Смекни!
smekni.com

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.