Раздел 3 Сбыт продукции

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

Раздел 4 Производственный план

1. Капитальные вложения (без НДС):

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

6 год (2008 г) - 1 562 млн. руб.

7 год (2009 г) - 4 780 млн. руб.

8 год (2010 г) - 2 425 млн. руб.

 

2.Таблица 1.1 - Основные статьи затрат по проекту

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

 

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+λ_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

λ_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