Оценка эффективности инвестиционного проекта строительство парогазовой установки мощностью 410 МВт (стр. 20 из 28)
Ит=(206738,7000/8248)*(1+0,1/100)*6501,8*10-6=1141,9 млн. руб.
Таблица 3.7 - 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 |
| — | 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 |
Годовые затраты на амортизацию
Годовые затраты на амортизационные отчисления укрупнено определяются по следующей формуле:
Иам=Hам/100*Кпгу(3.7)
Где Нам = (1 /25)-100 = 4% - норма амортизационных отчислений при линейном способе начисления амортизации.
Кпгу = 10 867 млн. руб. - капитальные вложения в ПГУ
Т.к. ПГУ вводится в эксплуатацию в июле 2010 года, то в 2010 амортизационные отчисления будут:
Иам=(4/100)*10867*(6/12)=217,35 млн.руб
Таблица 3.8 - Амортизационные отчисления.
| Год | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | … | 2035 |
| Амортизационные отчисления, млн.руб. | - | - | - | 217,35 | 434,7 | 434,7 | 434,7 |
Заработная плата эксплуатационного персонала
Заработанная плата ориентировочно может быть рассчитана по формуле:
Изп=nэкс*Фзп*nмес(3.8)
Где nэкс= 80 чел. - численность эксплуатационного персонала на ПГУ
Фзп = 25 200 руб./чел. мес. - среднемесячный фонд заработной платы (с учетом ЕСН) в 2007 году.
nмес - количество месяцев эксплуатации в году (в 2010 году nмес = 6)
В итоге в 2007 году получаем:
Ит = 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 3.9 - 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 итогеполучаем годовые эксплуатационные затраты на производствоэлектроэнергии наПГУ.
Таблица 3.10 - Годовые эксплуатационные затраты
| Год | 2007 | 2008 | 200 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 |
| Годовые затраты, млн.руб. | - | - | - | 1447,0 | 3541,5 | 3733,7 | 3922,4 |
| 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: Sээпгу=(1447,0*103)/919,0=1574,5 руб/МВтч.[17]
Таблица 3.11 - 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 3.12 - 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 3.13 - Баланс
Исходя из баланса видно, что суммарные оборотные активы выходят на положительный уровень к 2025 году, что обусловлено характерностью проектов такого типа.
Таблица 3.14 - 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 3.1 - Изменение чистого денежного потока
Ниже представлены основные финансовые показатели проекта и их изменение в течение жизненного цикла проекта.
Таблица 3.15 - 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 3.2 - График окупаемости проекта
Так же ниже представленная рентабельность продуктов проекта и ее изменение в течение проекта.
Таблица 3.16 - 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 смело 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%.
Таблица 3 .17 - 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% |
| 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 |
Итак, 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,