Оценка эффективности инвестиционного проекта строительство парогазовой установки мощностью 410 МВт (стр. 13 из 28)
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.