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 энергобезопасностиУральского 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
Расчет эффективности инвестиционного проекта ПГУ-410
Таблица 2.1 - Основные показатели проекта
Наименование показателя | Единица измерения | Величина |
Установленная мощность | МВт | 410 |
Число часов использования установленной мощности | часы | 2010год - 22922011год и далее - 5500 |
Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию | гр/кВтч | 220 |
Расход электроэнергии на собственные нужды | % | 2,2 |
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 |
Таблица 2.2 - 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 |
Таблица 2.3 - Расход условного топлива
Год | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | … | 2035 |
Расход условного топлива, тут | - | - | - | 206 738,4 | 496 100 | 496 100 | 496 100 |
Таблица 2.4 - Тарифы ОГК-5 на электрическую энергию
Наименование показателя | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2025 | 2035 |
Тарифная ставка за энергию | 786,19 | 904,2 | 1039,7 | 1273,7 | 1557,5 | 1903,9 | 2763,2 | 4044,3 |
Тарифная ставка за мощность | 83813,6 | 83813,6 | 89813 | 97751,8 | 106549 | 116139 | 200954 | 346526,2 |
Таблица 2.5 - Прогнозные цены на природный газ