2. В качестве источников света при искусственном освещении применяются преимущественно люминесцентные лампы типа ЛБ и компактные люминесцентные лампы (КЛЛ).

3. Кроме того, для освещения помещения используются светильники с зеркальными параболическими решетками.

4. Коэффициент запаса для осветительных установок общего освещения равен 1,4, в соответствии с установленными нормативами.

5. Коэффициент пульсации составляет приблизительно 2%, и не превышает установленные 5%.

6. Для обеспечения нормируемых значений освещенности в помещении проводится чистка стекольных рам и светильников не реже двух раз в год, а также своевременная замена перегоревших ламп.

Общие требования к организации рабочих мест пользователей ПЭВМ:

1. Экран видеомонитора находится от глаз пользователя на расстоянии 650 мм (норматив 600-700 мм)

2. Поверхность рабочего стола максимально удовлетворяет всем установленным нормативам с коэффициентом отражения 0,55 (норматив 0,5-0,7) , а его конструкция, учитывая ширину в 1200 мм, глубину 1000 мм и высоту, равную 725 мм обеспечивает оптимальное размещение на рабочей поверхности используемого оборудования с учетом его количества и конструктивных особенностей выполняемой работы.

3. Рабочее место пользователя оборудовано подставкой для ног, с шириной в 350 мм, глубиной 400 мм.

4. Конструкция рабочего стула (кресла) обеспечивает поддержание рациональной рабочей позы в процессе работы на ПЭВМ и позволяет изменять позу с целью снижения статического напряжения мышц шейно-плечевой области и спины для предупреждения развития утомления.

5. Рабочий стул (кресло) оснащен подъемно-поворотным механизмом, что позволяет регулировать высоту и угол наклона сиденья и спинки, а также расстоянию спинки от переднего края сиденья.

6. Поверхность сиденья и спинки является полумягкой, с нескользящим, слабо электризующимся и воздухопроницаемым покрытием, что в свою очередь обеспечивает легкую очистку от загрязнений.

7. Клавиатура располагается на поверхности стола на расстоянии 250 мм от края, обращенного к пользователю, кроме того, рабочий стол оборудован специальной отделенной от основной столешницы, подставкой, регулируемой по высоте рабочей поверхности.

4.3 Пожарная безопасность

Пожарная безопасность - состояние объекта, при котором исключается возможность пожара, а в случае его возникновения предотвращается воздействие на людей опасных факторов пожара и обеспечивается защита материальных ценностей.

Противопожарная защита - это комплекс организационных и технических мероприятий, направленных на обеспечение безопасности людей, на предотвращение пожара, ограничение его распространения, а также на создание условий для успешного тушения пожара.

Пожарная безопасность обеспечивается системой предотвращения пожара и системой пожарной защиты. Во всех помещениях имеется «План эвакуации людей при пожаре», регламентирующий действия персонала в случае возникновения очага возгорания и указывающий места расположения пожарной техники. В каждом отдельном кабинете назначен ответственный по пожарной безопасности, которые действуют в соответствии с Инструкцией по содержанию и применению первичных средств пожаротушения, утвержденной на ОАО «Энел» «ОГК-5» филиал «Среднеуральская ГРЭС».

Пожары в организациях, где используются ПЭВМ, представляют особую опасность, так как сопряжены с большими материальными потерями. Как известно пожар может возникнуть при взаимодействии горючих веществ, окисления и источников зажигания. В помещениях, где расположены работающие ПЭВМ, присутствуют все три основные фактора, необходимые для возникновения пожара.

Горючими компонентами в этом случае являются строительные материалы для акустической и эстетической отделки помещений, перегородки, двери, полы, перфокарты и перфоленты, изоляция кабелей и др. Источниками зажигания могут быть электронные схемы от ПЭВМ, приборы, применяемые для технического обслуживания, устройства электропитания, кондиционирования воздуха, где в результате различных нарушений образуются перегретые элементы, электрические искры и дуги, способные вызвать загорания горючих материалов. В современных ПЭВМ очень высока плотность размещения элементов электронных схем. В непосредственной близости друг от друга располагаются соединительные провода, кабели. При протекании по ним электрического тока выделяется значительное количество теплоты. При этом возможно оплавление изоляции. Для отвода избыточной теплоты от ЭВМ служат системы вентиляции и кондиционирования воздуха. При постоянном действии эти системы представляют собой дополнительную пожарную опасность. К средствам тушения пожара, предназначенных для локализации небольших загораний, относятся пожарные стволы, внутренние пожарные водопроводы, огнетушители, сухой песок, асбестовые одеяла и т. п. Для тушения пожаров на начальных стадиях применяются огнетушители. По виду используемого огнетушащего вещества огнетушители подразделяются на следующие основные группы.

· Пенные огнетушители, применяются для тушения горящих жидкостей, различных материалов, конструктивных элементов и оборудования, кроме электрооборудования, находящегося под напряжением.

· Газовые огнетушители применяются для тушения жидких и твердых веществ, а также электроустановок, находящихся под напряжением.

Основные принципы работы с первичными средствами пожаротушения:

Ш Первичные средства пожаротушения должны размещаться в легкодоступных местах и не должны быть помехой и препятствием при эвакуации персонала из помещений.

Ш Допускается установка огнетушителей в тумбах или шкафах, конструкция которых должна позволять визуально определить тип огнетушителя и осуществить быстрый доступ к нему для использования при пожаре.

Ш Использованные или неисправные огнетушители должны быть немедленно убраны (особенно после пожара) из защищаемого помещения, от технологического оборудования и производственных площадок и заменены исправными.

Ш Размещение огнетушителей и пожарного инвентаря, а также их количество не определяется проектом, а устанавливается руководством соответствующих подразделений объекта или организаций, на основании отраслевых правил пожарной безопасности.

Ш Пожарные щиты должны иметь габаритные размеры не менее 1200х600 мм и должны быть окрашены в соответствии с требованиями государственного стандарта.

Ш Допускается установка пожарных щитов в виде навесных шкафов с закрывающимися дверцами, которые должны позволять визуально определять вид хранящихся средств пожаротушения и инвентаря.

Ш Пожарные топоры, ведра и другой инвентарь предназначены для вскрытия конструкций или растаскивания горящих материалов.

Природопользование и охрана окружающей среды.

Выбросы в атмосферу

В настоящее время основными источниками загрязнений атмосферы на предприятии являются открытые стоянки автомобилей, маслохозяйство, перевалочные накопители с торфом, щебнем, отсевом.

Размеры санитарно-защитной зоны (СЗЗ) предприятий устанавливаются в соответствии с их санитарной классификацией, представленной в СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03. Согласно СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03. «Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и других объектов», 2003 г.Размер санитарно-защитной зоны для ОАО «Энел» «ОГК-5» филиал «Среднеуральская ГРЭС»- 100 метров от границ промплощадки.

Сброс загрязняющих веществ в водные объекты

Самостоятельный забор воды из поверхностных и подземных источников и сброс сточных вод в открытые водоемы предприятие осуществляет. Источником водоснабжения производственных подразделений Среднеуральской ГРЭС является Городской водопровод Муниципального предприятия водопроводно-канализационного хозяйства г. Среднеуральска.

Сброс хозяйственно-бытовых стоков осуществляется в сеть хозяйственно-бытовой канализации и самотеком в городской коллектор хозяйственно-бытовой канализации. Отвод ливневых стоков с территорий подразделений неорганизованный.

Условия и способы обращения с отходами. Сбор опасных отходов

В процессе своей деятельности Среднеуральская ГРЭС при производстве продукции сталкивается с опасными отходами. Работа с отходами регламентируется «Инструкцией по сбору, хранению и перевозке твердых бытовых отходов и мусора», «Инструкцией по охране труда при обращении с опасными отходами производства» и «Инструкцией по сбору, хранению, упаковке, транспортированию и приему ртутьсодержащих отходов».

Тарой для сбора, накопления и временного хранения твердых бытовых отходов являются контейнеры; жесткая, прочная, специальная упаковка типа ящика, имеющая специальное приспособление для удобства переноски, перегрузки, крепления и обеспечивающая сохранность содержимого при обычном воздействии факторов окружавшей среды. Не допускаются размещения в контейнерах для ТБО отходов 1,2,3 классов опасности - ламп ртутьсодержащих, промасленных материалов, а также других отходов запрещенных к размещению на свалке ТБО.

При сборе, перевозке, погрузке, хранении опасных отходов, учитываются особенности и степень опасности каждого вида отходов.

При перевозке жидких отходов следят за строго вертикальным положением тары (бочки, емкости пробками вверх), необходимо, чтобы тара была эффективно укупоренной. При перегрузке пылящих, навалочных отходов следует принять необходимые меры по предотвращению запыленности рабочих мест и окружающей территории.

4.4 Выводы

Опираясь на вышеприведенный анализ, нельзя недооценить значимость и актуальность обеспечения безопасности сотрудника и его рабочего места. Работа в энергетической отрасли связана с повышенным риском и высокой ответственностью за соблюдение правил техники безопасности. Только четкое следование инструкциям по проведению работ на производстве позволит сохранить жизнь и здоровье.

Рассмотрев все имеющиеся вредные факторы и сопоставив их нормативные значения с реальными, можно сделать вывод, что данное рабочее место отвечает всем необходимым требованиям, изложенным в нормативных документах. Рабочее помещение относится к категории "В" пожароопасных помещений. Оно отвечает требованиям и является безопасной с пожарной точки зрения.

Необходимая освещенность рабочего места в рабочие часы обеспечивается естественным и искусственным освещением. Микроклимат на рабочем месте вполне удовлетворяет всем нормам в зимний период и в теплое время года. Также проанализирована возможность возникновения чрезвычайной ситуации и меры по обеспечению безопасности людей.

Таким образом, рабочие места сотрудников полностью соответствуют требованиям безопасности, изложенным в соответствующих нормативных документах.

Подводя итог, можно сказать, что организация безопасного труда всего персонала компании постоянно находится в центре внимания руководства Среднеуральской ГРЭС. Рабочие места на производстве ежедневно проверяются инженером по охране труда. В офисных помещениях за безопасностью рабочих мест надзор осуществляет руководитель по управлению персоналом. Ежемесячно в компании проходят дни техники безопасности, целью которых является выявление и устранение нарушений и отступлений от требований охраны труда. В день техники безопасности проводятся показательные допуски ремонтного персонала оперативными дежурными. Основная цель данных мероприятий, а так же всего комплекса мер по обеспечению безопасности жизнедеятельности - сохранить и повысить безопасность работников и предотвратить ошибочные действия, что успешно, а главное стабильно удается на Среднеуральской ГРЭС, что и подчеркивает анализ безопасности данного проекта.

Выводы

Инвестирование представляет собой один из наиболее важных аспектов управления предприятием. Для планирования и осуществления инвестиционной деятельности особую важность имеет предварительный анализ, который проводится на стадии разработки инвестиционных проектов и способствует принятию разумных и обоснованных управленческих решений.

Главным направлением предварительного анализа является определение показателей возможной экономической эффективности инвестиций, т.е. отдачи от капитальных вложений, которые предусматриваются проектом.

Таким образом, экономическая эффективность инвестиционного проекта - это категория, отражающая соответствие инвестиционного проекта целям и интересам его участников.

На основании изученной литературы был произведен расчет эффективности инвестиционного проекта ПГУ-410, а так же решены следующие задачи:

1. Сбор и обобщение материала по оценке эффективности инвестиционных проектов, а именно методы и критерии оценки и специфика оценки проектов для электроэнергетической отрасли.

2. Анализ современного состояния предприятия, его основных показателей и места станции в системе энергетики Свердловской области.

3. Выявление наиболее острых проблем развития предприятия на современном этапе и путей их решения.

4. Оценка коммерческой эффективности внедрения проекта, его сильные и слабые стороны, а так же влияние внедрения проекта на стоимостные показатели работы станции.

Так же на основании изученной литературы можно сделать вывод, что объекты энергетики являются специфическими и многообразными, при оценке экономической эффективности инвестиционных проектов для энергетических объектов необходимо учесть их специфику. Оценка инвестиционных проектов строительства, расширения, реконструкции или технического перевооружения электроэнергетических объектов определяется технологическими особенностями этих объектов, а также системной спецификой совместной работы объектов электроэнергетической отрасли. К этим системным особенностям относятся:

1. Непрерывность и одновременность процессов производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии.

2. Сильная технологическая зависимость функционирования и эффективной работы всех отраслей экономики страны от бесперебойного и полного удовлетворения их потребностей в энергии.

3. Высокая частота протекания процессов, отсюда повышенные требования к автоматизации управления энергетическими установками.

Для проведения исследований и анализа инвестиционных проектов в энергетике необходимо учитывать основные характерные особенности энергообъектов, предполагаемых к сооружению. Энергетическая система представляет собой сложный комплекс взаимосвязанных элементов с многообразными функциями. Традиционно выделение характерных элементов происходит по целому ряду признаков. Прежде всего, по месту в непрерывной цепи энергетического производства энергообъекты делятся на энергогенерирующие и энергопередающие.

На основании анализа современного состояния станции, можно выделить следующие наиболее важные аспекты:

· Станция имеет крайне высокий уровень износа оборудования, что видно исходя из анализа оборудования станции.

· Износ в основном по оборудования станции колеблется от 80 до 100%.

· Необходима срочная модернизация станции с целью улучшения финансово-экономического положения и повышения конкурентоспособности предприятия, а так же стабильности функционирования ГРЭС.

Следовательно, актуальность проекта ПГУ-410 является очевидной для станции, как наиболее эффективный способ обновления оборудования, повышения мощности станции и улучшения экономического положения предприятия.

По результатам оценки финансово-экономической эффективности проекта можно выделить следующие основные моменты:

· проект имеет срок окупаемости равный 18 годам, что характерно для проектов такого типа и масштаба.

· Чистая приведенная стоимость проекта равна 3112 млн. руб.

· Внутренняя норма рентабельности проекта равна 7%, что так же характерно с учетом специфики инвестиционных проектов такого масштаба электроэнергетической отрасли.

Таким образом, подводя итоги оценки эффективности инвестиционного проекта строительства парогазовой установки мощностью 410 МВт на Среднеуральской ГРЭС, можно сделать следующий вывод: данный проект можно считать эффективным с финансово-экономической точки зрения, о чем свидетельствуют все основные показатели эффективности проекта. Проект призван решить наиболее острую проблему предприятия на современном этапе - высокий уровень износа оборудования. Характерной чертой проекта является длительный срок окупаемости, равный 18 годам, что свойственно проектам такого масштаба. Важно, что проект является значимым с точки зрения перспективного развития не только предприятия, но и отрасли в целом ввиду специфики ее развития и проблем износа оборудования. Исходя из всего вышесказанного, невозможно недооценить значимость проекта, как для инвестора, так и для региона в целом.

Список литературы

1. Аудиторское заключение по бухгалтерской отчетности ОАО Энел «ОГК-5» за 2008,2009 гг./ЗАО КПМГ, 2010 - 79с.

2. Барановский А.И. Экономика промышленности: Учебник для Вузов/ Барановский А.И. [и др.] под ред. Н.Н. Кожевникова, Н.В. Пирадовой. Том 2. Часть 1, 2009. - 146с.

3. Барановский А.И. Экономика и управление энергообъектами. Том 2.Часть1: Учебник/ Барановский А.И. Дело,2008. - 127с.

4. Бочаров В.В. Инвестиционный менеджмент: Учебник/ Бочаров В.В. Проспект, 2007. Режим доступа: URL: http://www.eup/ru.

5. Буров В.Д.Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учебное пособие/ Буров В.Д. Ремезов А.Н. Цанев С.В. МЭИ, 2007. - 58с.

6. Виленский П.Л.Оценка эффективности инвестиционных проектов: учебник/ Виленский П.Л. В.Н. Лившиц, С.А. Смоляк. Дело, 2008 г. - 204с.

7. Гительман Л.Д. Энергетический бизнес: Учеб. Пособие/ Гительман Л.Д. Ратников Б.Е. - 2-е изд., испр. - М.: Дело, 2006. - 124с.

8. Гончаренко Л.П. Инвестиционный менеджмент: учебное пособие/ Гончаренко Л.П. - М: КНОРУС, 2009 - 296 с.

9. Ершова И.В. Оценка эффективности инвестиционных проектов и их отбор для финансирования: Методические рекомендации/ Ершова И.В.Москва, 2007. - 79с.

10. История парогазового цикла в России. Перспективы развития: сб. начн. тр. Научно-техническая конференция «Энергетическое машиностроение России - новые решения» 28 октября 2009, Москва. НПО "ЦКТИ, 2009. - 39с.

11. Кожевников Н.Н.Экономика и управление в энергетике: Учебник/ Кожевников Н.Н.Феникс, 2008. - 384с.

12. Максимова В.Ф. Инвестиционный менеджмент: Учебное пособие/ Максимова В.Ф. Московская финансово-промышленная академия. - М.Дело, 2007. - 158 с.

13. Мелентьев Л.А.Оптимизация развития и управления больших систем энергетики: Учебное пособие/ Мелентьев Л. А. Феникс,1975. - 134с.

14. Нагорная В.Н.Экономика энергетики: Учебное пособие/ Нагорная В.Н. ДВГТУ, 2007. - 157 с.

15. Непомнящий Е.Г.Инвестиционное проектирование: Учебное пособие/ Непомнящий Е.Г. ТРТУ, 2008. - 147 с.

16. Орлов А.И. Менеджмент [Электронный ресурс]: учебник /Орлов А.И.- М.Изумруд, 2009. - Режим доступа: URL: http://www.aup.ru/books/m151/

17. Поваров О.А.Расширение Среднеуральской ГРЭС строительством ПГУ мощностью 410 МВт. Прединвестиционные исследования: Бизнес план/ Поваров О.А. АО «Наука», 2007г. 156 с.

18. Попков В. П. Организация и финансирование инвестиций: Учебное пособие/ Попков В. П.Семенов В.П. - СПб. 2008.- 101с.

19. Реализация проекта «Строительство ПГУ-410 на СУГРЭС»: Аналитическая записка/ ОАО «Энел» ОГК-5 филиал «Среднеуральская ГРЭС», 2009. - 54с.

20. Рогалёв Н.Д. Экономика энергетики: Учебник/ Рогалёв Н.Д. Москва, МЭИ. 2006. - 178с.

21. Савицкая Г.В. Анализ хозяйственной деятельности предприятия: Учебное пособие для ВУЗов/ Савицкая Г.В. - Минск: ИП «Эко-перспектива», 2008, - 498 с.

22. Савчук В.П. Оценка эффективности инвестиционных проектов: Учебник/ Савчук В. П.Феникс, 2007. - 103с.

23. Самсонов В.С.Экономика предприятий энергетического комплекса: Учебник/ Самсонов В.С.Дело, 2008. - 198с.

24. Флаксерман Ю.Н.Экономика энергетики СССР: Учебное пособие/ Флаксерман Ю. Н. Чернухин А.А. - М.Энергия, 1970. -- 328с.

25. Хант С.П.Конкуренция и выбор в энергетике: Учебное пособие для вузов/Хант С.П. Шаттлуорт Т.А. Альта,2006. - 208с.

26. Чуб Б.А.Управление инвестиционными процессами в регионе: Учебное пособие для вузов/ Чуб Б. А. - М.БУКВИЦА, 2009, - 186с.

27. Шабалин А.Н. Инвестиционное проектирование: учебное пособие/ Шабалин А.Н. Московская финансово-промышленная академия. 2007г. - 139с.

Приложение А

БИЗНЕС-ПЛАН ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА

Предприятие ОАО «Энел ОГК-5» филиал Среднеуральская ГРЭС

Адрес 624070, г. Среднеуральск Свердловской области, ул. Ленина, 2.

Конфиденциально

Просьба вернуть, если Вас

не заинтересовал проект

Название проекта: «Строительство парогазовой установки мощностью 410 МВт на Среднеуральской ГРЭС»

Руководитель предприятия: Тарасов Борис Евгеньевич

Дата начала реализации проекта “15” января 2007г.

Раздел 1 Резюме проекта

1. Суть проекта: расширение «Среднеуральской ГРЭС» с созданием замещающей мощности на базе современного комбинированного энергоблока ПГУ-410 направлено на обновление оборудования, повышение конкурентоспособности станции за счет роста эффективности производства и увеличения выработки электроэнергии.

2. Эффективность проекта: К основным сильным сторонам парогазовой установки можно отнести следующее:

§ Парогазовые установки имеют электрический КПД порядка 51--58 %

§ Снижение выбросов парниковых газов

§ Существенно меньший расход воды по сравнению с классическими паровыми установками

§ Снижение себестоимости производства электроэнергии

Что касается проекта ПГУ-410 на Среднеуральской ГРЭС, то основными преимуществами данного проекта с учетом специфики станции являются:

§ Замена оборудования, выработавшего свой парковый ресурс

§ Повышение конкурентоспособности электростанции на рынке электро- и теплоэнергии

§ Повышение энергобезопасности Уральского региона

§ Улучшение финансово-экономического положения предприятия

Преимущества площадки Среднеуральской ГРЭС:

Ш Наличие развитой инфраструктуры с возможностью использования действующих общестанционных систем и коммунникаций.

Ш Возможность размещения ПГУ-410 на территории ГРЭС

Ш Обеспечение газом от действующей ГРС.

Ш Наличие существующего источника водоснабжения - о.Исетское.

Ш Наличие дефицита мощности в ОЭС Урала, стабильный рост

энергопотребления.

3. План действий:

· Разработка Бизнес-плана на создание ПГУ-410.

· Научно-техническое обоснование проекта и его сопровождение

· Разработка Feasibility Study и концептуального проекта 4-ой очереди СУ ГРЭС.

· Разработка ТЭО (Проекта) на создание ПГУ и его утверждение.

· Проведение конкурсных торгов (тендеров) для выбора:

o поставщиков основного оборудования;

o генпроектировщика;

o генподрядчика.

· Заключение необходимых договоров и контрактов.

· Изготовление и поставка оборудования.

· Разработка рабочей документации

· Строительно-монтажные работы

· Обучение эксплуатационного персонала

· Пусконаладочные работы и гарантийные испытания.

· Пуск в эксплуатацию

4. Финансирование: проект финансируется за счет собственных средств компании «Энел».

Раздел 2 Сведения о предприятии и отрасли

1. Общие сведения о предприятии: Среднеуральская ГРЭС (СУГРЭС) является градообразующим предприятием и находится в центре энергетических нагрузок Урала. Она является одной из крупнейших электростанций Свердловской области и входит в состав ОАО «ОГК-5», основным акционером которой является итальянская компания Enel, которой принадлежат более 55% акции ОАО «ОГК-5». Генератор ОГК-5 стал первой частной компанией в российской энергетике, выделившись 4 сентября 2007 года (одновременно с ТГК-5) из структуры демонтирующегося РАО «ЕЭС России».

2.Проблемы предприятия на современном этапе развития: Оборудование станции имеет предельно высокий уровень износа, что является на современном этапе развития станции наиболее важной и актуальной проблемой, которая требует срочного решения, а именно привлечение инвестиций для строительства и ввода в эксплуатацию нового оборудования с целью обновления и замены старого, а так же повышения конкурентоспособности предприятия.

3. Кадровый состав: В настоящее время среднесписочная численность персонала Среднеуральской ГРЭС составляет 793 человека.

4. Направления деятельности: Основными направлениями хозяйственной деятельности Среднеуральской ГРЭС являются:

производство электрической энергии;

производство тепловой энергии;

производство химически очищенной воды для подпитки теплосети.

В настоящее время установленная электрическая мощность электростанции 1181,5 МВт, в том числе мощность ГТРС 11,5 МВт, располагаемая тепловая мощность 1 327 Гкал, производительность водоподготовки 5 200 т/час.

5. Отрасль экономики и ее перспективы: По оценкам Правительства Свердловской области среднегодовой рост электрических нагрузок в регионе в 2005 - 2010 годах прогнозируется на уровне не менее 5,5%, в период с 2010 до 2015 года - 4,5%.Основной рост электрических нагрузок в промышленности обусловлен развитием черной и цветной металлургии с увеличением к 2010 году промышленного производства стали в 2 раза, меди - в 1,4 раза, алюминия - в 2 раза. Потребность Свердловской области в новых генерирующих мощностях к 2015 году с учетом вывода из эксплуатации исчерпавшего ресурс оборудования достигнет 5000 МВт.

Раздел 3 Сбыт продукции

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

Раздел 4 Производственный план

1. Капитальные вложения (без НДС):

год (2007 г) - 2 100 млн. руб. Итого: 10 867 млн. руб.

год (2008 г) - 1 562 млн. руб.

год (2009 г) - 4 780 млн. руб.

год (2010 г) - 2 425 млн. руб.

2.Таблица 1.1 - Основные статьи затрат по проекту

Статьи расходов	Млн. руб.
Разработка предпроектной документации и проектно-изыскательские работы	1067
Управление Проектом и его техническое сопровождение	845
Закупка оборудования, строительно-монтажные работы и прочие затраты в	8955
Итого	10 867

3. Таблица 1.2 - Суммарные капиталовложения в оборудование и строительно-монтажные работы

Наименование затрат	Млн.руб.
Строительно-монтажные работы	2165
Оборудование	5205
Вспомогательное оборудование и прочие затраты	1585
Итого	8955

4. Таблица 1.3 - Основные показатели проекта

Наименование показателя	Единица измерения	Величина
Установленная мощность	МВт	410
Число часов использования установленной мощности	часы	2010год - 2292 2011год и далее - 5500
Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию	гр/кВтч	220
Расход электроэнергии на собственные нужды	%	2,2
Продолжение таблицы 1.4 - Основные показатели проекта
Низшая теплота сгорания газа	ккал/м3	8248
Низшая теплота условного топлива	ккал/м3	7000
Цена природного газа ФСТ	руб/тыс. м3	3335
Цена на мощность (2007 г)	руб/МВт мес	550 000
Налоговые ставки
Ставка налога на имущество	%	2,2
Ставка НДС	%	18,0
Ставка налога на прибыль	%	24,0
ЕСН	%	26,0

5. Выработка электроэнергии на ПГУ-410.

Годовая выработка электроэнергии рассчитывается по формуле:

Э_г^пгу=N_y*h_y

Где N_y - установленная мощность ПГУ, h_y - число часов использования электрической мощности.

В 2010 году: Э_г^пгу=410* 2292 = 939 720 МВт * ч,

Отпуск электроэнергии рассчитывается с учетом потерь на собственные нужды станции:

Э_г,о^пгу=Э_г^пгу*(1-Э_сн)

В 2010 году: Э_г,о^пгу=939720*(1-0,022)=919046,16 МВтч

Таблица 1.5 - Выработка и отпуск электрической энергии

Год	2010	2011	2012	2013	…	2035
Выработка эл. энергии,ГВт	939,7	2 255,0	2 255,0	2 255,0	2 255,0	2 255,0
Отпуск эл. энергии, ГВт	919,0	2 205,4	2 205,4	2 205,4	2 205,4	2 205,4

6. Расчет себестоимости электроэнергии.

Себестоимость производства электроэнергии на ПГУ, руб./кВтч, определяется по следующей формуле:

S_ээ^пгу= И_пгу*10⁸/ Э_г,о^пгу

Где И_пгу - годовые эксплуатационные затраты на производство электроэнергии на ПГУ складываются из следующих составляющих:

И_пгу = И_т + И_ам + И_рем + И_зп| + И_пр

Где И_т - годовые затраты на топливо, млн. руб./год

И_ам - годовые амортизационные отчисления, млн. руб./год

И_рем - годовые затраты на ремонт оборудования, млн. руб./год

И_зп - заработная плата эксплуатационного персонала с начислениями и единый социальный налог (ЕСН), млн. руб./год

И_пр - прочие годовые производственные затраты, млн. руб./год

7. Годовые затраты на топливо

Годовые затраты на топливо могут быть рассчитаны следующим образом:

И_т=(В_ут^пгу*7000/Q_H^P)*(1+л_п/100)*Ц_т*10^-6

Где В_ут^пгу - расход условного топлива на ПГУ, тут/год

Q_H^P = 8248 ккал/м³ - низшая теплота сгорания газа

л_п = 0,1% - потери топлива при транспортировке

Ц_т - цена природного газа, устанавливаемая ФСТ

Расход условного топлива на парогазовой установке рассчитывается по следующей формуле:

В_ут^пгу=b_ут*Э_г^пгу

Где b_ут = 220 гр/кВтч - удельный расход условного топлива на ПГУ, тут/год

Э_г^пгу - годовая выработка электроэнергии.

В 2010 году: В_ут^пгу=220*939,720=206738,4 тут

Таблица 1.6 - Расход условного топлива

Год	2007	2008	2009	2010	2011	…	2035
Расход условного топлива, тут	-	-	-	206738,4	496 100	496 100	496 100

Цена природного газа по данным ФСТ в 2008 году составляет 3335 руб./тыс.м, цены на последующие годы составляются на основе «Прогноза социально-экономического развития Российской Федерации», разработанный МЭРТ РФ:

Таблица 1.7 - Прогнозные цены на природный газ

Год	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013
Цена природного газа, руб./тыс.м3	3 335,0	4 168,8	5 313.5	6 501,8	6 950,4	7 325,7	7 684
Год	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Цена природного газа, руб./тыс.м3	8 021,6	8 359,0	8 697,0	9 035,4	9 351,6	9 678,9	10017
Год	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027
Цена природного газа, руб./тыс.м3	10 368,3	10 731,2	11 106,8	11 495	11 897,8	12314,3	12 745

Год	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Цена природного газа, руб./тыс.м3	13 191	13 653	14 130,9	14 625,5	15 137	15 667,2	16215	16 783

В итоге получаем годовые затраты на топливо в 2010 году:

И_т=(206738,7000/8248)*(1+0,1/100)*6501,8*10^-6=1141,9 млн. руб.

Таблица 1.8 - Годовые затраты на топливо до 2035 года

Год	2010	2011	2012	2013
Годовые затраты на топливо,млн. руб.	1141,9	2929,3	3118,3	3303,9

Год	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Годовые затраты на топливо , млн. руб.	3483,2	3666,0	3852,4	4042,3	4225,6	4417,2	4571,8

Год	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027
Годовые затраты на топливо , млн. руб.	4731,8	4897,5	5068,9	5246,3	5429,9	5619,9	5816,6

Год	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Годовые затраты на топливо млн. руб.	6020,2	6230,9	6449,0	6674,7	6908,3	7150,1	7400,4	7659,4

8. Годовые затраты на амортизацию. Годовые затраты на амортизационные отчисления укрупнено определяются по следующей формуле:

И_ам=H_ам/100*К_пгу

Где Н_ам = (1 /25)-100 = 4% - норма амортизационных отчислений при линейном способе начисления амортизации.

К_пгу = 10 867 млн. руб. - капитальные вложения в ПГУ

Т.к. ПГУ вводится в эксплуатацию в июле 2010 года, то в 2010 амортизационные отчисления будут:

И_ам=(4/100)*10867*(6/12)=217,35 млн.руб

Таблица 1.9 -Амортизационные отчисления

Год	2007	2008	2009	2010	2011	…	2035
Амортизационные отчисления, млн.руб.	-	-	-	217,35	434,7	434,7	434,7

9. Заработная плата эксплуатационного персонала.

Заработанная плата ориентировочно может быть рассчитана по формуле:

И_зп=n_экс*Ф_зп*n_мес

Где n_экс= 80 чел. - численность эксплуатационного персонала на ПГУ

Ф_зп = 25 200 руб./чел. мес. - среднемесячный фонд заработной платы (с учетом ЕСН) в 2007 году.

n_мес - количество месяцев эксплуатации в году (в 2010 году n_мес = 6)

В итоге в 2007 году получаем:

И_т = 80 * 25200- 12 = 24,2 млн. руб./год

Для последующих лет эксплуатации заработная плата прогнозируются на основе «Прогноза социально-экономического развития Российской Федерации», разработанного МЭРТ РФ.

Таблица 1.10 - Заработная плата персонала

Год	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013
Заработная плата, млн. руб.	24,2	25,7	27,1	14,2	29,9	31.4	32,8

Год	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Заработная плата, млн. руб.	34,2	35,7	37,1	38,6	39,9	41,3	42,7
Год	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027
Заработная плата, млн. руб.	44,2	45,8	47,4	49,1	50,8	52,5	54,4

Год	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Заработная плата, млн. руб.	56,3	58,3	60,3	62,4	64,6	66,9	69,2	71,6

В итоге получаем годовые эксплуатационные затраты на производство электроэнергии на ПГУ.

Таблица 1.11- Годовые эксплуатационные затраты

Год	2007	2008	200	2010	2011	2012	2013
Годовые затраты, млн.руб.	-	-	-	1 447,0	3 541,5	3 733,7	3 922,4

Год	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Годовые затраты, млн. руб.	4 104,9	4 290,9	4 480,4	4 673,5	4 859,9	5 054,5	5 212,3
Год	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027
Годовые затраты, млн. руб.	5 375,5	5 544,5	5 719,4	5 900,4	6 087,8	6 281,7	6 482,4

Год	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Годовые затраты, млн. руб.	6 690,1	6 905,1	7 127,6	7 357,9	7 596,2	7 842	8 098,2	8 362,5

Таким образом, себестоимость электрической энергии, производимой на парогазовой установке в 2010 году: S_ээ^пгу=(1447,0*10³)/919,0=1574,5 руб/МВтч

Таблица 1.12 - Себестоимость электроэнергии

Год	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013
Себестоимость эл. энергии, руб./МВтч	-	-	-	1 574,5	1 605,9	1 676,2	1 743,5

Год	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Себестоимость эл. энергии, руб./МВтч	1 806,6	1 869,7	1 933,0	1 996,3	2 055,4	2 1 16,5	2 182,6
Год	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027
Себестоимость эл. энергии, руб./МВтч	2 251,0	2 321,7	2 394,9	2 470,7	2 549,2	2 630,4	2 714,4

Год	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Себестоимость эл. энергии, руб./МВт-ч	2 801,4	2 891,4	2 984,6	3 081,0	3 180	3 284	3 391,1	3 501,7

Далее представлен базовый вариант расчета основных показателей финансово-экономической эффективности проекта, а именно: срок окупаемости, внутренняя норма доходности, чистая приведенная стоимость, рентабельность продуктов.

Таблица 1.12 - Отчет о прибылях и убытках

Исходя из отчета о прибылях и убытках видно, что только в 2015 году выручка по проекту становиться положительной и начинает расти, что сопровождается ростом себестоимости продукции. Рост себестоимости продукции вызван ростом цен на топливо. Далее с 2015 года и до конца жизненного цикла проекта выручка стабильно растет, что видно в отчете о прибылях и убытках.

Таблица 1.13 - Баланс

Исходя из баланса видно, что суммарные оборотные активы выходят на положительный уровень к 2025 году, что обусловлено характерностью проектов такого типа.

Таблица 1.15 -Движение денежных средств

Суммарный денежный поток по проекту становиться положительным начиная с 2015 года. И к концу проекта он составляет 11 400 тыс. млн. руб., что видно исходя из таблицы движения денежных средств и графика изменения чистого денежного потока, представленного ниже.

Рисунок 1.1 - Изменение чистого денежного потока

Ниже представлены основные финансовые показатели проекта и их изменение в течение жизненного цикла проекта.

Таблица 1.15 - Финансовые показатели проекта

Исходя из таблицы видно, что все финансовые показатели проекта имеют тенденцию к выходу на положительный уровень и стабильному росту. Отсюда и вытекают следующие значения показателей NPV и IRR:

· NPV=3122 млн. руб.

· IRR=7%

Срок окупаемости проекта составляет 18 лет, что видно на следующем графике.

Рисунок 1.2 - График окупаемости проекта

Так же ниже представленная рентабельность продуктов проекта и ее изменение в течение проекта.

Таблица 1.16 - Изменение рентабельности продуктов

Видно, что рентабельность продуктов так же имеет тенденцию к росту, что обусловлено ростом всех остальных показателей. Таким образом, средняя рентабельность продуктов составляет 40,41%.

Таким образом, подводя итоги анализа финансово-экономической эффективности проекта можно сказать, что проект имеет срок окупаемости равный 18 годам, что характерно для проектов такого типа и масштаба. Чистая приведенная стоимость проекта равна 3112 млн. руб, а внутренняя норма рентабельности проекта равна 7%, что так же характерно с учетом специфики инвестиционных проектов электроэнергетической отрасли. В целом, по всем показателям, таким как, коэффициент ликвидности, коэффициент рентабельности, коэффициент деловой активности, рентабельность продаж проекта наблюдается стабильная тенденция роста, что видно исходя из выручки предприятия, а также его баланса. Поэтому данный инвестиционный проект можно назвать эффективным и прибыльным, что доказано выше.

Ниже представлены варианты развития проекта и его основных показателей эффективности с учетом изменения тех или иных критериев расчета, например, с учетом увеличения тарифов на 10% или ростом цены на топливо на 5%.

10. Таблица 1.17 - Варианты развития проекта ПГУ-410

Вариант расчета	PBP, гг.	NPV, тыс. млн руб.	IRR,%	WACC,с учетом активов на конец проекта	Средняя рентабельностьпо продуктам%
1.Базовый вариант	18	3122	7	5491	40,41
2.Увеличение отпуска эл/энергии на 10%	16,9	3732	8	6159	41,97
3.Увеличение тарифа на эл/энергию на 10%	14,2	6988	14	9390	42,68
4.Увеличение платы за уст/ мощность на 10%	17,4	3622	8	5995	40,3
5.Увеличение стоимости топлива на 10%	22,1	354	2	2263	38,52
6.Увеличение удельного расхода топлива на 10%	23	403	3	2260	38,51
7.Уменьшение отпуска эл/энергии на 10%	19,2	2511	6	4823	39,76
8.Уменьшение тарифа на эл/энергию на 5%	20,9	1189	4	3541	39,09
9.Уменьшение платы за уст/мощность на 10%	19	2699	6	4986	39,6
10.Уменьшение стоимости топлива на 10%	15	6379	13	8724	42,31
11.Уменьшение удельного расхода топлива на 10%	15,3	6225	12,7	8421	42,2
Вариант расчета	PBP, гг.	NPV, тыс. млн руб.	IRR,%	WACC,с учетом активов на конец проекта	Средняя рентабельностьпо продуктам%
12.Увеличение отпуска эл/энергии, тарифов, стоимости топлива на 10%. Уменьшение уд/расхода топлива на 10%	12,9	8846	17	11310	43,34
13.Увеличение тарифов на 10%, стоимости топлива на 10%, удельного расхода топлива на 5%. Уменьшение отпуска эл/энергии на 5%	20	2198	5	4611	39

Проанализировав различные варианты развития проекта, можно сделать вывод о том, изменение каких критериев оказывают наибольшее влияние на стоимостные показатели проекта. Наименьший срок окупаемости и наибольшее значение чистой приведенной стоимости проекта наступает в следующих случаях: при увеличении тарифов; уменьшении стоимости топлива; уменьшении удельного расхода топлива. А так же в случае увеличении отпуска электроэнергии, тарифов, стоимости топлива и уменьшении удельного расхода топлива. Последний вариант является наиболее эффективным и прибыльным среди всех. А наибольший срок окупаемости и наименьшая приведенная стоимость проекта наступает в следующих случаях: когда увеличивается удельный расход топлива, стоимость топлива или когда уменьшаются тарифы на электроэнергию. А так же в комбинированном случае, когда увеличиваются тарифы, стоимость топлива и удельный расход, а отпуск энергии уменьшается. Случаи с увеличением удельного расхода и увеличением стоимости топлива являются наименее эффективными с финансово-экономической точки зрения.

Вывод по проекту: После внедрения ПГУ-410, установленная мощность предприятия возрастает с 1182 МВт до 1592 МВт. Увеличение установленной мощности станции, выручки, а, следовательно, и других основных показателей работы предприятия окажет большое влияние на повышение конкурентосопобности и стабильности станции, а так же на ее финансово-экономическое положение. Важно отметить, что положительное развитие станции имеет большое значение не только для собственников и инвесторов, а так же и для Свердловской области в целом, т.к. большинство предприятий отрасли имеют высокий уровень износа оборудования, а, следовательно, и необходимость его обновления с целью поддержания стабильного производства и поставки тепло и электроэнергии. По оценкам Правительства Свердловской области среднегодовой рост электрических нагрузок в регионе в 2005 - 2010 годах прогнозируется на уровне не менее 5,5%, в период с 2010 до 2015 года - 4,5%.Основной рост электрических нагрузок в промышленности обусловлен развитием черной и цветной металлургии с увеличением к 2010 году промышленного производства стали в 2 раза, меди - в 1,4 раза, алюминия - в 2 раза. Потребность Свердловской области в новых генерирующих мощностях к 2015 году с учетом вывода из эксплуатации исчерпавшего ресурс оборудования достигнет 5000 МВт.

К остальным положительным аспектам влияния внедрения ПГУ-410 на деятельность Среднеуральской ГРЭС можно отнести следующие факторы:

· Замена старого неэкономичного энергетического оборудования

· Снижение себестоимости производства электроэнергии

· Снижение издержек производства

· Снижение выбросов загрязняющих атмосферу веществ

· Повышение энергобезопасности Уральского региона

Таким образом, подводя итоги анализа эффективности инвестиционного проекта строительство парогазовой установки мощность 410 МВт на Среднеуральской ГРЭС, можно сделать следующий вывод: данный проект можно считать эффективным с финансово-экономической точки зрения, о чем свидетельствуют все основные показатели эффективности проекта. Проект призван решить наиболее острую проблему предприятия на современном этапе - высокий уровень износа оборудования. Характерной чертой проекта является длительный срок окупаемости, равный 18 годам, что свойственно проектам такого масштаба. Важно, что проект является значимым с точки зрения перспективного развития не только предприятия, но и отрасли в целом ввиду специфики ее развития и проблем износа оборудования. Исходя из всего вышесказанного, невозможно недооценить значимость проекта, как для инвестора, так и для региона в целом.

Приложение Б

Расчет эффективности инвестиционного проекта ПГУ-410

Таблица 2.1 - Основные показатели проекта

Наименование показателя	Единица измерения	Величина
Установленная мощность	МВт	410
Число часов использования установленной мощности	часы	2010год - 2292 2011год и далее - 5500
Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию	гр/кВтч	220
Расход электроэнергии на собственные нужды	%	2,2
Низшая теплота сгорания газа	ккал/м3	8248
Низшая теплота условного топлива	ккал/м3	7000
Цена природного газа ФСТ	руб/тыс. м3	3335
Цена на мощность (2007 г)	руб/МВт мес	550 000
Налоговые ставки
Ставка налога на имущество	%	2,2
Ставка НДС	%	18,0
Ставка налога на прибыль	%	24,0 .
ЕСН	%	26,0

Таблица 2.2 - Выработка и отпуск электрической энергии

Год	2010	2011	2012	2013	…	2035
Выработка эл. энергии,ГВт	939,7	2 255,0	2 255,0	2 255,0	2 255,0	2 255,0
Отпуск эл. энергии, ГВт	919,0	2 205,4	2 205,4	2 205,4	2 205,4	2 205,4

Таблица 2.3 - Расход условного топлива

Год	2007	2008	2009	2010	2011	…	2035
Расход условного топлива, тут	-	-	-	206 738,4	496 100	496 100	496 100

Таблица 2.4 - Тарифы ОГК-5 на электрическую энергию

Наименование показателя	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2025	2035
Тарифная ставка за энергию	786,19	904,2	1039,7	1273,7	1557,5	1903,9	2763,2	4044,3
Тарифная ставка за мощность	83813,6	83813,6	89813	97751,8	106549	116139	200954	346526,2

Таблица 2.5 - Прогнозные цены на природный газ

Год	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013
Цена природного газа, руб./тыс.м3	3 335,0	4 168.8	5 313.5	6 501,8	6 950,4	7 325,7	7 684
Год	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Цена природного газа, руб./тыс.м3	8 021,6	8 359,0	8 697,0	9 035,4	9 351,6	9 678,9	10017
Год	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027
Цена природного газа, руб./тыс.м3	10 368,3	10 731,2	11 106,8	11 495	11 897,8	12314,3	12 745

Год	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Цена природного газа, руб./тыс.м3	13 191	13 653	14 130.9	14 625,5	15 137	15 667,2	16215	16 783

Таблица 2.6 - Годовые затраты на топливо

Год	2010	2011	2012	2013
Годовые затраты на топливо ,млн. руб.	1141,9	2929,3	3118,3	3303,9

Год	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Годовые затраты на топливо , млн. руб.	3483,2	3666,0	3852,4	4042,3	4225,6	4417,2	4571,8

Год	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027
Годовые затраты на топливо , млн. руб.	4731,8	4897,5	5068,9	5246,3	5429,9	5619,9	5816,6

Год	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Годовые затраты на топливо млн. руб.	6020,2	6230,9	6449,0	6674,7	6908,3	7150,1	7400,4	7659,4

Таблица 2.7 - Амортизационные отчисления

Год	2007	2008	2009	2010	2011	…	2035
Амортизационные отчисления, млн.руб.	-	-	-	217,35	434,7	434,7	434,7

Таблица 2.8 - Заработная плата персонала

Год	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013
Заработная плата, млн. руб.	24,2	25,7	27,1	14,2	29,9	31.4	32,8

Год	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Заработная плата, млн. руб.	34,2	35,7	37,1	38,6	39,9	41,3	42,7
Год	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027
Заработная плата, млн. руб.	44,2	45,8	47,4	49,1	50,8	52,5	54,4

Год	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Заработная плата, млн. руб.	56,3	58,3	60,3	62,4	64,6	66,9	69,2	71,6

Таблица 2.9 - Годовые эксплуатационные затраты

Год	2007	2008	200	2010	2011	2012	2013
Годовые затраты, млн.руб.	-	-	-	1 447,0	3 541,5	3 733,7	3 922,4

Год	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Годовые затраты, млн. руб.	4 104,9	4 290,9	4 480,4	4 673,5	4 859,9	5 054,5	5 212,3
Год	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027
Годовые затраты, млн. руб.	5 375,5	5 544,5	5 719,4	5 900,4	6 087,8	6 281,7	6 482,4

Год	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Годовые затраты, млн. руб.	6 690,1	6 905,1	7 127,6	7 357,9	7 596,2	7 842	8 098,2	8 362,5

Таблица 2.10 - Себестоимость электроэнергии

Год	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013
Себестоимость эл. энергии, руб./МВтч	-	-	-	1 574,5	1 605,9	1 676,2	1 743,5
Год	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Себестоимость эл. энергии, руб./МВтч	1 806,6	1 869,7	1 933,0	1 996,3	2 055,4	2 1 16,5	2 182,6
Год	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027
Себестоимость эл. энергии, руб./МВтч	2 251,0	2 321,7	2 394,9	2 470,7	2 549,2	2 630,4	2 714,4

Год	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034	2035
Себестоимость эл. энергии, руб./МВт-ч	2 801,4	2 891,4	2 984,6	3 081,0	3 180	3 284	3 391,1	3 501,7

Таблица 2.11 - Отчет о прибылях и убытках

Таблица 2.12 - Баланс

Таблица 2.13 - Движение денежных средств

Таблица 2.14 - Финансовые показатели проекта

· NPV=3122 млн. руб.

· IRR=7%

· Т_ок=18 лет.

Рисунок 2.1 - Изменение чистого денежного потока

Рисунок 2.2 - График окупаемости проекта

Таблица 2.15 - Изменение рентабельности продуктов

Таблица 2 .16 - Варианты развития инвестиционного проекта ПГУ-410

Вариант расчета	PBP, гг.	NPV, тыс. млн руб.	IRR,%	WACC,с учетом активов на конец проекта	Средняя рентабельностьпо продуктам%
14. Базовый вариант	18	3122	7	5491	40,41
15. Увеличение отпуска эл/энергии на 10%	16,9	3732	8	6159	41,97
16. Увеличение тарифа на эл/энергию на 10%	14,2	6988	14	9390	42,68
17. Увеличение платы за уст/ мощность на 10%	17,4	3622	8	5995	40,3
18. Увеличение стоимости топлива на 10%	22,1	354	2	2263	38,52
19. Увеличение удельного расхода топлива на 10%	23	403	3	2260	38,51
20. Уменьшение отпуска эл/энергии на 10%	19,2	2511	6	4823	39,76
21. Уменьшение тарифа на эл/энергию на 5%	20,9	1189	4	3541	39,09
22. Уменьшение платы за уст/мощность на 10%	19	2699	6	4986	39,6
23. Уменьшение стоимости топлива на 10%	15	6379	13	8724	42,31
24. Уменьшение удельного расхода топлива на 10%	15,3	6225	12,7	8421	42,2
Вариант расчета	PBP, гг.	NPV, тыс. млн руб.	IRR,%	WACC,с учетом активов на конец проекта	Средняя рентабельностьпо продуктам%
25. Увеличение отпуска эл/энергии, тарифов, стоимости топлива на 10%. Уменьшение уд/расхода топлива на 10%	12,9	8846	17	11310	43,34
26. Увеличение тарифов на 10%, стоимости топлива на 10%, удельного расхода топлива на 5%. Уменьшение отпуска эл/энергии на 5%	20	2198	5	4611	39

Размещено на Allbest.ru