухудшение показателей произошло в 2008 году, когда все они упали ниже нижних границ рекомендуемых диапазонов значений.

Коэффициент текущей ликвидности на начало 2009 года снизился до 1,01, хотя в 2007 и 2008 году имел значения соответственно 7,73 и 5,19, существенно превосходящее принятое для положительной оценки платежеспособности.

Коэффициент обеспеченности собственными средствами также в течение исследуемого периода неуклонно снижался и на начало 2009 года принял отрицательное значение.

Исходя из этого, можно сделать вывод о неудовлетворительной структуре баланса и неплатежеспособности предприятия.

Рассчитаем коэффициент восстановления платежеспособности на период 6 месяцев по формуле:

КЗ_восст = (К_1ф + 6 / Т х (К_1ф - К_1н)) / 2

Где К_1ф - фактическая величина К₁ (на конец отчетного периода);

К_1н - величина К₁ на начало отчетного периода;

Т - продолжительность отчетного периода в месяцах.

В результате расчета получается значение КЗвосст , равное -0,03. Это говорит о невозможности предприятия восстановить свою платежеспособность за 6 месяцев.

Анализ деловой активности предприятия

Показатели деловой активности предприятия, полученные в результате расчета, собраны в таблице 2.12. Для расчета показателей деловой активности вместе с балансом предприятия анализируется также и отчет о прибылях и убытках.

Таблица 2.12 - Показатели деловой активности предприятия

Показатель	Наименование показателя	01.01.07	01.01.08	01.01.09
Коа	общий коэффициент оборачиваемости активов	0,60	0,63	0,76
Кодз	коэффициент оборачиваемости дебиторской задолженности	17,57	9,88	9,22
ПОдз	период оборота дебиторской задолженности в днях, где Т -год (360 дней)	21	37	40
Кокз	коэффициент оборачиваемости кредиторской задолженности	18,43	12,24	12,79
ПОкз	период оборота кредиторской задолженности в днях, где Т -год (360 дней)	21	30	29
Коз	коэффициент оборачиваемости запасов и затрат	10,83	9,71	11,79
ПОз	период оборота запасов и затрат в днях, где Т -год (360 дней)	35	39	32
ОЦ	продолжительность "затратного" или "операционного" цикла	56	76	72
ЧЦ	продолжительность "чистого" или "финансового" цикла	35	46	43

Как видно из анализа, за исследуемый период произошло увеличение общего коэффициента оборота активов, а также коэффициента оборачиваемости запасов и затрат. Это привело к увеличению продолжительности «операционного» цикла с 56 до 72 дней.

Причиной стало увеличение стоимости материальных затрат в себестоимости.

Анализ рентабельности активов предприятия

Показатели рентабельности активов предприятия, полученные в результате расчета, собраны в таблице 2.13. Для расчета показателей рентабельности активов вместе с балансом предприятия анализируется также и отчет о прибылях и убытках.

Таблица 2.13 - Показатели рентабельности активов предприятия

Показатель	Наименование показателя	01.01.07	01.01.08	01.01.09
Рр	расчетная традиционная рентабельность производства по реализованной продукции	3,6%	6,6%	5,8%
Ра(бп) = РОА	экономическая рентабельность активов по балансовой прибыли	2,1%	3,8%	4,0%
Ра(нрэи)	экономическая рентабельность активов по НРЭИ	2,5%	4,6%	4,6%
Ра(брэи)	экономическая рентабельность активов по БРЭИ	9,5%	14,1%	17,9%
Км	рентабельность оборота или коммерческая маржа	3,5%	6,1%	5,2%
Рск = РОЕ	экономическая рентабельность активов по балансовой прибыли	1,3%	4,0%	3,3%
Кг	отношение рентабельности собственного капитала к рентабельности активов	0,62	1,04	0,84
Кго	промежуточное отношение, где Но - налоговая ставка по налогу на прибыль	0,89	0,92	0,94
Ктн	коэффициент тяжести налообложения прибыли	0,70	1,13	0,89

Налоговая ставка по налогу на прибыль в исследуемом периоде составляла 24%.

Как видно из таблицы, рентабельность производства по реализованной продукции, экономическая рентабельность активов растут из года в год.

Рентабельность оборота или коммерческая маржа, рентабельность активов по балансовой прибыли, а также отношение рентабельности собственного капитала к рентабельности активов хотя и выросла за 2 года с 2006 по 2008 год, однако в 2008 году произошло уменьшение данных показателей к 2007 году.

Анализ изменения величины прибыли на общую сумму активов (ROA) по формуле Дюпона показывает, что при стабильном росте коэффициента оборачиваемости активов (2006г - 0,60, 2007г - 0,63, 2008г - 0,76) прибыль на единицу продаж стабильного роста не показывает (2006г - 0,03, 2007г - 0,06, 2008г - 0,05), т.е. при росте коэффициента оборачиваемости активов в 2008 году прибыль на единицу продаж упала. Однако это не говорит о неэффективной стратегии предприятия, т.к. обычно увеличить оба показателя одновременно не удается. В данном случае предприятие, выбрав в качестве основного направления увеличение коэффициента оборачиваемости, добилось стабильного роста прибыли на общую сумму активов (ROA) в исследуемом периоде.

Так как в исследуемом периоде коэффициент тяжести налогообложения меньше единицы, это свидетельствует о превышении предприятием различных установленных нормативов, в данном случае процентов по кредитам. Однако коэффициент растет и близок к единице. Это означает, что предприятие ведет работу по уменьшению сверхнормативных расходов и смогло получить кредиты по низким процентным ставкам.

Итак, по результатам анализа финансовых коэффициентов можно сделать следующий вывод. Хотя рентабельность предприятия в период с 2006 по 2008 годы увеличивается и предприятие старается уменьшить налоговую нагрузку, коэффициент независимости уменьшается, а коэффициент соотношения собственных и заемных средств растет. Также ухудшаются и показатели ликвидности.

Данная ситуация вызвана резким увеличением внеоборотных активов, а также привлечением заемных средств для выполнения инвестиционных программ.

Выход из сложившейся ситуации видится в дальнейшем увеличении рентабельности активов, для чего необходимо увеличивать выручку от реализованной электроэнергии. Это произойдет после пуска строящихся новых агрегатов на Среднеуральской и Рефтинской ГРЭС. В настоящее время необходимо снижать затраты на техническое обслуживание производственного оборудования, для чего сокращать количество выходов оборудования из строя, в случае выхода из строя сокращать время простоя за счет ускорения ремонта без потери его качества. Так как затраты на ремонт и потери от простоя оборудования существенно выше затрат на текущие профилактические работы, необходимо построить эффективную систему мотивации оперативного персонала. Система показателей для премирования может включать в себя показатели эффективного использования установленной мощности, безаварийности работы энергооборудования, бесперебойности энергоснабжения. Эти показатели необходимо связать с общими показателями деятельности предприятия.

Интегральные показатели финансового состояния предприятия

Для комплексной характеристики финансового состояния предприятия используются интегральные показатели. Среди интегральных показателей широкое распространение получила многофакторная модель Э.Альтмана для расчетов индикатора вероятности банкротства.

Также рассчитаем ликвидационную стоимость предприятия и рассмотрим матрицу финансовой стратегии.

Индикаторы вероятности банкротства предприятия

Полученные интегральные показатели финансового состояния предприятия приведены в таблице 2.14.

Так как рыночная стоимость акций предприятия не учитывается в отчетности предприятия, т.е. отклонения в цене по строке добавочного капитала не отражаются, а узнать цену акции на рынке в даты на конец каждого отчетного периода не представляется возможным, то пятифакторную модель Альтмана рассматривать не будем.

Четырехфакторная модель Альтмана имеет вид:

Z = 6,51 * (ЧОК / А) + 3,26 * (РК / А) + 6,76 * (НРЭИ / А) + 1,05 * (УКоб / ЗК)

Существуют адаптированные к российским условиям две модификации четырехфакторной модели Альтмана:

Z* = 1,2 * (ЧОК / А) + 3,3 * (БП / А) + (В / А) + (СК / А)

Z** = 1,2 * (ЧОК / А) + 3,3 * (БП / А) + (В / А) + (ВК / ЗК)

Где: ЧОК чистый оборотный капитал

РК- резервный капитал

НРЭИ- нетто-результат эксплуатации инвестиций

УКоб- номинальная стоимость обыкновенных акций

ВК- вложенный капитал

СК- собственный капитал

ЗК- заемный капитал

БП- балансовая прибыль

В- выручка

А- активы предприятия

Таблица 2.14 - Интегральные показатели финансового состояния предприятия

Показатель	01.01.07	01.01.08	01.01.09
ЧОК	15 924 953	12 062 179	-861 932
РК	221 667	250 214	340 425
НРЭИ	1 088 400	2 413 142	2 573 358
УКоб	35 371 686	35 371 898	35 371 898
К	42 920 011	43 103 616	43 024 721
СК	43 548 418	45 282 299	46 823 889
ЗК	7 705 307	9 275 552	10 996 567
А	51 253 725	54 557 851	57 820 456
Z	7,03	5,77	3,61
Z4*	1,79	1,83	1,66
Z4**	1,77	1,79	1,60

Согласно четырехфакторной модели Альтмана при Z > 2,6 предприятие имеет устойчивое финансовое положение, а при Z < 1,1 - высока вероятность банкротства.

Также при Z4* > 3 и при Z4** > 3 предприятие имеет устойчивое финансовое положение, а при Z4* < 1 и при Z4** < 1 - высока вероятность банкротства.

Оценивая результаты расчета, приведенные в таблице 8, видим, что по оригинальной четырехфакторной модели Альтмана предприятие имеет устойчивое финансовое положение.

Однако, если при рассмотрении адаптированных к российским условиям четырехфакторных моделей Альтмана, увидим, что финансовая устойчивость предприятия неуклонно снижается. При этом с каждым годом показатели уменьшаются, приближаясь к единице, увеличивая тем самым риск вероятности банкротства.

Оценка ликвидационной стоимости предприятия

Произведем оценку ликвидационной стоимости предприятия по формуле Д.Уилкокса:

ЛС = (ДЗ + КФВ + З + ДС) + 0,7 * РБП + 0,5 * СК, где

ДЗ - дебиторская задолженность

КФВ - краткосрочные финансовые вложения

З - запасы

ДС - денежные средства; РБП- расходы будущих периодов

Результаты расчета ликвидационной стоимости предприятия и отношения ликвидационной стоимости к активам приведены в таблице 2.16.

Таблица 2.16 - Результаты расчета ликвидационной стоимости предприятия

Показатель	01.01.07	01.01.08	01.01.09
ЛС	41 109 124	38 829 911	33 508 887
ЛС / А	0,80	0,71	0,58

С каждым годом ликвидационная стоимость предприятия падает.

Это означает увеличение рисков владельцев предприятия со временем получить все меньшую стоимость за предприятие при его ликвидации и распродаже его активов и долгов.

Матрица финансовой стратегии и результат финансово - хозяйственной деятельности предприятия

Результат финансово-хозяйственной деятельно (РФХД) равен сумме результатов хозяйственной (РХД) и финансовой (РФД) деятельности предприятия.

Результат хозяйственной деятельности рассчитывается по формуле:

РХД = НРЭИ - изм ФЭП - изм ВА* - изм Фспец, где

НРЭИ- нетто-результат эксплуатации инвестиций

ФЭП - финансово-эксплуатационные потребности предприятия

ВА* - внеоборотные активы без долгосрочных финансовых вложений

Фспец - фонды специального назначения

Результат финансовой деятельности рассчитывается по формуле:

РФД = изм КБ - % - изм ДФВ - изм (СК* - Фспец) - Нпр - ОС, где

КБ- кредиты банков и другие заемные средства

% - проценты к уплате

СК* - собственный капитал за вычетом переоценки

Нпр - налог на прибыль

ДФВ - долгосрочные финансовые вложения

Результаты расчетов РХД, РФД и РФХД приведены в таблице 2.17.

Таблица 2.17 - Результаты расчетов РХД, РФД и РФХД

Показатель	01.01.07	01.01.08	01.01.09
РХД		952 436	-1 497 467
РФД		-1 080 604	-7 895 192
РФХД		-128 168	-9 392 659

На основании полученных значений построим матрицу финансовой стратегии.

Таблица 2.18 - Первая матрица по результатам 2008 года

	РФД < 0	РФД = 0	РФД > 0
РХД > 0	Х
РХД = 0
РХД < 0

Таблица 2.19 - Вторая матрица по результатам 2009 года

	РФД < 0	РФД = 0	РФД > 0
РХД > 0
РХД = 0
РХД < 0	Х

Как видно из построенных матриц предприятие в 2008 году находилось в зоне успехов, а в 2008 году переместилось в самый кризисный квадрат зоны дефицита ликвидных средств.

Вывод: В целом по результатам проведенного анализа финансового состояния предприятия получается следующая картина.

За период с 2006 года по 2009 год сальдо баланса выросло. Однако это сопровождалось изменением структуры баланса - росли внеоборотные активы и уменьшались оборотные активы, рост заемного капитала превышал рост собственного капитала. Выросло отношение заемных средств к собственным.

Финансовая независимость предприятия уменьшилась. Все показатели ликвидности показывают негативную динамику. Произошло увеличение продолжительности производственного цикла, что является негативным фактором для предприятия.

Увеличилась дебиторская и кредиторская задолженность предприятия.

Хотя рентабельность производства по реализованной продукции и экономическая рентабельность активов выросли, рентабельность оборота (коммерческая маржа) показала тенденцию к уменьшению 2008 года к 2007 году. Это значит, что увеличение себестоимости происходило опережающими темпами.

Таким образом, анализ финансовых показателей и интегральных показателей финансового состояния показал существенное ухудшение финансового состояния на предприятии за период с 2006 года по 2008 год.

Анализ основной деятельности

Несмотря на то, что Среднеуральская ГРЭС является филиалом ОАО «ОГК-5», предприятие имеет в своей организационной структуре ПЭО и производит анализ производственной деятельности.^[1]

Основные производственные показатели работы СУГРЭС за 2008 год представлены в Таблице 2.24.

Таблица 2.20 - Основные производственные показатели работы СУГРЭС за 2008

№ п/п	Показатели	Значение
1.	Производственные показатели
1.1	Установленная эл.мощность, МВт.	1 181,5
1.2	Выполнение задания по рабочей мощности, МВт	785,0
1.3	Коэффициент использования установленной эл.мощности, %	55,51
1.4	Выработка эл.энергии, млн.кВт.ч.	5 872,8
1.5	Отпуск теплоэнергии, тыс.Гкал.	4 462,8
1.6	Удельный расход топлива на производство эл.энергии, г/кВт.ч.	308,7
	в том числе:
1.6.1	неблочная часть	295,7
1.6.2	блоки 300 МВт.	315,7
1.7	Удельный расход топлива на производство теплоэнергии, кг/Гкал.	138,3
	в том числе:
1.7.1	неблочная часть	136,0
1.7.2	блоки 300 МВт.	147,5
1.8	Экономия топлива, т у.т. (-)экономия, (+)перерасход	-2 010,0
1.9	Экономия электроэнергии, т у.т. (-)экономия, (+)перерасход	-1717
1.10	Выполнение лимитов выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, тонн	9 051,3

Экономические показатели собраны в таблицу работы за 2007 и 2008 годы и представлены в Таблице 2.25 и Таблице 2.26 соответственно.

Таблица 2.21 -Фактическая калькуляция себестоимости производства электрической и тепловой энергии за 2008 г., тыс.руб.

Статьи затрат	Электрическая энергия	Тепловая энергия
Топливо на технологические цели	1 825 512,00	462 476,90
Вода на технологические цели	15 392,20	4 696,40
в том числе:
Ремонтный фонд	3 327,70	879,00
Основная зарплата	26 779,80	6 129,25
Отчисления на социальные нужды	6 446,90	1 405,60
Расходы на содержание оборудования	75 531,40	15 825,70
в том числе:
Ремонтный фонд	49 359,40	11 131,80
Амортизация	49,00	16,60
Производственные расходы	32 894,10	6 443,09
в том числе:
Ремонтный фонд	11 109,00	2 162,80
Общепроизводственные расходы	210 133,50	52 680,90
в том числе:
Ремонтный фонд	2 305,80	605,30
Итого затрат, тыс.руб.	2 192 689,90	549 657,84
в том числе:
Постоянные	367 177,90	87 180,94
в том числе:
Ремонтный фонд	66 101,90	14 778,90
Отпуск эл.энергии, тыс.кВт.ч.; тепл.энергии, Гкал.	5 675 790,00	3 913 410,00
Себестоимость 1 ед. энергии коп./кВт;руб./Гкал, в том числе:	78,63	140,45
Топливная составляющая себестоимости 1 ед. энергии коп./кВт;руб./Гкал	72,16	118,18
Количество т у.т., факт	1 765 456,00	544 301,00
Цена 1 т у.т., факт (руб)	1 034,02	849,67

Таблица 2.22 -Фактическая калькуляция себестоимости производства электрической и тепловой энергии за 2008 г., тыс.руб.

Статьи затрат	Электрическая энергия	Тепловая энергия
Топливо на технологические цели	2 099 338,90	628 968,70
Вода на технологические цели	18 932,40	5 776,50
в том числе:
Ремонтный фонд	6 588,80	1 784,50
Основная зарплата	35 884,90	8 213,20
Отчисления на социальные нужды	8 638,90	1 883,50
Расходы на содержание оборудования	147 286,20	30 860,10
в том числе:
Ремонтный фонд	98 718,80	22 263,60
Амортизация	53,90	16,60
Производственные расходы	57 564,70	11 275,40
в том числе:
Ремонтный фонд	21 773,70	4 368,90
Общепроизводственные расходы	287 882,90	73 226,50
в том числе:
Ремонтный фонд	4 588,70	1 192,50
Итого затрат, тыс.руб.	2 655 528,90	760 203,90
в том числе:
Постоянные	556 190,20	131 235,10
в том числе:
Ремонтный фонд	131 670,00	29 609,50
Отпуск эл.энергии, тыс.кВт.ч.; тепл.энергии, Гкал.	6 345 534,00	4 191 263,00
Себестоимость 1 ед. энергии коп./кВт;руб./Гкал, в том числе:	91,85	181,38
Топливная составляющая себестоимости 1 ед. энергии коп./кВт;руб./Гкал	63,08	150,07
Количество т у.т., факт	1 975 903,00	582 945,00
Цена 1 т у.т., факт (руб)	1 062,47	1 078,95

Из приведенных данных видно, что общие затраты в 2008 году по сравнению с 2007 годом выросли:

- на производство электроэнергии на 21,1%,

- на производство теплоэнергии на 38,3%.

В структуре затрат наиболее существенную часть занимают затраты на топливо. Затраты на топливо для производства электроэнергии составили в 2008 году - 83,3%, а в 2009 году - 79,1% от общей суммы затрат. Затраты на топливо для производства теплоэнергии составили в 2008 году - 84,1%, а в 2009 году - 82,7% от общей суммы затрат.

Однако наибольший рост в относительных величинах продемонстрировали затраты на ремонт и содержание оборудования:

- рост затрат на ремонт в общей сумме затрат составил 100,3%,

- рост затрат на содержание оборудования составил 95%.

В то же время затраты на топливо в относительных величинах выросли гораздо меньше:

- на производство электроэнергии на 15%,

- на производство теплоэнергии на 36%.

В натуральных показателях (в тоннах условного топлива - т у.т.) расход топлива увеличился:

- на производство электроэнергии на 11,9%,

- на производство теплоэнергии на 7,1;.

В результате себестоимость 1 ед. электроэнергии выросла на 8,3% с 38,63 коп/кВт в 2008 году до 41,85 коп/кВт в 2008 году, а себестоимость 1 ед. теплоэнергии выросла на 29,1% с 140,45 руб/Гкал до 181,38 руб/Гкал.

Среднеотпускные тарифы на теплоэнергию за 1 ед. составляли в 2007 году - 166,10 руб/Гкал и в 2008 году - 199,09 руб/Гкал.

Соответственно среднеотпускные тарифы на электроэнергию за 1 ед. в 2007 году составляли - 42,94 коп/кВт и в 2008 году - 47,46 коп/кВт.

Проанализируем составляющие затрат.

В 2008 году общая сумма затрат на электроэнергию составила 2 192 689,90 тыс.руб, из них:

- постоянные затраты - 367 177,90 тыс.руб;

- переменные затраты - 1 825 512,00 тыс.руб.

В 2009 году общая сумма затрат на электроэнергию составила 2 655 528,90 тыс.руб, из них:

- постоянные затраты - 556 190,20 тыс.руб;

- переменные затраты - 2 099 338,70 тыс.руб.

Также и затраты на теплоэнергию составили общую сумму 549 657,84 тыс.руб в 2008 году, из них:

- постоянные затраты - 87 180,94 тыс.руб;

- переменные затраты - 462 476,90 тыс.руб.

В 2009 году затраты на теплоэнергию составили общую сумму 760 203,90 тыс.руб, из них:

- постоянные затраты 131 235,10 тыс.руб;

- переменные затраты - 628 968,80 тыс.руб.

После проведения анализа затрат на переменные и постоянные видно, что переменными затратами являются только затраты по статье «Топливо на технологические цели».

Найдем точку безубыточности по 2008 году.

Формула точки безубыточности при производстве двух продуктов имеет следующий вид:

Q1 * C1 + Q2 * C2 + F = Q1 * P1 + Q2 * P2, где

Q1 - количество ед. электроэнергии,

Q2 - количество ед. теплоэнергии,

F - сумма постоянных затрат,

P1 - цена 1 ед. электроэнергии,

P2 - цена 1 ед. теплоэнергии,

C1 - себестоимость 1 ед. электроэнергии,

C2 - себестоимость 1 ед. теплоэнергии,

Для упрощения данной формулы примем следующие допущения, что электроэнергия и теплоэнергия отпускаются из соотношения фактического отпуска единиц электроэнергии к единицам теплоэнергии.

Для 2007 года получим Q1 = 1,45 х Q2, а для 2008 года получим Q1 = 1,51 х Q2 соответственно.

Получаем в результате расчетов, что в 2008 году для достижения точки безубыточности необходимо было отпустить 10 368 тыс.кВт.ч электроэнергии и 7 150 Гкал по установленным среднеотпускным ценам 2007 года.

Соответственно в 2009 году для достижения точки безубыточности необходимо было отпустить 14 767 тыс.кВт.ч электроэнергии и 9 719 Гкал по установленным среднеотпускным ценам 2009 года. Весь последующий отпуск энергии приносит предприятию доход.

Таким образом, по результатам выполненного анализа современного состояния предприятия, можно сделать следующие выводы:

1. Среднеуральская ГРЭС является важным объектом Уральской энергетики, так как выполняет социальную и производственную функцию, обеспечивает коммунальных и промышленным потребителей города Екатеринбурга, Верхней Пышмы и Среднеуральска теплом и электроэнергией.

2. Финансово-экономические показатели работы станции заставляют принять во внимание тот факт, что комплексные показатели оценки ее финансового состояния имеют тенденцию ухудшения.

3. Износ оборудования, как физический, так и моральный, в основном составляет 100%.

Подводя итоги анализа современного состояния станции, можно выделить следующую наиболее важную и острую проблему - крайне высокий уровень износа оборудования, что видно исходя из анализа оборудования станции. Износ в основном по оборудования станции колеблется от 80 до 100%. Следовательно, необходима срочная модернизация станции с целью улучшения финансово-экономического положения и повышения конкурентоспособности предприятия, а так же стабильности функционирования ГРЭС. Поэму актуальность проекта ПГУ-410 является очевидной для станции, как наиболее эффективный способ обновления оборудования, повышения мощности станции и улучшению экономического положения на предприятии.

2.3 Обзор использования парогазовых установок в энергетике

Парогазовая установка -- электрогенерирующая станция, служащая для производства тепло- и электроэнергии. Отличается от паросиловых и газотурбинных установок повышенным КПД.

Принцип действия парогазовой установки.

Парогазовая установка состоит из двух отдельных установок: паросиловой и газотурбинной. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности (мазут, солярка). На одном валу с турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газотурбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из газотурбины все ещё имеют высокую температуру. С выхода из газотурбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500 градусов по Цельсию позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер). Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор. Существуют парогазовые установки, у которых паровая и газовая турбины находятся на одном валу, в этом случае устанавливается только один генератор.^[1]

Особенности парогазовой установки

· Парогазовые установки имеют электрический КПД порядка 51--58 %, в то время как у работающих отдельно паросиловых или газотурбинных установок он колеблется в районе 35--38 %. Благодаря этому не только снижается расход топлива, но и уменьшается выброс парниковых газов.

· Поскольку парогазовая установка более эффективно извлекает тепло из продуктов сгорания, можно сжигать топливо при более высоких температурах, в результате уровень выбросов оксида азота в атмосферу ниже чем у установок других типов.

· Существенно меньший расход воды по сравнению с классическими паровыми установками.

· Относительно низкая стоимость производства.

· При помощи парогазовой установки возможно экологически чистое избавление от органических загрязнений поверхности, утилизация, переработка (ресайклинг) отходов и материалов.

· При парогазовом обжиге в атмосферный воздух выбрасываются газы без сажи.

· Меньший межремонтный ресурс газовой турбины по сравнению с паровой.

· Более сложный в обслуживании комплекс оборудования

Применение на электростанциях

Несмотря на то, что преимущества парогазового цикла были впервые доказаны еще в 1950-х годах, этот тип энергогенерирующих установок не получил в России широкого применения. В СССР были построены несколько экспериментальных ПГУ. Примером могут служить энергоблоки мощностью 170 МВт на Невинномысской ГРЭС и мощностью 250 МВт на Молдавской ГРЭС. В последние годы в России введены в эксплуатацию ряд мощных парогазовых энергоблоков. Среди них:

· 2 энергоблока мощностью 450 МВт каждый на Северо-западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге;

· 1 энергоблок мощностью 450 МВт на Калининградской ТЭЦ-2;

· 1 ПГУ мощностью 220 МВт на Тюменской ТЭЦ-1;

· 2 ПГУ мощностью 450 МВт на ТЭЦ-27 и 1 ПГУ на ТЭЦ-21 в Москве;

· 1 ПГУ мощностью 325 МВт на Ивановской ГРЭС;

· 2 энергоблока мощностью 39 МВт каждый на Сочинской ТЭС.

В Европе и США подобные установки функционируют на большинстве тепловых электростанций.

История парогазового цикла в России. Перспективы развития

Во всем мире прогресс в теплоэнергетике связывают с решением задач по повышению эффективности, экологичности, снижению материало- и капиталоемкости, повышению надежности и эксплуатационных свойств энергетических установок тепловых электростанций.

Одним из признанных направлений по реализации поставленных задач является широкое внедрение в энергетику комбинированных парогазовых установок (ПГУ). В энергетическом секторе, использующем в качестве топлива природный газ или жидкое топливо, приоритет использования парогазовых установок хорошо известен.^[10]