Темы диссертаций по экономике » Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда

Методика оценки экономической эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики тема диссертации по экономике, полный текст автореферата

Автореферат

Ученая степень	кандидат экономических наук
Автор	Воропанова, Юлия Валерьевна
Место защиты	Вологда
Год	2004
Шифр ВАК РФ	08.00.05

Диссертация

Автореферат диссертации по теме "Методика оценки экономической эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики"

На правах рукописи

ВОРОПАНОВА ЮЛИЯ ВАЛЕРЬЕВНА

МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИЙ В ОБЪЕКТЫ НЕТРАДИЦИОННОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

08.00.05 Ч Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами промышленности)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук

Москва-2004

Работа выпонена в ГОУ Вологодском государственном техническом университете на кафедре экономико-математического моделирования

Научный руководитель Официальные оппоненты

Ведущая организация

доктор экономических наук, профессор Перова Маргарита Борисовна

доктор экономических наук, профессор

Епифанов Виктор Александрович

кандидат экономических наук, профессор Варфоломеева Эла Александровна

Вологодский научно-координационный центр ЦЭМИ РАН

Защита состоится 23 декабря 2004 г. в 10 час, ауд. Ж-200 на заседании диссертационного совета К 212.157.02 в Московском энергетическом институте (техническом университете) по адресу: 111250, Москва, ул. Красноказарменная, 14.

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке Московского энергетического института (технического университета).

Отзывы, заверенные печатью организации, направлять в Ученый Совет Московского энергетического института (технического университета) по адресу: 111250, Москва, ул. Красноказарменная, 14.

Автореферат р'&зоЪлан,.' 2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат экономических наук, старший научный сотрудник

И.Н. Петрушко

У00И 3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследования. В связи с устойчивой мировой тенденцией роста цен на традиционные энергоносители, обусловленной объективными причинами, многие зарубежные компании наращивают выработку электрической и тепловой энергии на базе нетрадиционных возобновляемых источников энергии. В России также проявляется интерес к использованию возобновляемых источников энергии в производстве электроэнергии и тепла для надежного энергоснабжения, прежде всего, отдаленных, труднодоступных и специфических потребителей.

Развитие нетрадиционной электроэнергетики приобрело необратимый характер. Причин этому несколько. Во-первых, осознание исчерпаемости традиционных природных ресурсов. Не менее значимо стремление многих регионов и стран, лишенных собственной топливной базы, к энергетической независимости. Существенную роль играют экологические факторы и активная моральная поддержка населения развитых стран, у которого сформирована стойкая природоохранная психология. Преимущество возобновляемых источников энергии состоит в том, что они экологически безопасны, неисчерпаемы, удельная стоимость мощности и энергии большинства из них с развитием соответствующих технологий приближается к традиционным источникам энергии.

Внедрение объектов нетрадиционной электроэнергетики требует -значительных инвестиций и выдвигает проблему экономического обоснования использования их в качестве альтернативных источников энергии и при электроснабжении удаленных электропотребителей. Появление новых методических подходов к вопросам оценки экономической эффективности в рыночных условиях и особенности электроэнергетических объектов требуют разработки методических рекомендаций по оценке экономической эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики. Актуальность и недостаточная проработка этой проблемы предопределили выбор темы, цель и задачи исследования.

Цель и задачи диссертационной работы. Целью диссертационной работы является разработка методики оценки экономической эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики. Для реализации этой цели поставлены и решены следующие задачи:

- исследование и систематизация понятийного аппарата, раскрывающего сущность показателей эффективности;

- анализ существующих методик оценки экономической эффективности с целью выявления особенностей каждой из них;

- исследование проблем, с которыми стакиваются при оценке эффективности инвестиций в объекты

- систематизация показателей оценки экономической эффективности инвестиций, применимых в электроэнергетике;

- анализ предпосылок, перспектив и экономических аспектов развития нетрадиционной электроэнергетики;

- классификация генерирующих мощностей нетрадиционной энергетики;

- разработка методики оценки экономической эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики;

- апробация разработанной методики оценки экономической эффективности инвестиций на примере гидроэлектростанции малой мощности.

Объект исследования представляет собой совокупность энергообъектов нетрадиционной электроэнергетики.

Предметом диссертационной работы является экономическая эффективность инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики.

Теоретические основы исследования. Теоретической основой для диссертационного исследования по вопросам оценки эффективности капитальных вложений послужили труды: Т.С.Хачатурова, Г.Я.Кипермана, В.Новака, Р.М.Петухова и др. При исследовании инвестиционной деятельности и деятельности по управлению инновациями в диссертации использованы работы российских ученых: А.Г.Шахназарова, В.В.Коссова, В.Н.Лившица, Н.Н.Кожевникова, В.К.Лозенко, Е.С.Петровского, Н.Д.Рогалева, В.В. Ковалева, М.А. Лимитовского, А.А.Васина, И.М.Вокова и др.

Изучение в диссертационной работе вопросов, касающихся электроэнергетики, связано с работами: В.Р.Окорокова, И.М.Артюгиной, В.И.Денисова, А.Н.Раппопорта, П.В.Горюнова и др.

Теоретической базой для исследования объектов нетрадиционной электроэнергетики и особенностей оценки их экономической эффективности послужили труды: П.П.Безруких, В.И.Денисова, А.Ф.Дьякова, В.В.Елистратова, Я.И.Бляшко, В.А.Бутузова, В.П.Грицина, Л.Б.Данилевича, В.И.Доброходова, Ю.Н.Кучерова, Э.М.Перминова, А.А.Троицкого.

Методология исследования. Для получения достоверных научных результатов использовались следующие научные методы исследования: анализ, синтез, обобщение, сравнение, группировка, методы экономико-математического и имитационного моделирования.

Информационной базой исследования являются работы российских ученых в области оценки эффективности капитальных вложений и инвестиций, экономики строительства, энергетики, отраслевые методические указания, законодательные акты в области налогов, оценки имущества, формирования тарифов на электроэнергию.

Научная новизна диссертационной работы состоит в разработке методического обеспечения оценки экономической эффективности инвестиций в объ-

екты нетрадиционной электроэнергетики. К числу основных результатов, обладающих научной новизной, относятся:

Систематизация понятийного аппарата и методик оценки экономической эффективности, в т.ч. объектов электроэнергетики, позволившая выявить степень их применимости для оценки эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики в современных условиях.

Разработка комплексной методики оценки экономической эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики, позволяющей выпонять детальные расчеты эффекта и затрат и получать достоверную оценку экономической эффективности инвестиций в эти объекты. Она включает следующие частные методики:

- методика пересчета сводной сметной стоимости объекта по известному агоритму, основанная на использовании базисно-индексного метода. Она позволяет производить пересчет в текущие цены как от локальных смет, так и от сводного сметного расчета, вычисленных в базисных ценах;

- методика расчета годовых эксплуатационных затрат объекта нетрадиционной электроэнергетики не только в текущих, но и в прогнозных ценах, более поно учитывающая все эксплуатационные затраты, включая налоги, по годам эксплуатации объекта с учетом изменения параметров макроэкономического окружения;

- методика расчета системы показателей эффективности инвестиций, особенностью которых является использование денежных потоков, сформированных для объекта нетрадиционной электроэнергетики. Она позволяет адекватно оценить и принять решение о целесообразности вложения инвестиций в строительство энергообъекта.

Практическое значение и реализация результатов работы. Практическая значимость диссертационного исследования заключается в следующем:

1. Разработанная методика, полученные результаты и рекомендации могут быть использованы в работе органов государственной власти и предприятий при оценке экономической эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики, планируемых к строительству или реконструкции.

2. Предложенная имитационная модель расчета эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики позволяет выпонять оценку эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики для возможных сценариев развития окружающей среды, а также для различных вариантов реализации проекта.

Диссертационная работа выпонялась в плане хоздоговорной НИР №ГР 0120.0408617 Разработка методики оценки экономической эффективности объектов нетрадиционной электроэнергетики. Разработанные автором научные и практические результаты работы использованы предприятием для принятия

решения о целесообразности строительства гидроэлектростанции малой мощности в Вологодской области, что подтверждается соответствующим актом.

Методика оценки экономической эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики передана проектному институту ОАО Во-логдасельэнергопроект для технико-экономического обоснования проектируемых к строительству объектов электроэнергетики.

Результаты научного исследования применяются в учебном процессе при обучении студентов экономического и энергетического факультетов и могут быть использованы в системе переподготовки и повышения квалификации специалистов, занятых вопросами оценки эффективности инвестиций в современных условиях.

Работа, обобщающая основные результаты научного исследования, была представлена в 2003 г. на конкурс научных работ студентов и аспирантов в рамках выпонения федеральной целевой программы Интеграция науки и высшего образования России на 2002-2006 г.г., где заняла второе место.

Апробация результатов исследования. Отдельные положения диссертационного исследования докладывались на Четвертой российской научно-практической конференции (Вологда, 2003 г.), Второй всероссийской научно-технической конференции (Вологда, 2004 г.), межрегиональной конференции молодых ученых и специалистов (Вологда, 2002 г.).

Основные положения, выводы и предложения диссертационной работы нашли отражение в 5 публикациях - монографии и статьях - общим объемом 4,2 п.л.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографии и приложений. Общий объем диссертационной работы составляет 156 стр., содержит 10 рисунков и 25 таблиц. Библиографический список включает 135 источников, имеются приложения.

Во введении раскрыта актуальность темы, отражены цель и задачи, предмет и объект, методы исследования, определена научная новизна и показана практическая значимость работы.

В первой главе диссертации Теоретические аспекты эффективности инвестиций в объекты электроэнергетики выпонен анализ применяемых показателей эффекта, затрат и эффективности капитальных вложений и инвестиций, раскрыты особенности действующих ранее и утвержденных в настоящее время методик оценки экономической эффективности, отмечены основные проблемы, возникающие в ходе оценки экономической эффективности инвестиций в объекты электроэнергетики.

Во второй главе диссертационного исследования Анализ современных тенденций развития нетрадиционной электроэнергетики рассмотрены предпосыки и перспективы развития нетрадиционной электроэнергетики в России, приведена классификация генерирующих мощностей, использующих возобновляе-

мые источники энергии, проанализированы экономические вопросы, связанные со строительством и эксплуатацией объектов нетрадиционной электроэнергетики.

В третьей главе Разработка методики оценки экономической эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики определены общие подходы к оценке экономической эффективности, представлена комплексная методика расчета эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики, включающая методики пересчета величины сводной сметной стоимости объекта в текущие цены, расчета ежегодных эксплуатационных затрат в текущих и прогнозных ценах и показателей эффективности инвестиций, выраженных в денежных потоках.

В четвертой главе Оценка экономической эффективности строительства малой ГЭС дано описание имитационной модели оценки экономической эффективности инвестиций, представлены результаты апробации частных методик расчета величины капитальных вложений и ежегодных эксплуатационных затрат, приведен расчет экономической эффективности строительства малой ГЭС, выпоненный в соответствии с разработанной методикой, проанализирована эффективность строительства энергообъекта для различных сценариев динамики окружающей среды и альтернативных вариантов строительства объекта.

В заключении приводится обобщение полученных результатов научного исследования.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ, ВЫНОСИМЫЕ НА ЗАЩИТУ

Эффективность в общем случае определяется сопоставлением полученного эффекта с необходимыми для этого затратами. Сложность и неоднозначность показателей экономической эффективности обусловлена наличием различных видов эффектов, затрат труда и сырьевых ресурсов, а также тем, что оценка эффективности может осуществляться различными хозяйствующими субъектами с присущими им социально-экономическими интересами. Особое место среди показателей эффективности занимают показатели эффективности инвестиций и капитальных вложений.

Обзор методик оценки экономической эффективности капитальных вложений и инвестиций позволил выявить особенности расчета экономической эффективности в прошлом и в настоящее время, в т.ч объектов электроэнергетики. В результате в основу методики оценки экономической эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики положены Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (2000 г.), отражающие современные общие подходы к оценке экономической эффективности.

Анализ современных тенденций развития электроэнергетики показал, что сегодня базу энергетики составляют первичные источники энергии, прежде все-

всего, уголь, газ и нефть, которые относятся к невозобновляемым источникам энергии. Они составляют в мировом энергобалансе 80%, и в то же время, находятся на границе своего исчерпания. В России основным ресурсом, с помощью которого обеспечивается работа электростанций, является газ (60-64%), за ним по распространенности идут уголь (26-29%) и мазут (7-13%). Большая доля газа при энергопотреблении нерациональна с точки зрения надежности энергосбережения и энергетической безопасности страны. Помимо этого, известен и экологический вред, наносимый природе при преобразовании этого топлива в энергию.

Не менее остро в нашей стране стоит вопрос старения основных генерирующих мощностей: к 2000 г. выработали свой ресурс 16% электрогенерирующе-го оборудования или 34 мн. кВт установленной мощности, к 2005 г. эти цифры составят соответственно - 34% или 73 мн. кВт, а к 2020 г. прогнозируется, что износ генерирующего оборудования на электростанциях России составит 70%.

Вследствие изложенных причин в последние годы практически во всех странах мира, в том числе и в России, наращивается выработка электрической и тепловой энергии на базе нетрадиционных возобновляемых источников энергии (НВИЭ).

Объекты нетрадиционной электроэнергетики представляют собой установки и устройства, использующие сонечную, ветровую, геотермальную энергию, энергию биомассы, моря, малых водных потоков, а также энергию низкопотенциального сбросного тепла электростанций и промышленных предприятий, бытовых отходов. Потенциал НВИЭ выделяют трех видов: валовой, технический и экономический. Экономический потенциал возобновляемых источников энергии, который экономически целесообразно использовать в настоящее время, составляет лишь незначительную часть имеющихся ресурсов.

Применение НВИЭ затрудняется из-за их малой мощности, зависимости от географического места расположения, времени года, суток, климатических условий и др. Для некоторых видов НВИЭ требуется создание принципиально новых материалов, технологий и оборудования, формирование экономической заинтересованности в реализации проектов, которые пока в большинстве случаев не обещают быстрого возврата вложенных средств. На пути развития нетрадиционной энергетики возникают также проблемы, связанные с отсутствием нормативно-правовой базы, которая обеспечивала бы свободный доступ независимых производителей электроэнергии к сетям энергосистем; низким платежеспособным спросом населения и организаций; отсутствием экономических стимулов применения НВИЭ для вложения инвестиций (в виде налоговых льгот и льготных кредитов); техническими недоработками энергоустановок, недостаточным объемом научно-технических и технологических разработок; привычка к централизованным поставкам электро- и теплоэнергии от больших единичных мощностей и др.

Показателями, с помощью которых проводится сравнение различных источников энергии, обычно выступают удельная стоимость 1 кВт мощности и 1 кВт-ч энергии. Электроэнергия, производимая на малых ГЭС, ветроустанов-ках и геотермальных скважинах одна из самых дешевых. На электростанциях, использующих биомассу (древесные отходы), себестоимость электроэнергии несколько выше, однако удельная стоимость 1 кВт мощности одна из самых низких. Использование энергии сонца остается наиболее дорогим видом производства электроэнергии. В то же время, тенденции в зарубежной практике показывают, что цена на электроэнергию, производимую с помощью возобновляемых источников энергии, постепенно снижается.

Удельные капитальные вложения на оборудование, использующее возобновляемые источники энергии, находятся на одном уровне с затратами на оборудование традиционной энергетики или незначительно выше, исключением пока являются сонечные электростанции. Период окупаемости капитальных вложений в энергетике в среднем определяется 8-10 годами. Для нетрадиционной энергетики в зависимости от проекта период окупаемости может составлять от 3 до 15 лет.

Эффективность инвестиций, направленных на строительство или реконструкцию объекта нетрадиционной электроэнергетики оцениваются совокупностью показателей, учитывающих последствия осуществления проекта. В соответствии с общими рекомендациями (2000 г.) оценка эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики ведется по сформированным денежным потокам, на основании которых рассчитываются показатели эффективности проекта: чистый доход, внутренняя норма доходности, индекс доходности инвестиций и срок окупаемости. Наиболее трудоемкими при вычислении денежных потоков являются расчеты капитальных вложений и годовых эксплуатационных затрат.

Капитальные вложения представляют собой сумму затрат, определенную сводной сметной стоимостью строительства объекта. Она включает в себя данные из локальных смет и прочие затраты. Стоимость работ в локальных сметах может рассчитываться в двух уровнях цен: в ценах базисного уровня, определяемых на основе действующих сметных норм и цен, и в текущих ценах, определяемых на основе цен, сложившихся к моменту составления смет или прогнозируемых к периоду осуществления строительства (СНиП 11-01-95).

При составлении смет применяются следующие методы определения стоимости: ресурсный, базисно-индексный, ресурсно-индексный, базисно-компенсационный, на основе данных по ранее построенным объектам-аналогам. В работе предложена методика пересчета сводной сметной стоимости строительства объекта в текущие цены на основе базисно-индексного метода, который опирается на применении системы текущих и прогнозных индексов по отношению к стоимости, определенной в базисных ценах. Пересчет сметы в

текущие цены производится двумя способами: прямым и детальным. Методика учитывает переходный момент в формировании сметно-нормативной базы и позволяет использовать локальные сметы и сводные сметные расчеты по объектам строительства, приведенные в базисных ценах любого предшествующего периода для определения текущей стоимости строительства объекта. Она позволяет определить величину оттока денежных средств, связанных с инвестиционной деятельностью энергообъекта. Предложенная методика может быть использована при оценке величины капитальных вложений других объектов.

Методика расчета годовых эксплуатационных затрат объекта нетрадиционной электроэнергетики предполагает определение в текущих и прогнозных ценах затрат, связанных с осуществлением операционной деятельности объекта, прочих расходов, а также налоговых выплат, что соответствует международной практике. При этом под текущими ценами понимаются цены, заложенные в проект без учета инфляции, а прогнозные цены - это цены, которые ожидаются на будущих шагах расчета с учетом инфляции. Операционные затраты по производству электроэнергии на каждом шаге расчета от начала инвестиций до ликвидации объекта содержат материальные затраты, расходы на оплату труда с отчислениями на социальные нужды, амортизационные отчисления и прочие затраты.

Амортизационные отчисления составляют значительную часть операционных затрат, при этом вычисление амортизации производится с учетом периодической переоценки основных производственных фондов. Предприятия самостоятельно производят переоценку своих фондов, и они заинтересованы в увеличении общей суммы средств амортизационного фонда и чистой прибыли, представляющих его инвестиционный потенциал. Прогнозный индекс в электроэнергетике, отражающий влияние инфляции на стоимость силового и генерирующего оборудования, оказывает влияние на величину собственных средств, поскольку, несмотря на рост амортизации, они уменьшаются ввиду большего темпа роста налога на имущество из-за увеличения стоимости фондов. В работе предложен порядок выбора оптимальной стратегии переоценки, отвечающей интересам предприятия.

Оценка эффективности инвестиций в строительство объектов электроэнергетики (как традиционной, так и использующей возобновляемые источники энергии) производится на довольно значительный горизонт расчета, так как срок эксплуатации большинства из них превышает 30 лет, а это влечет за собой появление неопределенности, связанной с динамикой параметров макроэкономического окружения во времени, поэтому динамика эксплуатационных затрат вычисляется при различных сценариях окружающей среды. Эта методика вычисления эксплуатационных затрат учитывает особенности энергообъектов и позволяет исчислять их более детально, с учетом различной динамики отдельных составляющих затрат по годам его эксплуатации.

Учитывая общие рекомендации применения денежных потоков при оценке эффективности инвестиций, предложена методика расчета показателей эффективности инвестиций, выраженных в денежных потоках, сформированных для объекта нетрадиционной электроэнергетики. Денежный отток включает капитальные вложения и ежегодные эксплуатационные затраты, денежный приток равен сумме выручки от реализации продукции и прочих доходов предприятия. Разница между ними представляет собой денежный поток инвестиционного проекта. Денежный поток вычисляется по частным методикам для объектов нетрадиционной электроэнергетики, изложенным выше. К числу показателей эффективности инвестиционного проекта относятся чистый доход, внутренняя норма доходности, индекс доходности инвестиций и срок окупаемости, которые вычисляются с учетом коэффициента распределения на шаг, накопленные, дисконтированные. Они позволяют принять решение о целесообразности строительства или реконструкции энергообъекта.

В целях выпонения вариантных расчетов эффективности объектов нетрадиционной электроэнергетики разработана и реализована в пакете Excel имитационная модель. Она состоит из нескольких частей, расположенных на разных листах:

- расчет эффективности в текущих ценах на горизонт расчета;

- расчет эффективности в прогнозных ценах на горизонт расчета (без переоценки основных производственных фондов и с их переоценкой);

- блок варьируемых показателей, где предусмотрена возможность внесения изменений в динамику макроэкономических показателей;

- итоговые таблицы, куда выносятся основные экономические показатели на ключевых шагах расчета эффективности объекта.

Первые две части имитационной модели (расчет эффективности в текущих и прогнозных ценах) состоят из восьми однотипных блоков: макроэкономическое окружение проекта; показатели производственной деятельности предприятия; инвестиционные затраты; основные производственные фонды; эксплуатационные затраты; финансовые показатели; формирование денежных потоков; показатели эффективности проекта.

В имитационной модели учитывается действующее налоговое законодательство, установленные тарифы на электроэнергию и водные ресурсы, динамика инфляционных процессов. Прогнозная динамика макроэкономических показателей устанавливается на основе известных ретроспективных значений анализируемых показателей и прогнозных значений, введенных Минэкономразвития. Эти показатели отражают наиболее вероятное состояние среды. Кроме того, возможность вариации показателей макроэкономического окружения позволяет анализировать динамику экономических показателей энергообъекта по годам эксплуатации в различных сценарных вариантах.

В отличие от предложенной методики оценки эффективности инвеста-

ций, которая применима для различных объектов нетрадиционной электроэнергетики, имитационная модель пригодна только для оценки эффективности малых ГЭС.

Апробация методики оценки экономической эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики, осуществлена на примере строительства гидроэлектростанции малой мощности (малая ГЭС). Поная сметная стоимость строительства малой ГЭС в текущих ценах, рассчитанная способом прямого пересчета сметы посредством укрупненных общероссийских индексов, составила 103,8 мн. руб. При детальном пересчете величина поной сметной стоимости составила 102,6 мн. руб. В этом случае по данным локальных смет выделяются следующие группы затрат: фонд заработной платы, затраты по эксплуатации машин, стоимость оборудования и материалов, которые пересчитываются в текущие цены с использованием соответствующих индексов. Сравнивая результаты расчетов поных сметных затрат в текущих ценах разными способами можно сделать вывод, что сметная стоимость объекта при детальном пересчете несколько меньше, чем при пересчете с помощью укрупненных коэффициентов.

Расчет затрат, связанных с производством электроэнергии малой ГЭС, выпонен по годам эксплуатации объекта. Для наиболее вероятного состояния среды значения эксплуатационных затрат в прогнозных ценах для первых 15 лет эксплуатации представлены в табл 1, при этом расчеты произведены с учетом переоценки основных производственных фондов. Первый год эксплуатации является непоным, поэтому значения экономических показателей значительно отличаются от показателей последующих лет.

Таблица 1

Затраты на производство электроэнергии малой ГЭС (прогнозные цены)

Элементы затрат Показатели по годам расчетного периода, тыс. руб.

1 2 3 4 5 10 15

Материальные затраты 180 186 191 197 203 235 273

Заработная плата 533 1103 1181 1261 1346 1824 2386

Отчисления на социальные нужды 190 393 420 449 479 649 849

Амортизация 1178 2492 2845 3237 3668 6493 10471

Прочие расходы 18 88 154 236 337 1209 2938

Поные затраты 2099 4262 4791 5380 6034 10411 16918

Затраты на 1 кВт ч, руб/кВт ч 0,136 0,276 0,311 0,349 0,392 0,676 1,098

По данным табл. 1 можно видеть, что размер затрат на производство электроэнергии существенно изменяется по годам и зависит от динамики макроэко-

номических показателей. Себестоимость 1 кВт-ч электроэнергии увеличивается ежегодно с 0,276 руб./кВт-ч в первый полный год эксплуатации объекта до 1,098 руб./кВт-ч к 15 году эксплуатации, что находится в пределах средних затрат по России, которые для малых ГЭС составляют 0,7 - 0,9 руб./кВт-ч. Рост почти в 4 раза затрат на 1 кВт-ч вызван, прежде всего, увеличением амортизационной составляющей в затратах малой ГЭС во столько же раз.

Значительный рост операционных затрат при переоценке фондов, а также налоговых выплат, большей частью, за счет налога на имущество, приводит к существенному увеличению эксплуатационных затрат. Налоги в первые годы эксплуатации составляют четверть от эксплуатационных затрат (рис. 1).

14000 3 12000

й 10000 п

ю 8000 л

зХ 3 6000 я

| 2000 0

Рйс. 1 Динамика эксплуатационных затрат по годам эксплуатации

Анализ финансовых показателей деятельности малой ГЭС в динамике (табл. 2) показывает, что наблюдается рост в 1,5 раза выручки от реализации электроэнергии малой ГЭС к 10 году эксплуатации объекта по сравнению с первым поным годом, что обусловлено прогнозной динамикой тарифа на электроэнергию. Однако, опережающий темп роста налоговой нагрузки, в частности занимающего наибольший удельный вес налога на имущество, отрицательно влияет на величину чистой прибыли. По расчетным данным, начиная с 13-го года эксплуатации объекта, чистая прибыль отсутствует. Для сравнения чистая прибыль в текущих и прогнозных ценах показана на рис.2.

Таким образом, сравнение эксплуатационных затрат и финансовых результатов показывает, что результаты расчета экономической эффективности строительства малой ГЭС зависят от правильности и поноты учета этих показателей. Это подтверждает, что расчеты эффективности следует выпонять не только в текущих, но и в прогнозных ценах и с учетом переоценки основных производственных фондов. В таком случае экономические показатели точнее

учитывают динамику макроэкономических процессов, происходящих в стране, что позволяет получить более достоверную оценку эффективности объекта нетрадиционной электроэнергетики.

Таблица 2

Финансовые показатели работы малой ГЭС (прогнозные цены, тыс.руб.)

Финансовые показатели Значение показателей по годам расчетного периода

1 2 3 4 5 10 15

Выручка от реализации 4626 10039 10893 11819 12823 14866 17233

Себестоимость продукции 2099 4262 4791 5380 6034 10411 16918

Валовая прибыль 2528 5778 6101 6438 6790 4455 316

Прибыль (убыток) до налогообложения 2528 5778 6101 6438 6790 4455 2836

Налоги, уплачиваемые за счет финансового результата 620 1369 1506 1648 1795 2510 3032

в том числе: налог на имущество 569 1258 1385 1517 1654 2343 2836

Налогооблагаемая прибыль 1908 4408 4596 4790 4994 1945 -2716

Налог на прибыль 458 1058 1103 1150 1199 467 0

Чистая прибыль 1450 3350 3493 3641 3796 1478 -533

.2000 -

' ЧТекущие цены

Прогнозные цены

Рис. 2. Сравнение чистой прибыли в текущих и прогнозных ценах

Экономические показатели вычисляются для трех сценариев окружающей среды: наиболее вероятное, наилучшее и наихудшее состояние среды. Наиболее вероятное состояние среды отвечает прогнозам Минэкономразвития, при наилучшем состоянии среды цены на потребляемые ресурсы падают, а тарифы на реализуемую энергию растут относительно наиболее вероятного состояния среды, а при наихудшем состоянии среды наоборот. Динамика чистого потока для альтернативных вариантов окружающей среды представлена на рис.3., откуда видно влияние параметров макроэкономического, окружения на эффективность объекта.

- - .Наилучшее состояние среды

Наиболее вероятное состояние среды Ч Ч Наихудшее состояние среды

Рис. 3. Динамика чистого потока для альтернативных вариантов окружающей среды

При наиболее вероятном состоянии среды, как в текущих, так и прогнозных ценах, чистый доход и чистый дисконтированный доход проекта отрицательны. Если учитывать, что эти показатели являются одними из основных при оценке экономической эффективности проекта, так как отражают превышение доходов над расходами в ходе реализации проекта, то при заданных условиях макроэкономического окружения строительство малой ГЭС не принесет доходов инвесторам за расчетный период (табл. 3).

Показатели эффективности инвестиций в строительство малой ГЭС выявили нецелесообразность вложения средств для инвестора при наиболее вероятном состоянии среды. Однако, при наилучшем состоянии среды происходит более быстрая отдача вложенных средств.

В работе также рассмотрены другие варианты эксплуатации малой ГЭС. Допустима ее работа в поностью автоматическом режиме. В этом варианте внедрение средств автоматизации удорожает проект, но имеет место экономия на заработной плате работников, обслуживающих ГЭС. Установка допонительного оборудования на малой ГЭС оценивается в 6 мн. руб. Из эксплуатационных расходов исключаются затраты, связанные с оплатой труда. В этом случае размер убытка от реализации проекта, накопленного за все годы эксплуатации, уменьшается, он составит 178, а не 256 мн. руб. как в первом варианте. Об убыточности проекта свидетельствуют и другие показатели эффективности. Срок окупаемости проекта превышает срок эксплуатации объекта.

Таблица 3

Показатели эффективности строительства малой ГЭС

Показатели эффективности инвестиций Варианты реализации проекта (прогнозные цены)

Наиболее вероятное состояние среды Наилучшее состояние среды Наихудшее состояние среды Автоматизация МГЭС Оптимизация отпускного тарифа

Чистый доход, мн.руб. -256 244 -4891 -178 299

Чистый дисконтированный доход, мн. руб. -101 -25 -433 -88 14

Индекс доходности дисконтированных затрат, отн. ед. 0,53 0,85 0,18 0,57 1,06

Простой срок окупаемости, лет >30 14 >30 >30 8

Уровень доходности проекта существенно зависит от размера тарифной ставки на электроэнергию, отпускаемую с шин ГЭС. В настоящее время в области установлены ставка этого тарифа на электроэнергию гораздо ниже оптовых цен на электроэнергию. Следует учитывать, что при изменении ставки тарифа на электроэнергию, отпускаемую с шин электростанции в сеть, срок окупаемости проекта может быть гораздо ниже. На рис. 4 показан размер накопленного чистого дохода и чистого дисконтированного дохода в зависимости от тарифа на электроэнергию, который устанавливается в пределах ставки тарифа для потребителей. Возможность установления такой тарифной ставки обусловлена непосредственной близостью строящейся электростанции к потребителю, что снижает затраты на передачу электроэнергии по сетям. Кривые чистого дохода при пересечении с осью абсцисс показывают размер тарифной ставки, обеспечивающей безубыточность проекта в прогнозных ценах без дисконтирования и с дисконтированием.

Следовательно, приближение тарифов на электроэнергию, отпускаемую с шин ГЭС, к ставке тарифа на оптовом рынке электроэнергии (ФОРЭМ) приводит к росту притока денежных средств от реализации проекта, за счет чего происходит покрытие ежегодных эксплуатационных затрат и возвращение вложенных средств. Внутренняя норма доходности, т.е. прибыльность дисконтированных затрат, становится положительной. Таким образом, в наибольшей степени на доходность проекта влияют, динамика макроэкономических показателей, проводимая предприятием амортизационная политика и размер тарифа на электроэнергию, отпускаемую в сеть.

400 j~ 300 -200 Ч

-100 --200 Ч -300 - -

Тариф на электроэнергию, руб/тыс. кВт.ч

-Чистый доход проекта

_ Ч Чистый дисконтированный доход проекта

Рис. 4. Зависимость доходности проекта от размера отпускной тарифной ставки на электроэнергию

Кроме того, необходимо учитывать допонительно социальные и экологические факторы. В пользу строительства анализируемой малой ГЭС можно отнести следующие допонительные факторы:

- район предполагаемого строительства малой ГЭС является удаленным и энергодефицитным;

- снижение потерь в сетях вследствие непосредственной близости генерации электроэнергии к потребителям;

- строительство малой ГЭС предполагается вести на уже действующих гидротехнических сооружениях, что снижает затраты на ее строительство.

Таким образом, оценку эффективности инвестиций, направленных на строительство объектов нетрадиционной электроэнергетики, следует производить в прогнозных ценах, с учетом переоценки основных производственных фондов по годам эксплуатации и при оптимизации тарифной политики в регионе. Предложенная методика оценки эффективности инвестиций объектов нетрадиционной электроэнергетики учитывает возможность вариации этих факторов, что позволяет не только вычислять эффективность проекта, но и выпонять вариантные расчеты с целью установления условий эффективности проекта.

СПИСОК ПУБЛИКАЦИЙ ПО ТЕМЕДИССЕРТАЦИИ:

1. Воропанова Ю.В., Перова МБ. Эффективность объектов нетрадиционной электроэнергетики. - Старый Оскол: ООО ТНТ, 2004. - 152 с. (авт. 70 с.)

2. Воропанова Ю.В. Оценка экономической эффективности преобразования промышленно-отопительной котельной в ТЭЦ малой мощности // Экономические исследования молодых ученых: Сборник научных работ. Вып.З. -Вологда: ВоГТУ, 2002 - С. 44-48.

3. Воропанова Ю.В. Проблемы функционирования электроэнергетического комплекса Вологодской области // Проблемы стратегии и тактики регионального развития. Материалы Четвертой Российской научно-практической конференции. - Вологда: ВНКЦ ЦЭМИ РАН, 2003. - С. 314-317.

4. Воропанова Ю.В. Расчет капитальных вложений при оценке эффективности объектов электроэнергетики // Эффективное управление региональной экономикой и ее роль в становлении развитого экономического пространства. Сборник научных материалов. - Киров: Изд-во ВятГУ, 2003. - С. 105-108.

5. Воропанова Ю.В. Экономические аспекты развития малой гидроэнергетики Вологодской области // Вузовская наука региону. Вторая всероссийская научно-техническая конференция. - Вологда, 2004. - С. 164-166.

Подписано в печать Зак. Ю Тир. 4({' П.л.

Полиграфический центр МЭИ (ТУ)

Краспоказарменная ул., д. 13

РНБ Русский фонд

2005-4 21296

Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: кандидат экономических наук , Воропанова, Юлия Валерьевна

Введение

1. Теоретические аспекты эффективности инвестиций в объекты электроэнергетики

1.1. Показатели оценки эффективности

1.2. Анализ методик оценки экономической эффективности

1.3. Проблемы оценки эффективности инвестиций в объекты электроэнергетики

1.4. Особенности оценки эффективности инвестиций в электроэнергетике

2. Анализ современных тенденций развития нетрадиционной энергетики

2.1. Предпосыки и перспективы развития нетрадиционной энергетики в России

2.2. Классификация генерирующих мощностей нетрадиционной энергетики

2.3. Экономические аспекты применения объектов нетрадиционной энергетики

3. Разработка методики оценки экономической эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики

3.1. Общие подходы к оценке экономической эффективности

3.2. Методика расчета показателей эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики

3.3. Методика расчета величины капитальных вложений

3.4. Методика расчета годовых эксплуатационных затрат

4. Оценка экономической эффективности строительства малой ГЭС

4.1. Описание имитационной модели оценки эффективности инвестиций

4.2. Определение основных составляющих денежного потока

4.3. Эффективность строительства Новинкинской малой ГЭС

4.4. Эффективность альтернативных вариантов строительства и эксплуатации Новинкинской МГЭС

Диссертация: введение по экономике, на тему "Методика оценки экономической эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики"

Актуальность исследования. В связи с устойчивой мировой тенденцией роста цен на традиционные энергоносители, обусловленной объективными причинами, многие зарубежные компании наращивают выработку электрической и тепловой энергии на базе нетрадиционных возобновляемых источников энергии. В России также проявляется интерес к использованию возобновляемых источников энергии в производстве электроэнергии и тепла для надежного энергоснабжения, прежде всего, отдаленных, труднодоступных и специфических потребителей.

Развитие нетрадиционной электроэнергетики приобрело необратимый характер. Причин этому несколько. Во-первых, осознание исчерпаемости традиционных природных ресурсов. Не менее значимо стремление многих регионов и стран, лишенных собственной топливной базы, к энергетической независимости. Существенную роль играют экологические факторы и активная моральная поддержка населения развитых стран, у которого сформирована стойкая природоохранная психология. Преимущество возобновляемых источников энергии состоит в том, что они экологически безопасны, неисчерпаемы, удельная стоимость мощности и энергии большинства из них с развитием соответствующих технологий приближается к традиционным источникам энергии.

Внедрение объектов нетрадиционной электроэнергетики требует значительных инвестиций и выдвигает проблему экономического обоснования использования их в качестве альтернативных источников энергии и при электроснабжении удаленных электропотребителей. Появление новых методических подходов к вопросам оценки экономической эффективности в рыночных условиях и особенности электроэнергетических объектов требуют разработки методических рекомендаций по оценке экономической эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики. Актуальность и недостаточная проработка этой проблемы предопределили выбор темы, цель и задачи исследования.

Цель и задачи диссертационной работы. Целью диссертационной работы является разработка методики оценки экономической эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики. Для реализации этой цели поставлены и решены следующие задачи:

- исследование и систематизация понятийного аппарата, раскрывающего сущность показателей эффективности;

- анализ существующих методик оценки экономической эффективности с целью выявления особенностей каждой из них;

- исследование проблем, с которыми стакиваются при оценке эффективности инвестиций в объекты электроэнергетики;

- систематизация показателей оценки экономической эффективности инвестиций, применимых в электроэнергетике;

- анализ предпосылок, перспектив и экономических аспектов развития нетрадиционной электроэнергетики;

- классификация генерирующих мощностей нетрадиционной энергетики;

- разработка методики оценки экономической эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики;

- апробация разработанной методики оценки экономической эффективности инвестиций на примере гидроэлектростанции малой мощности.

Объект исследования представляет собой совокупность энергообъектов нетрадиционной электроэнергетики.

Предметом диссертационной работы является экономическая эффективность инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики.

Теоретические основы исследования. Теоретической основой для диссертационного исследования по вопросам оценки эффективности капитальных вложений и инвестиций послужили труды: Т.С.Хачатурова, Г.Я.Кипермана, В.Л.Новака, Р.М.Петухова и др. При исследовании инвестиционной деятельности и деятельности по управлению инновациями в диссертации использованы работы российских ученых: А.Г.Шахназарова, В.В.Коссова, В.Н.Лившица, Н.Н.Кожевникова, В.К.Лозенко, С.А.Масютина, Е.С.Петровского, Н.Д.Рогалева, В.В. Ковалева, М.А. Лимитовского, А.А.Васина, И.М.Вокова и др.

Изучение в диссертационной работе вопросов, касающихся электроэнергетики, связано с работами: В.Р.Окорокова, И.М.Артюгиной, В.И.Денисова, А.Н.Раппопорта, П.В.Горюнова и др.

Теоретической базой для исследования объектов нетрадиционной электроэнергетики и особенностей оценки их экономической эффективности послужили труды: П.П.Безруких, В.И.Денисова, А.Ф.Дьякова, В.В.Елистратова, Я.И.Бляшко, В.А.Бутузова, В.П.Грицина, Л.Б.Данилевича, В.И.Доброходова, Ю.Н.Кучерова, Э.М.Перминова, А.А.Троицкого.

Методология исследования. Для получения достоверных научных результатов использовались следующие научные методы исследования: анализ, синтез, обобщение, сравнение, группировка, методы экономико-математического и ихмитационного моделирования.

Информационной базой исследования являются работы российских ученых в области оценки эффективности капитальных вложений и инвестиций, экономики строительства, энергетики, отраслевые методические указания, законодательные акты в области налогов, оценки имущества, формирования тарифов на электроэнергию.

Научная новизна диссертационной работы состоит в разработке методики оценки экономической эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики. К числу основных результатов, обладающих научной новизной, относятся:

1. Систематизация понятийного аппарата и методик оценки экономической эффективности, в т.ч. объектов электроэнергетики, позволившая выявить степень их применимости для оценки эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики в современных условиях;

2. Разработка комплексной методики оценки экономической эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики, обеспечивающей повышение точности и достоверности оценки экономической эффективности инвестиций в эти объекты. В том числе:

- методика расчета величины капитальных вложений, включающая в себя два подхода использования базисно-индексного метода пересчета сметной стоимости объекта строительства в текущие цены. Она позволяет вести пересчет как от локальных смет, порядок формирования которых известен, так и от сводной сметной стоимости.

- методика расчета годовых эксплуатационных затрат в текущих и прогнозных ценах, более поно учитывающая все эксплуатационные затраты, включая налоги, по годам эксплуатации объекта с учетом изменения параметров макроэкономического окружения;

- методика расчета системы показателей эффективности инвестиций, особенностью которых является использование денежных потоков. Она позволяет более детально оценить и принять решение о целесообразности вложения инвестиций в строительство энергообъекта.

3. Разработка имитационной модели расчета эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики, реализованной в пакете Excel. Она позволяет выпонять вариантные расчеты оценки эффективности объектов электроэнергетики с учетом динамики макроэкономических показателей и эксплуатационных затрат за весь срок службы энергообъекта.

Практическая значимость. Разработанная методика, полученные результаты и рекомендации могут быть использованы в работе органов государственной власти и предприятий при оценке экономической эффективности инвестиций в объекты нетрадиционной электроэнергетики, планируемых к строительству или реконструкции.

Диссертационная работа выпонялась в плане хоздоговорной НИР Разработка методики оценки экономической эффективности объектов нетрадиционной электроэнергетики по заказу ОАО Вологдаэнерго. Разработанные автором научные и практические результаты работы использовались предприятием для принятия решения о целесообразности строительства гидроэлектростанции малой мощности в Вытегорском районе Вологодской области, что подтверждается соответствующим актом.

Результаты научного исследования применяются в учебном процессе при обучении студентов экономического и энергетического факультетов и могут быть использованы в системе переподготовки и повышения квалификации специалистов, занятых вопросами оценки эффективности инвестиций в современных условиях.

Материалы исследования были представлены в 2003 г. на конкурс научных работ студентов и аспирантов в рамках выпонения федеральной целевой программы Интеграция науки и высшего образования России на 2002-2006 г.г., где была оценена по достоинству.

Апробация результатов исследования. Отдельные положения диссертационного исследования докладывались на межрегиональной конференции молодых ученых и специалистов (Вологда, 2002 г.), Четвертой российской научно-практической конференции (Вологда, 2003 г.), Второй всероссийской научно-технической конференции (Вологда, 2004 г.).

Основные положения, выводы и предложения диссертационной работы нашли отражение в 5 публикациях - монографии и статьях - общим объемом 4,2 п.л.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографии и приложений. Общий объем диссертационной работы составляет 156 стр., содержит 10 рисунков и 25 таблиц. Библиографический список включает 135 источников, имеются приложения.

Диссертация: заключение по теме "Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда", Воропанова, Юлия Валерьевна

Заключение

В соответствии с целями и задачами диссертационной работы получены следующие основные результаты научного и практического характера:

1. Исследования показали, что область оценки экономической эффективности объектов нетрадиционной электроэнергетики остается методически не-сформированной. Анализ многочисленных источников подтвердил, что большинство заинтересованных предприятий и организаций принимают решение о целесообразности строительства объекта нетрадиционной электроэнергетики исходя из показателей удельной стоимости и мощности энергии, которые не позволяют оценить с достаточной точностью эффективность инвестиций, вкладываемых в объект. Поэтому необходима разработка методики оценки экономической эффективности объектов нетрадиционной электроэнергетики, отвечающей рыночным условиям.

2. На основе обобщения и систематизации методических подходов по оценке экономической эффективности капитальных вложений и инвестиций установлено, что для разработки методики оценки экономической эффективности объектов нетрадиционной электроэнергетики наиболее применимы основные положения, утвержденные Министерствами экономики, финансов, Государственным комитетом по строительству, архитектурной и жилищной политике (1999 г.), что позволяет наиболее поно учитывать изменение социально-экономического положения в стране, нестабильность макроэкономического окружения, изменение налогового законодательства.

3. В диссертационной работе предложена классификация объектов нетрадиционной электроэнергетики, которая включает терминологический аппарат, достоинства и недостатки каждого из направлений использования возобновляемых источников энергии. Систематизированный материал по объектам нетрадиционной электроэнергетики дает возможность заинтересованным организациям рассмотреть альтернативные варианты энергоснабжения.

4. Формализован в виде методики порядок пересчета величины капитальных вложений в текущие цены, что позволяет получить их достоверную оценку. Методика включает два способа перехода к текущим ценам: с помощью укрупненных коэффициентов, применимых к выделенным эле*ментам капиталь-

ных вложений и с помощью детального пересчета по элементам локальных смет. Она учитывает переходный момент в формировании нормативно-сметной документации и имеет более широкое применение, нежели оценка эффективности объектов нетрадиционной электроэнергетики.

7. Разработана формализованная методика расчета величины ежегодных эксплуатационных затрат для объекта нетрадиционной электроэнергетики, учитывающая, не только действующее законодательство по вопросам формирования затрат предприятия, но и налоговые выплаты на всех этапах жизненного цикла проекта и неоднородность изменения цен на потребляемые ресурсы. В методике изложены аспекты формирования элементов ежегодных эксплуатационных затрат в текущих и прогнозных ценах с учетом особенностей объекта (объема вырабатываемой электроэнергии, необходимой численности персонала, особенностей начисления амортизационных отчислений, прочих расходов, предусмотренных законодательством). Дается обоснование и подчеркивается необходимость проведения переоценки основных производственных фондов объекта нетрадиционной электроэнергетики. Предложенная методика позволяет более достоверно оценить элементы затрат на любом шаге расчетного периода в текущих и прогнозных ценах.

8. Разработана методика расчета показателей экономической эффективности объектов нетрадиционной электроэнергетики (дисконтированных и не дисконтированных), основанная на динамике денежных потоков. Их совокупность позволяет принять решение о целесообразности строительства или реконструкции энергообъекта.

9. Методики расчета ежегодных эксплуатационных затрат и показателей эффективности реализованы в виде имитационной модели в пакете Excel, в которой отражается динамика макроэкономических показателей, элементов затрат, финансовых показателей, включая налоговые выплаты, и показателей эффективности объекта по годам его эксплуатации. При этом возможно моделирование ситуаций наиболее вероятного, благоприятного и неблагоприятного развития окружающей среды, а также альтернативных вариантов реализация проекта.

10. Апробация методик расчета величины капитальных вложений, ежегодных эксплуатационных затрат и показателей экономической эффективности произведена на примере планируемой к строительству гидроэлектростанции малой мощности. Результаты расчетов эффективности инвестиций в сооружение малой ГЭС, выпоненных по заказу ОАО Вологдаэнерго, использованы предприятием для принятия решения о целесообразности строительства гидроэлектростанции малой мощности в Вытегорском районе Вологодской области.

полный список литературы для диссертации:

1. Алексеев В.В., ШвикинБ.Н. О возможности создания чистой сонечной энергетики. // Промышленность России. - 2000. - № 2. - С.42-47.

2. Амортизация. Износ. - М.: Приор, 2000. - 120 с.

3. Андрейчук В.Г. Обоснование правомерности определения интегрального показателя производственного потенциала через суммирование разнородных продуктов // Материалы Всесоюзной научно-практической конференции. - Ростов-н-Д, 1986.

4. Артюгина И.М., Окороков В.Р. Методы технико-экономического анализа в энергетике. - Л.: Наука, 1988.

5. Асланян Г. С. Финансовые аспекты расширения использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии // Теплоэнергетика. - 2001. - №2. - С.34-39.

6. Ахтямов Ф.Г. К вопросу об использовании древесных отходов (биомассы) к промышленной и коммунальной теплоэнергетике // Промышленная энергетика. -2003. - №10. - С.5-7.

7. Барков К.В., Елистратов В.В. Малая гидроэнергетика - альтернатива энергоснабжения отдаленных потребителей //Сборник докладов международной конференции Возобновляемая энергетика 2003: Состояние, проблемы, перспективы. - СПб, 2003. - С.ЗЗ 1-333.

8. Безруких П.П. Зачем России возобновляемые источники энергии? // Энергия: экономика, техника, технология. - 2002. - № 11. Ч С.3-8.

9. Безруких П.П., Безруких П.П.(мл.) Что может дать энергия ветра? // Энергия: Экономика, техника, экология - 2000. - №1. - С.11 -17.

10. Безруких П.П., Безруких П.П.(мл.) Что может дать энергия ветра? (Продожение) // Энергия: Экономика, техника, экология Ч 2000. Ч №2. Ч С. 13-24.

11. Беляев Ю.М. Критерии эколого-экономической эффективности энергетических технологий / Промышленная энергетика - 2003. -№8. - С. 39-44.

12. Бляшко Я.И. Региональные аспекты развития малой гидроэнергетики России //Сборник докладов международной конференции Возобновляемая энергетика 2003: Состояние, проблемы, перспективы. - СПб, 2003. - С.348-351.

13. Богатин Ю.ВШвандар В. А. Инвестиционный анализ. - М.: ЮНИТИ - ДАНА, 2000. -285 с.

14. Борисов Ю.Д., Рейнин С.Н. Социально-экономическая эффективность научной организации труда в строительстве. - М.: Стройиздат, 1976. - 256 с.

15. Бронштейн М., Либерман Г. Критерий эффективности и оценка хозрасчетной деятельности// Экономические науки. - 1977. - №7. Ч С.3-5.

16. Бусаров В.И. Концепция перехода к устойчивому развитию и региональная энергетическая политика // Энергия: Экономика, техника, экология - 2000. - №3. Ч С. 21-24.

17. Бутузов В.А. Анализ энергетических и экономических показателей гелиоустановок

горячего водоснабжения // Промышленная энергетика. - 2001. - №10. - С.54-61. Возобновляемая энергетика 2003: Сборник докладов междунар.науч.-практ.конф/ Под общей редакцией проф. В. В. Елистратова. - СПб, 2003. - 616 с. Воков Э.П. Баринов В.А., Маневич А.С. Направления развития электроэнергетики России с учетом догосрочной перспективы // Промышленная энергетика. - 2001. -№1.-С. 2-8.

ГОСТ Р 51990-2002 Нетрадиционная энергетика. Ветроэнергетика. - М.: Изд-во стандартов, 1999.-7 с.

ГОСТ Р 51238-98 Нетрадиционная энергетика. Гидроэнергетика малая. - М.: Изд-во стандартов, 1999. Ч 8 с.

ГОСТ Р 51594-2000 Нетрадиционная энергетика. Сонечная энергетика. Термины и определения. - М: Изд-во стандартов, 2000. - 10 с.

Грицына В.П. Развитие малой энергетики - естественный путь выхода из наступившего кр изиса энергетики // Промышленная энергетика -2001. -№ 8. -С. 13-15. Данилевич Л.Б., Боченинский В.П., Евланов B.C. Малая тепловая электростанция с парогазовой установкой // Изв. АН Энергетика -1996. Ч№4. - С. 68-71.

Данилова О.В. Реконструкция и восстановление гидроузлов - основной путь развития малой гидроэнергетики //Сборник докладов международной конференции Возобновляемая энергетика 2003: Состояние, проблемы, перспективы. - СПб, 2003. - С.390-392.

Денисов В.И. Технико-экономические расчеты в энергетике: Методы экономического сравнения вариантов. - М.: Энергоатомиздат, 1985. Денисов В.И. Метод формирования тарифов на электрическую и тепловую энергию // Теплоэнергетика. - 2001. - №3. - С. 58-60.

Доброхотов В.И. Роль возобновляемых источников энергии в энергетической стратегии России // Теплоэнергетика. - 2001.-№ 2. - С. 2-3.

Дурнов В.А. КПД внутренней энергии. // Аргументы и факты. Региональное приложение Вологда. - 1998. - № 32 (№9, авг.). - С.З.

Дьяков А.Ф. Нетрадиционная энергетика в России: проблемы и перспективы // Энергетик. - 2002. - №8. - С. 4-10.

Дьяков А.Ф. Проблемы развития гидроэнергетики России // Энергетик. - 2002. - №2. - С. 4-9.

Елистратов В.В., Кудряшева И.Г., Масликов В.И. Природоохранный мониторинг малых ГЭС //Сборник докладов международной конференции Возобновляемая энергетика 2003: Состояние, проблемы, перспективы. - СПб, 2003. - С. 392-393. Ендовицкий Д.А. Комплексный анализ и контроль инвестиционной деятельности: методология и практика / Под ред. проф. JI.T. Гиляровской- М.: Финансы и статистика, 2001. - 398 с.

Закон Вологодской области от 01.01.2002 №740-03 О плате за пользование водными объектами, принят Постановлением Законодательного Собрания

Вологодской области от 20 декабря 2001 г. № 653 // Консультант Плюс.

Закон Вологодской области от 24.11.2000 № 590-03 О налоге на имущество

предприятий // Консультант Плюс

Закон Российской Федерации О плате за землю // Консультант Плюс

Закон Российской Федерации от 13.12.91 N 2030-1 "О налоге на имущество

предприятий" // Консультант Плюс

Иванченко В. Критерии эффективности и качества // Вопросы экономики. - 1978. -№7.

Ивашева Г.Д., Дуленин В.П., Романцев В.В. О целесообразности строительства малых ТЭЦ с Р - турбинами. // Теплоэнергетика. - 1992. - № 11. - С. 48-50. Игошин Н.В. Инвестиции: Организация управления и финансирование. - М.: Финансы, ЮНИТИ, 1999.-412 с.

Идрисов А.Б., Картышев C.B., Постников A.B. Стратегическое планирование и анализ эффективности инвестиций. Издание 2-е, стереотипное - М.: Инф.-изд.дом Филин, 1997-272 с.

Изменение цен и тарифов на потребительском рынке области в 2000-2001 г.г. -Госкомстат РФ, Вологодский областной комитет государственной статистики -Вологда, 2002. - 65 с.

Инвестиционная деятельность. Сборник методических материалов, вып.2. М.: Информэлектро, 1995.

Инструкция Госналогслужбы России от 08.06.95 N 33 "О порядке исчисления и уплаты в бюджет налога на имущество предприятий" // Консультант Плюс Инструкция по определению экономической эффективности новой техники, изобретений и рационализаторских предложений в энергетике. - М.: Минэнерго, 1986. Качмазова JI. Управление эффективностью новой техники // Вопросы экономики. -1980.-№10.-С. 8-10.

Киперман Г. Эффективность производства и экономические показатели // Вопросы экономики. - 1978. - №7.

Ковалев В.В. Методы оценки инвестиционных проектов. - М.: Финансы и статистика, 1998.

Ковалев В.В. Финансовый анализ: управление капиталом. Выбор инвестиций. Анализ отчетности. Ч М.: Финансы и статистика, 1997.

Колас Б. Управление финансовой деятельностью предприятия. Проблемы, концепции и методы / Пер. с франц. под ред.Л.В.Соколова. - М.: Финансы, ЮНИТИ, 1997.-576 с.

Короткое П. Трудный путь к рынку // Экономическая газета.-1989.-№42.-СЗ. Коршунов А.П. Экономическая эффективность электрификации // НТП в механизации, электрификации и автоматизации сельскохозяйственного производства. -М.: Колос, 1981.

Кудрявцев В.Ю. Реформирование российской электроэнергетики // Энергия: экономика, техника, экология. -2001. -№ 6. - С. 7-10.

Курчатов А. Буревестник социальных революций // Техника молодежи - 1999. - №2. -С. 10-11.

Кучеров Ю.Н., Воков Э.П. Стратегические направления и приоритеты развития электроэнергетики // Промышленная энергетика - 2002, №2. - С. 2-12. Лимитовский М.А. Инвестиции на развивающихся рынках. - М.: ООО Изд.-консатинг.Компания ДеКа, 2002. - 464 с.

Лимитовский М.А. Основы оценки инвестиционных и финансовых решений. М.: ООО Изд.-консатинг.Компания ДеКа, 1997.

Липсиц И.В., Косов В.В. Инвестиционный проект: методы подготовки и анализа. М.: Изд-во БЕК, 1996. - 304 с.

Лозенко В.К. Менеджеру - основы технознания и техники//Бизнес-образование. -

2002. - №2. - С.53-62.

Лозенко В.К., Новиков Е.В. Анализ современных методов оценки бизнес-идеи инвестиционного проекта//Маркетинг. -2001-№6(67).- С. 77-85.

Лозенко В.К., Новиков Е.В. Факторы развития технических систем в оценке

инвестиционных проектов//Маркетинг. - 2003. - №1. - С. 99-108.

Макаров A.A. Электроэнергетика и социально-экономическое развитие России //

Энергия: экономика, техника, экология. - 2003. - №2. - С. 2-10.

Максимов К. Об измерении эффективности социалистического производства //

Экономические науки. - 1978. - №8.

Малая гидроэнергетика / Л.П. Михайлов, Б.Н. Фельдман и др.; Под ред. Л.П. Михайлова - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 184 с.

Масленников В.М. Как выводить российскую энергетику из кризиса // Энергия: экономика, техника, экология. - 2001. - №6. - С. 2-6.

Масленников В.М. Проблемы развития энергетики России //Теплоэнергетика. -

2003.-№9.-С. 22-25.

Масютин С.А. Механизмы корпоративного управления. - М.: Финстатинформ, 2002. -315 с.

Межрегиональный информационно-аналитический бюлетень Индексы цен в строительстве - М.: Ко-инвест, 2003. - Выпуск 43. - 78 с.

Мескон М.Х., Альберт М., Хедоури Ф. Основы менеджмента: пер. с ант.-М: Даю, 1998. Методика (основные положения) определения экономической эффективности использования в народном хозяйстве новой техники, изобретений и рациональных предложений. / Гос. ком. Совета Министров СССР по науке и технике. - М.: Экономика, 1977.

Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса/ Утверждены

постановлением Государственного комитета СССР по науке и технике и Президиумом Академии наук СССР от 3 марта 1988 г. №60/52. - М., 1988. Методические рекомендации по определению величины накладных расходов в строительстве. МДС 81- 4.99. / Госстрой РФ. - М., 2000.

Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция): Руководители: В.В.Коссов, В.Н.Лившиц, А.Г.Шахназаров. Утверждено Минэкономики, Минфинансов, Госком РФ по строит., архитектур, и жилищ, политике № ВК 477 от 21.06.1999 г.: Официальное издание. - М., 2000. - 421 с. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. Официальное издание. - М., 1994.

Методические указания по определению сметной прибыли в строительстве. МДС 81-25.2001/Госстрой России. -М., 2001.

Москвин В.А. Проблема оценки риска на различных этапах и реализации проекта//Инвестиции в России. - 2002. - №2. - С.22-26. Налоговый кодекс Российской Федерации. - М.:Омега-Л,2003. - 488 с. Некрасов В.Г. Малые тепловые электростанции // Энергетик.-1996.-№5.-С.12-13. Николаев Ю.Е. Выбор оптимального варианта развития малых ТЭЦ в системах децентрализованного теплоснабжения // Промышленная энергетика. - 2001. Ч №1. Ч С. 15-17.

Новак В.Л. Экономический анализ эффективности производства. - М.: Финансы, 1972.-376 с.

О реформировании электроэнергетики Российской Федерации // Постановление Правительства РФ от 11 июля 2001г. №526//Консультант Плюс О составе затрат и единых нормах амортизационных отчислений. - М.: Финансы и статистика, 1997г.

Овчинников Г, Павлов П., Трифанов Д. Критерий и показатели экономической эффективности социалистического производства // Вопросы экономики. - 1974. -№1.

Ольховский Г.Г. Разработка перспективных энергетических ГТУ. // Теплоэнергетика. - 1996. - № 4. - С. 2-5.

Основные концептуальные подходы к развитию ТЭК и его отраслей на период до 2015 г.

Папикян М.Р. Проблемы малой гидроэнергетики в Армении // Энергетик. Ч 1996. Ч № 5. - С.7.

Переоценка имущества (бухгатерские и налоговые аспекты)// Консультант Бухгатера, 2002. - №2.

Перминов Э.М. Возможность дальнейшего развития ветроэнергетики в РАО ЕЭС России // Энергетик. - 2001. - №12.

Перминов Э.М. Нетрадиционная электроэнергетика: состояние и перспективы развития // Энергетик. - 1996. - №5. Ч С. 10-11.

90. Петровский Е.С. Конкуренция в электроэнергетике: опыт Запада и проблемы России.

Х Материалы научно-технической конференции Актуальные проблемы управления

Х 99 - М.ГУУ,1999.

91. Петухов P.M. Оценка эффективности промышленного производства: методы и показатели. - М.: Экономика, 1990. - 146 с.

92. Письмо Минфина РФ от 31.07.2003 г. №04-02-05/3/63 // Консультант Бухгатера, 2003.

93. Положение по бухгатерскому учету Учет основных средств ПБУ 6/01, утвержденное Приказом Минфина России от 30.03.2001 №26н // Консультант Плюс.

94. Постановление Госстроя России от 08.04.2002 №16 О мерах по завершению перехода на новую сметно-нормативную базу ценообразования в строительстве

95. Постановление Губернатора Вологодской области от 03.11.98 №833 О специальном счете энергосбережения Вологодской области //Консультант Плюс: Вологодский Выпуск

96. Постановление Губернатора Вологодской области от 19.06.1998 №573 Программа формирования новой сметно-нормативной базы ценообразования в

стооительстве//Консультант Плюс: Вологодский Выпуск

97. Постановление Правительства Вологодской области от 04.02.2002 №33 л О введение

в действие Территориальных единичных расценок на ремонтно-строительные работы//Консультант Плюс: Вологодский Выпуск

98. Постановление Правительства РФ от 1 января 2002 г. № 1 О классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы//Консультант Плюс

99. Постановление Региональной энергетической комиссии от 22 января 2003 г. №26 л О тарифах на электрическую энергию//Консультант Плюс: Вологодский Выпуск

100. Постатейный комментарий к главе 25 НК РФ. Налог на прибыль организаций. - М.: Издательско-консультационная группа Статус-Кво 97, 2002. - 656с.

101. Практические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике (с типовыми примерами). Книга 1. Методические особенности оценки эффективности проектов в электроэнергетике / Кол. авторов под ред. А.Н. Раппопорта. - М.: НЦПИ, 1999. -222с.

102. Практические рекомендации по оценке эффективности и разработке проектов и бизнес-планов в электроэнергетике (с типовыми примерами). Книга 2. Практические примеры расчета эффективности инвестиционных проектов КЭС и ТЭЦ// Утв. РАО ЕЭС России от 04.02.97 №3р.- М., 1999. - 249с.

103. Практические рекомендации по оценке эффективности и разработке проектов и бизнес-планов в электроэнергетике (с типовыми примерами). Книга 3. Практические примеры расчета эффективности инвестиционных проектов ГЭС и ЛЭП// Утв. РАО ЕЭС России от 04.02.97 №3р.- М., 1999. - 209с.

Преобразование энергии биомассы. Опыт России / Е.С.Панцхава, В.А. Пожарнов,

Л.В.Зысин и др. // Теплоэнергетика. - 1990.-№ 5. - С.5-8.

Прохорова А. Деньги на ветер // Промышленная энергетика.-2002.-№2.-С55.

Рабочий проект TI Паротурбинная мини - ТЭЦ при котельной АО

Агростройконструкция в г. Вологда. - Вологда, 1997. - 52 с.

Райзберг Б.А., Лозовский Л.Ш., Старод>бцева Е.Б. Современный экономический

словарь. - М.: ИНФРА-М, 1997. - 493 с.

Рогалев Н.Д. Технологические инновации в техническом университете. - М.:МЭИ, 1997.

Романов A.A. Необходимость технического перевооружения электроэнергетики России // Промышленная энергетика. - 2002. - №3. - С.2-5.

Садилов П.В., Воков А.Н., Пудовинникова В.В. Разработка и внедрение первой в районе Сочи сонечно-топливной котельной // Промышленная энергетика. - 2001. -№12.-С.47-49.

Сергеев И.В. Организация и финансирование инвестиций. - М.: Финансы и статистика, 2002. Ч 398 с.

Сорокин Г. К теории экономической эффективности при социализме // Вопросы экономики. - 1975. - №4.

Средства энергетики малых мощностей. Каталог АО Энергопром// РАО ЕЭС России, Научно-производственное объединение Энергопромтехника.- М.,1994. Статистический словарь / Гл. ред. Б.А.Брков; редкол.: И.К.Беляевский, В.А.Варенов, В.И.Галицкий и др. - М.: Финстатинформ, 1996. - 621 с.

Степанов B.C. Система показателей для оценки эффективности использования энергии // Промышленная энергетика. - 2000. - №1. - С. 2-5.

СтребковД.С. Энергетические технологии для третьего тысячелетия // Энергия: экономика, техника, экология. - 2001.- № 3. - С. 25-28.

Строительно-информационный сборник/Правительство Вологодской области, департамент строительства, энергетики и ЖКХ, №1 (32), I квартал 2003 г., Вологда.

Строительный информационный сборник/Администрация Вологодской области, департамент строительства, энергетики и ЖКХ, № 4 (31), Вологда - IV квартал 2002г.

Суворин Ю. Закон экономии времени и эффективность общественного производства // Экономические науки. - 1979. - №6.

Тарнижевский Б.В. Состояние и перспективы использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии в России // Промышленная энергетика. Ч 2002. -№ 1.-С.52-56.

Территориальные единичные расценки на строительные работы ТЕР-2001-46: Работы при реконструкции зданий и сооружений. Разработан ООО ОКОР, ОАО Вологдагражданпроект, ОАО Вологдаагропроект. Приняты в действие

Постановлением Правительства Вологодской области от 22.08.2002 г. № 541и от 19.11.2002 г. №775./ Зарегистрированы Госстроем России: письмо от 24.10.02 №НЗ-6237/10 и письмо от 19.12.02 №НЗ-7667/10.

122. Территориальный сборник сметных цен на материалы, изделия и конструкции. 4.1 Материалы для общестроительных работ. - М.: Официальное издание, Вологодская область, 2001.

123. Типовая методика определения экономической эффективности капитальных вложений - М.: Экономика, 1980.

124. Троицкий A.A. Энергетика и экономика России: прошлое, настоящее, будущее // Энергия: экономика, техника, экология. - 2003. - № 9. - С.12-15.

125. Тузов М.Ю. Создание федеральной сетевой компании // Энергетик. - 2002. - №1.

126. Уровень и динамика цен по секторам экономики в 2000 - 2001 г.г./ Госкомстат РФ, Вологодский областной комитет государственной статистики. - Вологда, 2002.

127. Фаворский О.Н., Леонтьев А.И., Федоров В.А., и др. Эффективные технологии производства электрической и тепловой энергии с использованием органического топлива / Теплоэнергетика. - 2003. - №9. -С. 19-21.

128. Фаворский О.Н., Воков Э.П., Ольховский Г.Г. Современное состояние и проблемы электроэнергетики России // Энергия: экономика, техника, экология. - 2001. - № 2. -С.2-7.

129. ХайкинВ. О показателях эффективности работы промышленных предприятий // Экономические науки. - 1977. - №6.

130. Хачатуров Т. С. Эффективность капитальных вложений. - М.: Экономика, 1979. -335 с.

131. Шеремет А.Д., Сайфулин P.C., Негашев Е.В. Методика финансового анализа. - М.: ИНФРА - М, 2000. - 207 с.

132. Экономика промышленности / В 3-х т. Т.1 Общие вопросы экономики / Под ред. А.И. Барановского, H.H. Кожевникова, Н.В. Пирадова. -М.: Издательство МЭИ, 1997.

133. Экономика промышленности / В 3-х т. Т.2 Экономика и управление энергообъектами. Книга 1. Общие вопросы экономики и управления / Под ред. А.И. Барановского, H.H. Кожевникова, Н.В. Пирадова. - М.: Издательство МЭИ, 1998. - 296 е.

134. Экономика строительства / Под ред. И.С. Степанова. - М.: Юрайт, 2002 г. - 591 с.

135. Эффективность капитальных вложений: Сборник утвержденных методик / АН СССР. Научный Совет по эффективности основных фондов, капитальных вложений и новой техники, Институт экономики. Ч М.: Экономика, 1988.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Общая характеристика строительства Новинкинской ГЭС малой

мощности

Апробация методики оценки экономической эффективности объектов малой электроэнергетики, предложенной в главе 3, осуществляется на примере строительства малой ГЭС. Общая характеристика строительства малой ГЭС включает характеристику места строительства и основные вопросы, учитываемые при выборе оборудования.

При выборе места строительства МГЭС учитывается климат района, где она планируется к строительству, инженерно-геологические условия, расположение участка строительства и водный режим1:

1. Климат района

Климат района характеризуется продожительной сравнительно мягкой зимой и умеренно теплым летом. Самый холодный месяц - январь, самый теплый месяц -июль.

Годовое количество осадков колеблется от 696 до 823 мм. Наибольшее месячное их количество наблюдается преимущественно в июле-августе, наименьшее - в марте-апреле.

Снежный покров образуется во второй половине ноября и сходит в третьей декаде апреля. Продожительность безморозного периода на поверхности почвы составляет по району 90-105 дней.

2. Инженерно-геологические условия

Инженерно-геологическое исследование района строительства МГЭС проводилось различными ведомствами и организациями с различной степенью детальности. По гидроузлам водного пути, и по трассам каналов выпонялись геологические масштабные съемки. Кроме того, проводились буровые, горные, опытно-геофизические и лабораторные работы.

В соответствии со СНиП Н-7-81 район строительства является несейсмичным для гидротехнических сооружений.

Наиболее характерными физико-геологическими явлениями в рассматриваемом районе являются опозни, заболачивание и эрозионная деятельность рек. В связи с тем, что река, на которой планируется строительство МГЭС зарегулирована, такие явления как опозни и эрозионная деятельность стали развиваться в меньших масштабах, а процессы заболачивания в зоне влияния водохранилищ и каналов, имеющих более высокие отметки уровней воды по сравнению с бытовыми, наоборот, усилились.

' В соответствии с пояснительной запиской технико-экономического обоснования инвестиций по строительству проектир>емой МГЭС, АО Ленгидропроект, Санкт-Петерб>рг

Изысканиями прошлых лет в долине реки установлено ограниченное развитие опозневых явлений в естественных условиях. Однако следует отметить, что в строительный период развитие опозневых явлений могут спровоцировать, как сам способ производства работ но выемке котлованов, так и скорость ироходки и неустановившийся режим гидрогеологических условий при определенном геологическом строении. Поэтому не исключена возможность появления опозней на склонах строительных котлованов и выемок.

Заболачивание развивается на пониженных участках рельефа вблизи созданных водохранилищ в связи с изменением уровней подземных вод. Затрудненный сток или близкое залегание к поверхности водоупорного слоя способствует процессам заболачивания.

Оценка состава и физико-механических свойств грунтов выпонена на основании результатов их изучения, которое производилось при изысканиях, проведенных ранее, а также при формировании документации строительных котлованов.

3. Расположение участка строительства

Участок МГЭС располагается слева от существующего водосброса в районе примыкания плотины существующего гидроузла. Для освещения инженерно-геологических условий участка строительства использованы материалы изысканий, выпоненных ранее для обоснования проектирования и строительства существующей плотины, а также результаты изысканий для обоснования изменения левобережного примыкания.

Рассматриваемая территория представляет собой долину небольшого ручья, впадающего в реку. Русловая земляная плотина создает напорный фронт, перегородив реку. Здание ГЭС проектируется на расстоянии 40 м от дренажной канавы в конце низового откоса плотины в пределах контура котлована.

4. Водный режим

Шлюзованный участок пути по реке имеет длину 25,5 км. Общее падение, преодолеваемое на этом участке при помощи шести шлюзов, составляет 80 м. Из четырех расположенных на этом участке гидроузлов, два гидроузла выпоняют, кроме основной функции обеспечения судоходства, еще и энергетические функции. В настоящей работе предлагается к рассмотрению вопрос о придании третьему гидроузлу энергетических функций.

Основные вопросы, учитываемые при выборе оборудования для МГЭС, включают оценку современного состояния сооружений гидроузлов и вопросы выбора гидроагрегатов:

I. Современное состояние сооружений гидроузлов

Гидроузел приурочен к участку крутого падения реки. Сооружениями гидроузла являются: русловая земляная плотина с водосбросом, протяженная

дамба, три судоходных шлюза с подходными и межшлюзовыми каналами, поворотный мост на одном из шлюзов. Кроме того, на гидроузле находится электрическая подстанция.

Имеется возможность сооружения МГЭС на неиспользуемом падении трассы канала и на использовании разности объемов сливных призм на двух шлюзах данного гидроузла. МГЭС будет работать для покрытия дефицита по мощности, и по электроэнергии потребителей района. Однако режим работы данной МГЭС в навигационный период года дожен быть подчинен обеспечению требований судоходства по трассе водного пути.

2. Выбор гидроагрегатов

Выбор агрегатов для МГЭС производится при следующих исходных положениях:

1) напор воды по вариантам: 16,9. 17,4 м или 25,9.26,4 м;

2) мощность ГЭС ориентировочно принимается 2500 кВт;

3) работа ГЭС в сеть региональной энергокомпании;

4) желательно, применение оборудования, изготавливаемого или уже имеющего конструкторские разработки, с наименьшей стоимостью.

Для указанных диапазонов напоров возможно применение турбин как радиально-осевого, так и поворотно-лопастного типа. Колебания напоров незначительные - 11%. В таком диапазоне напоров стабильно работают радиально-осевые турбины. Поэтому на проектируемой МГЭС принимаются агрегаты с радиально-осевыми турбинами, как наиболее простые в эксплуатации, экологически чистые, не содержащие масла в рабочем колесе, но имеющие по сравнению с поворотно-лопастными турбинами, меньшую величину заглубления под уровень воды.

При рассмотрении вариантов компоновок гидроузла и агрегатов принимается вариант с напором 15,8-16,0 м. Для выбора поставщиков агрегатного оборудования рассмотрены предложения различных заводов-изготовителей для вертикальной турбины с ходом рабочего колеса 1,4 м. Для сравнения рассмотрен также вариант агрегата с горизонтальной поперечно-струйной турбиной фирмы Энерго-Альянс. Наименьшие стоимости имеют вертикальный агрегат с турбиной Урагидромаша и горизонтальный агрегат Энерго-Альянса. Системы управления турбинами приняты упрощенного типа для работы в энергосистеме. Мощность ГЭС с турбинами Урагидромаша на 400 кВт меньше, чем ГЭС с турбинами ЛМЗ и Тяжмаша из-за более низкой пропускной способности рабочего колеса старого типа. Горизонтальные агрегаты с поперечно-струйной турбиной в настоящее время находятся в стадии освоения. По агрегату мощностью 1000 кВт выпонены только эскизные проработки. Пропускная способность и коэффициент полезного действия у этого агрегата наименьшие, при этом расход

через ГЭС при сопоставимой мощности 3000 кВт наибольший и составляет 25,5 м3/с.

На основании проведенного анализа предложений заводов-изготовителей гидрооборудования принимаются агрегаты с турбинами Урагидромаша, стоимость которых в три раза меньше, чем у агрегатов с турбинами ЛМЗ и в два раза меньше, чем у Тяжмаша.

Для обеспечения нормальной работы основного технического оборудования МГЭС предусматриваются также следующие вспомогательные гидромеханические системы:

технического водоснабжения агрегатов; откачки проточной части агрегатов и дренажа здания ГЭС; маслоснабжения агрегатов; воздухоснабжения агрегатов; контрольно-измерительной аппаратуры; пожаротушения генераторов.

Разработка электротехнической части проекта выпонена для двух гидрогенераторов мощностью по 1300 кВт.

В настоящее время электроснабжение потребителей шлюза осуществляется на напряжении 6 кВ от существующих электрических подстанций 35/6 кВ, которые питаются по воздушной линии 35 кВ от районной подстанции 110/35/6 кВ. Существующие воздушные линии и подстанция 110-35 кВ эксплуатируются более 40 лет, электрические сети 110-35 кВ построены на деревянных опорах, которые имеют большое загнивание, а указанные подстанции требуют обновления оборудования. До настоящего времени реконструкция этих сетевых объектов не производилась. Для выдачи мощности проектируемой малой ГЭС рассмотрены два варианта: на напряжении 35 и 6 кВ.

В варианте на напряжении 35 кВ при ГЭС дожна быть предусмотрена повышающая подстанция 6/35 кВ. При этом электрическая схема ГЭС может быть решена либо в виде одиночных блоков генератор-трансформатор-линия, либо в виде укрупненного блока два генератора-трансформатор-линия. Кроме того, мощность МГЭС может быть выдана как на шины 35 кВ, действующих подстанций 35/6 кВ, так и непосредственно в существующую сеть 35 кВ. Во всех рассматриваемых случаях для выдачи мощности потребуется строительство новых линий электропередач 35 кВ, количество и протяженность которых зависит от варианта присоединения МГЭС к энергосистеме. При выдаче мощности на напряжении 35 кВ потребуется также выпонить большой объем работ по реконструкции существующих линий и подстанций 35 кВ. Выдача мощности проектируемой малой ГЭС на напряжении 6кВ предусмотрена на существующие подстанции 35/6 кВ.

Анализ рассматриваемых вариантов позволяет сделать вывод, что выдача мощности на напряжении 6 кВ потребует меньших затрат по сравнению с напряжением 35 кВ. Однако в этом варианте также потребуется выпонить реконструкцию сетевых объектов. В частности, возникает необходимость замены существующих трансформаторов трансформаторами большей мощности на подстанции 35/6 кВ. Это необходимо в связи с тем, что при выводе в ремонт одного трансформатора на подстанции, оставшиеся в работе трансформаторы не обеспечат выдачу в энергосистему избытка мощности ГЭС в период наименьшего электропотребления. С позиции заказчика предпочтительнее вариант выдачи мощности на напряжении 6 кВ. Учитывая данные моменты, в проекте принят второй вариант выдачи мощности. При этом, представляется целесообразным затраты на реконструкцию сетевых объектов отнести на отдельный титул с привлечением долевого участия заинтересованных организаций.

Электротехническое оборудование и распределительные устройства всех уровней напряжения для проектируемой малой ГЭС разработаны на базе отечественного оборудования согласно номенклатуре заводов-изготовителей 1999Ч 2001 г. г.

Проектные решения по организации средств передачи информации и внутриобъектной связи разработаны на основании Руководящих указаний по проектированию диспетчерских пунктов и узлов связи энергосистем и имеющихся технических условий.

Малая ГЭС может быть построена за сравнительно короткий срок, поскольку не требует работ по созданию напорного фронта водохранилища, в районе строительства существуют линии электропередач, подстанции, автомобильные дороги и подъезды, водный путь с причальным хозяйством, производственные базы, карьеры местных строительных материалов, деревообделочные линии и т.д. Продожительность строительства МГЭС принята 1,5 года. Таким образом, в навигацию второго года от начала строительства появляется возможность начать выработку электроэнергии.

Приложение 2

Расчет экономической эффективности строительства Новинкинской МГЭС

(текущие цены)

-Номер шага {годы расчетного периода)

Показатели Ед.изм, 0 1 2 3 4 5

1 п/г 2005 2П/Г2005 1 п/г 2006 2п/г 2006 2007 2008 2009 2010

строительство эксплуатация

1. Макроэкономическое окружение проекта

Ставка дисконта годовая % и 300 12,782 12,158 11,807 11,565 11,380

Коэффициент дисконтирования отн.ед 1,1 300 0,887 0,791 0,707 0,634 0,569

Коэффициент распределения на шаг

для выручки и операционных затрат 1, 305 1,064 1,061 1,059 1,058 1,057

для капитальных вложений 1,010 1,128 1,122 1,118 1,116 1,114

2. Показатели производственной дея-тельности МГЭС

Численность ППП чел. 11 11 11 11 11

Выработка электроэнергии тыс.кВт.ч 15400 15400 15400 15400 15400

Расход электроэнергии на собственные нужды % 1 1 1 1 1

Расход электроэнергии на собственные нужды тыс.кВт.ч 154,00 154.00 154,00 154,00 154,00

Объем реализации электроэнергии тыс.кВт.ч 15246 15246 15246 15246 15246

Тариф на электроэнергию руб/тыс.кВт.ч 395 395 395 395 395

3. Инвестиционные затраты

Строительные работы тыс. руб. 7717 7717 7717 0 0 0 0 0

Монтажные работы тыс. руб. 2375 2375 2375 0 0 0 0 0

Оборудование тыс. руб. 19074 19074 19074 0 0 0 0 0

Прочие затраты тыс. руб. 5458 5458 5458 0 0 0 0 0

Итого капитальные вложения: тыс. руб. 34624 34624 34624 0 0 0 0 0

4. Основные произвдственные фонды

Балансовая стоимость ОПФ тыс. руб. 64347 64347 64347 64347 64347

Средняя годовая норма амортизации % 1,83 3,38 3,38 3,38 3,38

Остаточная стоимость ОПФ тыс. руб. 63169 60994 58819 56644 54469

5. Ежегодные эксплуатационные затраты

Расчет экономической эффективности строительства Новинкинской

(текущие цены)

Показатели Ед.изм. 6 7 8 9 10 11 12 13

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

1. Макроэкономическое окружение проекта

Ставка дисконта годовая % 11,231 11,107 11,000 10,907 10,824 10,750 10,683 10,621

Коэффициент дисконтирования отн.ед. 0,512 0,460 0,415 0,374 0,337 0,305 0,275 0,249

Коэффициент распределения на шаг

для выручки и операционных затрат 1,056 1,056 1,055 1,055 1,054 1,054 1,053 1,053

для капитальных вложений 1.112 1,111 1,110 1,109 1,108 1,108 1,107 1,106

2. Показатели производственной дея-тельности МГЭС

Численность ППП чел. 11 11 11 11 11 11 11 11

Выработка электроэнергии тыс. кВт. ч 15400 15400 15400 15400 15400 15400 15400 15400

Расход электроэнергии на собственные нужды тыс.кВт.ч 154,00 154,00 154,00 154,00 154,00 154,00 154,00 154,00

Объем реализации электроэнергии тыс. кВт. ч 15246 15246 15246 15246 15246 15246 15246 15246

Тариф на электроэнергию руб/тыс.кВт,ч 395 395 395 395 395 395 395 395

3. Инвестиционные затраты

Строительные работы тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Монтажные работы тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Оборудование тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Прочие затраты тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Итого капитальные вложения: тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

4,Основные произвдственные фонды

Балансовая стоимость ОПФ тыс.руб. 64347 64347 64347 64347 64347 64347 64347 64347

Средняя годовая норма амортизации % 3,38 3,38 3,38 3,38 3,38 3,38 3,38 3,38

Остаточная стоимость ОПФ тыс.руб. 52295 50120 47945 45770 43595 41420 39245 37070

5. Ежегодные эксплуатационные затраты

|

Расчет экономической эффективности строительства Новинкинско?

(текущие цены)

Показатели Ед.изм. 14 15 16 17 18 19 20 21 22

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

1. Макроэкономическое окружение проекта

Ставка дисконта годовая % 10,564 10,512 10,463 10,417 10,375 10,334 10,296 10,260 10,225

Коэффициент дисконтирования отн.ед. 0,225 0,204 0,184 0,167 0,151 0,137 0,124 0,113 0,102

Коэффициент распределения на шаг

для выручки и операционных затрат 1,053 1,053 1,052 1,052 1,052 1,052 1,051 1,051 1.051

для капитальных вложений 1,106 1,105 1.106 1,104 1,104 1,103 1,103 1,103 1,102

2. Показатели производственной дея-тельности МГЭС

Численность ППП чел. 11 11 11 11 11 11 11 11 11

Выработка электроэнергии тыс.кВт.ч 15400 15400 15400 15400 15400 15400 15400 15400 15400

Расход электроэнергии на собственные нужды тыс.кВт.ч 154,00 154,00 154,00 154,00 154,00 154,00 154.00 154.00 154,00

Объем реализации электроэнергии тыс.кВт.ч 15246 15246 15246 15246 15246 15246 15246 15246 15246

Тариф на электроэнергию рубЛыс. кВт.ч 395 395 395 395 395 395 395 395 395

3. Инвестиционные затраты

4. Основные произвдственные фонды

Балансовая стоимость ОПФ тыс.руб. 64347 64347 64347 64347 64347 64347 64347 64347 64347

Средняя годовая норма амортизации % 3,38 3,38 3,38 3,36 3,38 3,38 3,36 3,3В 3,38

Остаточная стоимость ОПФ тыс.руб. 34895 32720 30545 28370 26196 24021 21846 19671 17496

5. Ежегодные эксплуатационные затраты

Расчет экономической эффективности строительства НовинкинскоР

(текущие цены)

Показатели Ед.изм. 23 24 25 26 27 28 29 30

2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

1. Макроэкономическое окружение проекта

Ставка дисконта годовая % 10,193 10,161 10.131 10,103 10,075 10,049 10,023 9,999

Коэффициент дисконтирования отн.ед. 0,093 0,084 0,077 0,069 0,063 0,057 0,052 0,047

Коэффициент распределения на шаг

для выручки и операционных затрат 1,051 1,051 1,051 1,051 1,050 1,050 1,050 1,050

для капитальных вложений 1,102 1,102 1,101 1,101 1,101 1,100 1,100 1,100

2. Показатели производственной дея-тельности МГЭС

Численность ППП чел. 11 11 11 11 11 11 11 11

Выработка электроэнергии тыс.кВт.ч 15400 15400 15400 15400 15400 15400 15400 15400

Расход электроэнергии на собственные нужды тыс.кВт.ч 154,00 154,00 154,00 154,00 154.00 154,00 154,00 154,00

Объем реализации электроэнергии тыс.кВт.ч 15246 15246 15246 15246 15246 15246 15246 15246

Тариф на электроэнергию руб/тыс,кВт,ч 395 395 395 395 395 395 395 395

3. Инвестиционные затраты

Строительные работы тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Монтажные работы тыс, руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Оборудование тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Прочие затраты тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Итого капитальные вложения: тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

4. Основные произвдственные фонды

Балансовая стоимость ОПФ тыс, руб. 64347 64347 64347 64347 64347 64347 64347 64347

Средняя годовая норма амортизации % 3,38 3,38 3,38 3,38 3,38 3,38 3,38 3,38

Остаточная стоимость ОПФ тыс. руб. 15321 13146 10971 8796 6621 4446 2271 97

5. Ежегодные эксплуатационные затраты

Номер шага (годы расчетного периода)

Показатели Ед.изм. 0 1 2 3 4 5

1п/г 2005 2л/г 2005 1 п/г 2006 2 п/г 2006 2007 2008 2009 2010

строительство эксплуатация

Плата за пользование водными ресурсами тыс. руб. 0 0 0 178 178 178 178 178

Фонд оплаты труда тыс. руб. 0 0 0 515 1030 1030 1030 1030

Отчисления на социальные нужды тыс. руб. 0 0 0 183 367 367 367 367

Амортизационные отчисления тыс, руб. 0 0 0 1178 2175 2175 2175 2175

Прочие затраты тыс. руб. 0 0 0 18 77 118 159 200

Налоги, включаемые в себестоимость

налог на землю тыс.руб. 0 0 0 0,06 0,11 0,11 0,11 0,11

транспортный налог тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Итого производственная себестоимость тыс.руб. 0 0 0 2071 3825 3866 3908 3949

б. Финансовые показатели

Выручка от реализации продукции тыс.руб. 0 0 0 3011 6022 6022 6022 6022

Себестоимость продукции тыс.руб. 0 0 0 2071 3825 3866 3908 3949

Валовая прибыль (прибыль от продаж) тыс.руб. 0 0 0 940 2197 2156 2115 2074

Прочие операционные доходы тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Прочие операционные расходы тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Прибыль (убыток) до налогообложения тыс.руб. 940 2197 2156 2115 2074

Местные налоги тыс.руб. 0 0 0 5 10 10 10 10

Налог на имущество тыс, руб. 0 0 0 569 1098 1059 1020 980

Спецсчет энергосбережения(1% от выручки) тыс.руб. 0 0 0 30 60 60 60 60

Итого: налоги, уплачиваемые за счет финансового результата тыс, руб. 0 0 0 604 1168 1129 1090 1051

Налогооблагаемая прибыль тыс.руб. 0 0 0 336 1028 1026 1025 1023

Налог на прибыль тыс руб. 0 0 0 81 247 246 246 245

Чистая прибыль тыс.руб. 0 0 0 255 782 780 779 777

Чистая прибыль нарастающим итогом тыс.руб. 0 0 0 255 1037 1817 2596 3373

Чистая дисконтированная прибыль тыс.руб. 0 0 0 241 618 552 493 442

Чистая дисконтированная прибыль нарастающим итогом тыс.руб. 0 0 0 241 858 1410 1903 2346

7. Эффективность инвестиционных затрат

Приток денежных средств

Выручка от реализации тыс.руб. 0 0 0 3011 6022 6022 6022 6022

Прочие операционные доходы тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Показатели Ед.изм. 6 I 7 8 9 10 11 12 13

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Плата за пользование водными ресурсами тыс. руб. 178 178 178 178 178 178 178 178

Фонд оплаты труда тыс. руб. 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030

Отчисления на социальные нужды тыс. руб. 367 367 367 367 367 367 367 367

Амортизационные отчисления тыс. руб. 2175 2175 2175 2175 2175 2175 2175 2175

Прочие затраты тыс. руб. 241 282 323 364 405 446 487 528

Налоги, включаемые в себестоимость

налог на землю тыс.руб. 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11

транспортный налог тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Итого производственная себестоимость тыс.руб. 3990 4031 4072 4113 4154 4195 4236 4277

6. Финансовые показатели

Выручка от реализации продукции тыс.руб. 6022 6022 6022 6022 6022 6022 6022 6022

Себестоимость продукции тыс.руб. 3990 4031 4072 4113 4154 4195 4236 4277

Валовая прибыль (прибыль от продаж) тыс.руб. 2033 1991 1950 1909 1868 1827 1786 1745

Прочие операционные доходы тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Прочие операционные расходы тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Прибыль (убыток) до налогообложения тыс.руб. 2033 1991 1950 1909 1868 1827 1786 1745

Местные налоги тыс.руб. 10 10 10 10 10 10 10 10

Налог на имущество тыс.руб. 941 902 863 824 785 746 706 667

Спецсчет энергосбережения(1% от выручки) тыс.руб. 60 60 60 60 60 60 60 60

Итого: налоги, уплачиваемые за счет финансового результата тыс.руб. 1012 973 934 894 855 816 777 738

Налогооблагаемая прибыль тыс.руб. 1021 1019 1017 1015 1013 1011 1009 1007

Налог на прибыль тыс.руб. 245 245 244 244 243 243 242 242

Чистая прибыль тыс.руб. 776 774 773 771 770 768 767 766

Чистая прибыль нарастающим итогом тыс.руб. 4149 4923 5696 6467 7237 8006 8773 9538

Чистая дисконтированная прибыль тыс.руб. 397 357 321 289 260 234 211 191

Чистая дисконтированная прибыль нарастающим итогом тыс.руб. 2743 3099 3420 3708 3968 4202 4413 4604

7. Эффективность инвестиционных затрат

Приток денежных средств

Выручка от реализации тыс.руб. 6022 6022 6022 6022 6022 6022 6022 6022

Прочие операционные доходы тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

!

Показатели Ед.изм. 14 15 16 17 18 19 20 21 22

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Плата за пользование водными ресурсами тыс.руб. 178 178 178 178 178 178 178 178 178

Фонд оплаты труда тыс. руб. 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030

Отчисления на социальные нужды тыс.руб. 367 367 367 367 367 367 367 367 367

Амортизационные отчисления тыс.руб. 2175 2175 2175 2175 2175 2175 2175 2175 2175

Прочие затраты тыс.руб. 569 610 651 692 733 774 816 857 898

Налоги, включаемые в себестоимость

налог на землю тыс.руб. 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11

Итого производственная себестоимость тыс.руб. 4318 4359 4400 4441 4482 4523 4564 4605 4646

6. Финансовые показатели

Выручка от реализации продукции тыс.руб. 6022 6022 6022 6022 6022 6022 6022 6022 6022

Себестоимость продукции тыс.руб. 4318 4359 4400 4441 4482 4523 4564 4605 4646

Валовая прибыль (прибыль от продаж) тыс.руб. 1704 1663 1622 1581 1540 1499 1458 1417 1376

Прибыль (убыток) до налогообложения тыс.руб. 1704 1663 1622 1581 1540 1499 1458 1417 1376

Местные налоги тыс.руб. 10 10 10 10 10 10 10 10 10

Налог на имущество тыс.руб. 628 589 550 511 472 432 393 354 315

Спецсчет энергосбережения(1% от выручки) тыс.руб. 60 60 60 60 60 60 60 60 60

Итого: налоги, уплачиваемые за счет финансового результата тыс.руб. 699 659 620 581 542 503 464 425 385

Налогооблагаемая прибыль тыс.руб. 1005 1004 1002 1000 998 996 994 992 990

Налог на прибыль тыс.руб. 241 241 240 240 239 239 239 238 238

Чистая прибыль тыс.руб. 764 763 761 760 758 757 755 754 753

Чистая прибыль нарастающим итогом тыс.руб. 10302 11065 11826 12586 13345 14101 14857 15611 16364

Чистая дисконтированная прибыль тыс.руб. 172 155 140 127 115 104 94 85 77

Чистая дисконтированная прибыль нарастающим итогом тыс.руб. 4776 4931 5072 5198 5313 5417 5511 5596 5673

7. Эффективность инвестиционных затрат

Приток денежных средств

Выручка от реализации тыс.руб. 6022 6022 6022 6022 6022 6022 6022 6022 6022

Показатели Ед.изм. 23 24 25 26 27 28, 29 30

2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

Плата за пользование водными ресурсами тыс.руб. 178 178 178 178 178 178 178 178

Фонд оплаты труда тыс. руб. 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030

Отчисления на социальные нужды тыс.руб. 367 367 367 367 367 367 367 367

Амортизационные отчисления тыс.руб. 2175 2175 2175 2175 2175 2175 2175 2175

Прочие затраты тыс.руб. 939 980 1021 1062 1103 1144 1185 1226

Налоги, включаемые в себестоимость

налог на землю тыс.руб. 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11

транспортный налог тыс.руб. 0 0 0 0 0 1 2 3

Итого производственная себестоимость тыс.руб. 4688 4729 4770 4811 4852 4894 4936 4978

6. Финансовые показатели

Выручка от реализации продукции тыс.руб. 6022 6022 6022 6022 6022 6022 6022 6022

Себестоимость продукции тыс.руб. 4688 4729 4770 4811 4852 4894 4936 4976

Валовая прибыль (прибыль от продаж) тыс.руб. 1335 1294 1253 1211 1170 1128 1086 1044

Прочие операционные доходы тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Прочие операционные расходы тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Прибыль (убыток) до налогообложения тыс.руб. 1335 1294 1253 1211 1170 1128 1086 1044

Местные налоги тыс.руб. 10 10 10 10 10 10 10 10

Налог на имущество тыс.руб. 276 237 197 158 119 80 41 2

Спецсчет энергосбережения(1% от выручки) тыс. руб. 60 60 60 60 60 60 60 60

Итого: налоги, уплачиваемые за счет финансового результата тыс.руб. 346 307 268 229 190 151 111 72

Налогооблагаемая прибыль тыс.руб. 988 986 985 983 981 978 975 972

Налог на прибыль ТЫС руб. 237 237 236 236 235 235 234 233

Чистая прибыль тыс.руб. 751 750 748 747 745 743 741 739

Чистая прибыль нарастающим итогом тыс.руб. 17115 17864 18613 19359 20105 20848 21589 22327

Чистая дисконтированная прибыль тыс.руб. 70 63 57 52 47 43 39 35

Чистая дисконтированная прибыль нарастающим итогом тыс.руб. 5743 5806 5863 5915 5962 6005 6043 6078

7. Эффективность инвестиционных затрат

Приток денежных средств

Выручка от реализации тыс.руб. 6022 6022 6022 6022 6022 6022 6022 6022

Прочие операционные доходы тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

-(омер шага (годы расчетного периода)

Показатели Ед.изм. 0 1 2 3 4 5

1п/г 2005] 2п/г 2005 1 п/г 2006 2п/г 2006 2007 2008 2009 2010

строительство эксплуатация

Всего приток: тыс.руб. 0 0 0 3011 6022 6022 6022 6022

Накопленный приток 0 0 0 3011 9033 15055 21078 27100

Накопленный приток с учетом коэффициента распределения тыс, руб. 0 0 0 3106 9582 15944 22296 28642

Всего приток дисконтированный тыс.руб. 0 0 0 2835 4761 4258 3817 3427

Всего приток дисконтированный накопленный тыс.руб. 0 0 0 2835 7596 11854 15671 19098

Отток денежных средств

Строительные работы тыс.руб. 7717 7717 7717 0 0 0 0 0

Монтажные работы тыс.руб. 2375 2375 2375 0 0 0 0 0

Оборудование тыс.руб. 19074 19074 19074 0 0 0 0 0

Прочие затраты тыс. руб. 5458 5458 5458 0 0 0 0 0

Итого капитальные затраты тыс.руб. 34624 34624 34624 0 0 0 0 0

Суммарные капитальные вложения с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 34797 34797 36770 0 0 0 0 0

Операционные затраты тыс.руб. 0 0 0 2071 3825 3866 3908 3949

Налоговые выплаты тыс.руб. 0 0 0 684 1415 1376 1336 1296

Суммарные эксплуатационные затраты тыс.руб. 0 0 0 2756 5241 5242 5244 5245

Всего отток тыс.руб. 34624 34624 34624 2756 5241 5242 5244 5245

Всего отток накопленный тыс.руб. 34624 69248| 103872 106628 111869 117111 122354 127599

Суммарные расходы с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 0 0 0 2842 5559 5552 5547 5543

Всего отток с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 34797 34797 36770 2842 5559 5552 5547 5543

Накопленный отток с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 34797 69594 106364 109206 114765 120317 125864 131407

Всего отток дисконтированный тыс.руб. 34624 34624 32603 2595 4143 3707 3323 2984

Всего отток дисконтированный накопленный тыс.руб. 34624 69248 101851 104446 108589 112296 115619 118603

Поток денежных средств тыс.руб.

Чистый поток денежных средств тыс.руб -34624 -34624 -34624 255 782 780 779 777

Чистый поток нарастающим итогом тыс.руб. -34624 -69248 -103872 -103617 -102835 -102055 -101277 -100499

Чистый дисконтированный поток денежных средств тыс.руб. -34624 -34624 -32603 241 618 552 493 442

Чистый дисконтированный поток нарастающим итогом тыс.руб. -34624 -69248 -101851 -101611 -100993 -100441 -99948 -99506

Показатели Ед.изм. 6 ! 7 8 9 10 11 12 13

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Всего приток: тыс. руб. 6022 6022 6022 6022 6022 6022 6022 6022

Накопленный приток 33122 39144 45166 51188 57211 63233 69255 75277

Накопленный приток с учетом коэффициента распределения тыс. руб. 34982 41318 47650 53980 60307 66632 72954 79275

Всего приток дисконтированный тыс. руб. 3081 2773 2498 2252 2032 1835 1658 1499

Всего приток дисконтированный накопленный тыс. руб. 22178 24951 27449 29701 31734 33569 35227 36726

Отток денежных средств

Строительные работы тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Монтажные работы тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Оборудование тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Прочие затраты тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Итого капитальные затраты тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Суммарные капитальные вложения с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Операционные затраты тыс. руб. 3990 4031 4072 4113 4154 4195 4236 4277

Налоговые выплаты тыс.руб. 1257 1217 1178 1138 1098 1059 1019 980

Суммарные эксплуатационные затраты тыс.руб. 5246 5248 5249 5251 5252 5254 5255 5257

Всего отток тыс.руб. 5246 5248 5249 5251 5252 5254 5255 5257

Всего отток накопленный тыс.руб. 132846 138093 143343 148594 153846 159099 164355 169611

Суммарные расходы с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 5541 5539 5538 5537 5536 5536 5536 5536

Всего отток с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 5541 5539 5538 5537 5536 5536 5536 5536

Накопленный отток с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 136948 142488 148026 153563 159099 164635 170171 175707

Всего отток дисконтированный тыс.руб. 2684 2416 2177 1964 1773 1601 1447 1308

Всего отток дисконтированный накопленный тыс.руб. 121287 123703 125881 127845 129617 131218 132665 133973

Поток денежных средств тыс.руб.

Чистый поток денежных средств тыс.руб. 776 774 773 771 770 768 767 766

Чистый поток нарастающим итогом тыс.руб. -99724 -98949 -98177 -97405 -96635 -95867 -95100 -94334

Чистый дисконтированный поток денежных средств тыс.руб. 397 357 321 289 260 234 211 191

Чистый дисконтированный поток нарастающим итогом тыс.руб. -99109 -98752 -98432 -98143 -97883 -97649 -97438 -97247

|

Показатели Ед.изм. 14 15 I 16 17 18 19 20 21 22

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Всего приток: тыс. руб. 6022 6022 6022 6022 6022 6022 6022 6022 6022

Накопленный приток 81299 87321 93344 99366 105388 111410 117432 123454 129477

Накопленный приток с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 85594 91911 98227 104541 110855 117167 123478 129788 136096

Всего приток дисконтированный тыс.руб. 1356 1227 1110 1006 911 826 749 679 616

Всего приток дисконтированный накопленный тыс.руб. 38081 39308 40418 41424 42335 43161 43910 44589 45205

Отток денежных средств

Операционные затраты тыс.руб. 4318 4359 4400 4441 4482 4523 4564 4605 4646

Налоговые выплаты тыс.руб. 940 900 861 821 782 742 702 663 623

Суммарные эксплуатационные затраты тыс.руб. 5258 5259 5261 5262 5264 5265 5267 5268 5270

Всего отток тыс.руб. 5258 5259 5261 5262 5264 5265 5267 5268 5270

Всего отток накопленный тыс.руб. 174869! 180129 185390; 190652 195916 201181 206448! 211716 216985

Суммарные расходы с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 5536 5536 5536 5536 5537 5537 5538 5538 5539

Всего отток с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 5536 5536 5536 5536 5537 5537 5538 5538 5539

Накопленный отток с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 181243 186778 192315 197851 203388 208925 214463 220001 225540

Всего отток дисконтированный тыс.руб. 1184 1071 970 879 796 722 655 594 539

Всего отток дисконтированный накопленный тыс.руб. 135157 136228 137198 138077 138873 139595 140250 140844 141383

Поток денежных средств тыс.руб.

Чистый поток денежных средств тыс.руб. 764 763 761 760 758 757 755 754 753

Чистый поток нарастающим итогом тыс.руб. -93570 -92807 -92046 -91286 -90528 -89771 -89015 -88261 -87509

Чистый дисконтированный поток денежных средств тыс.руб. 172 155 140 127 115 104 94 85 77

Чистый дисконтированный поток нарастающим итогом тыс.руб. -97075 -96920 -96780 -96653 -96538 -96434 -96340 -96255 -96178

Показатели Ед.изм. 23 24 25 26 27 28 29 30

2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

Всего приток: тыс. руб. 6022 6022 6022 6022 6022 6022 6022 6022

Накопленный приток 135499 141521 147543 153565 159588 165610 171632 177654

Накопленный приток с учетом коэффициента распределения тыс. руб. 142404 148711 155017 161322 167627 173931 180233 186536

Всего приток дисконтированный тыс. руб. 559 508 461 419 380 346 314 285

Всего приток дисконтированный накопленный тыс. руб. 45764 46271 46732 47151 47531 47876 48190 48476

Отток денежных средств

Строительные работы тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Монтажные работы тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Оборудование тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Прочие затраты тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Итого капитальные затраты тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Суммарные капитальные вложения с учетом коэффициента распределения тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Операционные затраты тыс. руб. 4688 4729 4770 4811 4852 4894 4936 4978

Налоговые выплаты тыс. руб. 583 544 504 465 425 385 345 306

Суммарные эксплуатационные затраты тыс. руб. 5271 5272 5274 5275 5277 5279 5281 5283

Всего отток тыс. руб. 5271 5272 5274 5275 5277 5279 5281 5283

Всего отток накопленный тыс. руб. 222256 227529 232803 238078 243355 248634 253915 259199

Суммарные расходы с учетом коэффициента распределения тыс. руб. 5540 5540 5541 5542 5543 5544 5546 5548

Всего отток с учетом коэффициента распределения тыс. руб. 5540 5540 5541 5542 5543 5544 5546 5548

Накопленный отток с учетом коэффициента распределения тыс. руб. 231080 236620 242162 247703 253246 258790 264336 269884

Всего отток дисконтированный тыс. руб. 489 444 404 367 333 303 275 250

Всего отток дисконтированный накопленный тыс. руб. 141872 142317 142720 143087 143420 143723 143998 144249

Поток денежных средств тыс. руб.

Чистый поток денежных средств тыс. руб. 751 750 748 747 745 743 741 739

Чистый поток нарастающим итогом тыс. руб. -86758 -86008 -85260 -84513 -83768 -83024 -82284 -81545

Чистый дисконтированный поток денежных средств тыс.руб. 70 63 57 52 47 43 39 35

Чистый дисконтированный поток нарастающим итогом тыс. руб. -96109 -96045 -95988 -95936 -95889 -95847 -95808 -95773

Номер шага (годы расчетного периода)

Показатели Ед.изм. 0 1 2 3 4 5

1 п/г 2005 2п/г 2005 1 п/г 2006 2п/г 2006 2007 2008 2009 2010

строительство эксплуатация

8. Показатели эффективности проекта

Чистый доход проекта тыс. руб. -81545

Чистый дисконтированный доход проекта тыс. руб. -95773

Внутренняя норма доходности % -16%

Индекс доходности дисконтированных инвестиций 0.34

Простой срок окупаемости > 30 лет

Дисконтированный срок окупаемости > 30 лет

Приложение 3

Расчет экономической эффективности строительства

Новинкинской МГЭС (прогнозные цены)

Номер шага (годы расчетного периода)

Показатели Ед.иэм. 0 1 2 3 4 5

1 п/г 2005 2п/г 2005 1 п/г 2006 2п/г 2006 2007 2008 2009 2010

строительство эксплуатация

1- Макроэкономическое окружение проекта

Ставка дисконта годовая % 1,000 12,782 12,158 11,807 11,565 11,380

Коэффициент дисконтирования отн. ед. 1,000 0,887 0,791 0,707 0,634 0,569

Коэффициент распределения на шаг

для выручки и операционных затрат отн. ед. 1,005 1,064 1,061 1,059 1,058 1,057

для капитальных вложений отн. ед. 1,010 1,128 1,122 1,118 1,116 1,114

Прогнозный индекс потребительских цен % 1,073 1,072 1,070 1,069 1,067

Прогнозный индекс тарифов на электроэнергию % 1,190 1,085 1,085 1,085 1,085 1,085

Прогнозный индекс в электроэнергетике % 1,150 1,146 1,142 1,138 1,133

Прогнозный индекс тарифов на водные ресурсы % 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030

2, Показатели производственной деятельности МГЭС

Численность ППП чел. 11 11 11 11 11

Выработка электроэнергии тыс. кВт. ч 15400 15400 15400 15400 15400

Расход электроэнергии на собственные нужды % 1 1 1 1 1

Расход электроэнергии на собственные нужды тыс.кВт ч 154,00 154,00 154,00 154,00 154,00

Объем реализации электроэнергии тыс.кВт.ч 15246 15246 15246 15246 15246

Тариф на электроэнергию руб/тыс.кВт,ч 607 658 714 775 841

3. Инвестиционные затраты

Строительные работы тыс. руб. 7717 7717 7717 0 0 0 0 0

Монтажные работы тыс.руб. 2375 2375 2375 0 0 0 0 0

Оборудование тыс.руб. 19074 19074 19074 0 0 0 0 0

Прочие затраты тыс.руб. 5458 5458 5458 0 0 0 0 0

Итого капитальные вложения: тыс.руб. 34624 34624 34624 0 0 0 0 0

Расчет экономической эффективности строительства

Новинкинской МГЭС (прогнозные цены)

Показатели Ед.изм. 6 7 8 9 10 11 12 13

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

1. Макроэкономическое окружение проекта

Ставка дисконта годовая % 11,231 11,107 11,000 10,907 10,824 10,750 10,683 .10,621

Коэффициент дисконтирования отн. ед. 0,512 0,460 0,415 0,374 0.337 0,305 0,275 0,249

Коэффициент распределения на шаг

для выручки и операционных затрат отн. ед. 1,056 1,056 1,055 1,055 1,054 1,054 1,053 1.053

для капитальных вложений отн. ед. 1,112 1.111 1,110 1,109 1.108 1,108 1,107 1,106

Прогнозный индекс потребительских цен % 1,066 1,064 1,063 1,061 1,060 1,058 1,057 1,055

Прогнозный индекс тарифов на электроэнергию % 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030

Прогнозный индекс в электроэнергетике % 1,129 1,125 1,121 1,117 1.113 1,109 1,104 1,100

Прогнозный индекс тарифов на водные ресурсы % 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030

2. Показатели производственной деятельности МГЭС

Численность ППП чел. 11 11 11 11 11 11 11 11

Выработка электроэнергии тыс.кВт.ч 15400 15400 15400 15400 15400 15400 15400 15400

Расход электроэнергии на собственные нужды тыс.кВт.ч 154,00 154,00 154,00 154,00 154,00 154,00 154,00 154.00

Объем реализации электроэнергии тыс.кВт.ч 15246 15246 15246 15246 15246 15246 15246 15246

Тариф на электроэнергию руб/тыс.кВт.ч 866 892 919 947 975 1004 1034 1065

3. Инвестиционные затраты

Строительные работы тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Монтажные работы тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Оборудование тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Прочие затраты тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Итого капитальные вложения: тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Расчет экономической эффективности строительства

Новинкинской МГЭС (прогнозные цены)

Показатели Ед.изм. 14 15 16 17 18 19 20 21

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

1. Макроэкономическое окружение проекта

Ставка дисконта годовая % 10,564 10,512 10,463 10,417 10,375 10,334 10,296 10,260

Коэффициент дисконтирования отн. ед. 0,225 0,204 0,184 0,167 0,151 0.137 0,124 0,113

Коэффициент распределения на шаг

для выручки и операционных затрат отн. ед. 1,053 1,053 1,052 1,052 1,052 1,052 1,051 1,051

для капитальных вложений отн. ед. 1,106 1,105 1,105 1,104 1,104 1,103 1,103 1,103

Прогнозный индекс потребительских цен % 1,054 1,052 1,051 1,049 1,048 1,046 1,045 1,043

Прогнозный индекс тарифов на электроэнергию % 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030

Прогнозный индекс в электроэнергетике % 1,096 1,092 1,088 1,084 1,080 1,075 1,071 1,067

Прогнозный индекс тарифов на водные ресурсы % 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030

2. Показатели производственной деятельности МГЭС

Численность ППП чел. 11 11 11 11 11 11 11 11

Выработка электроэнергии тыс. кВт.4 15400 15400 15400 15400 15400 15400 15400 15400

Расход электроэнергии на собственные нужды тыс. кВт. ч 154,00 154,00 154,00 154,00 154,00 154,00 154,00 154,00

Объем реализации электроэнергии тыс. кВт. ч 15246 15246 15246 15246 15246 15246 15246 15246

Тариф на электроэнергию руб/тыс.кВт.ч 1097 1130 1164 1199 1235 1272 1310 1350

3. Инвестиционные затраты

Строительные работы тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Монтажные работы тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Оборудование тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Прочие затраты тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Итого капитальные вложения. тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Расчет экономической эффективности строительства

Новинкинской МГЭС (прогнозные цены)

Показатели Ед.изм. 22 23 24 25 26 27 28 29 30

2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

1. Макроэкономическое окружение проекта

Ставка дисконта годовая % 10,225 10,193 10,161 10,131 10,103 10,075 10,049 10,023 9,999

Коэффициент дисконтирования отн. ед. 0,102 0,093 0,084 0,077 0,069 0,063 0,057 0,052 0,047

Коэффициент распределения на шаг

для выручки и операционных затрат отн. ед. 1,051 1,051 1,051 1,051 1,051 1.050 1,050 1,050 1,050

для капитальных вложений отн. ед. 1,102 1,102 1,102 1.101 1,101 1.101 1,100 1,100 1,100

Прогнозный индекс потребительских цен % 1,042 1,040 1,039 1,037 1,036 1,034 1,033 1,031 1,030

Прогнозный индекс тарифов на электроэнергию % 1,030 1,030 1,030 1.030 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030

Прогнозный индекс в электроэнергетике % 1,063 1,059 1,055 1,051 1,047 1,042 1,038 1,034 1,030

Прогнозный индекс тарифов на водные ресурсы % 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030 1,030

2. Показатели производственной деятельности МГЭС

Численность ППП чел. 11 11 11 11 11 11 11 11 11

Выработка электроэнергии тыс.кВт.ч 15400 15400 15400 15400 15400 15400 15400 15400 15400

Расход электроэнергии на собственные нужды тыс.кВт.ч 154,00 154,00 154,00 154,00 154,00 154,00 154,00 154,00 154,00

Объем реализации электроэнергии тыс.кВт.ч 15246 15246 15246 15246 15246 15246 15246 15246 15246

Тариф на электроэнергию руб/тыс.кВт.ч 1390 1432 1475 1519 1565 1612 1660 1710 1761

3. Инвестиционные затраты

Ед.изм. Номер шага (годы расчетного периода)

Показатели 0 1 2 3 4 5

1 п/г 2005 2 п/г 2005 1 п/г 2006 2п/г 2006 2007 2008 2009 2010

строительство эксплуатация

4. Основные произвдственные фонды

Балансовая стоимость ОПФ тыс. руб. 64347 73730 84177 95755 108529

Средняя годовая норма амортизации % 1,83 3,38 3,38 3,38 3,38

Остаточная восстановительная стоимость ОПФ тыс. руб. 63169 69889 76946 84293 91870

5. Ежегодные эксплуатационные затраты

Плата за пользование водными ресурсами тыс. руб. 0 0 0 180 186 191 197 203

Фонд оплаты труда тыс. руб. 0 0 0 533 1103 1181 1261 1346

Отчисления на социальные нужды ТЫС.руб. 0 0 0 190 393 420 449 479

Амортизационные отчисления тыс. руб. 0 0 0 1178 2492 2845 3237 3668

Прочие затраты ТЫС.руб. 0 0 0 18 88 154 236 337

Налоги, включаемые в себестоимость

налог на землю ТЫС.руб. 0 0 0 0,06 0,11 0,11 0,11 0,11

транспортный налог ТЫС.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Итого производственная себестоимость ТЫС.руб. 0 0 0 2099 4262 4791 5380 6034

б. Финансовые показатели

Выручка от реализации продукции ТЫС.руб. 0 0 0 4626 10039 10893 11819 12823

Себестоимость продукции ТЫС.руб. 0 0 0 2099 4262 4791 5380 6034

Валовая прибыль (прибыль от продаж) ТЫС.руб, 0 0 0 2528 5778 6101 6438 6790

Прочие операционные доходы ТЫС.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Прочие операционные расходы ТЫС.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Прибыль (убыток) до налогообложения ТЫС.руб. 2528 5778 6101 6438 6790

Местные налоги ТЫС.руб. 0 0 0 5 11 12 13 13

Налог на имущество ТЫС.руб. 0 0 0 569 1258 1385 1517 1654

Спецсчет энергосбережения(1% от выручки) ТЫС.руб. 0 0 0 46 100 109 118 128

Итого: налоги, уплачиваемые за счет финансового результата тыс. руб. 0 0 0 620 1369 1506 1648 1795

Налогооблагаемая прибыль ТЫС.руб. 0 0 0 1908 4408 4596 4790 4994

Налог на прибыль ТЫС.руб. 0 0 0 458 1058 1103 1150 1199

Чистая прибыль ТЫС.руб. 0 0 0 1450 3350 3493 3641 3796

Чистая прибыль нарастающим итогом ТЫС.руб. 0 0 0 1450 4800 8293 11933 15729

Чистая дисконтированная прибыль ТЫС.руб. 0 0 0 1365 2649 2470 2307 2160

Ед.изм.

Показатели 6 7 8 9 10 11 12 13

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

4. Основные произвдственные фонды

Балансовая стоимость ОПФ тыс.руб. 122559 137896 154580 172644 192105 212964 235207 258799

Средняя годовая норма амортизации % 3,38 3,38 3,38 3,38 3,38 3,38 3,38 3,38

Остаточная восстановительная стоимость ОПФ тыс.руб. 99604 107407 115178 122802 130151 137085 143453 149094

5. Ежегодные эксплуатационные затрать/

Плата за пользование водными ресурсами тыс.руб. 209 215 222 228 235 242 250 257

Фонд оплаты труда тыс. руб. 1434 1526 1622 1721 1824 1930 2039 2152

Отчисления на социальные нужды тыс.руб. 511 543 577 613 649 687 726 766

Амортизационные отчисления тыс.руб. 4143 4661 5225 5835 6493 7198 7950 8747

Прочие затраты тыс.руб. 459 604 776 976 1209 1476 1780 2124

Налоги, включаемые в себестоимость

налог на землю тыс.руб. 0,11 0,11 0,11 0,11 0.11 0,11 0,11 0,11

транспортный налог тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Итого производственная себестоимость тыс.руб. 6755 7550 8422 9374 10411 11534 12746 14047

6. Финансовые показатели

Выручка от реализации продукции тыс.руб. 13208 13604 14012 14433 14866 15312 15771 16244

Себестоимость продукции тыс.руб. 6755 7550 8422 9374 10411 11534 12746 14047

Валовая прибыль (прибыль от продаж) тыс.руб. 6453 6054 5590 5058 4455 3778 3025 2197

Прочие операционные доходы тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Прочие операционные расходы тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Прибыль (убыток) до налогообложения тыс.руб. 6453 6054 5590 5058 4455 3778 3025 2197

Местные налоги тыс.руб. 14 15 16 17 18 19 20 22

Налог на имущество тыс. руб. 1793 1933 2073 2210 2343 2468 2582 2684

Спецсчет энергосбережения(1% от выручки) тыс.руб. 132 136 140 144 149 153 158 162

Итого: налоги, уплачиваемые за счет финансового результата тыс.руб. 1939 2085 2230 2372 2510 2640 2760 2868

Налогооблагаемая прибыль тыс.руб. 4513 3969 3361 2686 1945 1138 265 -671

Налог на прибыль тыс.руб. 1083 953 807 645 467 273 64 0

Чистая прибыль тыс.руб. 3430 3017 2554 2042 1478 665 201 -671

Чистая прибыль нарастающим итогом тыс.руб. 19159 22176 24730 26771 28250 29114 29316 28645

Чистая дисконтированная прибыль тыс.руб. 1755 1389 1060 764 499 263 55 -167

Показатели Ед.изм. 14 15 16 17 18 19 20 21

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

4. Основные произвдственные фонды

Балансовая стоимость ОПФ тыс. руб. 283688 309795 337024 365251 394331 424094 454349 484882

Средняя годовая норма амортизации % 3,38 3,38 3,38 3,38 3,38 3,38 3,38 3,38

Остаточная восстановительная стоимость ОПФ тыс. руб. 153844 157531 159985 161039 160532 158314 154252 148229

5, Ежегодные эксплуатационные затраты

Плата за пользование водными ресурсами тыс. руб. 265 273 281 289 298 307 316 326

Фонд оплаты труда тыс.руб. 2268 2386 2507 2631 2757 2884 3014 3144

Отчисления на социальные нужды тыс. руб. 807 849 893 937 981 1027 1073 1119

Амортизационные отчисления тыс.руб. 9589 10471 11391 12345 13328 14334 15357 16389

Прочие затраты тыс.руб. 2509 2938 3411 3930 4495 5104 5758 6455

Налоги, включаемые в себестоимость

налог на землю тыс.руб. 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11

транспортный налог тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Итого производственная себестоимость тыс.руб. 15438 16918 18484 20133 21859 23657 25518 27433

6. Финансовые показатели

Выручка от реализации продукции тыс.руб. 16731 17233 17750 18283 18831 19396 19978 20577

Себестоимость продукции тыс.руб. 15438 16918 18484 20133 21859 23657 25518 27433

Валовая прибыль {прибыль от продаж) тыс.руб. 1293 316 -734 -1850 -3028 -4261 -5540 -6856

Прочие операционные доходы тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Прочие операционные расходы тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Прибыль (убыток) до налогообложения тыс.руб. 1293 316 -734 -1850 -3028 -4261 -5540 -6856

Местные налоги тыс.руб. 23 24 25 26 28 29 30 31

Налог на имущество тыс.руб. 2769 2836 2880 2899 2890 2850 2777 2668

Спецсчет энергосбережения(1 % от выручки) тыс.руб. 167 172 178 183 188 194 200 206

Итого: налоги, уплачиваемые за счет финансового результата тыс.руб. 2959 3032 3082 3108 3105 3072 3006 2905

Налогооблагаемая прибыль тыс.руб. -1666 -2716 -3816 -4958 -6133 -7333 -8547 -9761

Налог на прибыль тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Чистая прибыль тыс.руб. -1666 -2716 -3816 -4958 -6133 -7333 -8547 -9761

Чистая прибыль нарастающим итогом тыс.руб 26979 24263 20447 15489 9356 2022 -6524 -16286

Чистая дисконтированная прибыль тыс.руб. -375 -553 -704 -828 -928 -1006 -1063 -1101

Показатели Ед.изм. 22 23 24 25 26 27 28 29 30

2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

4. Основные произвдственные фонды

Балансовая стоимость ОПФ тыс.руб. 515461 545835 575740 604901 633037 659861 685091 708452 729677

Средняя годовая норма амортизации % 3,38 3,38 3,38 3,38 3,38 3,38 3,38 3,38 3,38

Остаточная восстановительная стоимость ОПФ тыс.руб. 140154 129963 117624 103136 86536 67900 47340 25008 1095

5. Ежегодные эксплуатационные затраты

Плата за пользование водными ресурсами тыс.руб. 336 346 356 367 378 389 401 413 425

Фонд оплаты труда ТЫС-руб- 3276 3408 3541 3674 3806 3937 4067 4195 4321

Отчисления на социальные нужды тыс.руб. 1166 1213 1261 1308 1355 1401 1448 1493 1538

Амортизационные отчисления тыс.руб. 17423 18449 19460 20446 21397 22303 23156 23946 24663

Прочие затраты тыс.руб. 7191 7963 8766 9596 10446 11310 12179 13047 13903

Налоги, включаемые в себестоимость

налог на землю тыс.руб. 0,11 0.11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11

Итого производственная себестоимость тыс.руб. 29391 31379 33384 35390 37381 39340 41251 43093 44850

6. Финансовые показатели

Выручка от реализации продукции тыс.руб. 21195 21831 22486 23160 23855 24571 25308 26067 26849

Себестоимость продукции тыс.руб. 29391 31379 33384 35390 37381 39340 41251 43093 44850

Валовая прибыль {прибыль от продаж) тыс.руб. -8196 -9549 -10898 -12230 -13526 -14770 -15943 -17026 -18001

Прибыль (убыток) до налогообложения тыс.руб. -8196 -9549 -10898 -12230 -13526 -14770 -15943 -17026 -18001

Местные налоги тыс.руб. 33 34 35 37 38 39 41 42 43

Налог на имущество тыс.руб. 2523 2339 2117 1856 1558 1222 852 450 20

Спецсчет энергосбережения{1% от выручки) тыс.руб. 212 218 225 232 239 246 253 261 268

Итого: налоги, уплачиваемые за счет финансового результата тыс.руб. 2767 2592 2377 2125 1834 1507 1146 753 331

Налогооблагаемая прибыль тыс.руб. -10964 -12140 -13276 -14355 -15360 -16277 -17089 -17779 -18332

Чистая прибыль тыс. руб. -10964 -12140 -13276 -14355 -15360 -16277 -17089 -17779 -18332

Чистая прибыль нарастающим итогом тыс.руб. -27249 -39390 -52666 -67020 -82381 -98658 -115747 -133525 -151858

Чистая дисконтированная прибыль тыс.руб. -1122 -1127 -1119 -1098 -1068 -1028 -980 -927 -869

Номер шага (годы расчетного периода)

Показатели Ед.иэм. 0 1 2 3 4 5

1п/г 20051 2л/г 2005 1 п/г 2006 2п/г 2006 2007 2008 2009 2010

строительство эксплуатация

Чистая дисконтированная прибыль нарастающим итогом тыс. руб. 0 0 0 1365 4014 6483 8790 10950

7. Формирование денежных потоков

Приток денежных средств

Выручка от реализации тыс. руб. 0 0 0 4626 10039 10893 11819 12823

Прочие операционные доходы тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Всего приток: тыс. руб. 0 0 0 4626 10039 10893 11819 12823

Накопленный приток 0 0 0 4626 14666 25559 37377 50200

Накопленный приток с учетом коэффициента распределения тыс. руб. 0 0 0 4772 15557 27067 39538 53057

Всего приток дисконтированный тыс. руб. 0 0 0 4356 7937 7702 7490 7297

Всего приток дисконтированный накопленный тыс. руб. 0 0 0 4356 12293 19995 27485 34782

Отток денежных средств

Строительные работы тыс. руб. 7717 7717 7717 0 0 0 0 0

Монтажные работы тыс. руб. 2375 2375 2375 0 0 0 0 0

Оборудование тыс.руб. 19074 19074 19074 0 0 0 0 0

Прочие затраты тыс.руб. 5458 5458 5458 0 0 0 0 0

Итого капитальные затраты тыс.руб. 34624 34624 34624 0 0 0 0 0

Суммарные капитальные вложения с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 34797 34797 36770 0 0 0 0 0

Операционные затраты тыс.руб. 0 0 0 2099 4262 4791 5380 6034

Налоговые выплаты тыс.руб. 0 0 0 1078 2427 2609 2798 2994

Суммарные эксплуатационные расходы тыс, руб. 0 0 0 3177 6689 7400 8178 9028

Суммарные расходы с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 0 0 0 3277 7096 7837 8651 9541

Всего отток тыс.руб. 34624 34624 34624 3177 6689 7400 8178 9028

Всего отток накопленный тыс.руб. 34624 69248 103872 107049 113738 121138 129316 138343

Всего отток с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 34797 34797 36770 3277 7096 7837 8651 9541

Накопленный отток с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 34797 69593 106364 109640 116736 124573 133224 142765

Всего отток дисконтированный тыс.руб. 34624 34624 32603 2991 5288 5232 5183 5137

Показатели Ед.изм. 6 7 8 9 10 11 12 13

2011 2012 2013 2014 | 2015 2016 2017 2018

Чистая дисконтированная прибыль нарастающим итогом тыс. руб. 12705 14094 15153 15917 16416 16679 16735 16568

7. Формирование денежных потоков

Приток денежных средств

Выручка от реализации тыс. руб. 13208 13604 14012 14433 14866 15312 15771 16244

Прочие операционные доходы тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Всего приток: тыс. руб. 13208 13604 14012 14433 14866 15312 15771 16244

Накопленный приток 63408 77012 91025 105457 120323 135534 151405 167649

Накопленный приток с учетом коэффициента распределения тыс, руб. 66969 81289 96031 111208 126835 142925 159492 176552

Всего приток дисконтированный тыс.руб. 6757 6264 5812 5398 5017 4666 4342 4043

Всего приток дисконтированный накопленный тыс, руб. 41539 47802 53614 59012 64029 68695 73037 77079

Отток денежных средств

Строительные работы тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Монтажные работы тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Оборудование тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Прочие затраты тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Итого капитальные затраты тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Суммарные капитальные вложения с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Операционные затраты тыс.руб. 6755 7550 8422 9374 10411 11534 12746 14047

Налоговые выплаты тыс.руб. 3022 3037 3036 3017 2976 2913 2824 2868

Суммарные эксплуатационные расходы тыс.руб. 9778 10587 11458 12391 13387 14447 15570 16915

Суммарные расходы с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 10327 11175 12088 13067 14112 15223 16401 17813

Всего отток тыс.руб. 9778 10587 11458 12391 13387 14447 15570 16915

Всего отток накопленный тыс.руб. 148121 158709 170167 182558 195945 210392 225961 242876

Всего отток с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 10327 11175 12088 13067 14112 15223 16401 17813

Накопленный отток с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 153092 164267 176355 189422 203534 218758 235159 252972

Всего отток дисконтированный тыс.руб. 5002 4875 4753 4634 4518 4402 4286 4210

Ед.изм,

Показатели 14 15 16 17 18 19 20 21

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Чистая дисконтированная прибыль нарастающим итогом тыс. руб. 16193 15640 14936 14108 13180 12175 11112 10011

7. Формирование денежных потоков

Приток денежных средств

Выручка от реализации тыс, руб. 16731 17233 17750 18283 18831 19396 19978 20577

Прочие операционные доходы тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Всего приток: тыс. руб. 16731 17233 17750 18283 18831 19396 19978 20577

Накопленный приток 184380 201614 219364 237647 256478 275874 295852 316430

Накопленный приток с учетом коэффициента распределения тыс. руб. 194120 212211 230840 250025 269782 290129 311083 332662

Всего приток дисконтированный тыс. руб. 3766 3510 3273 3053 2849 2660 2484 2320

Всего приток дисконтированный накопленный тыс. руб. 80846 84356 87629 90682 93531 96191 98675 100995

Отток денежных средств

Строительные работы ТЫС. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Монтажные работы тыс руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Оборудование тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Прочие затраты тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Итого капитальные затраты тыс. руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Суммарные капитальные вложения с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 0 0 0 0 0 0 0 0

Операционные затраты тыс.руб. 15438 16918 18484 20133 21859 23657 25518 27433

Налоговые выплаты тыс.руб. 2959 3032 3082 3108 3105 3072 3006 2905

Суммарные эксплуатационные расходы тыс.руб. 18397 19950 21566 23240 24965 26730 28525 30339

Суммарные расходы с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 19369 20998 22694 24451 26260 28111 29993 31895

Всего отток тыс.руб. 18397 19950 21566 23240 24965 26730 28525 30339

Всего отток накопленный тыс, руб. 261273 281223 302789 326029 350994 377724 406249 436587

Всего отток с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 19369 20998 22694 24451 26260 28111 29993 31895

Накопленный отток с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 272341 293339 316033 340484 366744 394855 424848 456743

Всего отток дисконтированный тыс.руб. 4141 4063 3977 3881 3777 3665 3546 3421

Показатели Ед.изм 22 23 24 25 26 27 28 29 30

2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

Чистая дисконтированная прибыль нарастающим итогом тыс. руб. 8890 7763 6644 5545 4478 3450 2470 1543 674

7. Формирование денежных потоков

Приток денежных средств

Выручка от реализации тыс. руб. 21195 21831 22486 23160 23855 24571 25308 26067 26849

Всего приток: тыс.руб. 21195 21831 22486 23160 23855 24571 25308 26067 26849

Накопленный приток 337625 359455 381941 405101 428956 453526 478834 504901 531750

Накопленный приток с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 354886 377774 401346 425622 450624 476373 502892 530205 558334

Всего приток дисконтированный тыс.руб. 2168 2027 1895 1772 1658 1551 1452 1359 1273

Всего приток дисконтированный накопленный тыс.руб. 103163 105190 107085 108857 110515 112066 113518 114877 116150

Отток денежных средств

Операционные затраты тыс.руб. 29391 31379 33384 35390 37381 39340 41251 43093 44850

Налоговые выплаты тыс.руб. 2767 2592 2377 2125 1834 1507 1146 753 331

Суммарные эксплуатационные расходы тыс.руб. 32159 33971 35761 37515 39215 40848 42396 43846 45181

Суммарные расходы с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 33803 35702 37578 39415 41196 42905 44527 46043 47440

Всего отток тыс.руб. 32159 33971 35761 37515 39215 40848 42396 43846 45181

Всего отток накопленный тыс.руб. 468746 502717 538478 575993 615208 656056 698452 742298 787480

Всего отток с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 33803 35702 37578 39415 41196 42905 44527 46043 47440

Накопленный отток с учетом коэффициента распределения тыс.руб. 490546 526248 563826 603241 644437 687343 731869 777913 825353

Всего отток дисконтированный тыс.руб. 3290 3154 3014 2871 2725 2579 2432 2286 2142

Номер шага (годы расчетного периода)

Показатели Ед.изм. 0 1 2 3 4 5

1 п/г 2005 2п/г 2005 1 п/г 2006 2п/г 2006 2007 2008 2009 2010

строительство эксплуатация

Всего отток дисконтированный накопленный тыс. руб. 34624 69248 101851 104842 110130 115363 120546 125683

Поток денежных средств

Чистый поток денежных средств тыс. руб. -34624 -34624 -34624 1450 3350 3493 3641 3796

Чистый поток нарастающим итогом тыс.руб. -34624 -69248 -103872 -102422 -99072 -95579 -91939 -88143

Чистый дисконтированный поток денежных средств тыс. руб. -34624 -34624 -32603 1365 2649 2470 2307 2160

Чистый дисконтированный лоток нарастающим итогом тыс.руб. -34624 -69248 -101851 -100486 -97837 -95368 -93060 -90901

8. Показатели эффективности проекта

Чистый доход проекта тыс.руб. -255730

Чистый дисконтированный доход проекта тыс.руб. -101177

Внутренняя норма доходности %

Индекс доходности дисконтированных инвестиций % 0,53

Простой срок окупаемости > 30 лет

Дисконтированный срок окупаемости > 30 лет

Показатели Ед.изм. 6 7 8 9 10 11 12 13

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Всего отток дисконтированный накопленный тыс.руб. 130685 135559 140312 144946 149464 153866 158153 162363

Поток денежных средств

Чистый поток денежных средств тыс.руб. 3430 3017 2554 2042 1478 865 201 -671

Чистый поток нарастающим итогом тыс.руб. -84713 -81696 -79142 -77101 -75622 -74758 -74556 -75227

Чистый дисконтированный поток денежных средств тыс.руб. 1755 1389 1060 764 499 263 55 -167

Чистый дисконтированный поток нарастающим итогом тыс.руб. -89146 -87757 -86698 -85934 -85435 -85172 -85116 -85283

8. Показатели эффективности проекта

Чистый доход проекта тыс.руб.

Чистый дисконтированный доход проекта тыс.руб.

Внутренняя норма доходности %

Индекс доходности дисконтированных инвестиций %

Простой срок окупаемости

Дисконтированный срок окупаемости

Показатели Ед.изм. 14 15 16 17 18 19 20 21

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Всего отток дисконтированный накопленный тыс.руб. 166504 170567 174544 178425 182202 185867 189414 192835

Поток денежных средств

Чистый поток денежных средств тыс. руб. -1666 -2716 -3816 -4958 -6133 -7333 -8547 -9761

Чистый поток нарастающим итогом тыс руб. -76893 -79609 -83425 -88383 -94516 -101850 -110396 -120158

Чистый дисконтированный поток денежных средств тыс. руб. -375 -553 -704 -828 -928 -1006 -1063 -1101

Чистый дисконтированный поток нарастающим итогом тыс.руб. -85658 -86211 -86915 -87743 -88671 -89676 -90739 -91840

8. Показатели эффективности проекта

Чистый доход проекта тыс.руб.

Чистый дисконтированный доход проекта тыс.руб.

Внутренняя норма доходности %

Индекс доходности дисконтированных инвестиций %

Простой срок окупаемости

Дисконтированный срок окупаемости

Показатели Ед.изм. 22 23 24 25 26 27 28 29 30

2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

Всего отток дисконтированный накопленный тыс. руб. 196124 199278 202292 205162 207888 210467 212899 215186 217327

Поток денежных средств

Чистый поток денежных средств тыс. руб. -10964 -12140 -13276 -14355 -15360 -16277 -17089 -17779 -18332

Чистый поток нарастающим итогом тыс. руб. -131121 -143262 -156538 -170892 -186253 -202530 -219619 -237397 -255730

Чистый дисконтированный поток денежных средств тыс. руб. -1122 -1127 -1119 -1098 -1068 -1028 -980 -927 -869

Чистый дисконтированный поток нарастающим итогом тыс.руб. -92961 -94088 -95207 -96306 -97373 -98401 -99381 -100308 -101177

8. Показатели эффективности проекта

Чистый доход проекта тыс. руб.

Чистый дисконтированный доход проекта тыс.руб.

Внутренняя норма доходности %

Индекс доходности дисконтированных инвестиций %

Простой срок окупаемости

Дисконтированный срок окупаемости

Приложение 4 Таблица П4.1

Экономическая эффективность строительства автоматизированной Новинкинской МГЭС (текущие цены)

Показатели по годам расчетного периода, тыс. руб

0 1 5 10 20 30

Выручка от реализации продукции 0 3011 6022 6022 6022 6022

Капитальные вложения 70581 35291 0 0 0 0

Эксплуатационные затраты 0 2195 4261 4268 4282 4299

Чистая прибыль 0 816 1761 1754 1740 1724

Приток денежных средств 0 3011 6022 6022 6022 6022

Приток накопленный 0 3011 27100 57211 117432 177654

Приток дисконтированный 0 2835 3427 2032 749 285

Отток денежных средств 70581 37486 4261 4268 4282 4299

Отток накопленный 70581 108067 125104 146431 189191 232096

Отток дисконтированный 70581 35298 2425 1440 532 204

Чистый поток денежных средств -70581 -34475 1761 1754 1740 1724

Чистый поток накопленный -70581 -105056 -98004 -89221 -71759 -54442

Чистый поток дисконтированный -70581 -32463 1002 592 216 82

Чистый доход проекта -54442

Чистый дисконтированный доход -89749

Индекс доходности дисконтированных инвестиций 0,35

Простой срок окупаемости >30 лет

Срок окупаемости дисконтированный >30 лет

о. х с

Наилучшее состояние среды

Наиболее вероятное состояние среды

Х-Наихудшее состояние среды

Рис. П4.1. Динамика чистого потока для альтернативных вариантов окружающей среды

>х -400 л

Наилучшее состояние среды

Наиболее вероятное состояние среды Наихудшее состояние среды

Рис. П4.2. Динамика чистого накопленного потока для альтернативных вариантов окружающей среды

Амортизационные отчисления т Оплата труда с отчислениями

Материальные затраты

Прочие затраты

а) первый вариант (базовый)

Амортизационные отчисления Оплата труда с отчислениями

Материальные затраты

Прочие затраты

б) второй вариант (автоматизация МГЭС) Рис. П4.3 Структура эксплуатационных затрат МГЭС (текущие цены, 5 год эксплуатации)

Х-Текущие цены

Прогнозные цены

Рис. П4.4 Сравнение динамики чистой прибыли в текущих и прогнозных ценах

Ч Текущие цены ЧПрогнозные цены

Рис. П4.5 Динамика чистого потока денежных средств нарастающим итогом

Диссертация: библиография по экономике, кандидат экономических наук , Воропанова, Юлия Валерьевна, Вологда

Похожие диссертации

• Механизм и закономерности распределения общественного труда в рыночной экономике
• Экономическая эффективность автономных систем электроснабжения сельскохозяйственных производственных объектов
• Экономическая эффективность перевода производства электрической энергии на региональные топливно-энергетические ресурсы
• Исследование и оценка экономической эффективности децентрализации энергоснабжения промышленных предприятий по критерию энергобезопасности
• Эколого-экономическая эффективность радиационных технологий