Анализ эффективности проекта

В условиях рыночной конкуренции критерием эффективности инвестиционного проекта является уровень прибыли, полученной на вложенный капитал. При этом под прибыльностью, рентабельностью или доходностью следует понимать не просто прирост капитала, а такой темп увеличения последнего, который, во-первых, полностью компенсирует общее (инфляционное) изменение покупательной способности денег в течение рассматриваемого периода, во-вторых, обеспечит минимальный гарантированный уровень доходности и, в-третьих, покроет риск инвестора, связанный с осуществлением проекта. В данном контексте эффективность инвестиций определяется следующими интегральными показателями: чистый приведённый доход, внутренняя норма рентабельности, индекс прибыльности, период окупаемости. Для данного проекта показатели эффективности инвестиций приведены в приложении 23. Интегральные показатели эффективности проекта при финансировании за счёт 100 % заёмного капитала представлены в таблице 13.

Таблица 13

Интегральные показатели эффективности проекта

Наименование показателя	Ед. изм.	Величина
Ставка дисконтирования	%
Чистый дисконтированный (приведенный) доход NPV	тыс. руб.	2 042 582
Внутренняя норма рентабельности IRR	%
Индекс прибыльности РI		1,77
Период окупаемости - простой SPB	лет	7,3
- дисконтированный DРВ	лет	9,9

 

Вывод: На основании проведенного анализа эффективности можно определить, что проект экономически эффективен, финансово реализуем, укладывается в приемлемые сроки окупаемости.

 

 

Глава 3. Рекомендации по совершенствованию управления предметной областью проекта

Проблемы при управлении предметной областью проекта

Претендуя на роль мирового энергетического лидера, Россия рискует впасть в жесткий энергокризис, который в итоге может ограничить экспорт нефти и газа «для энергобезопасности мирового сообщества». Сказанное связано, прежде всего, с дефицитом мощностей, дефицитом энергоресурсов, высокой энергоемкостью экономики и дефицитом финансовых ресурсов.

Технические риски

а) Требования

Директивы Совета Европейского Сообщества № 96/82/ЕС от 09.12.1996г. по контролю за серьезными авариями, вызванными опасными веществами, ведущими к серьезным последствиям, конструкторам ГТУ необходимо документально доказать выполнение требований стандартов серии IEC 61508 «Функциональная безопасность электрических/ электронных программируемых электронных систем, относящихся к безопасности», ISO 14121/EN1050 «Безопасность машин и оборудования. Принципы оценки рисков», ISO 12100 «Безопасность машин. Общие принципы расчета» и других.

ОАО «Белгородэнергоремонт» получил сертификат соответствия СМК требованиям стандартов ИСО 9000. Российское техническое законодательство не настолько формализовано и не требует обязательного документирования всех промежуточных этапов процесса создания новой техники, хотя вся работа по идентификации возможных опасностей, анализу рисков также обязательно проводится и основывается на испытаниях оборудования, а также на значительном опыте предыдущей его эксплуатации.

б) Технологические риски предметной области проекта

По газотурбинному оборудованию в настоящее время, к сожалению, отсутствуют систематизированные данные о технологических нарушениях, отказах и неполадках. Это связано, прежде всего, с коммерческими интересами фирм-изготовителей газотурбинного оборудования, с использованием в конструкции узлов ноу-хау указанных фирм. В этих условиях каждая компания-изготовитель обособленно совершенствует и доводит ГТУ до соответствующих показателей. Наверное, было бы неразумно заказчикам выдвигать изготовителям газотурбинных установок требования о развернутой информации по конструкторским решениям, имея в виду, что сервисное обслуживание в основном осуществляется фирмой-изготовителем.

Рисковыми являются следующие технологические зоны:

1). Ресурс и надежность ГТУ в основном определяются несущей способностью лопаток компрессора, являющихся наиболее ответственными и высоконагруженными деталями, испытывающими в процессе эксплуатации значительные знакопеременные и циклические нагрузки, которые воздействуют на них с большими частотами. Лопатки компрессора - самая массовая, высоконагруженная и ответственная деталь ГТУ[36].

2). Компрессоры. Выходят из строя из-за неисправности опорно-упорных подшипников, износа маслосистемы. Аварии с опорными подшипниками происходят из-за частичного подплавления баббитовой заливки или из-за её выкрашивания, которое также может привести к подплавлению заливки. Это может произойти по ряду причин:

· прекращение поступления масла (полное или частичное) для смазки подшипника, которое возможно вследствие: поломки главного маслонасоса, разрыва в местах фланцевых соединений маслоподводящих труб; аварии со вспомогательным масляным насосом при остановке или пуске турбины. В этих случаях турбоагрегат должен быть немедленно остановлен.

· попадание мелких посторонних тел в зазор между шейкой вала и баббитовой заливкой вкладыша. Обычно во вкладыш заносится формовочный песок, который вымывает масло из малодоступных для очистки мест. Кроме того во вкладыш могут заноситься мелкие частицы металла, окалины, кусочки прокладочного материала и, наконец, нитки и ворс обтирочного материала. Для избежания этого предлагается смонтировать отдельным контуром фильтрационную установку регенерации масла.

3). Вибрация турбин. Вследствие ударов шейки вала по заливке баббит наклепывается. Вначале появляются белые пятна на поверхности баббитовой заливки и мельчайшие трещины, видимые глазом; далее трещины сливаются в один или несколько отдельных замкнутых контуров, после чего происходит отслаивание и выкрашивание кусков баббита, опоясанных трещинами. Трещины нарушают правильность работы масляной пленки под шейкой вала, а отслоившиеся куски баббита могут попасть в зазор и нарушить нормальную смазку подшипника. В этом случае предлагается проводить еженедельный контроль вибросостояния турбоагрегата силами диагностов, имеющих все необходимое оборудование. Результаты проверки вибросостояния следует заносить в отдельный журнал и отслеживать динамику вибрации.

4) Электрические проходные изоляторы подвержены влиянию погодных условий.

в) Степень сложности и интерфейсы

Для обслуживания ГТУ будет установлена АСУ ТП. Сбой в работе может возникнуть вследствие человеческого фактора, недостаточной квалификации персонала. Отсутствие опыта эксплуатации вновь вводимых ГТУ (ввиду отличия режимов их работы от обычных паросиловых блоков), отработанных режимных карт, интуиции (чувство объекта управления), недостаточной противоаварийной подготовки по отношению к объекту-прототипу - все это неизбежно будет на первоначальном этапе приводить к технологическим нарушениям.

г) Эффективность и надежность, качество

Степень качества и надежности ГТУ определяется ГОСТ РФ 52527-2006[37]. Газотурбинные ТЭЦ на базе ГТУ обладают следующими достоинствами: — высокая надежность: ресурс работы основных узлов составляет до 150 тыс. час., а ресурс работы до капитального ремонта — 50 тыс. час.

Внешние риски

а) Риска, исходящего от субподрядных организаций в данном проекте нет, так как ОАО «Белгородэнергоремонт» является генеральным подрядчиком.

б) Предписания контролирующих органов

В данной области можно выделить структуру контролирующих органов проекта:

· Правительство Российской Федерации

· Министерство промышленности и энергетики РФ (Минпромэнерго)

· Министерство экономического развития и торговли РФ (МЭРТ)

· Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору

· Федеральная служба по тарифам (ФСТ)

· Федеральная антимонопольная служба (ФАС)

К основным формам и механизмам регулирования относятся:

1). Лицензирование. Согласно Федеральному закону «О лицензировании отдельных видов деятельности» к видам деятельности, на осуществление которых требуется получение лицензии в области электроэнергетики, относятся следующие:

· деятельность по эксплуатации электрических сетей;

· деятельность по эксплуатации тепловых сетей;

· деятельность по продаже электрической энергии гражданам;

· деятельность, работы и услуги в области использования атомной энергии.

В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 30 июля 2004 г. № 401 установлено, что лицензирование эксплуатации электрических и тепловых сетей осуществляет Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору».

2). Сертификация, стандартизация, государственный надзор и контроль. Норм, регулирующих сертификацию и стандартизацию в области электроэнергетики, на уровне федерального законодательства не существует. Нормы технического регулирования, обязательные для исполнения всеми, установлены федеральным законом «О техническом регулировании», а все необходимые технические нормы установлены на отраслевом уровне (ГОСТы, руководящие документы и т.д.) (Приложение 11). Проведение сертификации электроэнергетического оборудования производится с соблюдением условий постановлений Госстандарта. Надзор, согласно федерального закона «Об электроэнергетике», производится с целью соблюдения требований технических регламентов в электроэнергетике.

3). Экология. Экологические требования обозначены в федеральном законе «Об экологической экспертизе» и сводятся к необходимости проведения государственной экологической экспертизы при строительстве объектов электроэнергетики.

4). Регулирование естественных монополий и антимонопольная политика. В настоящее время согласно федерального закона «Об электроэнергетике» в условиях естественной монополии осуществляется деятельность по передаче электрической и тепловой энергии, осуществляемая организацией по управлению единой национальной электрической сетью, а также собственников и владельцев электросетевого хозяйства, входящих в состав указанной единой сети; а также деятельность по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике.

5). Ценообразование. Государственному регулированию в электроэнергетике подлежат:

· Тарифы (цены) на поставляемую в условиях отсутствия конкуренции электрическую и тепловую энергию. Предельные минимальные и/или максимальные уровни цен на электрическую энергию и тарифы на максимально доступную генерирующую мощность;

· Тарифы (цены) на услуги по передаче электрической энергии;

· Тарифы (цены) на услуги администратора торговой системы оптового рынка электроэнергии

· Тарифы (цены) на услуги по обеспечению системной надежности;

· Тарифы (цены) на тепловую энергию;

· Тарифы (цены) на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в энергетике;

· Плата за технологическое присоединение к электрическим сетям;

· Сбытовые надбавки гарантирующих поставщиков.

· Плата за услуги, оказываемые в условиях естественной монополии, регулируемая в порядке, устанавливаемом Федеральным законом "О естественных монополиях".

6). Страхование. В целях защиты имущественных интересов субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии системный оператор обязан осуществлять страхование риска ответственности субъектов оперативно-диспетчерского управления за возможное причинение ущерба. Субъекты электроэнергетики и потребители могут в добровольном порядке дополнительно застраховать свои предпринимательские риски.

7). Регулирование договорных отношений. На оптовом рынке электроэнергии существует организованная система договорных отношений между субъектами оптового рынка, перечень договоров, обязательных для заключения участниками системы, устанавливается правилами оптового рынка.

Организация по управлению единой национальной электрической сетью заключает договор на оказание услуг по передаче электроэнергии с субъектами оптового рынка. Перечень нормативно-правовых актов, регулирующих деятельность в области электроэнергетики представлен в приложении. С целью упорядочения действующей нормативно-технической документации в РАО «ЕЭС России» во исполнение Федерального закона "О техническом регулировании" от 27.12.02 № 184 был утвержден реестр действующих в электроэнергетике 44 НТД, которые носят характер обязательного исполнения, для распространения их действия в электроэнергетике с целью обеспечения надежности функционирования ЕЭС России на период до создания соответствующих стандартов, Реестр состоит из нормативно-технических документов, перечень которых представлен в приложении 12.

в) Рынок

В 2008 году завершены основные процессы реструктуризации электроэнергетической отрасли и полностью либерализованы оптовый и розничный рынки электроэнергии. В итоге реструктуризации холдинга РАО "ЕЭС России" и других предприятий сложились следующие субъекты и структура собственности.

· ФСК – Федеральная сетевая компания (единая национальная электрическая сеть)

· МРСК – межрегиональная распределительная сетевая компания

· МРСК – компания, выделившаяся из РАО "ЕЭС России" и владеющая акциями МРСК

· РСК – распределительная сетевая компания

· ОГК – оптовая генерирующая компания

· ТГК – территориальная генерирующая компания

· РГК – региональная генерирующая компания

ОАО «Свердловэнергосбыт» является лидером на рынке сбыта электроэнергии Свердловской области и одной из ведущих энергосбытовых компаний России, имеет статус гарантирующего поставщика.

Гарантирующий поставщик – это участник оптового и розничных рынков электрической энергии, который обязан заключить договор с любым обратившимся к нему потребителем, расположенным в границах зоны его деятельности.

Гарантирующие поставщики присутствуют на всей территории России.

Потребитель электроэнергии, находящийся в любом регионе, имеет возможность заключить договор с местным гарантирующим поставщиком. ОАО «Свердловэнергосбыт» поставляет 92% потребляемой в регионе электроэнергии. 80% от объема закупленной электроэнергии организация продает конечному потребителю, остальное у нее покупают другие сбытовые компании для своих клиентов. Одновременно появлялись независимые сбытовые компании. Они формировались на базе промышленных холдингов или по частной инициативе. Независимые компании можно разделить на два вида:

1). Энергосбытовые организации, которые поставляют электроэнергию как гражданам-потребителям и приравненным к ним категориям, так и промышленным предприятиям. Тарифы для них раз в год определяет РЭК. ОАО «НПК «Уралвагонзавод» относится к независимым сбытовым компаниям. Являясь производителем электроэнергии, ОАО «НПК «Уралвагонзавод» обязан продавать 10% электроэнергии на свободном рынке;

2). Компании работающие исключительно с промышленными предприятиями. Они получают возможность поставлять электроэнергию по свободным (договорным) ценам.

Независимых компаний с регулируемыми тарифами, как сообщает РЭК, на территории Свердловской области 13. Точное число независимых организаций второго типа энергетики назвать затрудняются.

Обычно эти компании закупают энергию на оптовом рынке непосредственно для нужд конкретных промышленных холдингов. Например, в Нижнем Тагиле «Металлэнергофинанс» поставляет энергию для НТМК.

 

 

Таблица 14

Независимые сбытовые компании на рынке Свердловской области

Компания	Населенный пункт
ООО «ПУСК-ЕКБ»	г. Екатеринбург
ООО «ВТУЗ-Энерго»	г. Екатеринбург
ООО «БЭМЗ-ЭНЕРГО»	пос. Баранчинский
ОАО «ВНИИМТ»	г. Екатеринбург
ООО «Изумрудэнергосбыт»	г. Екатеринбург
ФГУП «Комбинат «Электрохимприбор»	г. Лесной
ООО «Электросетевая компания»	г. Заречный
ОАО «Межотраслевой концерн «Уралметпром»	г. Екатеринбург
МУП «Академэнерго»	г. Екатеринбург
ОАО «НПК «Уралвагонзавод»	г. Нижний Тагил
МУП «Муниципальные электрические сети»	г. Екатеринбург
ООО «Уралтрансгаз»	г. Сысерть

 

Средневзвешенная цена на электроэнергию в первой ценовой зоне, куда входит Урал, будет находиться в интервале 450-550 руб. за МВт/ч. По итогам 2008 года средневзвешенная цена не превысила этот рубеж и составила 500 руб. В соответствии с п.111 Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики (ПП РФ от 31 августа 2006г. № 530) организации (ГП, ЭСО, ЭСО) до начала расчетного периода определяют и доводят до сведения обслуживаемых ими покупателей прогнозные значения свободных (нерегулируемых) цен, которые будут использоваться для осуществления авансовых расчетов за соответствующий расчетный период. На основании вышеизложенного, ОАО «РЭСК» определены следующие прогнозные значения средневзвешенных свободных (нерегулируемых) цен на электрическую энергию (мощность) на оптовом рынке для покупателей с интегральным учетом на сентябрь 2009 г. по ОАО «РЭСК».

Тарифы на электрическую энергию (мощность), поставляемую гарантирующими поставщиками организациям, оказывающим услуги по передаче электрической энергии на территории Свердловской области, приобретающим ее в целях компенсации потерь в сетях, принадлежащих данным организациям на праве собственности или ином законном основании ОАО «Свердловэнергосбыт» составляют 1041 руб./тыс. кВтч, без НДС

Риски проекта, связанные с погодными условиями, отсутствуют.