По метод. 
указаниям

При сохранении тенденции проект завершится в срок.

Далее рассмотрим проект по состоянию на 19 месяцев работы. Календарный план представлен на рис.

9.

Работа месяцы 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 1 1,07 1,07 1,07 2 0,95 0,95 3 3,5 4 0,93 0,93 0,93 5 1,33 1,33 1,33 6 1,2 1,2 1,2 1,2 7 0,83 0,83 0,83 8 1,55 1,55 1,55 1,55 9 1 1 10 1,17 1,17 1,17 11 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 12 1,43 1,43 1,43 13 1,23 1,23 1,23 1,23 14 0,63 0,63 0,63 15 1,25 1,25 å1 1,07 2,02 2,02 2,26 2,26 2,26 1 5,7 3,92 4,75 5,98 5,04 3,7 3,7 1,67 1,67 1,67 1,25 1,25 å2 1,07 3,09 5,11 7,37 9,63 11,89 12,89 18,59 22,51 27,26 33,24 38,28 41,98 45,68 47,35 49,02 50,69 51,94 53,19

Рис.

9. Календарный график реализации проекта после 19 месяцев работы Базовые показатели проекта на эту дату будут следующими.

Табл.

10.Базовые показатели проекта после 19 месяцев работы Работа Плановые объемы (PV) Освоенные объемы (EV) Фактические затраты (AC) 1 3,21 3,21 3,21 2 1,9 1,9 1,9 3 3,5 3,5 3,5 4 2,79 2,35 2,35 5 3,99 3,66 3,66 6 4,8 4,8 4,8 7 2,49 2,49 2,49 8 6,2 6,2 6,2 9 2 2 2 10 3,51 3,51 3,51 11 5,2 5,2 5,2 12 4,29 4,29 4,29 13 4,92 4,92 4,92 14 1,89 1,89 1,89 15 2,5 2,5 2,5 Эти же данные представлены в виде S-кривых на рис.

10.

Рис.

10. Базовый план реализации проекта после двенадцати месяцев работы Рассчитаем аналитические показатели проекта по состоянию на 19 месяцев.

Табл.

11.Аналитические показатели проекта после двенадцати месяцев работы

№ Работа Плановые объемы (PV) Освоенные объемы (EV) Фактические затраты (AC) Отклонение по расписанию (SV= EV — PV) Отклонение по расписанию в % (SV%= SV/ PV) Отклонение по затратам (СV= EV — АС) Отклонение по затратам в % (СV%= СV/ ЕV) Индекс выполнения расписания (SPI= EV / PV) Индекс выполнения бюджета (СPI= EV / АС) 1 1 3,21 3,21 3,21 0 0 0 0 1 1 2 2 1,9 1,9 1,9 0 0 0 0 1 1 3 3 3,5 3,5 3,5 0 0 0 0 0 4 4 2,79 2,35 2,35 -0,44 -0,15 771 0 0 0,842 294 1 5 5 3,99 3,66 3,66 -0,33 -0,8 271 0 0 0,917 293 1 6 6 4,8 4,8 4,8 0 0 0 0 1 1 7 7 2,49 2,49 2,49 0 0 0 0 1 1 8 8 6,2 6,2 6,2 0 0 0 0 1 1 9 9 2 2 2 0 0 0 0 1 1 10 10 3,51 3,51 3,51 0 0 0 0 1 1 11 11 5,2 5,2 5,2 0 0 0 0 1 1 12 12 4,29 4,29 4,29 0 0 0 0 1 1 13 13 4,92 4,92 4,92 0 0 0 0 1 1 13 13 1,89 1,89 1,89 0 0 0 0 1 1 13 13 2,5 2,5 2,5 0 0 0 0 1 1

Прогнозные значения, которые по состоянию на 19 месяц становятся фактическими, проекта представлены в табл.

12.

Табл.

12. Прогнозные показатели проекта после двенадцати месяцев работы Прогнозный показатель Аббревиатура 12 месяц Прогнозная стоимость проекта ЕАС 53,19 Отклонение при завершении VAC 0 Отклонение при завершении, % VAC% 0% Прогнозная продолжительность проекта EACt 19

Таким образом, проект выполнен в срок и с соотвествии с начальным бюджетом.

Табл.

13. Аналитические показатели проекта в ходе реализации проекта Контрольные даты Отклонение по расписанию (SV) Отклонение по расписанию в % (SV%) Отклонение по затратам (СV) Отклонение по затратам в % (СV%) Индекс выполнения расписания (SPI) Индекс выполнения бюджета (СPI) Прогнозная стоимость проекта (ЕАС) Прогнозная продолжительность проекта (EACt) З месяца 0 0% 0 0% 1 1 53,19 19 6 месяцев -0,77 -4% -0,77 -4% 0,8 0,9 53,96 19,5 9 месяцев 0 0% 0 0% 1 1 53,19 19 12 месяцев 0 0% 0 0% 1 1 53,19 19 Нормативное значение 0 0% 0 0% 1 1 53,19 19

Общий бюджет проекта

Исходя из вышесказанного, при условиях:

а) наличия у ОАО «Добрянская ГРЭС» собственных средств из фонда амортизации в размере 1 012 млн. рублей, б) соблюдение соотношения собственных средств к заемным 30/70, был сформирован инвестиционный бюджет проекта (таблица 11.1).

Таблица 2: Инвестиционный бюджет с учетом структуры финансирования, млн. руб ИСТОЧНИКИ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ Собственные средства из тарифа 1 Оборудование 28 Собственные средства из амортизации 12 СМР 25 IPO 19 Средства стратегич. инвестора 15 Кредиты 6 Прочее ИТОГО: 53 ИТОГО: 53

Удельные капитальные затраты на единицу установленной мощности с учетом затрат на организацию финансирования при этом составят 19 833 руб./кВт.

Заемный капитал привлекается на следующих основных условиях:

Рублевый кредит:

использование 4 года, погашение 7 лет, ставка 10%.

Реализация проекта в рамках расширения Добрянской ГРЭС предполагает следующие риски для участников проекта:

Риск незавершения строительства энергоблока № 4 несут подрядчики и поставщики оборудования. Комфорт кредиторов зависит от рейтинга и репутации поставщиков и подрядчиков и качества контракта на проектирование, поставку и строительство. При этом могут потребоваться дополнительные гарантии ОАО «ОГК-1»

Риски, связанные с поставками газа, вероятно, будут приняты кредиторами, благодаря рейтингу и репутации ОАО «Газпром».

Операционные риски, связанные с эксплуатацией энергоблока № 4, вероятно, будут приняты кредиторами. Технический и управленческий опыт специалистов Добрянской ГРЭС достаточен для обеспечения комфорта кредиторов.

Риски, связанные со сбытом электроэнергии, производимой Добрянской ГРЭС, могут быть минимизированы в период до 2008 г., когда тарифы на электроэнергию подлежат государственному регулированию, при условии что для Добрянской ГРЭС будет установлен тариф, достаточный для покрытия всех текущих и инвестиционных затрат. Исходя из того, что Добрянская ГРЭС является одной из наиболее конкурентоспособных электростанций в России, у кредиторов есть основания для комфорта в период свободного рынка, что, однако, не снимает необходимости залога активов ОАО «ОГК-1».

Для минимизации политических и страновых рисков кредиторы должны будут прибегнуть к услугам специализированных страховых компаний.

Необходимыми условиями для привлечения кредитов является включение в тариф Добрянской ГРЭС дополнительной инвестиционной составляющей в размере 1029 млн. рублей.

Включение в тариф инвестиционной составляющей позволит Добрянской ГРЭС сформировать необходимый объем собственных средств, а также обеспечит возможность привлечения кредитных ресурсов в необходимом объёме.

Расчет стоимости проекта основан на сметах, разработанных Генпроектировщиком ОАО «Уралтеплоэлектропроект» в рамках выполнения корректировки технического проекта второй очереди Добрянской ГРЭС в составе 2хПГУ-800

Для сопоставления использовались бюджетные оценки затрат, выполненные независимо фирмами «E.ON Engineering» и «Energico Oy» на основе их опыта практической реализации аналогичных проектов.

Табл. 3: Перечень инвестиционных затрат (с НДС)

млн. руб. Оборудование 9 520 Строительно-монтажные работы 4 760 Прочие 1 587 ИТОГО: 15 867

Удельные затраты на единицу мощности без учета затрат на организацию финансирования составляют 19 834 руб./МВт.

График затрат по проекту с распределением капитальных вложений по годам в инвестиционной фазе представлен в таблице 4.

Таблица 4. График затрат по проекту млн.

руб. (с НДС)

2006 2007 2008 2009 2010

Платежи за оборудование 1 230 1 155 5235 1 900 Оплата СМР 490 714 2520 1036

Прочие затраты 60 552 415 400 160 ИТОГО 60 2 272 2 284 8 155 3 096

Условия налогообложения, учтенные при обосновании проекта, соответствуют действующему налоговому законодательству Российской Федерации и Добрянского края.

Ставки налогов приняты в соответствии с действующим законодательством. (табл. 5.).

Табл. 5.: Перечень налогов, которые учтены в расчетах

Наименование Ставка, % 1. Отчисления на социальные нужды 26 2. Целевой сбор на содержание милиции 3 3. Налог на прибыль 24 4. Налог на имущество 2,4 6. НДС 18

Требования к соблюдению бюджета проекта

При разработке схемы финансирования инвестиционного проекта строительства энергоблока № 4 Добрянской ГРЭС на базе ПГУ-800 МВт принимались во внимание следующие основные условия:

Схема финансирования должна удовлетворять требованиям банков и других кредитных и финансовых организаций, в том числе и по объему использования собственных средств;

Реализация проекта не должна налагать ограничений на процессы реформирования ОАО РАО «ЕЭС России»;

Проект должен повышать конкурентоспособность Добрянской ГРЭС и быть экономически привлекателен для ОГК и частного капитала, чтобы выдержать конкуренцию в условиях ОГК;

Должны учитываться ограничения в возможностях использования финансовых инструментов, в том числе залогов и поручительств со стороны Добрянской ГРЭС, из-за относительно низкого объема собственного капитала;

Для реализации проекта строительства ПГУ-800 МВт потребуется приобретение значительной части оборудования и услуг за рубежом вследствие отсутствия в России производителей аналогичного оборудования, а также опыта организации работ по проектированию и инжинирингу объектов такой сложности, как ПГУ 800 МВт;

В ходе проработки проекта, предварительных переговоров с потенциальными партнерами и банками сформировано основное условие реализации проекта:

Строительство ПГУ-800 в составе Добрянской ГРЭС потребует включение в тариф Добрянской ГРЭС инвестиционной составляющей, необходимой как для формирования минимально приемлемого для банков-кредиторов объема собственных средств, так и для формирования денежных потоков, гарантирующих возможность привлечения крупных кредитов.

Это условие определило вариант реализации проекта и соответствующую ему схему финансирования:

Строительство и эксплуатация энергоблока № 4 в рамках расширения Добрянской ГРЭС с использованием заемных средств и дополнительной инвестиционной составляющей в тарифе.

В данном варианте проект реализуется на собственные средства Добрянской ГРЭС и заемные средства. Собственные средства Добрянской ГРЭС формируются из двух источников:

Часть денежных потоков, генерируемых тремя действующими энергоблоками Добрянской ГРЭС, используется для покрытия инвестиционных затрат, а впоследствии — для возврата кредитов, взятых на строительство энергоблока № 4. Эта часть представляет собой амортизационные отчисления Добрянской ГРЭС в размере около 1012 млн.

руб.

В условиях принятой системы допущений проект демонстрирует положительные показатели экономической эффективности.

Показатель: Значение: ЧДД 4 635 671 тыс. руб. ВНД 18,1% Дисконтированный срок окупаемости с момента старта реализации проекта 14,67 лет Вариант реализации проекта с использованием прямого кредитования демонстрирует внутреннюю норму доходности на уровне 19,1% и генерирует положительный приведенный доход в размере 1 896,9 млн руб. Вложенные средства окупаются за 13 лет (дисконтировано).

Сальдо денежных потоков проекта неотрицательна.

Экономические показатели проекта наиболее чувствительны к колебаниям цен на топливо и к объему выработки энергии. Чистый дисконтированный доход сводится к нулю при 8,2%-ном повышении цены газа и 5%-ном снижении выработки электроэнергии. Проект демонстрирует высокую устойчивость к колебаниям капитальных затрат и к изменениям стоимости финансирования.

Рис.

3. Анализ чувствительности

Заключение

Выполненные расчеты и анализ финансово-экономической эффективности показывают, что проект технически и финансово реализуем и эффективен.

Список литературы

Финансовый менеджмент: Теория и практика: Учеб. / Под. Ред. Е. С. Стояновой. -

4-е изд., перераб. И доп. — М.; Перспектива, 1999.

— 655 с.

Брукинг Э. Интеллектуальный капитал / Пер. с англ. — СПб.: Питер, 2001 г.

Друкер П. Инновации и предпринимательство. — М., 1992.

Завлин П. Н., Васильев А. В. Оценка эффективности инноваций. — СПб.: Издательский дом «Бизнес-пресса», 1998

Инновационный менеджмент: Учебник для ВУЗов / Под ред. С. Д. Ильенковской. — 2-е изд., перераб. И доп. — М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2003.

Котлер Ф. Основы маркетинга. — М.: Прогресс, 2000. — 736 с.

Мардас А. Н., И. Г. Кадиев Инновационный менеджмент: практикум. — СПб.: Издательство СПбГЭТУ «ЛЭТИ», 2007. — 96с.

Томпсон А. А., Стрикленд А. Дж. Стратегический менеджмент. — М.:ЮНИТИ, 1998. — 576 с.

Фатхутдинов Р. А. Инновационный менеджмент. — СПб.: Питер, 2002.