Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ УПРАВЛЕНИЯ
Институт управления в промышленности и энергетике
Кафедра экономики и управления в нефтегазовом комплексе
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по учебной дисциплине «Проектный анализ»
на тему:
«Богучанская ГЭС»
Выполнила студентка 5 курса
специализации «Менеджмент в НГК»
Иванова Ю.Ю.
Руководитель проекта
Ильюша А.В.
Москва 2008
Оглавление
Введение
1. Рынок сбыта продукции
1.1 Общая характеристика Красноярского края
1.2 Анализ положения дел в энергетической отрасли региона
2. Инвестиционный проект
2.1 Характеристика инвестиционного проекта
2.2 Экологическая обстановка
2.3 План производства
2.4 Организационная структура проекта
3. Расчетная часть
3.1 Результаты финансового анализа
3.2 Анализ чувствительности проекта
Заключение
Список литературы
Приложение
Введение
Задачей курсового проекта является практическая разработка бизнес-плана предприятия по достройке объекта (в данном случае ГЭС), обеспечивающего снижение дефицита электроэнергии в том или ином регионе, формирование рынков сбыта продуктов теплоэнергоснабжения.
Бизнес-план составляется в целях эффективного управления и планирования бизнеса и является одним из основных инструментов управления предприятием, определяющих эффективность его деятельности.
Каждый инвестор захочет оценить выгодность инвестирования в предлагаемый инвестиционный проект и оценить соотношение возможной отдачи от проекта и рискованности вложений, а лучший способ для этого - изучить и проанализировать бизнес-план инвестиционного проекта.
Бизнес-план, по сути - визитная карточка инвестиционного проекта. Он дает инвестору ответ на вопрос, стоит ли вкладывать средства в данный инвестиционный проект и при каких условиях он будет наиболее эффективен при допустимой для инвестора степени риска и верности допущений, сделанных разработчиком инвестиционного проекта.
В российском малом и большом предпринимательстве в последние годы значительно расширилась практика составления бизнес-планов с учетом специфики новых рыночных отношений.
Целью моего курсового проекта является составление бизнес – плана по достройке Богучанской ГЭС. А также расчет эффективности проекта достройки Богучанской ГЭС со следующими исходными данными:
Сценарий финансирования:
10% - акционерного капитала
90% - заемного капитала
Условия займов:
Срок погашения – 8 лет
Льготный период – 0 лет
Процентная ставка – 10%
Способ погашения кредита - 2
1. Рынок сбыта продукции
1.1 Общая характеристика Красноярского края
Красноярский край - один из самых больших регионов России. Территория края простирается от Северного Ледовитого океана до южных склонов Алтайско-Саянской горной системы, занимает центральное географическое положение в России. Красноярский край расположен в центральной части Сибири на территории 2339,7 тыс. км2
(13,7% площади России). Расстояние от краевого центра г. Красноярск до Москвы - 3955 км. Общая численность населения края составляет 3,1 млн. человек, средняя плотность - 1,3 чел/км2
- одна из самых низких среди всех субъектов Федерации и самая низкая среди пилотных регионов.
Распределение населения по территории края крайне неравномерно: на основной ее части к северу от Ангары плотность населения не превышает 1 чел/км2
; самой густозаселенной (5-8 чел/км2
) является узкая, 100-150 км, полоса вдоль транссибирской железной дороги, проходящая через Красноярск с запада на восток. 74% населения проживает в городах и 26% - в сельской местности. Экономически активное население - 1553,2 тыс. человек (53,7% от общей численности населения региона).
Край имеет высокоразвитый экономический потенциал. В материальном производстве преобладает промышленность: 70% всей производимой продукции. Основными отраслями являются топливно-энергетический комплекс, лесопромышленный комплекс, цветная металлургия, химическая промышленность.
Нефтегазовые ресурсы (по начальным суммарным ресурсам нефти, природного газа и конденсата в количестве более 53 млрд. т. условных углеводородов объединенный Красноярский край занимает второе место в России).
Структура валового регионального продукта: добыча полезных ископаемых; обрабатывающие производства; производство и распределение электроэнергии, газа и воды - 55,3%; прочие виды экономической деятельности - 17,2%; оптовая и розничная торговля; ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования; гостиницы и рестораны - 7,7%; строительство - 7,0%; транспорт и связь - 7,0%; сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство; рыболовство и рыбоводство - 3,7%; чистые налоги на продукт - 1,3%.
Транспортная инфраструктура: 3,2 тыс. км - протяженность железных дорог; 13,0 тыс. км - протяженность автомобильных дорог; 7,0 тыс. км - протяженность водных путей.
На территории края реализуется инвестиционная программа развития Нижнего Приангарья. В основе реализации программы развития Нижнего Приангарья лежит принцип частно-государственного партнерства, предусматривающий финансирование с участием федерального и регионального бюджетов объектов инфраструктуры, необходимых для реализации крупных частных инвестиционных проектов строительства промышленных предприятий.
Ключевым инфраструктурным проектом Нижнего Приангарья является строительство Богучанской ГЭС. Ввод первой очереди Богучанской ГЭС мощностью 1620 МВт запланирован на 2010 год, второй очереди мощностью 3000 МВт - на 2016 год.
Проект освоения Нижнего Приангарья предусматривает строительство крупных промышленных предприятий: алюминиевого завода, целлюлозно-бумажного комбината, газоперерабатывающего и газохимического предприятий, металлургических предприятий, цементного завода и завода по производству плит МДФ.
Задачей власти является создание в крае благоприятного инвестиционного климата: поддержка предпринимательства, содействие в реализации крупных инвестиционных проектов, формирование новой налоговой политики, стимулирующей развитие производства.
Основные товары, производимые в регионе. В 2004 г. в Красноярском крае произведено продукции:
электроэнергетика: электроэнергия - 51,6 млрд. кВт.ч, теплоэнергия - 48,8 млн. Гкал;
топливная промышленность: уголь - 32,8 млн. т; по сравнению с 2003 г. увеличилось производство бензина автомобильного - на 1%, топлива дизельного – на 0,3%, мазута топочного – на 1,8%, добытой нефти – на 19,6%, газа природного – на 31,4%;
химическая и нефтехимическая промышленность: серная кислота - 56,9 тыс. т, сода кальцинированная – 550,7 тыс. т, удобрения минеральные – 30,4 тыс. т, автомобильные шины –1329,9 тыс. шт., каучуки синтетические – 31,8 тыс. т.
1.2 Анализ положения дел в энергетической отрасли региона
Сибирский федеральный округ относится сегодня к энергопрофицитным регионам. Гидроэнергетические ресурсы Сибири составляют 45% от общероссийских. В Сибири сосредоточено 77% нефтяных ресурсов страны, 80% угля и 85% природного газа. В объединенной энергосистеме Сибири работают 86 гидроэлектростанций суммарной мощностью 46 млн.кВт, на них приходится 25% всей выработки электроэнергии в стране и 80% энергии, вырабатываемой всеми российскими гидроэлектростанциями. Значительная часть этих энергоресурсов расположена в Красноярском крае.
С одной стороны, наличие на территории края ряда объектов, требующих модернизации и реконструкции, планы по строительству новых генерирующих мощностей в сочетании с растущими потребностями энергоемких производств повышают инвестиционную привлекательность как краевого энергокомплекса, так и всего края. Речь идет о достройке Богучанской ГЭС, Березовской ГРЭС, Красноярской ТЭЦ-3, строительстве Железногорской ТЭЦ, модернизации Красноярской ТЭЦ-1. Высоковольтная линия электропередач через Барабинские степи, строительство которой межрегиональная сетевая компания возобновила в прошлом году, разомкнет энергосистему Сибири и даст возможность транспортировать избыточную мощность в энергодефицитные регионы. Таким образом, энергетический комплекс Красноярского края потребует освоения имеющегося потенциала и превратится из субъекта, действующего внутри краевого рынка, в экспортера энергии.
В то же время, из-за того, что в развитие энергокомплекса края долгие годы не вкладывалось достаточного количества средств, а потребности в его продукции — электроэнергии — прирастают ежегодно на четыре с лишним процента, существует немало проблем, снижающих сегодня уровень энергобезопасности. Сегодня планы социально-экономического развития региона согласованы с дальнейшими перспективами по развитию сетевого хозяйства и генерирующих мощностей. Сегодня в крае существует дефицит энергомощностей в размере 300 мВт. Этим объясняются периодические перебои с электроснабжением практически во всех районах края. При этом износ оборудования на подстанциях региона составляет в среднем 75%. В крае наблюдаются большой спрос на присоединение дополнительных электрических мощностей «Красноярскэнерго», перегрузки существующих электрических сетей и износ оборудования кабельных линий почти во всех районах края».
В таких условиях это тормозит развитие социально-экономической сферы региона и производственных мощностей, невозможна реализация многих социально значимых проектов на территории края. Именно поэтому был поднят вопрос об установлении платы за технологическое присоединение энергопринимающих устройств к сетям «Красноярскэнерго».
Поддержки и внимания требуют инвестиционные программы ТГК-13, ОГК-4 и ОГК-6, действующих на территории края. Их реализация в комплексе с развитием сетевого хозяйства позволит укрепить энергоснабжение промышленности и населения.
Серьезным фактором обеспечения энергобезопасности является состояние топливного рынка. В Красноярском крае сосредоточены большие запасы твердого энергетического топлива. Сегодня угледобывающая отрасль поставляет на рынок менее 30 млн. тонн угля, хотя в пору расцвета объем добываемого угля доходил до 55 млн. тонн. Два года назад была принята концепция развития угледобывающей отрасли Красноярского края до 2010 года, предусматривающая равновесное развитие как малых, так и крупных угольных разрезов. Тем не менее и в этом секторе промышленности, который мог бы стать серьезной составляющей в экономике края, есть проблемы. Наиболее серьезная из них — нехватка полувагонов для доставки топлива на энергогенерирующие мощности за пределами края. В среднем недопоставка порожняка в этот период и в начале осени доходила до 20–25%. Сейчас такой проблемы уже нет, но и радикального решения пока не найдено. ОАО «Российские железные дороги» испытывает острый дефицит полувагонов для перевозки угля. Тем не менее, этот груз является стратегическим, и порой железнодорожники вынуждены отдавать ему приоритет перед перевозкой леса и другой промышленной продукции. Наращивание объемов добычи и перевозки угля должно расцениваться как одно из направлений развития отрасли, но требуется и развитие альтернативных производств — выпуск кокса, диметилового эфира, других продуктов высокого передела. Несмотря на большое количество разведанных запасов нефти и газа, от угля отказываться нельзя, уголь — это подарок судьбы. Просто нужно научиться использовать его более экологично.
2. Инвестиционный проект
2.1 Характеристика инвестиционного проекта
Богучанская ГЭС (приложение 1) — крупнейший объект гидроэнергетического строительства в Восточной Сибири и России. Строительство Богучанской ГЭС на р. Ангаре ведется с 1975 г. На данный момент объем работ по строительству выполнен на 72%.
Состав сооружений ГЭС:
· гравитационная бетонная плотина высотой 79 м и длиной 776 м;
· каменно-набросная плотина с асфальтово-бетонной диафрагмой;
· приплотинное здание ГЭС;
· судоходный шлюз.
По утвержденному проекту 1979 года ГЭС должна иметь мощность 3000 МВт, среднегодовую выработку 17,6 млрд. кВт.ч. В здании ГЭС должны быть установлены 9 радиально-осевых гидроагрегатов мощностью по 333 МВт, работающих при расчетном напоре 67 м. Напорные сооружения ГЭС (длина напорного фронта 2587 м.) создадут крупное Богучанское водохранилище площадью 2326 км², полным объемом 58,2 км³. При подготовке ложа водохранилища затапливается 149,5 тыс. га земель, в том числе 29,6 тыс. га сельхозугодий, необходимо переселить 12,2 тыс. человек (часть населения уже переселена) из 31 населенного пункта.
Богучанская ГЭС спроектирована институтом «Гидропроект».
Окончание строительства позволит ликвидировать дефицит мощности в регионе, что будет способствовать сдерживаемому в настоящее время развитию промышленности. Строительная готовность по генподряду - 57%, в т. ч. пускового комплекса первых трех агрегатов - 78%.
Проект предусматривает достройку Богучанской ГЭС в две очереди. Первая очередь включает в себя два этапа:
· 1-й этап, ввод 2007 г. - производство электроэнергии 4,3 млрд. кВт ч в год (540 МВт)
· 2-й этап, ввод 2009 г. - производство электроэнергии 13,0 млрд. кВт ч в год (1620 МВт).
Вторая очередь, ввод 2010 г. (выход на проектную мощность): производство электроэнергии до 17,6 млрд. кВт ч в год (3000 МВт).
Общий объем финансирования достройки - 43 587,6 млн. рублей: в т. ч. первая очередь - 34 977,6 млн. рублей; вторая очередь - 9 610 млн. рублей.
Строительство ГЭС осуществляется ОАО «Богучанская ГЭС», входящим в состав ОАО «РусГидро». 64 % акций ГЭС принадлежит «РусГидро», около 27 % — у структур «Русского алюминия».
Достройка гидроэлектростанции имеет огромное значение для развития Нижнего Приангарья и Сибирского экономического региона в целом. Более половины электроэнергии, вырабатываемой ГЭС, планируется использовать на строящемся алюминиевом заводе. Летом 2005 компании договорились реализовать совместный проект Богучанского энергометаллургического объединения (БЭМО), в партнерстве построив и запустив ГЭС и новый алюминиевый завод «Русала» мощностью 597 000 т. первичного алюминия в год. Стоимость достройки ГЭС оценивается в $1,5 млрд., обустройство зоны затопления — еще в $326 млн. 14 июня 2006 комплексный проект развития Нижнего Приангарья, включающий достройку Богучанской ГЭС, получил государственную поддержку в виде финансирования затрат на сооружение инфраструктуры из средств инвестиционного фонда в размере 34,41 млрд. рублей. Эти средства пойдут на реконструкцию участков автодороги Канск-Абан-Богучаны-Карабула-Кодинск (4,2 млрд. рублей), строительство моста через Ангару с участком автодороги Богучаны-Ярки-Ангарский (4,3 млрд. рублей), строительство железной дороги Карабула-Ярки (5,15 млрд. рублей), геологоразведку по твердым ископаемым (0,9 млрд. рублей), софинансирование разработки технико-экономического обоснования и проектно-сметной документации еще по 10 инвестиционным проектам (450 млн. рублей), подготовку зоны затопления Богучанской ГЭС (8,8 млрд. рублей).
Потенциальные потребители электроэнергии Богучанской ГЭС:
· Новый Алюминиевый завод, меморандум о строительстве которого подписан владельцем "РУСАЛа" Олегом Дерипаской и губернатором Красноярского края Александром Хлопониным в 2004 г.;
· ФОРЭМ
· ОАО "Красноярскэнерго"
· местные и региональные потребители
· соседняя с Красноярским краем Иркутская область, где к 2010 г. ожидается дефицит электроэнергии
· объекты Нижнего Приангарья
· экспорт электроэнергии в КНР
· лесоперерабатывающие предприятия, в том числе ЦБК, инвесторами которых могут стать "Евразхолдинг" и "Континенталь-менеджмент".
Наилучший вариант - направить всю производимую электростанцией энергию на обеспечение новых инвестиционных проектов, от успеха реализации которых зависит пополнение доходной части бюджета объединенного Красноярского края.
2.2 Экологическая обстановка
Среди «страшных» последствий ввода в эксплуатацию БоГЭС приводятся затопленные исторические и археологические памятники. Между тем за несколько лет до пуска ГЭС можно успеть собрать весь ценный материал, позаботиться о памятниках, которые сегодня особо никто не изучает и не сохраняет и которые сами по себе потихоньку разрушаются. Важно понимать, что самое ценное для страны – это люди, которые с переездом на новое, более комфортное место жительства сохранят память и историю своей малой родины.
Богучанская ГЭС – четвертая гидростанция на Ангаре. Предшествующие три окажут положительное влияние на ее работу. Как и Красноярская ГЭС, Богучанка – гидростанция руслового типа. Новосибирское водохранилище разливается по равнине, волжские гидростанции затопили огромные площади. В этом отношении Богучанская ГЭС выигрышнее, потому что ее водохранилище довольно узкое. Приток воды в Богучанское водохранилище будет равномернее, а колебания уровня – сглаженнее. Для экологической обстановки это лучше. Будут более стабильные условия для размножения рыбы. Что касается влияния ГЭС и водохранилища на качество ангарской воды, нужно помнить, что качество воды в большей мере определяется теми предприятиями, которые находятся на берегах рек. Качество воды в Ангаре уже сформировалось предприятиями Иркутска, Братска, других городов. Сегодня самое главное – борьба за очистку воды на предприятиях, которые потребляют воду рек, впадающих в водохранилище.
Очередной миф – водохранилище портит воду. На самом деле оно ее очищает. Это природный отстойник, у которого есть береговая растительность, есть кислород. Происходит самоочистка. Богучанское водохранилище будет очищать ту воду, которая в него приходит. Река, конечно, изменится, но водохранилище – это тоже благо. Акватория водохранилища очищает воздух. Не зря ведь между промышленными зонами и спальными районами рекомендуется устраивать большие водоемы.
Говоря об альтернативных источниках энергии, нужно помнить, что если бы мы использовали вместо гидростанции много ТЭЦ (то есть сжигали уголь), то загрязнение воздуха и земли было бы гораздо больше. Значительное преимущество ГЭС в том, что она совершенно не загрязняет воздух, а влияние на микроклимат заключается в незначительном повышении температуры.
Водохранилище Богучанской ГЭС – экологически безопасный объект. Такой вывод был сделан учеными однозначно. Для ОАО «ГидроОГК» и ОАО «Богучанская ГЭС» вопросы экологии гидроэнергетики являются приоритетными. Решением Совета директоров ОАО «ГидроОГК» утверждена Программа реализации экологической политики на 2006 – 2008 гг. Целями Программы являются повышение уровня экологической безопасности, рост капитализации компании за счет обеспечения надежного и экологически безопасного производства энергии, комплексный подход к использованию природных ресурсов.
Часть земли и природных богатств, действительно, останется под водой. Но нужно признать, что согласно экономическим расчетам эффект от строительства ГЭС гораздо выше, чем простая добыча руд, вырубка леса и сельское хозяйство. Богатства Приангарья могут навсегда остаться в земле, если не будет надежной основы для развития производства. Безопасной основы – ведь Богучанская ГЭС отвечает требованиям «оберегающей концепции технического прогресса».
Ангарская сосна не может бесконечно нести на себе весь груз цивилизации. Необходимы другие виды бизнеса помимо вырубки леса. Экономика территории может быть диверсифицирована за счет реализации проекта БЭМО. Таким образом, Приангарье станет особой зоной развития. Это инструмент повышения конкурентоспособности и достижения стратегических целей не только Красноярского края, но и всей страны.
2.3 План производства
В рамках реализации проекта 31 мая 2006 года компании ГидроОГК и РУСАЛ подписали соглашение о совместной реализации проекта Богучанского энерго-металлургического объединения (БЭМО). Проект включает в себя завершение строительства Богучанской ГЭС и строительство алюминиевого завода. Реализация проекта осуществляется партнерами на паритетных началах. Проект БЭМО включает в себя достройку Богучанской ГЭС установленной мощностью 3000 МВт на реке Ангара и строительство алюминиевого завода мощностью 600 000 тонн год, который станет одним из основных потребителей вырабатываемой на ГЭС электроэнергии. Запуск первой очереди ГЭС и завода планируется в 2009 году.
По итогам 2006 года утвержденный график строительства гидроэлектростанции выполнен полностью, в том числе основная задача - достижение отметки 151 метр по всей длине каменно-набросной плотины. В полном объёме с опережением графика выполнены работы по выемке грунта - 576 тыс. м3, по насыпи скального грунта, устройству переходных слоев, дренажей и фильтров каменно-набросной плотины - 1 миллион 528 тысячи м3. Кроме того, с опережением графика реализованы бетонные работы - уложено 107,6 м3 бетона, в соответствии с запланированным объёмом смонтировано 2 миллиона 156 тонн металлоконструкций. Суммарный объём финансирования Богучанской ГЭС в 2006 году составил 5 миллиардов рублей.
В департаменте стратегических коммуникаций ОАО «Богучанская ГЭС» также напомнили ключевые события 2006 года:
•Проведен конкурс на поставку гидротурбин для Богучанской ГЭС.
•Правительством РФ принято решение о выделении 3,05 миллиарда рублей на проведение мероприятий по подготовке зоны водохранилища ГЭС.
•Корпорацией развития Красноярского края оформлена заявка по выделению 20,7 миллиарда рублей из Инвестиционного Фонда РФ на строительство схемы выдачи мощности.
•Начаты работы по проведению оценки воздействия строительства Богучанской ГЭС на окружающую среду (ОВОС), включающую общественные слушания по вопросам достройки станции.
•Разработано технико-экономическое обоснование (ТЭО) строительства Богучанского алюминиевого завода мощностью 600 000 тонн металла в год.
•Выбрана площадка под строительство завода, начата работа по оформлению земельного участка.
•Проведена оценка воздействия на окружающую среду строительства алюминиевого завода и общественные слушания.
В 2007 году строительство Богучанской ГЭС продолжилось в соответствии с согласованными партнерами БЭМО планами. Суммарный объём инвестиций в 2007 году в строительство Богучанской ГЭС составит 10,04 миллиарда рублей.
В 2007 году на строительстве Богучанской ГЭС:
· уложено 190 тыс. м3 бетона
· монтаж металлоконструкций и гидромеханического оборудования осуществлен с опережением плана - 3 275 тонн
· выполнены работы по замыканию шести водоводов, начат монтаж затворов водосброса №1
· со второго квартала развернуты работы по монтажу гидросилового оборудования (ГСО) на трех агрегатных секциях. За год смонтировано 1 076 тонн ГСО
· завершены работы по проходке и обетонированию первой очереди дренажного тоннеля
· земельно-скальные работы выполнены в объеме 3 647 тыс. м3
· уложено 16 330 м3 асфальтобетона
· выполнена программа по глубинной цементации 50 тыс. п. м.
· завершено строительство первой очереди вахтового поселка. Введены в эксплуатацию 10 общежитий на 102 места, столовая на 100 посадочных мест, баня-прачечная, отделение связи, здравпункт, КБО, спортзал-кинозал и магазин.
В июле 2007 года в Красноярском крае и Иркутской области состоялись общественные слушания по материалам «Социальной и экологической оценки строительства Богучанской ГЭС мощностью 3 000 МВт» (СиЭО), выполненной в соответствии с международными банковскими требованиями. В декабре 2007 года в Богучанском районе состоялись общественные слушания по проекту строительства Богучанского алюминиевого завода. Ведутся работы по подготовке Оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС) Богучанской ГЭС. Общественные слушания материалов ОВОС запланированы на лето 2008 года.
В 2008 году инвесторы проекта БЭМО повысят объем финансирования до 22,45 млрд рублей. В планах этого года увеличение объемов работ на строительстве ГЭС в полтора-два раза.
В 2008 году на строительной площадке Богучанского алюминиевого завода будет закончена вертикальная планировка, выемка грунта, подготовка основания для устройства фундаментов под строительство корпусов электролиза, анодного и литейного отделений БоАЗа. Ведутся наладочные работы по бетонному заводу. Начнется возведение каркасов новых зданий и сооружений, чтобы в 2009 году приступить к монтажу оборудования. Кроме того, намечен разворот строительства жилого поселка, формирование нулевых циклов цехов электролиза, монтаж и запуск бетонного завода и дробильно-сортировочного хозяйства, а также разработка и реализация программы развития персонала.
БоАЗ оснастят электролизерами РА-300. Это передовая разработка Инженерно-технологического центра Объединенной компании РУСАЛ. Такая технология производства алюминия исключает выбросы вредных веществ. Технико-экономическое обоснование проекта разработано Всероссийским алюминиево-магниевым институтом в Санкт-Петербурге при участии международной инжиниринговой компании Bechtel.
С мая 2008 года планируется начать поставку рабочих механизмов гидротурбины первой и второй агрегатных секций. Рабочие колеса, произведенные ОАО «Силовые машины», доставят на стройку в навигацию 2008 года. Кроме того, до конца 2008 года на станцию будут поставлены гидрогенератор для первой агрегатной секции, гидроприводы водосброса № 1 и временных строительных отверстий (поставщик — ЗАО НПК «Эллирон»), основные и ремонтные затворы водосброса № 1 (ОАО «Трест Гидромонтаж», г. Москва).
Начало монтажа первой турбины Богучанской ГЭС намечено на 30 марта 2009 года. Для транспортировки крупногабаритного оборудования от причала к машинному залу будет проведен отдельный железнодорожный путь и гидростроители приступят к выполнению очередного этапа строительства.
Согласно утвержденной инвестиционной программе «РусГидро», первые гидроагрегаты станции будут пущены в конце 2010 года.
Проект БЭМО является примером государственно-частного партнерства. В рамках программы «Комплексное развитие Нижнего Приангарья» за счет средств Инвестиционного фонда РФ в размере 34,41 млрд рублей (1,3 млрд. долларов) в 2006-2009 гг. будут профинансированы работы по созданию необходимой сетевой инфраструктуры в регионе. Реализация проекта БЭМО станет ключевым элементом программы развития Нижнего Приангарья, которая предполагает строительство целлюлозно-бумажного комбината, разработку газоконденсатных и железо-рудных месторождений, сооружение железнодорожной ветки и сети автомобильных дорог. БЭМО будет способствовать созданию в регионе свыше 10 000 новых рабочих мест и обеспечит дополнительные налоговые поступления в бюджеты всех уровней.
2.4 Организационная структура проекта
Ключевые участники проекта:
· Инвестор проекта. Лицо или группа лиц, предоставляющая финансовые ресурсы - деньгами или в натуральном выражении - для проекта.
· Консультант проекта. Организация, осуществляют надзор за правильностью исполнения проекта. Организация, осуществляющая надзор за правильностью расходования средств, выделяемых на реализацию проекта.
· Заказчик/пользователь. Лицо или организация, которые будут использовать результаты/продукт проекта.
· Руководитель проекта. Лицо ответственное за достижение результатов проекта.
· Генеральный подрядчик проекта. Предприятие, чьи сотрудники непосредственно участвуют в исполнении проекта.
· Менеджер (управляющий) проекта. Лицо, ответственное за реализацию процессов управления проектом.
· Члены команды проекта. Группа, которая выполняет работы по проекту.
· Команда управления проектом. Члены команды проекта, непосредственно занятые в управлении его операциями.
В случае с Богучанской ГЭС инвесторами проекта являются ОАО «РусГидро», «Русский алюминий», Инвестиционный фонд РФ,государственный бюджет,федеральные органы (в лице администрации Иркутского и Красноярского края),и другие кредитные организации.
РАО «ЕЭС России» (www.rao-ees.ru) контролирует большую часть электроэнергетики России, занимающей 4-е место в мире по объему производства электроэнергии. На РАО «ЕЭС России» приходится 72% установленной мощности РФ, 69% производства электрической энергии, 32% производства тепла, 96% высоковольтных сетей РФ Владеет имуществом магистральных линий электропередачи и электрических подстанций, формирующих Единую энергетическую систему России, акциями АО — электростанций федерального уровня, региональных энергоснабжающих организаций, Центрального диспетчерского управления и других организаций, обслуживающих Единую энергетическую систему
ОАО «ГидроОГК» — компания объединит порядка 50 гидроэлектростанций страны общей установленной мощностью 22,6 ГВт. По установленной мощности Холдинг «ГидроОГК» (головная компания — дочернее общество РАО «ЕЭС России» — и все ее «дочки») в России уступает лишь компании «Росэнергоатом». В мировом масштабе среди гидрогенерирующих компаний по этому показателю «ГидроОГК» также занимает второе место после канадской «Hydro Quebec».
Консультантами по проекту финансирования достройки Богучанской ГЭС выступил консорциум в составе Вэб-инвест Банка, инжиниринговых компаний – SNC-Lavalin International Inc. и The West Group of Companies, Inc. и юридической компании Baker & McKenzie завершил работу.
SNC-Lavalin Group, Inc. (www.snc-lavalin.com) — одна из ведущих групп инжиниринговых и строительных компаний в мире. Является лидером в области управления инжинирингом и строительством энергетических систем и обладает более чем 85-летним опытом работы с плотинами и гидроэлектростанциями. SNC-Lavalin International, Inc. — дочерняя компания SNC-Lavalin Group, отвечающая за все зарубежные проекты, выполняемые подразделениями материнской компании за пределами Канады. Компании группы SNC-Lavalin располагают офисами в 30 странах мира и проводят операции примерно в 100 странах.
The West Group of Companies, Inc.(www.westgrps.com) – международный вертикально интегрированный инженерно-конструкторский холдинг, предоставляющий услуги по проектированию, экспертизе и реализации проектов на территории Северной Америки, Ближнего Востока, России, Белоруссии, Украины и Латвии. В состав The West Group of Companies входит одна из старейших мировых инженерно-конструкторских компаний Cochrane Group Inc. (www.cochrane-group.ca), до 1995 года работавшая в составе объединенной компании Cochrane-SNC Lavalin и обладающая 30-летним опытом инженерно-конструкторского проектирования и строительства гидроэлектростанций и прочих энергетических и промышленных объектов. The West Group of Companies Inc имеет филиалы и представительства в различных регионах мира, в том числе и в России.
Baker & McKenzie (www.bakernet.com) — международная юридическая фирма, оказывающая услуги клиентам в 38 странах мира. В 68 представительствах фирмы работают свыше 3,200 высококлассных юристов, из которых в российских представительствах работает 60 человек. Компания предоставляет консультационные юридические услуги во всех секторах экономики и является лидером рынка в области проектов, связанных с инфраструктурой.
Вэб-инвест Банк (www.web-investbank.ru) — независимый инвестиционный банк, центр диверсифицированной финансовой группы. Специализируется на организации облигационных выпусков, корпоративном финансировании, сделках M&A, управлении активами, брокерских услугах. В 2003-2004 гг. Вэб-инвест Банк принимал участие в более чем 80 сделках по привлечению финансирования для российских корпораций и субъектов федерации.
Заказчик проекта и генеральный подрядчик – ОАО «Богучанская ГЭС».
Субподрядчики проекта:
- ОАО "Силовые машины" (изготовление и отгрузка оборудования гидротурбины №1) - концерн "Силовые машины" – ведущий российский производитель и поставщик оборудования для гидравлических, тепловых и атомных электростанций, а также для электростанций с комбинированным парогазовым циклом.
- ЗАО НПК «Эллирон»(поставщик гидрогенератор для первой агрегатной секции, гидроприводы водосброса № 1 и временных строительных отверстий) - одним из лидеров в области инжиниринга, производства и поставки продукции для предприятий нефтегазодобывающей отрасли на территории РФ.
- ОАО «Трест Гидромонтаж», г. Москва (основные и ремонтные затворы водосброса № 1)- на сегодня это крупнейшее предприятие России по ремонту, конструированию, проектированию и т.д.
- «Группа компаний АйТи» (создание информационной инфраструктуры) - один из ведущих отечественных системных интеграторов, предоставляет услуги по созданию и сопровождению корпоративных информационных систем.
3. Расчетная часть
3.1 Результаты финансового анализа
Сравнение различных вариантов проекта и выбор лучшего из них рекомендуется производить с использованием следующих основных показателей:
-чистый дисконтированный доход ЧДД (NPV);
-внутренняя норма доходности ВНД (IRR);
-индекс доходности;
-срок окупаемости, лет.
Как следует из таблицы №1, тариф на электроэнергию – константа. На протяжении ряда лет увеличивается количество блоков в эксплуатации, как следствие, возрастает количество вырабатываемой электроэнергии и растет объем реализованной продукции. В связи с этим растет и выручка от реализации электроэнергии.
Табл. 1. Программа производства и реализации
| Годы | 1995 | 1996 | 1997 | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 |
| Установленная мощность блока, МВт | 80 | 80 | 80 | 80 | 80 | 80 | 80 | 80 | 80 | 80 | 80 | 80 | ||
| Число блоков | 2 | 4 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 | ||
| Выработка эл/энергии, млн.кВт.ч | 0 | 0 | 177 | 2170 | 3500 | 3500 | 3500 | 3500 | 3500 | 3500 | 3500 | 3500 | 3500 | 3500 |
| Расход эл/эн. на собств.нужды, млн.кВт.ч | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 |
| Объем реализации эл/энергии,млн.кВт.ч | 0,00 | 0,00 | 177,00 | 2170,00 | 3500,00 | 3500,00 | 3500,00 | 3500,00 | 3500,00 | 3500,00 | 3500,00 | 3500,00 | 3500,00 | 3500,00 |
| Тариф на электроэнергию, руб/кВт.ч | 60,00 | 60,00 | 60,00 | 60,00 | 60,00 | 60,00 | 60,00 | 60,00 | 60,00 | 60,00 | 60,00 | 60,00 | 60,00 | 60,00 |
| Выручка от реализации эл/эн.,млрд.руб | 0,000 | 0,000 | 10,620 | 130,200 | 210,000 | 210,000 | 210,000 | 210,000 | 210,000 | 210,000 | 210,000 | 210,000 | 210,000 | 210,000 |
Табл.2. Капитальные вложения млрд. руб.
| Годы | 1995 | 1996 | 1997 | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | |||
| Объекты основного производств. назначения | 222,04 | 50,40 | 64,68 | 70,00 | 36,96 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | ||
| Оборудование | 338,00 | 88,00 | 107,60 | 112,00 | 30,40 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | ||
| Объекты подсобного производ. назначения | 3,36 | 0,00 | 0,00 | 1,68 | 1,68 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | ||
| Объекты энергетического хозяства | 4,76 | 0,00 | 1,68 | 2,52 | 0,56 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | ||
| Объекты транспортного хозяйства и связи | 8,40 | 0,00 | 3,36 | 3,92 | 1,12 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | ||
| Наружные сантехнические сети | 3,36 | 0,00 | 1,12 | 1,68 | 0,56 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | ||
| Благоустройство территории гидроузла | 4,48 | 0,00 | 0,00 | 1,68 | 2,80 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | ||
| Временные здания и сооружения | 22,40 | 16,80 | 5,60 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | ||
| Прочие работы и затраты | 175,56 | 33,60 | 33,60 | 41,16 | 67,20 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | ||
| Резерв средств на непредвид.работы и затраты | 77,00 | 15,40 | 15,40 | 15,40 | 30,80 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | ||
| Затраты по созданию водохранилища | 227,36 | 70,00 | 72,80 | 84,56 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | ||
| Итого затраты на промстроительство | 1086,72 | 274,2 | 305,84 | 334,6 | 172,08 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | ||
| Ранее вложенные средства | 2260,40 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | ||
| Обслуживание долга | 55,53 | 125,66 | 211,90 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | ||||
| Прирост оборотного капитала | 0,21 | 0,94 | 0,21 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | ||||
| Итого суммарные капвложения | 1481,16 | 274,20 | 361,57 | 461,20 | 384,19 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | ||
| Инвестиции в виде акционерн.капитала, % | 10,00 | 27,42 | 36,16 | 46,12 | 38,42 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | ||
| Инвестиции в виде заемного капитала
, % |
90,00 | 246,78 | 325,42 | 415,08 | 345,77 | 0,00 | |||||||||||
Табл. 3. Норма амортизации на реновацию, %
| Годы | 1995 | 1996 | 1997 | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 |
| Основная и дополн. зар. плата, млрд.руб. | ||||||||||||||
| Ежегодные затраты | 0,00 | 0,00 | 1,00 | 5,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 |
| Затраты на капитальный ремонт | ||||||||||||||
| Амортизация | 0,00 | 0,00 | 5,94 | 37,96 | 37,96 | 37,96 | 37,96 | 37,96 | 37,96 | 37,96 | 37,96 | 37,96 | 37,96 | 37,96 |
| Основная и дополн. зар. плата, млрд.руб. | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Обязат. отчисления от зар.платы, млрд.руб | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Расходы по содерж. и эксплуат. оборудов. | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Текущий ремонт | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Запчасти и вспомогательные средства | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Общестанционные расходы, млрд.руб | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Ежегодные затраты | 0,00 | 0,00 | 1,00 | 5,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 |
| Итого производственные издержки, млрд.руб | 0,00 | 6,94 | 43,46 | 44,46 | 44,46 | 44,46 | 44,46 | 44,46 | 44,46 | 44,46 | 44,46 | 44,46 | 44,46 | 44,46 |
Табл. 4. Производственные издержки
| Годы | 1995 | 1996 | 1997 | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 |
| Текущий ремонт | ||||||||||||||
| Запчасти и вспомогательные средства | ||||||||||||||
| Общестанционные расходы, млрд.руб | ||||||||||||||
| Ежегодные затраты | 0,00 | 0,00 | 1,00 | 5,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 |
| Затраты на капитальный ремонт | ||||||||||||||
| Амортизация | 0,00 | 0,00 | 5,94 | 37,96 | 37,96 | 37,96 | 37,96 | 37,96 | 37,96 | 37,96 | 37,96 | 37,96 | 37,96 | 37,96 |
| Основная и дополн. зар. плата, млрд.руб. | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Обязат. отчисления от зар.платы, млрд.руб | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Расходы по содерж. и эксплуат. оборудов. | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Текущий ремонт | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Запчасти и вспомогательные средства | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Общестанционные расходы, млрд.руб | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Ежегодные затраты | 0,00 | 0,00 | 1,00 | 5,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 | 6,50 |
| Итого производственные издержки, млрд.руб | 0,00 | 6,94 | 43,46 | 44,46 | 44,46 | 44,46 | 44,46 | 44,46 | 44,46 | 44,46 | 44,46 | 44,46 | 44,46 | 44,46 |
Из таблицы №2 видно, что годовые капитальные вложения растут по мере строительства объекта, т.е. с 1995 по 1998 годы, и в частности они достигают своего максимального значения в 1997 году, при окончании создания водохранилища, с 1999 года, капитальные вложения не производятся, так как начинается эксплуатация станции и не производится никаких строительных работ. Графа «капитальные вложения нарастающим итогом» (табл. №3) так же высокими темпами растет в период строительства проекта, в период эксплуатации строительные работы не производятся и сумма не меняется. Во время первоначального строительства амортизационная база отсутствует, следовательно, начисления не производятся. Начисление амортизации начинается с 1997 года, когда в эксплуатацию вводятся первые два энергоблока. Амортизационные отчисления увеличиваются в зависимости от ввода в эксплуатацию нового оборудования. Производственные издержки, которые образуются из суммы ежегодных затрат и амортизации так же зависят от вводимого в эксплуатацию оборудования и соответственно увеличиваются при его вводе.
Табл. 5. Источники финансирования
| Годы | 1995 | 1996 | 1997 | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 |
| Акции | 27,42 | 36,16 | 46,12 | 38,42 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Субсидии, дотации | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | ||||||||||
| Займы: | 246,78 | 325,42 | 415,08 | 345,77 | 0,00 | |||||||||
| Займ 1 | 246,78 | |||||||||||||
| Год начала получения | 1995 | |||||||||||||
| Срок погашения, в годах | 8 | |||||||||||||
| Льготный период, в годах | 0 | |||||||||||||
| Процентная ставка ,% | 10 | |||||||||||||
| Способ погашения кредита (1 или 2) : | 2 | |||||||||||||
| 1 - с постоянным аннуитетом (величина ежегодных выплат - постоянна) | ||||||||||||||
| 2 - с переменным аннуитетом (величина погашения основной суммы долга - постоянна) | ||||||||||||||
| Периодические выплаты, млрд. руб. | ||||||||||||||
| Погашение основной суммы долга | 0,00 | 30,85 | 30,85 | 30,85 | 30,85 | 30,85 | 30,85 | 30,85 | 30,85 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Выплаты процентов за кредит | 0,00 | 24,68 | 21,59 | 18,51 | 15,42 | 12,34 | 9,25 | 6,17 | 3,08 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Дебетовое сальдо по ссуде | 246,78 | 215,93 | 185,09 | 154,24 | 123,39 | 92,54 | 61,70 | 30,85 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Займ 2 | 325,42 | |||||||||||||
| Год начала получения | 1996 | |||||||||||||
| Срок погашения, в годах | 8 | |||||||||||||
| Льготный период, в годах | 0 | |||||||||||||
| Процентная ставка,% | 10 | |||||||||||||
| Способ погашения кредита (1 или 2) : | 2 | |||||||||||||
| 1 - с постоянным аннуитетом (величина ежегодных выплат - постоянна) | ||||||||||||||
| 2 - с переменным аннуитетом (величина погашения основной суммы долга - постоянна) | ||||||||||||||
| Периодические выплаты, млрд. руб. | ||||||||||||||
| Погашение основной суммы долга | 0,00 | 0,00 | 40,68 | 40,68 | 40,68 | 40,68 | 40,68 | 40,68 | 40,68 | 40,68 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Выплаты процентов за кредит | 0,00 | 0,00 | 32,54 | 28,47 | 24,41 | 20,34 | 16,27 | 12,20 | 8,14 | 4,07 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Дебетовое сальдо по ссуде | 0,00 | 325,42 | 284,74 | 244,06 | 203,39 | 162,71 | 122,03 | 81,35 | 40,68 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Займ 3 | 415,08 | |||||||||||||
| Год начала получения | 1997 | |||||||||||||
| Срок погашения, в годах | 8 | |||||||||||||
| Льготный период, в годах | 0 | |||||||||||||
| Процентная ставка,% | 10 | |||||||||||||
| Способ погашения кредита (1 или 2): | 2 | |||||||||||||
| 1 - с постоянным аннуитетом (величина ежегодных выплат - постоянна) | ||||||||||||||
| 2 - с переменным аннуитетом (величина погашения основной суммы долга - постоянна) | ||||||||||||||
| Периодические выплаты, млрд. руб. | ||||||||||||||
| Погашение основной суммы долга | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 51,88 | 51,88 | 51,88 | 51,88 | 51,88 | 51,88 | 51,88 | 51,88 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Выплаты процентов за кредит | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 41,51 | 36,32 | 31,13 | 25,94 | 20,75 | 15,57 | 10,38 | 5,19 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Дебетовое сальдо по ссуде | 0,00 | 0,00 | 415,08 | 363,19 | 311,31 | 259,42 | 207,54 | 155,65 | 103,77 | 51,88 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Займ 4 | 345,77 | |||||||||||||
| Год начала получения | 1998 | |||||||||||||
| Срок погашения, в годах | 8 | |||||||||||||
| Льготный период, в годах | 0 | |||||||||||||
| Процентная ставка,% | 10 | |||||||||||||
| Способ погашения кредита (1 или 2) : | 2 | |||||||||||||
| 1 - с постоянным аннуитетом (величина ежегодных выплат - постоянна) | ||||||||||||||
| 2 - с переменным аннуитетом (величина погашения основной суммы долга - постоянна) | ||||||||||||||
| Погашение основной суммы долга | 43,22 | 43,22 | 43,22 | 43,22 | 43,22 | 43,22 | 43,22 | 43,22 | 0,00 | 0,00 | ||||
| Выплаты процентов за кредит | 34,58 | 30,25 | 25,93 | 21,61 | 17,29 | 12,97 | 8,64 | 4,32 | 0,00 | 0,00 | ||||
| Дебетовое сальдо по ссуде | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 345,77 | 302,55 | 259,33 | 216,11 | 172,88 | 129,66 | 86,44 | 43,22 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Краткосрочный банковский кредит | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Всего финансовые средства | 274,20 | 361,57 | 461,20 | 384,19 | 0,00 | |||||||||
В таблице №5 описываются источники финансирования проекта, которые будут использоваться в процессе его реализации, это, прежде всего, акционерный капитал (10%), субсидии и дотации, а также система займов. Субсидии и дотации на реализацию данного проекта не выделяются. Инвестиции в виде акционерного капитала к заемному капиталу соотносятся как 1:9. Поскольку капитальные вложения производятся в течение первых четырех лет, то соответственно имеем четыре займа с переменным аннуитетом (величина погашения основной суммы долга переменна).
Табл.6. Расчет оборотного капитала
| Коэффициент оборачиваемости, в днях: | ||
| средний период расчета с дебиторами: | 60 | 6 |
| сред.период возоб.запасов вспом.средств | 30 | 12 |
| период оборачиваемости денежн.средств | 30 | 12 |
| средний период расчетов с кредиторами: | 30 | 12 |
Табл.7. Потребность в оборотном капитале
| Годы | 1995 | 1996 | 1997 | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 |
| Текущие активы: | 0,250 | 1,375 | 1,625 | 1,625 | 1,625 | 1,625 | 1,625 | 1,625 | 1,625 | 1,625 | 1,625 | 1,625 | ||
| дебиторская задолженность | 0,167 | 0,917 | 1,083 | 1,083 | 1,083 | 1,083 | 1,083 | 1,083 | 1,083 | 1,083 | 1,083 | 1,083 | ||
| запчасти и вспомогательные материалы | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | ||
| наличность | 0,083 | 0,458 | 0,542 | 0,542 | 0,542 | 0,542 | 0,542 | 0,542 | 0,542 | 0,542 | 0,542 | 0,542 | ||
| Текущие пассивы: | 0,042 | 0,229 | 0,271 | 0,271 | 0,271 | 0,271 | 0,271 | 0,271 | 0,271 | 0,271 | 0,271 | 0,271 | ||
| кредиторская задолженность | 0,000 | 0,000 | 0,042 | 0,229 | 0,271 | 0,271 | 0,271 | 0,271 | 0,271 | 0,271 | 0,271 | 0,271 | 0,271 | 0,271 |
| Итого оборотный капитал | 0,208 | 1,146 | 1,354 | 1,354 | 1,354 | 1,354 | 1,354 | 1,354 | 1,354 | 1,354 | 1,354 | 1,354 | ||
| Прирост оборотного капитала | 0,208 | 0,938 | 0,208 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 |
Дебиторская задолженность - абонентская задолженность потребителей за отпущенную им электроэнергию. Дебиторская задолженность растет по мере реализации производимой продукции, в электроэнергетике она является неотъемлемой частью производства. На стадии эксплуатации, после ввода всех энергоблоков прирост оборотного капитала отсутствует.
Табл.8. Потоки наличности
| Годы | 1995 | 1996 | 1997 | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 |
| Приток наличностей | 274,20 | 361,57 | 471,82 | 514,39 | 210,00 | 210,00 | 210,00 | 210,00 | 210,00 | 210,00 | 210,00 | 210,00 | 210,00 | 210,00 |
| Источники финансирования: | 274,20 | 361,57 | 461,20 | 384,19 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Акционерный капитал | 27,42 | 36,16 | 46,12 | 38,42 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Банковский кредит | 246,78 | 325,42 | 415,08 | 345,77 | 0,00 | |||||||||
| Краткосрочный банковский кредит | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | |
| Доход от продаж | 0,00 | 0,00 | 10,62 | 130,20 | 210,00 | 210,00 | 210,00 | 210,00 | 210,00 | 210,00 | 210,00 | 210,00 | 210,00 | 210,00 |
| Отток наличностей | -274,20 | -361,57 | -464,58 | -426,80 | -304,71 | -287,90 | -271,09 | -254,28 | -237,46 | -200,60 | -160,43 | -117,05 | -71,19 | -71,04 |
| Основные фонды | -204,20 | -233,04 | -250,04 | -172,08 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Текущие затраты в период строит-ва | -70,00 | -73,01 | -85,50 | -0,21 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Функционально-администрат.издержки | 0,00 | 0,00 | -1,00 | -5,50 | -6,50 | -6,50 | -6,50 | -6,50 | -6,50 | -6,50 | -6,50 | -6,50 | -6,50 | -6,50 |
| Выплаты по обязательствам: | ||||||||||||||
| выплаты процентов за кредит | 0,00 | -24,68 | -54,13 | -88,49 | -110,7 | -94,06 | -77,40 | -60,74 | -44,07 | -27,41 | -13,83 | -4,32 | 0,00 | 0,00 |
| погашение банковского кредита | 0,00 | -30,85 | -71,52 | -123,41 | -166,63 | -166,63 | -166,63 | -166,63 | -166,63 | -135,78 | -95,11 | -43,22 | 0,00 | 0,00 |
| погашение краткосрочного кредита | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | |
| Налог на имущество | 0,00 | 0,00 | -1,69 | -10,39 | -12,23 | -12,00 | -11,77 | -11,54 | -11,31 | -11,08 | -10,85 | -10,62 | -10,39 | -10,16 |
| Налог на прибыль | 0,00 | 0,00 | -0,70 | -26,72 | -8,62 | -8,70 | -8,78 | -8,86 | -8,94 | -19,82 | -34,14 | -52,38 | -54,30 | -54,38 |
| Превышение / дефицит | 0,00 | 0,00 | 7,24 | 87,59 | -94,71 | -77,90 | -61,09 | -44,28 | -27,46 | 9,40 | 49,57 | 92,95 | 138,81 | 138,96 |
| Денежные средства нарастающим итогом | 0,00 | 0,00 | 7,24 | 94,82 | 0,11 | -77,79 | -138,88 | -183,15 | -210,61 | -201,21 | -151,64 | -58,69 | 80,12 | 219,07 |
Табл.9. Отчет о чистых доходах
| Годы | 1995 | 1996 | 1997 | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 |
| Отчет о чистых доходах |
|
|||||||||||||
| Доход от продаж | 0,00 | 0,00 | 10,62 | 130,20 | 210,00 | 210,00 | 210,00 | 210,00 | 210,00 | 210,00 | 210,00 | 210,00 | 210,00 | 210,00 |
| Производственные издержки | 0,00 | 0,00 | -6,94 | -43,46 | -44,46 | -44,46 | -44,46 | -44,46 | -44,46 | -44,46 | -44,46 | -44,46 | -44,46 | -44,46 |
| Валовая прибыль | 0,00 | 0,00 | 3,68 | 86,74 | 165,54 | 165,54 | 165,54 | 165,54 | 165,54 | 165,54 | 165,54 | 165,54 | 165,54 | 165,54 |
| Налоговые льготы | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | -128,67 | -128,67 | -128,67 | -128,67 | -128,67 | -97,83 | -57,15 | -5,26 | 0,00 | 0,00 |
| Налогооблагаемая прибыль | 0,00 | 0,00 | 3,68 | 86,74 | 36,87 | 36,87 | 36,87 | 36,87 | 36,87 | 67,72 | 108,39 | 160,28 | 165,54 | 165,54 |
| Налог на имущество | 0,00 | 0,00 | -1,69 | -10,39 | -12,23 | -12,00 | -11,77 | -11,54 | -11,31 | -11,08 | -10,85 | -10,62 | -10,39 | -10,16 |
| Налог на прибыль | 0,00 | 0,00 | -0,70 | -26,72 | -8,62 | -8,70 | -8,78 | -8,86 | -8,94 | -19,82 | -34,14 | -52,38 | -54,30 | -54,38 |
| Погашение кредита - амортизация | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | -128,67 | -128,67 | -128,67 | -128,67 | -128,67 | -97,83 | -57,15 | -5,26 | 0,00 | 0,00 |
| Выплаты процентов за кредит | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | -110,73 | -94,06 | -77,40 | -60,74 | -44,07 | -27,41 | -13,83 | -4,32 | 0,00 | 0,00 |
| Чистая прибыль | 0,00 | 0,00 | 1,30 | 49,63 | -94,71 | -77,90 | -61,09 | -44,28 | -27,46 | 9,40 | 49,57 | 92,95 | 100,85 | 101,00 |
| Начисленные дивиденды (в размере 6%) | 0,00 | 0,00 | 3,81 | 6,58 | 8,89 | 8,89 | 8,89 | 8,89 | 8,89 | 8,89 | 8,89 | 8,89 | 8,89 | 8,89 |
| Выплаты дивидендов | 0,00 | 0,00 | 1,30 | 6,58 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 8,89 | 8,89 | 8,89 | 8,89 | 8,89 |
| Чистая прибыль с учетом амортизации | 0,00 | 0,00 | 1,30 | 49,63 | -94,71 | -77,90 | -61,09 | -44,28 | -27,46 | 9,40 | 49,57 | 92,95 | 138,81 | 138,96 |
| Нераспределенная прибыль | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 43,05 | -94,71 | -77,90 | -61,09 | -44,28 | -27,46 | 0,51 | 40,68 | 84,07 | 129,92 | 130,07 |
| Аккумулированная нераспредел. прибыль | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 43,05 | -51,66 | -129,56 | -190,65 | -234,93 | -262,39 | -261,88 | -221,19 | -137,13 | -7,21 | 122,86 |
Табл.10.. Расчет NPV
| 1995 | 1996 | 1997 | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | |
| Чистый поток денежных средств | -27,42 | -67,00 | -38,88 | 49,17 | -94,71 | -77,90 | -61,09 | -44,28 | -27,46 | 9,40 | 49,57 | 92,95 | 138,81 | 138,96 |
| Чистый денеж.поток нарастающим итогом | -27,42 | -94,42 | -133,31 | -84,14 | -178,85 | -256,75 | -317,84 | -362,12 | -389,58 | -380,18 | -330,61 | -237,65 | -98,85 | 40,11 |
| Дисконтирован. чистый денежный поток | -27,42 | -61,47 | -32,73 | 37,97 | -67,10 | -50,63 | -36,42 | -24,22 | -13,78 | 4,33 | 20,94 | 36,02 | 49,35 | 45,32 |
| Дисконт.чистый ден.поток нараст. итогом | -27,42 | -88,89 | -121,62 | -83,65 | -150,75 | -201,38 | -237,80 | -262,02 | -275,81 | -271,48 | -250,54 | -214,52 | -165,17 | -119,84 |
График 1. Дисконтированный денежный поток и Дисконтированный денежный поток нарастающим итогом.
Показатели финансово – экономической эффективности.
| Чистая текущая стоимость (NPV) | 384,17 |
| Внутренняя норма доходности (IRR) | 15,27% |
| Срок окупаемости | 13 |
| Дисконтированный срок окупаемости | 17 |
Чистая текущая стоимость (
NPV) инвестиционного проекта = 384,17 млрд. NPVположителен, следовательно, проект является эффективным (при данной норме дисконта) и может рассматриваться вопрос о принятии проекта.
3.2 Анализ чувствительности проекта
Анализ чувствительности к срокам строительства.
Рассмотрим чувствительность проекта к срокам строительства, т.е. рассчитаем конечные показатели финансово – экономической эффективности, при условии, что срок строительства будет увеличено на 1 год и составит, вместо запланированных 2 лет, 3 года. Такая ситуация весьма вероятна вследствие ошибок во время проектирования или непредвиденных обстоятельств, которые могут возникнуть в период строительства.
Табл.11. Показатели финансово – экономической эффективности при увеличении сроков строительства на 1 год.
| Чистая текущая стоимость (NPV) | 235,15 |
| Внутренняя норма доходности (IRR) | 12,65% |
| Срок окупаемости | 16 |
| Дисконтированный срок окупаемости | 22 |
Таким образом, при увеличении сроков строительства на 1 год внутренняя норма доходности уменьшится на 2,62%. Можно сделать вывод, что увеличение срока строительства существенно скажется на финансово – экономических показателях эффективности проекта. Эффективность проекта снизится.
Анализ чувствительности проекта к изменению налога на прибыль
Рассмотрим 2 варианта изменения налога на прибыль.
1) налог на прибыль вырос на 7%;
2) налог на прибыль уменьшился на 5%
Базовый налог для расчетов 35%.
1) При увеличении на 7% налог составит 42%.
Табл.12.Показатели финансово–экономической эффективности при увеличении налога до 42%.
| Чистая текущая стоимость ( NPV ) | 319,42 |
| Внутренняя норма дохода ( IRR ) | 14,26% |
| Срок окупаемости | 14 |
| Дисконтированный срок окупаемости | 18 |
Как мы видим, внутренняя норма доходности снижается и составляет 14,26%. Снижение произошло на 1,01%. Таким образом можно видеть, что увеличение налога на прибыль на 7% - приводит к снижению ВНД. Дисконтированный срок окупаемости также увеличивается с 17 лет до 18 лет, т.е. на 6,66 %.
2) При уменьшении налога на 5% он составит 30%
Табл.13.Показатели финансово–экономической эффективности при уменьшении налога до 30%.
| Чистая текущая стоимость ( NPV ) | 430,43 |
| Внутренняя норма дохода ( IRR ) | 15,98% |
| Срок окупаемости | 13 |
| Дисконтированный срок окупаемости | 16 |
Этот вариант заключается в возможном снижении ставки налога на прибыль на 5% до 30%. Как видно из таблицы, такое событие оказало бы положительный эффект на проект. Внутренняя норма доходности увеличилась в этом случае на 0,71 % и составила 15,98%. Дисконтированный срок окупаемости при этом варианте сократится на 1 год и составит 16 лет, а рост NPV составил 12%. Но вариант снижения налоговой ставки маловероятен и очень близок к нулю.
Влияние тарифа на электроэнергию на эффективность проекта.
Рассмотрим 2 варианта влияния тарифа:
1) увеличение тарифа на 15 % до 69 руб/кВт ч;
2) уменьшение тарифа на 15 % до 51руб/кВт ч.
Тариф на электроэнергию играет роль отпускной цены продукции. Следовательно, увеличение цены продукта приведет к увеличению прибыли, и улучшит финансово-экономические показатели проекта. Уменьшение же цены приведет к сокращению выручки, и как следствие к сокращению прибыли и всех финансово-экономических показателей эффективности проекта. В реальности тариф на электроэнергии с каждым годом растет примерно на 15 % - 20%.
Табл. 19. Показатели финансово–экономической эффективности при увеличении тарифа:
| Чистая текущая стоимость (NPV) | 568,16 |
| Внутренняя норма дохода ( IRR) | 19,10% |
| Срок окупаемости | 12 |
| Дисконтированный срок окупаемости | 14 |
Как видно из таблицы внутренняя норма доходности составит 19,1%, срок окупаемости изменится на 3 года, проект признается эффективным.
Табл. 20. Показатели финансово–экономической эффективности при уменьшении тарифа:
| Чистая текущая стоимость (NPV ) | 200,19 |
| Внутренняя норма дохода ( IRR ) | 12,01% |
| Срок окупаемости | 15 |
| Дисконтированный срок окупаемости | 22 |
Внутренняя норма доходности уменьшится на 3,26% и составит 12,01%.
Изменение тарифа сильно влияет на финансово – экономическую эффективность проекта. 15% изменение тарифа приводит к 48% изменению NPV. Нельзя не отметить и большое увеличение срока окупаемости на 5 лет.
Итоговая таблица
| Показатель эффективности | Базовый вариант | Увелич-е срока стр-ва на год | Налог на прибыль | Тариф на электр. Энергию | ||
| +7% | -5% | +15% | -15% | |||
| Чистая текущая стоимость (NPV) | 384,17 | 235,15 | 319,42 | 430,43 | 568,16 | 200,19 |
| Внутренняя норма дохода (IRR) | 15,27% | 12,65% | 14,26% | 15,98% | 19,10% | 12,01% |
| Срок окупаемости | 13 | 16 | 14 | 13 | 12 | 15 |
| Дисконтированный срок окупаемости | 17 | 22 | 18 | 16 | 14 | 22 |
Заключение
В данном курсовом проекте была рассмотрена стандартная структура бизнес-плана, используемая в отечественных электроэнергетических компаниях. Произведена оценка эффективности инвестиций в регион, инвестиционная привлекательность проекта.
Финансовый раздел бизнес-плана играет существенную роль в оценке инвестиционных проектов и обосновании выбора одного из них. В последней части курсового проекта доказана его привлекательность, рентабельность и эффективность. Будущая ГЭС уже обеспечена большим количеством потребителей, занятых в энергоемких отраслях. Объем выручки по проекту растет, уже начиная с первого года ввода в эксплуатацию оборудования. Внутренняя норма доходности проекта в базовом варианте составляет 15,27%, что при размере ставки банковского займа в 10% говорит о его рентабельности. Чистая текущая стоимость по проекту составит 384,17 млрд. руб. Так же на время действия проекта обеспечивается более 15 тыс. рабочих мест.
Список литературы
1. Интернет – ресурсы:
www.boges.ru– официальный сайт Богучанской ГЭС
www.gidroogk.ru – официальный сайт ГидроОГК
http://www.expert.ru – сайт журнала Эксперт
http://www.rusal.ru/invest_4.aspx - Русал. Проект БЭМО
http://www.rushydro.ru/company - официальный сайт компании РусГидро
Приложение
Структура Богучанской ГЭС