Курсовая: Инновационная политика энергопредприятий

                             ВВЕДЕНИЕ.                             
Сегодня большинство индустриально развитых стран связывает долгонсрочный
устойчивый рост прежде всего с пенреходом на инновационный путь развития.
Представляется, что уже в ближайшем будунщем станет очевидна реальная
потребность в выработке и осуществлении единого подхода к проблемам
инновационного роста со стороны вновь образованного министерства и ряда
других федеральных министерств и ведомств, курирующих вопросы образования,
внешней торговли, защиты интеллектуальной собстнвенности и определения общей
экономиченской стратегии государства.
Мировая практика предлагает широкий спектр экономических инструментов
научнно-технической, инновационной и промышнленной политики, с помощью
которых можно управлять инновационным процессом на макнро- и микроуровнях.
Однако их применение в полном объеме потребует значительных финансовых
ресурсов, что не всегда по силам даже самым богатым странам.
Вместе с тем в столь прямолинейном подходе  нет необходимости, поскольку одни
и те же инструменты работают неодинаково в разнличных условиях. Поэтому
основная проблема заключается в том, чтобы с учетом накопнленного мирового
опыта выбрать и использонвать наиболее эффективные в конкретных условиях
инструменты управления и сосредонточить на них имеющиеся в распоряжении
обнщества ресурсы. Иными словами, следует определить рычаги экономического
управления, которые позволят выйти на траекторию иннонвационного роста с
наименьшими затратами наиболее дефицитных ресурсов.
Представляется, что в настоящий момент наиболее универсальными рычагами для
роснсийской экономики являются следующие:
Ø      развитие венчурных механизмов освоенния нововведений;
Ø      создание благоприятных условий для частных капиталовложений в
сферу НИОКР и освоение новых технологий;
Ø      выравнивание (в сторону повышения) инновационного потенциала
регионов и тернриторий путем активизации имеющихся у них научно-технических
ресурсов;
Ø      более широкое использование возможнностей технологических
трансфертов в национнальном и международном масштабах.
В последние годы в индустриально развитых странах отмечается устойчивое
смещение мер поддержки наукоемнкого производства с прямого финансирования на
косвенные методы стимулирования, которые к тому же нередко доказывают на
практике свою более высокую эффективность.
Одна из наиболее распространенных форм Ч специальные налоговые льготы,
спонсобствующие проведению НИОКР и осущестнвлению инновационной деятельности.
Ненсмотря на многообразие национальных поднходов к данному вопросу, можно
говорить о том, что их стержнем является снижение налонга на прибыль
промышленных компаний, теснно увязываемое с достигнутым предприятием уровнем
инновационной восприимчивости. Чем он выше, тем больше налоговых льгот
можно получить, но только при условии, что предприятие добьется в конечном
итоге успешной коммерциализации результатов НИОКР и начнет получать достаточную
прибыль
К тому же предприятие, не заинтересованнное в освоении новых наукоемких видов
прондукции или технологий, при рациональном "рыночном" экономическом
поведении вряд ли станет вкладывать заработанные средства на проведение или
финансирование НИОКР, рензультаты которых не принесут в обозримой перспективе
заметной отдачи, а, следовательно, такая фирма не будет претендовать на
полученние установленных налоговых льгот.
На этом базируется идея косвенного налонгового стимулирования, которая
приобретает в последние 20 лет все большую популярность. Государство обозначает
перед частным сектонром определенную цель и выделяет финансонвые ресурсы на ее
достижение. Однако данные ресурсы не распределяются напрямую между конкретными
фирмами, а предлагаются всем потенциальным претендентам в форме льгот по уплате
налога на прибыль. Воспользоваться налоговыми льготами смогут только те из них,
которые сами стремятся и способны действонвать в указанном государством
направлении.
К числу специальных налоговых льгот, широко используемых в развитых странах с
целью стимулирования инновационной деянтельности, можно отнести:
возможность полного списания текунщих некапитальных затрат на исследования и
разработки при определении размера налогооблагаемой базы;
Ø      возможность переноса сроков списания затрат на НИОКР из
налогооблагаемой базы на наиболее благоприятный для предприятия период, что
особенно выгодно вновь создаваенмым инновационным фирмам и тем предприятиям,
которые не имеют в данный момент донстаточной прибыли, чтобы воспользоваться
в полном объеме установленными налоговыми льготами;
Ø      ускоренная амортизация оборудования и зданий, используемых для
проведения НИОКР;
Ø      предоставление налогового кредита, позволяющего промышленным
фирмам уменьшать уже начисленный налог на прибыль на величину, равную
определенному проценту от произведенных расходов на НИОКР и/или проценту от
их прироста за определенный период.
Заметное влияние на приток частных иннвестиций в рассматриваемую сферу играют
и более универсальные меры макроэкономиченского регулирования Ч ставка
банковского процента, уровень налогообложения прибыли промышленных компаний и
доходов граждан, величина ставки налога на операции с ценнынми бумагами и др.
Существенным резервом для расширения возможностей инновационного роста в
масшнтабах государства является выравнивание (в сторону повышения)
инновационного потенцианла регионов и территорий путем активизации имеющихся
у них и не используемых в полном обънеме научно-технических ресурсов.
Как показывает мировой опыт, даже более благополучные регионы обычно
нуждаются в повышении инновационного понтенциала, так как это дает лучшие
шансы на поддержание или повышение конкурентоспонсобности расположенных в них
предприятий, создание дополнительных рабочих мест (за счет образования и
расширения масштабов денятельности новых фирм), привлечение филианлов крупных
компаний, в том числе зарубежнных. Последнее обстоятельство имеет
немалонважное значение с точки зрения появления на фоне процессов
глобализации новых возможнностей для изыскания дополнительных финнансовых
ресурсов регионального развития. Наконец, пристальное внимание к
инновацинонным проблемам способствует диверсификанции экономики регионов с
высоким уровнем специализации производства, подверженных большему риску при
изменении конъюнктуры рынка или наступлении кризисов.
Таким образом, можно говорить о том, что обеспечение регионального
инновационнного развития Ч не только экономическая, но и социально-
политическая задача, требующая серьезного отношения со стороны федерального
правительства и региональных (муницинпальных) органов власти.
Эта проблема особенно актуальна для России с ее федеральным устройством,
сущенственной децентрализацией системы государнственного управления и
повышением экононмической самостоятельности регионов. Нонвые условия меняют
прежние стереотипы хонзяйственного поведения и заставляют искать
дополнительные ресурсы для регионального развития не только и даже не столько
в Москнве, сколько на местах с расчетом в первую оченредь на собственные силы
и еще не раскрытые возможности.
В мировой практике апробирован ряд орнганизационно-экономических мер,
способстнвующих региональному инновационному разнвитию:
Ø      осуществление специальных целевых программ на
общегосударственном, регионанльном и местном уровнях;
Ø      прямые государственные субсидии и целевые ассигнования
региональных (местнных) органов власти;
Ø      налоговые льготы, направленные на стимулирование регионального
инновационнного развития;
Ø      формирование научных (технологиченских, инновационных) парков;
Ø      создание инкубаторов малого иннованционного бизнеса;
Ø      образование под эгидой государства и местных органов
исполнительной власти ценнтров по передаче технологий из госсектора в
промышленность;
Ø      организация управленческого консульнтирования предпринимателей
и другие меры.
Вместе с тем очевидно, что конкретная политика в рассматриваемой области есть
"искусство возможного" и определяется скландывающимися экономическими
условиями. Поэтому не существует единого рецепта принменения различных мер по
ее реализации. Каждое государство и каждый регион подхондят к решению задач
регионального иннованционного развития с учетом своих особеннонстей,
традиций, ресурсов и потребностей.
Итак, современная теория и практика управления предлагают государству мощные
и проверенные рычаги, которые могут способствовать выводу национальной
экономики на траекторию инновационного роста. Вместе с тем для их успешного
применения необходима адекватная поставленным целям государственная
экономическая политика. В первом ряду приоритетов должны находиться поддержка
фундаментальных исследований, развитие образования, стимулирование
инновационной деятельности и поощрение усилий, направленных на повышение
конкурентоспособности отечественных производителей.
                                 РАЗДЕЛ 1.                                 
      Современное состояние производственного аппарата ТЭК России
и значение инновационной политики в современных условиях.
В настоящее время производственная база промышленности в целом характеризуется:
Ø      высоким уровнем износа активной части основных;
Ø      низкой инновационной активностью, что препятствует
технологическому обновлению промышленности, росту производительности машин и
оборудования.
В развитых странах производительность техники с применением систем
интеллектуализации производства, CALS-технологий выше, чем обычного
универсального оборудования, в 20-25 раз и более. Вопреки таким
закономерностям экономические преобразования в России сопровождаются резким
снинжением инновационной деятельности. Если в конце 80-х гг. инновационно-
активных предприятий по промышленности в целом было 60-70% (т.е. на уровне
развитых стран), то в последние годы их численность снизилась до 1,5-2,5%.
Экономическое положение пока не позволяет оживить эту деятельность из-за
недостатка собственных денежных средств (их доля у инновационно-активных
предприятий в общих затратах на инновации составляет 77%), низкого
платежеспособного спроса на новую продукцию и услуги и из-за высокой
стоимости нововведений. Высокая инновационная активность харакнтерна для
депрессивных отраслей с большой долей импортной продукции на внутреннем
рынке. Это свидетельствует об их стремлении выжить в конкунрентной борьбе. В
то же время в экспортоориентированных отраслях иннованционная активность
ниже, что соответствует общемировым тенденциям рынночной экономики.
Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) Ц сложная межотраслевая система добычи
и производства топлива и энергии (электроэнергии и тепла), их
транспортировки, распределения и использования. В его состав входят топливная
промышленность (нефтяная, газовая, угольная, сланцевая, торфяная) и
электроэнергетика, тесно связанные со всеми отраслями народного хозяйства.
Характерно наличие развитой производственной инфраструктуры в виде
магистральных высоковольтных линий и трубопроводов (для транспортировки сырой
нефти, нефтепродуктов и природного газа), образующих единые сети.
От развития ТЭК во многом зависят динамика, масштабы и технико-экономические
показатели общественного производства, в первую очередь промышленности.
Массовые и эффективные топливно-энергетические ресурсы служат основой
формирования многих территориально-производственных, в том числе промышленных
комплексов, определяя их специализацию на энергоемких производствах.
Восприятие России во всем ассоциируется, прежде всего, с ее громадными
территориями, адекватной широтой национальной русской натуры и огромным
природным топливно-энергетическим потенциалом российских недр. Какие бы
политические, административные, экономические перемены не происходили в
России, эти ее признаки являются неизменной отличительной особенностью
страны.
Россия Ц единственная среди крупных промышленно развитых стран мира, которая
не только полностью обеспечена топливно-энергетическими ресурсами, но и в
значительных размерах экспортирует топливо и электроэнергию.
В то же время современное состояние и перспективы развития и функционирования
отечественного топливно-энергетического комплекса (ТЭК), в силу его
значимости для всей экономики страны, требуют пристального внимания и
анализа, тем более что сложившиеся в последние годы тенденции в ТЭК вызывают
серьезную тревогу.
Доля комплекса в объеме промышленного производства страны достигает почти
30%, в объеме ВВП - 15 %, в налоговых поступлениях федерального бюджета в
последние годы она достигает 55-68 % и в экспортном балансе страны - 45-50%.
Топливно-энергетическая сфера в условиях России является важнейшим фактором
обеспечения жизнедеятельности общества, его социально-экономического
благополучия.
Энергетический комплекс России является неотъемлемой частью мирового
энергетического рынка. Россия является одним из крупных производителей и
экспортером топливно-энергетических ресурсов. Хотя доля нашей страны в
структуре спроса на энергоресурсы за последние 10 лет существенно снизилась,
прежде всего из-за сокращения внутреннего рынка энергоресурсов. В то же время
Россия активно участвует в формировании международной торговли
энергетическими ресурсами. В 1998 г. Россия занимала второе место в мире
(после стран Ближнего Востока), как экспортер нефти и нефтепродуктов, а также
первое место по межгосударственной торговле сетевым природным газом. Основным
рынком для российских энергоресурсов выступают страны Западной, Центральной и
Восточной Европы, для которых доля России в суммарном импорте составляет
более 50% по сетевому газу и порядка 23% по нефти и нефтепродуктам. Помимо
этого, географическое положение России предопределяет ее особую роль в
транзите энергоресурсов в пределах евразийского континента, обеспечивая
наиболее эффективную конфигурацию энергетической инфраструктуры не только по
оси запад - восток, но и в направлениях юг - север и юг - северо-запад
континента.
Таким образом, геополитическое значение энергетики России важно не только для
российской экономики, но и является важным элементом процесса развития
европейских энергетических рынков, и, следовательно, мировой энергетики.
Существует резкая диспропорция между долями разных видов топлива в суммарных
разведанных запасах и их долей в производстве энергоресурсов: на нефть и газ
приходится менее четверти общих запасов, но они обеспечивают свыше 80 %
производства, а уголь и природный уран при 76 % запасов дают лишь 13 %
поставок энергии.
Газовая промышленности в переходный период проявила себя как наиболее
устойчивый и эффективный сектор ТЭК страны, обеспечив около 50% внутреннего
энергопотребления, более 40% валютной выручки от экспорта топливно-
энергетических ресурсов, около 25% налоговых поступлений в бюджет.
Сохранение целостности ЕСГ с поэтапной реструктуризацией отрасли (выделением
непрофильных производственных структур) позволили обеспечить устойчивое её
функционирование в ходе экономических реформ. Добыча газа в 1990-1999 гг.
снизилась на 8,5% в основном вследствие сокращения спроса на газ в России и
платежеспособного спроса странах СНГ. Устойчивая и эффективная работа отрасли
была обусловлена эксплуатацией уникальных по мощности и эффективности
месторождений и газотранспортных систем, сооруженных в 70-80 годы.
В 1999 г. добыча газа в России составила около 590 млрд.м3, из них около 86%
добывалось в Западной Сибири. Три месторождения (Ямбургское, Уренгойское,
Медвежье) обеспечивали 72% добычи газа в России.
Газотранспортная система (Единой системы газоснабжения - ЕСГ) включает 148,8
тыс.км магистральных газопроводов (с учетом изолированных газовых компаний
протяженность газопроводов России более 150 тыс.км), 693 компрессорных цехов
мощностью 41,7 млн.кВт, 22 объекта подземного хранения газа.
ОАО "Газпром" разрабатывает 68 месторождений с разведанными запасами 17,3
трлн.м3, из них 10 месторождений в Западной Сибири с запасами 13,5 трлн.м3
(78%).
Как и любая отрасль, ТЭК имеет свои особенности, без учета которых едва ли
следует рассчитывать на принятие решений, адекватных последствиям и
учитывающих долгосрочную перспективу. К числу важнейшей особенности топливно-
энергетического комплекса является сверхдлинный цикл капитализации,
составляющий 5-15 лет, при среднем периоде от открытия месторождения до
начала его разработки в 10 лет. Эти цифры означают, что первые 10 лет
существования любого месторождения, посвященные его разведке и обустройству,
предельно затратны и требуют долгосрочных инвестиционных средств, которых на
отечественном рынке капитала сейчас просто нет.
Также необходимо принимать во внимание ряд имеющихся в отечественной нефтяной
отрасли крупных проблем. Так, уже сейчас более 70% извлекаемых запасов
приходится на долю низкодебитных скважин; неработающий фонд близок к 30%.
Обеспеченность доказанными извлекаемыми запасами не превышает 20-25 лет (по
отдельным компаниям - 15 лет). При этом общей эволюции нефе-газового
комплекса присуща негативная динамика.  Так например, в 1990-е годы на фоне
некоторого падения объемов добычи и переработки нефти объемы
эксплуатационного бурения сократились почти в 4 раза, а переработка на
отечественных НПЗ - в 2,5 раза (сейчас загрузка нефтеперерабатывающих
мощностей составляет 57% при технологической норме 80-85%). Иными словами,
российский нефтяной комплекс, равно как и весь отечественный ТЭК, использует
тот потенциал, который был создан до начала 1990-х годов в СССР, что
объективно ведет к деградации его производственных мощностей.
Еще одной важной проблемой является низкое качество производственных
мощностей. Так, глубина переработки нефти на российских НПЗ не превышает 65%
(на НПЗ США - порядка 90%), что определяет высокую долю мазута в структуре
отечественной переработки и необходимость импорта высокооктановых сортов
бензина.
По оценкам специалистов РАН, сохранение действующих тенденций эволюции
нефтяного комплекса может привести в 2005 году к падению добычи нефти до 225
млн. т в год (при потребности в 285 - 335 млн. т), что приведет к потере
энергетической безопасности страны. Если основной акцент, как и сейчас, будет
сделан на обеспечении внутренних потребностей в нефтепродуктах, то возможные
потери от сокращения экспортных поставок достигнут 50% от нынешнего уровня,
что означает как потери от экспортных пошлин, так и прямых налогов от
компаний. Кроме того, будет потерян западноевропейский, да и прочие нефтяные
рынки.
Важно также отметить, что в сложившихся российских экономических реалиях
требование МВФ о переходе российского ТЭКа на расчеты внутри страны
исключительно в денежной форме теоретически верно, однако его практическое
воплощение еще в большей степени сократит инвестиционные возможности
нефтяного комплекса. Ведь все выручаемые в денежной форме средства ТЭК
направит в бюджет, а бартер и зачеты, от которых крупнейшие потребители
топливно-энергетических ресурсов (прежде всего, вооруженные силы, сельское
хозяйство и другие федеральные потребители) едва ли откажутся по доброй воле,
нельзя считать долгосрочными инвестиционными ресурсами.
Электроэнергетика как составная часть ТЭК страны объединяет все процессы
генерирования, передачи, трансформации и потребления электроэнергии. Она
является стержнем материально-технической базы общества.
Производство электроэнергии в каждый момент времени должно соответствовать
размерам потребления (с учетом нужд самих электростанций и потерь в сетях),
поэтому возникающие на основе электроэнергетики связи обладают постоянством,
непрерывностью и осуществляются мгновенно.
Электроэнергетика решающим образом воздействует не только на развитие, но и
на территориальную организацию народного хозяйства, в первую очередь самой
промышленности.
Развитие электроэнергетики России основывается на следующих принцинпах:
Ø      концентрация производства электроэнергии путем строительства
крупнных  районных  электростанций,  использующих  дешевое  топливо  и
гидроэнергоресурсы ;
Ø      комбинированное производство электроэнергии и тепла для
теплофиканции городов и индустриальных центров;
Ø      широкое освоения гидроэнергоресурсов с учетом комплексного
решения задач электроэнергетики, транспорта, водоснабжения, ирригации и
рыбоводства;
Ø      развитие атомной энергетики, особенно в районах с напряженным
топливно-энергетическим балансом;
Ø      учет   экологических   требований   при   создании   объектов
электроэнергетики;
Ø      создание энергосистем, формирующих единую высоковольтную сеть
страны.
Производственный потенциал электроэнергетики России в настоящее время
составляют электростанции общей мощностью свыше 214 млн.кВт и линии
электропередачи всех классов напряжения общей протяженностью 2,5 млн.км, в
том числе 150 тыс.км сети напряжением от 220 до 1150 кВ. Более 90% этого
потенциала сосредоточено в Единой энергетической системе (ЕЭС) России,
которая охватывает всю обжитую территорию страны от западных границ до
Дальнего Востока и является одним из крупнейших в мире централизованно
управляемых энергообъединений.
С распадом СССР электроэнергетика претерпела серьезные изменения в
организационной структуре управления электроэнергетикой. На основе
акционирования предприятий отрасли была создана единая холдинговая компания,
включающая РАО "ЕЭС России" и 72 региональные энергоснабжающие компании (АО-
энерго). Ее создание способствовало поддержанию интеграции страны и
социальной поддержке населения в условиях экономического кризиса и позволило
обеспечить достаточно надежное снабжение страны электрической и тепловой
энергией. При этом наряду с региональными рынками электроэнергии,
обслуживаемыми соответствующими АО-энерго, был создан Федеральный оптовый
рынок (ФОРЭМ), предназначенный для межрегиональной торговли электроэнергией.
Технический уровень и техническое состояние большинства предприятий и
объектов ТЭК не отвечают современному уровню, в ряде случаев не соответствуют
требованиям безопасности и охраны окружающей среды, становятся критическими.
Основные фонды отраслей ТЭК уже сейчас имеют сильный износ и большой возраст,
что при высокой капиталоемкости и инвестиционной инерционности комплекса
создает огромную угрозу энергетической безопасности страны. В частности износ
основных фондов в энергетике сегодня составляет около 60%.
С 1990 г. установленная мощность с 213,3*10⁶ кВт выросла всего до
214,1*10⁶ кВт. Падение производства электроэнергии составило с
1082,1*10⁹ кВт*ч в 1990 г. до 827*10⁹ кВт*ч в 1998 г.
Научно-техническая политика РАО УЕЭС РоссииФ ориентирована на повышение
эффективности производства, создание предпосылок для устойчивого развития
энергосистем и поддержание энергетической безопасности.
Стратегическим приоритетом отраслевых тематических программ является
разработка новых видов оборудования и технологий электроэнергетической
отрасли ХХI века. Важнейшим событием 1999 г. можно считать одобренное
Миннауки России решение об организации отраслевого внебюджетного фонда НИОКР
в РАО УЕЭС РоссииФ. В 2000 г. формирование фонда НИОКР в рамках РАО УЕЭС
РоссииФ будет завершено и это позволит ускорить продвижение новейших
разработок, необходимых электроэнергетике России.
Серийное производство газотурбинных агрегатов большой мощности Ц техники
мирового уровня Ц откроет путь для существенного технологического обновления
стареющих производственных мощностей. Наибольшие успехи достигнуты в освоении
газотурбинного агрегата большой мощностиЦ110 МВт. Успешно завершена 1-я
стадия заводских испытаний 1-го образца, в 2000 г. 2-й его образец будет
установлен на Ивановской ГРЭС.
Продолжаются исследования в рамках федеральной целевой программы УТопливо и
энергияФ, в числе заданий которой предусмотрено создание ряда экологически
чистых и экономически эффективных технологий сжигания на ТЭС низкосортных
видов твёрдого топлива, а также новых технологий очистки дымовых газов котлов
от загрязняющих веществ и утилизации золошлаковых отходов энергетического
производства.
В этом отношении особое значение придаётся развитию исследовательских работ,
направленных на создание угольных энергоблоков мощностью 300Ц500 МВт,
рассчитанных на работу с суперкритическими параметрами пара. Мировой опыт
показывает, что освоение этих установок позволяет на угольных ТЭС без ущерба
для окружающей среды достичь значений КПД, сопоставимых с показателями
парогазовых установок, работающих на природном газе. Эти работы могут быть
ускорены в случае принятия решения о сооружении новой ТЭС такого типа.
В условиях крайнего дефицита средств на инвестиционную и инновационную
деятельность Общества, особое внимание уделяется повышению надёжности,
экономичности и безопасности действующего парка энергоустановок и продлению
его эксплуатационного ресурса. Рассматриваются возможности увеличения доли
бестопливных электростанций в общей структуре генерирующих мощностей,
техперевооружение и новое строительство ТЭС на основе использования передовых
технологий, а также оптимизация загрузки действующего оборудования.
В 1999 г. было продолжено развитие программы российско-японского
сотрудничества в области модернизации ТЭС России. Основная цель осуществления
программы - повышение эффективности работы ТЭС в интересах уменьшения
выбросов в атмосферу диоксида углерода и выполнения обеими странами
международных обязательств, вытекающих из Конвенции ООН по изменению
глобального климата.
Для оптимизации режимов работы ЕЭС России, вовлечения в баланс дешёвых
мощностей электростанций, работающих в изолированных районах, и уменьшения
потерь в период до 2005 г. намечается ввести около 5 тыс. км линий
электрических связей напряжением 500Ц1150 кВ и выше. Сооружение ВЛ 500Ц1150
кВ УСибирьЦУралЦЦентрФ позволит использовать в балансе ЕЭС России дешевую
электроэнергию сибирских электростанций.
Наряду с этим прилагаются усилия по восстановлению параллельной работы
энергообъединений в рамках бывшей ЕЭС СССР, эффективному их функционированию
на новых принципах, а также по интеграции ЕЭС России с другими
энергетическими системами Евроазиатского континента.
Состояние ТЭК во многом определяется проблемами финансово-экономического
характера. Финансовая дестабилизация в отраслях ТЭК из-за роста неплатежей со
стороны потребителей продукции комплекса ведет к росту задолженности
предприятий отрасли в бюджеты всех отраслей и внебюджетные фонды. При
повышении дебиторской задолженности ТЭК лишается возможности финансирования
инвестиций, что становится особенно остро ощутимым в условиях старения и
высокой изношенности основных фондов, приводящих к некомпенсируемому выбытию
производственных мощностей и даже невозможности простого воспроизводства.
Снижение доходности бюджета представляет собой еще одну угрозу безопасности
как энергетической, так и экономической. Неплатежи предприятий относятся
практически ко всем видам их обязательств, в том числе и в бюджеты всех
уровней. Это приводит к росту задолженности потребителей бюджетной сферы за
полученные энергоресурсы. Кризис платежей и ослабление платежеспособного
спроса потребителей приводит к тому, что они оплачивают только около половины
поставляемой им энергии.
Несмотря на имеющиеся трудности и негативные явления в топливно-
энергетическом комплексе ТЭК в целом справляется с задачами по поставке
топливных и энергетических ресурсов предприятиям и населению страны. ТЭК
продолжает оставаться стабилизирующим фактом в экономике. Следует отметить,
что в ТЭК неплатежи покупателей продукции комплекса в 1,5 раза превышают долг
ТЭКа поставщикам, тем самым предприятия ТЭКа являются кредиторами отдельных
отраслей экономики.
За последние годы энергоемкость валового внутреннего продукта увеличилась на
15-16%, электроемкость - на 30-32%. Сегодня повышение эффективности
использования энергии - не просто способ снижения издержек, а важнейший рычаг
подъема экономики. В соответствии с Федеральной целевой Программой
лЭнергосбережение России за период 1998-2005гг должно быть сэкономлено 285-
370 млрд.кВтч электрический и 340-425 млн. Гкал тепловой энергии, 205-275
млн.тут.
Существенный вклад в достижение поставленных целей может внести
электроэнергетика. Снижение эффективности работы отрасли стало отчетливо
проявляться в последние годы в виде роста коммерческих потерь энергии
(увеличились на 9-11 млрд. кВт*ч), ухудшения загрузки оборудования,
увеличения численности персонала в отрасли, падения конкурентоспособности
предприятий электроэнергетики (в 1997 году вводы мощностей у независимых
производителей на 120 МВт превысили вводы в отрасли).
В перспективе имеется тенденция на углубление проблемы, чему будет
способствовать старение оборудования (к 2005 году выработает свой ресурс
около 40% к 2010 году - 55% действующих мощностей), снижение объемов и
эффективности инвестиций в электроэнергетику (за 1991-97гг. объем инвестиций
в сопоставимых ценах снизился в 6 раз, а удельные капвложения на единицу
вводимых мощностей увеличились втрое), проблема неплатежей.
В этих условиях важнейшей задачей является существенное повышение
эффективности электроэнергетики при минимизации затрат на ее функционирование
и развитие. Один из способов ее решения - разработка Программы
энергосбережения как системы мер по повышению эффективности использования
топлива и энергии в отрасли и снижению их потерь.
Повышение энергоэффективности электроэнергетики требует комплексного решения
экономических, организационных и технических задач и неразрывно связано с
повышением общей эффективности функционирования и развития отрасли.
Стратегическими экономическими и организационными задачами являются следующие:
Ø  Решение проблемы неплатежей и обеспечение соответствия тарифов
реальным затратам на производство и транспорт энергии и ее реальной
потребительской ценности (обеспечивает действенные стимулы к энергосбережению
как у потребителей, так и в отрасли);
Ø  Нормализация инвестиционного климата (обеспечение лпрозрачности АО
энергетики, формирование механизма обеспечения гарантии возврата инвестиций)
для привлечения внешних источников инвестиций;
Ø  Создание механизма стимулирования энергоэффективности в отрасли
(комплекс экономических, организационных и административных мер,
обеспечивающих выявление резервов роста энергоэффективности и их реализации);
Ø  Расширение использования возможностей управления спросом
(управления режимами, энергосбережения у потребителей и участия в
строительстве независимых источников энергии в той степени, в которой это
выгодно АО-энерго);
Ø  Создание системы финансирования энергосбережения на основе
использования всех доступных источников средств.
Решение перечисленных экономических и организационных задач позволит
реализовать имеющиеся в энергетике резервы роста энергоэффективности.
Стратегическими задачами в области энергосберегающей технической политики в
производстве и транспорте электрической и тепловой энергии являются:
Ø      Повышение технического уровня электроэнергетики (проведение
эффективного техперевооружения и реконструкции вырабатывающих ресурс
действующих электростанций и строительство новых на базе современных
технологий) (потенциал экономии топлива - 20-25 млн. тут в год);
Ø      Развитие электрических сетей для оптимальной загрузки наиболее
экономичного оборудования и снижения потерь на транспорт электроэнергии
(потенциал экономии топлива и энергии - 7-8 млн. тут в год);
Ø      Развитие теплофикации (увеличение комбинированного производства
электрической и тепловой энергии и участие в создании теплофикационных систем
на современной схемной и технологической основе) (потенциал экономии топлива
Ц 10 млн. тут в год);
Ø      Вытеснение органического топлива путем увеличения доли в
энергетическом балансе ГЭС и нетрадиционных источников энергии (потенциал
экономии топлива - 7-8 млн. тут в год);
Ø      Снижение расхода энергии на технологические нужды и потерь при
транспорте электрической и тепловой энергии (потенциал экономии топлива и
энергии - 8-9 млн. тут в год);
Ø      Повышение экономичности действующего оборудования) (потенциал
экономии топлива - 20-25 млн. тут в год).
Теоретический потенциал экономии топлива и энергии за счет реализации
перечисленных стратегических направлений составляет примерно 70 млн.тут в год и
может быть реализован в течение 15-20 лет, однако требует затрат в сумме более
380 млрд.руб за период (цены января 1998г). Снижение расходов топлива и энергии
на 70 млн.тут обеспечивает снижение топливной составляющей себестоимости на 27%
и предотвращает выброс в атмосферу около 1 млн.т загрязняющих веществ, 8 млн.т
золошлаковых отходов, 100 млн.т СО².
Ожидаемые уровни потребности экономики страны в электрической и тепловой
энергии могут быть обеспечены с меньшими затратами при условии широкого
применения управления спросом потребителей. Стратегическими задачами
технической политики в области управления спросом являются:
Ø      Использование организационных и технических средств управления
электрическими и тепловыми нагрузками (режимами) потребителей для оптимизации
загрузки энергетического оборудования, уменьшения потребности во вводе
пиковых мощностей и покупке пиковой энергии с оптового рынка;
Ø      Оснащение потребителей приборами учета расхода электрической и
тепловой энергии для снижения коммерческих потерь энергии;
Ø      Участие в строительстве независимых источников энергии для
улучшения режимов работы энергетического оборудования или как альтернатива
вводу новых мощностей и сетевому строительству;
Ø      Установка энергосберегающего оборудования у потребителей для
разгрузки перегруженного энергетического оборудования и сетей;
Ø      Участие в реконструкции и создании теплофикационных систем на
новой схемной и технологической основе для максимизации выработки
электроэнергии в комбинированном цикле и увеличения коммерческого отпуска
тепла.
Теоретический потенциал снижения электрической и тепловой нагрузки у
потребителей за счет управления режимами составляет примерно 20%. Это
означает снижение вводов пиковых мощностей в перспективе не менее чем на 10%
и экономию инвестиций в размере 50-60 млрд. рублей в ценах января 1998г (8-10
млрд. долларов).
Осуществление энергосберегающих мероприятий у потребителей позволяет снизить
загрузку перегруженных сетей и трансформаторов, уменьшить объем инвестиций в
развитие электроэнергетики и снизить инвестиционную составляющую в тарифе.
Реализация даже 1/5 потенциала электро- и теплосбережения у потребителей
(соответственно 20 млрд. кВтч и 40 млн.Гкал) снизит потребность в новых
мощностях на 5-6%, что соответствует экономии инвестиций в размере 25-35
млрд.руб (4-6 млрд.долл).
Однако с учетом состояния с воспроизводством сырьевой базы в нефтегазовой
промышленности, которое оценивается как критическое, и сохранения в экономике
негативных тенденций (высокие налоги, неплатежи, неблагоприятный
инвестиционный климат) следует рассматривать вариант, когда энергообеспечение
страны может быть поставлено под угрозу. Предотвращение такого развития Ц не
только экономическая проблема, но и одна из важнейших общеэкономических и
отчасти политических проблем. Обеспечение условий для наращивания уровня
производства и экспорта энергетических ресурсов в самом ближайшем будущем
является важнейшей государственной задачей, от выполнения которой зависти
быстрота и успешность выхода страны на траекторию устойчивого и качественного
экономического роста.
В ТЭКе намечено внедрить 20 технологий. Цели - топливосбережение
(электроэнергетика), повышение нефтеотдачи, интенсификация добычи
(нефтедобыча), углубление переработки и комплексность использования сырья
(нефтепереработка), снижение экологической нагрузки (все отрасли), внедренние
высокопроизводительного оборудования (газовая и угольная); в химической и
нефтехимической промышленнонсти - 39. Улучшение качества продукции, адаптация
номенклатуры к рыночной конъюнктуре.   Реализация этих программ до 2005 г.
сократит общее расходование матенриальных и топливно-энергетических ресурсов
в промышленности, с учетом различных вариантов прогноза, до 3,7-5%, а ВВП
увеличится на 3,5-4,7%.
Кризисные явления усугубили положение инновационной сферы как наименее
конкурентоспособного субъекта инвестиционного рынка. Так, в 1995-1996 гг. в
топливной промышленности финансовые инвестиции превышали инвестиции в
технологические инновации в 12 раз т.д.
К 1998 г. доля инвестиций на технологическое перевооружение промышленности
составила около 6% от общих объемов инвестиций в основной капинтал (из них
86% - собственные средства предприятий).
Таким образом, инновационная сфера промышленности не смогла адаптироваться к
резкому сокращению финансирования (обусловленному в первую очередь
недостатком собственных средств предприятий) и жестким требованиням,
предъявляемым рынком к инновационной продукции. В результате пронизошел спад
инновационной деятельности практически во всех отраслях.
Структура затрат на инновации (по стадиям инновационного цикла) показывает,
что предприятия уделяют основное внимание текущим потребностям, направляя
более 60% этих средств на технологическую подготовку производнства и закупку
оборудования. На долю НИОКР, обеспечивающих научные занделы инноваций,
приходится менее 17% общих расходов. К негативным явленниям следует отнести
недостаточное внимание к маркетинговым исследованиням (1,6% общих затрат на
инновации) и подготовке персонала для работы по новым технологиям (0,6%).
Ориентация на создание новых видов продукции и технологий определяетнся
конкурентной стратегией отраслей. В химической и нефтехимической, топливной
промышленности, металлургии, где основным фактором конкурентоспособности
является снижение издержек производства и качества продукции, акцент делается
на обновление технологической базы. В отраслях, конкурентонспособность
которых связана в первую очередь с обновлением ассортимента (например в
легкой промышленности), резко повысилась доля затрат на прондуктовые
инновации.
Основной фактор неудовлетворительной конкурентоспособности - высокие издержки
производства продукции, в которых определяющими являются материальные
затраты. Следовательно, важнейшее экономическое воздействие иннновационной
деятельности на конкурентоспособность - технологическое обновление
предприятий на основе ресурсосберегающих технологий и повышения качества
выпускаемой на их базе продукции за счет внедрения новых разнработок.
Инновационная политика отраслей ТЭКа, для которых практически не стоит
проблема преодоления спросовых ограничений за счет повышения конкурентных
качеств продукции, должна быть ориентирована как в ближайшие годы, так и в
отдаленной перспективе на расширение масштабов применения ресурсосберегающих
технологий, минимизацию техногенной нагрузки на окружающую среду и создание
оборудования, повышающего надежность функционирования систем транспортировки
и хранения энергоносителей.
Масштабы и темпы технического перевооружения производств в целом определяются
инвестиционными возможностями экономики. Однако определяющее значение имеет
инновационная деятельность конкретных предпринятий. В ряде инвестиционно
насыщенных отраслей (электроэнергетика, нефтендобывающая и газовая
промышленность) ей не уделяется должного внимания (затраты на технологические
инновации в них составляют менее 1% общих инвестиций в основной капитал).
Усилившаяся в последние годы сырьевая ориентация производства во многом
обусловлена низкой конкурентоспособностью перерабатывающих отраслей и
свидетельствует о примитивизации структуры народного хозяйства. Эта
тенденция, в свою очередь, связана с негативными структурными процессами в
инвестиционной сфере. Производственные инвестиции в основном направлянются в
ТЭК и частично в металлургию (в 1997 г. - 41,8%, в 1998 г. - 45,5%).
Перерабатывающие отрасли остаются инвестиционно депрессивными, за
иснключением связи (телекоммуникаций), где капиталовложения растут главным
образом за счет иностранных кредитов (составляющих примерно 30% вкладываемых
инвестиций).
Изменение же тенденции крайне затруднено из-за отсутствия эффективного
межотраслевого перелива капитала. Практически во всех отраслях преобландает
механизм самофинансирования. В долгосрочном периоде даже при низнком уровне
инвестирования технологических инноваций влияние технологиченского потенциала
на структурные сдвиги в сфере материального производства может быть
достаточно значимым.
Инновационная деятельность должна осуществляться в соответствии с целями
среднесрочной программы социально-экономического развития страны и быть
увязана с логикой и этапами ее реализации. На первом этапе важен ориентир на
повышение ценовой конкурентоспособности товаропроизводителей на внутреннем
рынке, расширение выпуска импортозамещающей продукции за счет рациональной
загрузки оборудования и освоения научно-технологических заделов. Это позволит
направить инвестиционные ресурсы не на прирост мощностей, а на их
качественное обновление. Наибольший эффект возможен в ненкапиталоемких
отраслях с быстрым оборотом капитала, высокой бюджетной эффективностью и
минимальной стоимостью создания новых рабочих мест, таких, как пищевая,
легкая, медицинская промышленность и отрасли машиностроения, выпускающие
продукцию потребительского назначения. В результанте изменятся структурные
диспропорции между сырьевыми и обрабатываюнщими производствами в пользу
последних при сохранении инерционной диннамики в топливно-сырьевом секторе и
ускорится формирование накоплений в обрабатывающей промышленности.
На следующем этапе приоритетами должны стать кардинальное обновленние
производственного аппарата на основе использования инновационных технологий и
реализации заделов в прикладной науке, существенное повышенние эффективности
основного капитала, дальнейшее изменение структуры тонварного производства и
развитие инвестиционного машиностроения. Необхондим комплексный механизм
активизации инновационной деятельности и понвышения ее результативности,
предусматривающий концентрацию и целевую направленность ресурсов на
финансирование стратегических разработок, принвлечение дополнительных средств
(в частности за счет внебюджетных источнников), гарантии и страхование
рисков, формирование рынка инновационных проектов и адекватной ему
инфраструктуры, а также всестороннее использованние ценовых, налоговых и
таможенных методов стимулирования выпуска и реализации конкурентоспособной
продукции.
Государственная поддержка крупных, системных инноваций должна осунществляться
в первую очередь через реализацию целевых инновационных пронграмм, органично
увязанных со среднесрочными перспективами развития ренального сектора и
социально-экономическими прогнозами.
                             РАЗДЕЛ 2.                             
     Характеристика предлагаемых нововведений на рассматриваемом энергетическом
                                предприятии.                                
Доведение действующего энергетического оборудования до проектных ТЭП.
1.       Внедрение совершенных систем шлакоудаления.
2.       Модернизация оборудования котельных и турбинных установок.
3.       мероприятия по повышению эффективности теплоизоляции, понижению
потерь тепла за счет технических и организационных мероприятий.
                             РАЗДЕЛ 3.                             
Расчет прироста чистой дисконтированной прибыли
за анализируемый период.
При расчете чистого дисконтированного дохода (ЧДД) от реализации нововведений
капитальные затраты вкладываются в течение первого года и начиная со второго
года рассматриваемый объект получает дополнительную прибыль. В общем виде
формула расчета ЧДД имеет вид:
ЧДД = (Т_t Э_t - И_t Ц K_t) (1 + r/100)^-^t ,   руб.
где:    Т - горизонт расчета;
Т_t - тариф, по которому отпускается энергия в год t;
Э_t - объем реализованной энергии в натуральном выражении в год t, 
кВт*ч; И_t -суммарные издержки за t-ый год, включая общую сумму
налогов;
К_t -капитальные затраты в год t; .r - номинальная банковская ставка, %.
Объем реализованной электроэнергии в натуральном выражении определяется по
формуле:
Э_t=N_y h_y (1-k_сн)(1-k_пот),  кВт.ч
где:   N_y - установленная мощность, кВт*ч;
h_y - число часов использования установленной мощности, ч;
k_сн Ц коэффициент расхода на собственные нужды, доли;
k_пот - коэффициент потерь электроэнергии в электрических цепях, доли.
Расчеты приведены в табл.1 :
                                                                          
     
                                                                Таблица 1
     Показатель Обозначение, ед. изм-я Номер проекта Годы
0 1 2 3 4 5
Цена   топлива Ц_т,        руб/кгут 1 0,26 0,27 0,28 0,28 0,257 0,30
2 0,26 0,27 0,28 0,28 0,257 0,30
3 0,26 0,27 0,28 0,28 0,257 0,30
Удельная   з/п з,           руб/кВт 1 26,00 23,00 23,69 24,40 25,13 25,89
2 26,00 22,00 22,66 23,34 24,04 24,76
3 26,00 26,00 26,78 27,58 28,41 29,26
Тариф коп/кВтч 1 257,00 263,43 270,01 276,76 283,68 290,77
2 257,00 263,43 270,01 276,76 283,68 290,77
3 257,00 263,43 270,01 276,76 283,68 290,77
Удельная   стоимость фондов ф,           руб/кВт 1 3920,00 4058,20 4179,95 4305,34 4434,50 4567,54
2 3920,00 4089,10 4211,77 4338,13 4468,27 4602,32
3 3920,00 4068,50 4190,56 4316,27 4445,76 4579,13
Установленная   мощность N_у, 10³ кВт 1 4500 4500 4500 4500 4500 4500
2 4500 4500 4500 4500 4500 4500
3 4500 4500 4500 4500 4500 4500
Число   час.использ.уст.мощность Н_у,       час/год 1 6300 6300 6294 6287 6281 6275
2 6300 6300 6294 6287 6281 6275
3 6300 6300 6294 6287 6281 6275
Коэф.с.н. К_сн,              % 1 6,0 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7
2 6,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0
3 6,0 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6
Коэф.потерь   в сетях К_пот,              % 1 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5
2 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5
3 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5
Удельный   расход топтлива в,       кг/кВтч 1 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32
2 0,32 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30
3 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32
Полезный отпуск Э_пол,          *10⁶кВтч 1 24383,8 24461,7 24437,2 24412,8 24388,3 24364,0
2 24383,8 24643,2 24618,6 24594,0 24569,4 24544,8
3 24383,8 24487,6 24463,1 24438,6 24414,2 24389,8
Объем реализации А,             *10⁶ руб 1 6266,6 6443,8 6598,3 6756,5 6918,5 7084,4
2 6266,6 6491,6 6647,3 6806,7 6969,8 7136,9
3 6266,6 6450,6 6605,3 6763,7 6925,8 7091,9
Затраты на   топливо И_топ,          *10⁶ руб/год 1 2028,74 2063,51 2123,29 2184,80 2248,10 2313,22
2 2028,74 1979,84 2037,19 2096,21 2156,94 2219,42
3 2028,74 2032,91 2091,80 2152,40 2214,76 2278,92
Затраты на   ОТ+соц.отчисления И_от,           *10⁶ руб/год 1 859,68 762,91 785,01 807,75 831,15 855,23
2 859,68 735,16 756,45 778,37 800,92 824,12
3 859,68 863,33 888,35 914,08 940,56 967,81
Норма   амортизации Р_ам,              % 1 3 3 3 3 3 3
2 3 3 3 3 3 3
3 3 3 3 3 3 3
Затраты на   амортизацию И_ам,           *10⁶ руб/год 1 529,20 547,86 564,29 581,22 598,66 616,62
2 529,20 552,03 568,59 585,65 603,22 621,31
3 529,20 549,25 565,72 582,70 600,18 618,18
Затраты прочие И_проч,           *10⁶ руб/год 1 683,52 674,86 694,52 714,76 735,58 757,02
2 683,52 653,40 672,45 692,05 712,21 732,97
3 683,52 689,10 709,18 729,84 751,10 772,98
Суммарные   затраты И,              *10⁶ руб/год 1 4101,13 4049,13 4167,12 4288,53 4413,49 4542,09
2 4101,13 3920,43 4034,69 4152,27 4273,29 4397,83
3 4101,13 4134,59 4255,05 4379,02 4506,60 4637,90
с/с 1 0,1682 0,1655 
2 0,1682 0,1591 
3 0,1682 0,1688 
     Таблица 2
     Показатель Обозначение, ед. изм-я Номер проекта Годы
0 1 2 3 4 5
Объем реализаци  Т_t Э_t , 10⁶ руб. 1 6266,65 6443,81 6598,30 6756,50 6918,48 7084,35
2 6266,65 6491,64 6647,28 6806,65 6969,84 7136,94
3 6266,65 6450,64 6605,30 6763,66 6925,82 7091,87
Текущие затраты  И,   10⁶ руб 1 4101,13 4049,13 4167,12 4288,53 4413,49 4542,09
2 4101,13 3920,43 4034,69 4152,27 4273,29 4397,83
3 4101,13 4134,59 4255,05 4379,02 4506,60 4637,90
Капитальные   затраны  К,   10⁶ руб 1 7000,00 
2 7400,00 
3 7200,00 
Денежный   поток  Rt=Пт-От, 10⁶ руб 1 -4834,49 2394,68 2431,19 2467,96 2504,99 2542,26
2 -5234,49 2571,22 2612,60 2654,38 2696,55 2739,11
3 -5034,49 2316,05 2350,25 2384,64 2419,22 2453,97
Коэф.дисконтирования  r 1 1,00 0,91 0,83 0,75 0,68 0,62
2 1,00 0,91 0,83 0,75 0,68 0,62
3 1,00 0,91 0,83 0,75 0,68 0,62
Дисконтированный   ден.поток  Rt*(1-р)^-t 1 -4834,49 2176,98 2009,25 1854,22 1710,94 1578,55
2 -5234,49 2337,47 2159,17 1994,27 1841,78 1700,77
3 -5034,49 2105,50 1942,35 1791,62 1652,36 1523,72
ЧДП  10⁶ руб 1 4495,44 
2 4798,98 
3 3981,07 
å Rt*(1-р)^-t
^,10⁶ руб 1 -4834,49 -2657,51 -648,26 1205,95 2916,90 4495,44
2 -5234,49 -2897,02 -737,85 1256,43 3098,21 4798,98
3 -5034,49 -2928,99 -986,63 804,99 2457,35 3981,07
Т_ок¹= 3,350 
Т_ок²= 3,370 
Т_ок³= 3,551 
                             РАЗДЕЛ 4.                             
      Многокритериальный выбор приоритетного направления инновации.      
В четвертом разделе мы проводим экспертизу научно-технического развития
производства в энергосистеме по комплексу критериев - экономическому,
экологическому, социальному. Подбирая группу экспертов из числа студентов
своей группы (5-7 человек), проводим оценку компетентности экспертов по
решению вопроса социальной и экологической  ценности альтернативных
нововведений.  Для  этого проводится  оценка компетентности экспертов силами
самих экспертов, включая самооценку. В результате должны быть получены
оценки:
           1, если l-й эксперт считает s-ого эксперта компетентным.
К_ls=
0,  в противном случае.
Общая оценка компетентности экспертов определяется по формуле:
     , s=l, n
     Оценка компетентности группы   экспертов 
Эксперт Э1 Э2 Э3 Э4 Э5 Ai A 
Э1 8 8 9 4 7 7,2 0,209 
Э2 5 4 5 7 5 5,2 0,151 
Э3 7 6 8 8 9 7,6 0,221 
Э4 9 7 7 6 8 7,4 0,215 
Э5 7 8 6 9 5 7 0,203 
34,4 

Aij Ц оценка i-ого эксперта j-ым экспертом.
N Ц число экспертов,
А i Ц средняя оценка,
Aij = å Aij/ N
А1 = (8+8+9+4+7)/5=7,2
А2 = (5+4+5+7+5)/5=5,2
А3 = (7+6+8+8+9)/5=7,6
А4 = (9+7+7+6+8)/5=7,4
А5 = (7+8+6+9+5)/5=7,0
А Ц нормированная оценка
А = А i/å Ai
     А = 7,2/34,4=0,209
     А = 5,2/34,4=0,151
     А = 7,6/34,4=0,221
     А = 7,4/34,4=0,215
     А = 7,0/34,4=0,203
Далее мы проводим оценку нововведений по социальному, экологическому и
экономическому критерию. Оценка может проводиться в баллах, путем
ранжирования нововведений или методом парных предпочтений. В нашей работе  мы
будем принимать метод парных предпочтений.
Лучшее решение может быть выбрано путем многокритериальной оценки с учетом
приоритетности трех используемых критериев: экономического, экологического,
социального.
Матрицы парных сравнений вариантов нововведений составляются по каждому из
критериев. Элемент матрицы парных сравнений определяется по правилу:
а) для максимизируемых критериев , 
            1, если    
      =
                             0,  в противном случае.                             
б) для минимизируемых критериев  , 
            1, если    
      =
                             0,  в противном случае.                             
где
     r Ц номер критерия;
     i(j) - номер нововведений.
            Оценка нововведений по социальному критерию            
     Н1 Н2 Н3 Н1 Н2 Н3
Н1 1 0 1 Н1 1 1 1
Н2 1 1 1 Н2 0 1 1
Н3 0 0 1 Н3 0 0 1
Н1 Н2 Н3 Н1 Н2 Н3
Н1 1 0 0 Н1 1 0 0
Н2 1 1 1 Н2 1 1 0
Н3 1 0 1 Н3 1 1 1
Н1 Н2 Н3 
Н1 1 0 0 
Н2 1 1 0 
Н3 1 1 1 

                 Оценка нововведений по социальному критерию                 
с учетом компетентности экспертов.
Sr = åK_l*A^r_l
A^r_l  - матрица подвига сравнений, l-ого эксперта для r Цтого критерия.
K_l Ц коэффициент компетентности l-ого эксперта.
L Ц число экспертов,
Sr Ц суммарная матрица для r Цтого критерия.
     Н1 Н2 Н3 Н1 Н2 Н3
Н1 0,209 0,000 0,209 Н1 0,151 0,151 0,151
Н2 0,209 0,209 0,209 Н2 0,000 0,151 0,151
Н3 0,000 0,000 0,209 Н3 0,000 0,000 0,151
Н1 Н2 Н3 Н1 Н2 Н3
Н1 0,221 0,000 0,000 Н1 0,215 0,000 0,000
Н2 0,221 0,221 0,221 Н2 0,215 0,215 0,000
Н3 0,221 0,000 0,221 Н3 0,215 0,215 0,215
Н1 Н2 Н3 
Н1 0,203 0,000 0,000 
Н2 0,203 0,203 0,000 
Н3 0,203 0,203 0,203 
На базе матриц парных сравнений альтернативных нововведений по отдельным
критериям рассчитывается суммарная матрица по формуле:
     
где k - число критериев.
                            Суммарная матрица                            
     Н1 Н2 Н3
Н1 1,000 0,151 0,360
Н2 0,849 1,000 0,581
Н3 0,640 0,419 1,000
        Исходя из суммарной матрицы определяется результирующая матрица:        
            1, если  
     =
                             0,  в противном случае.                             
В результирующей матрице подсчитывается сумма элементов по строкам, которая
является суммой баллов по всем критериям оценки.
S_ij^l  элемент матрицы Sr,
R^r Ц результирующая матрица для r-ого критерия.
     Н1 Н2 Н3 Баллы Ранги
Н1 1 0 0 1 3
Н2 1 1 1 3 1
Н3 1 0 1 2 2
Из этой матрицы видно, что наибольшим предпочтением у экспертов при оценке по
социальному критерию получило второе нововведение.
     Оценка нововведений по экологическому критерию
     Н1 Н2 Н3 Н1 Н2 Н3
Н1 1 0 0 Н1 1 0 1
Н2 1 1 1 Н2 0 1 0
Н3 1 0 1 Н3 1 1 1
Н1 Н2 Н3 Н1 Н2 Н3
Н1 1 0 0 Н1 1 0 1
Н2 1 1 0 Н2 1 1 1
Н3 1 0 1 Н3 0 0 1
Н1 Н2 Н3 
Н1 1 1 0 
Н2 0 1 1 
Н3 1 0 1 
Оценка   нововведений по социальному критерию
    с учетом компетентности экспертов.
Н1 Н2 Н3 Н1 Н2 Н3 
Н1 0,209 0,000 0,000 Н1 0,151 0,000 0,151 
Н2 0,209 0,209 0,209 Н2 0,000 0,151 0,000 
Н3 0,209 0,000 0,209 Н3 0,151 0,151 0,151 
Н1 Н2 Н3 Н1 Н2 Н3 
Н1 0,221 0,000 0,000 Н1 0,215 0,000 0,215 
Н2 0,221 0,221 0,000 Н2 0,215 0,215 0,215 
Н3 0,221 0,000 0,221 Н3 0,000 0,000 0,215 
Н1 Н2 Н3 
Н1 0,203 0,203 0,000 
Н2 0,000 0,203 0,203 
Н3 0,203 0,000 0,203 

                            Суммарная матрица                            
     Н1 Н2 Н3 
Н1 1,000 0,203 0,366 
Н2 0,645 1,000 0,628 
Н3 0,785 0,151 1,000 
Результирующая матрица
Н1 Н2 Н3 Баллы Ранги 
Н1 1 0 0 1 3 
Н2 1 1 1 3 1 
Н3 1 0 1 2 2 
     
     
Из этой матрицы видно, что наибольшим предпочтением у экспертов при оценке по
экологическому критерию получило второе нововведение.
                      Матрица парных сравнений по ЧДП                      
(оценка нововведений по экономическому критерию)
     ЧДП Н1 Н2 Н3 Баллы Ранги 
4495,44 4798,98 3981,07 
Н1 Н2 Н3 
Н1 1 0 0 1 3 
Н2 1 1 1 3 1 
Н3 0 1 1 2 2 
Суммарная матрица
Н1 Н2 Н3 
Н1 3 0 0 
Н2 3 3 3 
Н3 2 1 3 
Результирующая матрица
Н1 Н2 Н3 Баллы Ранги 
Н1 1 0 0 1 3 
Н2 1 1 1 3 1 
Н3 1 0 1 2 2 
Таким образом, в рассматриваемом примере предпочтительным яляется
нововведение № 2, набравшее наибольшую сумму баллов.
                             РАЗДЕЛ 5.                             
                      Факторный анализ прироста прибыли                      
от научно-технического развития производства.
В пятом разделе   проводится факторный анализ прироста прибыли, полученной за
счет научно-технического развития производства.
Факторный анализ прибыли и объема реализации энергии следует основывать на
приведенных ниже формулах.
Суммарное изменение прибыли:
     
     П^å =  (24643,2*10⁶ кВтч*0,2634руб/кВтч Ц
24383,8*10⁶ кВтч*0,257руб/кВтч) Ц ((24643,2*10⁶
                         кВтч*0,257кг/кВтч*0,27руб/кгут+                         
+22руб/кВтч*24643,2*10⁶ руб) Ц(0,32кг/кВтч*
*24383,8*10⁶ кВтч*0,26руб/кгут+26руб/кВтч*24383,8*10⁶ кВтч)) = 225,14*10⁶ руб
Прирост прибыли за счет изменения объема реализации и ресурсоотдачи
определяется по формуле
     
     П^р  = (24643,2*10⁶ кВтч*0,257руб/кВтч-24383,8*10⁶ 
кВтч*0,257руб/кВтч) Ц ((24643,2*10⁶кВтч*0,257кг/кВтч
*0,26руб/кгут+24643,2*10⁶ руб*26руб/кВтч) Ц(0,32кг/кВтч*24383,8*10⁶ кВтч*0,26руб/кгут+                           
+26руб/кВтч*24383,8*10⁶ кВтч)) = 66,908*10⁶руб
Прирост объема реализации энергии за счет изменения объема реализации в
натуральном выражении:
DАэ = åЭ₁ Т₀  -   åЭ₀ Т₀
              Аэ = (24643,2*10⁶ кВтч*0,257руб/кВтч -              
-24383,8*10⁶ кВтч*0,257руб/кВтч) =66,666*10⁶ руб
Потери (прирост) прибыли из-за изменения тарифов на энергию и цены ресурсов:
     ,
     П^т =(24643,2*10⁶ кВтч*0,2634руб/кВтч-24643,2*10⁶ 
 кВтч*0,257руб/кВтч ) Ц ((24643,2*10⁶кВтч*0,257кг/кВтч*0,27руб/кгут+ 
+22руб/кВтч*24643,2*10⁶ руб)- (24643,2*10⁶
кВтч*0,257кг/кВтч *0,26руб/кгут+24643,2*10⁶ руб*26руб/кВтч) = 
158,232*10⁶ руб
Прирост (потери) объема реализации энергии из-за изменения тарифов:
     ,
     А^т =24643,2*10⁶ кВтч*0,2634руб/кВтч - 24643,2*10⁶ 
           кВтч*0,257руб/кВтч = =158,333*10⁶ руб           
где: Э₀ (Э₁) - объем реализации электроэнергии в базовом
(отчетном) периоде в натуральном выражении;
Т₀ (Т₁) - тариф на электроэнергию в базовом (отчетном) периоде;
Z₀ (Z₁) - затраты на ресурсы в натуральном выражении в
базовом (отчетном) периоде (расход топлива);
Ц₀ (Ц₁) - цена соответствующего вида затрат ресурса в
базовом (отчетном) периоде (цена единицы топлива).
                             РАЗДЕЛ 6.                             
     Определение отдельных структурных элементов прироста чистой прибыли -
составляющих экстенсивного, интенсивного развития, прироста прибыли за счет
                             конъюнктуры рынка.                             
В шестом разделе курсового проекта определяются отдельные структурные
элементы прироста прибыли за счет экстенсивных, интенсивных факторов, а также
прироста прибыли за счет конъюнктуры рынка.
                                                                         Таблица
Исходные данные для оценки уровня интенсификации энергосистемы за счет
реализации нововведения
     № п/п Показатели Усл. обозначения   и ед. изм-я Годы 
1 2 
1 Установленная мощность N_у, 10³кВт 4500,00 4500,00 
2 Число часов   использования установленной мощности Н_у, час/год 6300,00 6300,00 
3 Коэффициент расхода э/э на собственные нужды К_сн, % 6,00 5,00 
4 Коэффициент потерь в сетях К_пот, % 8,50 8,50 
5 Удельный расход топлива в, кг/кВтч 0,32 0,30 
6 Цена топлива Ц_т, руб/кгут 0,26 0,27 
7 Удельная заработная плата з, руб/кВт 26,00 22,00 
8 Тариф на электроэнергию коп/кВтч 257,00 263,43 
9 Удельная стоимость фондов ф, руб/кВт 3920,00 4089,10 
10 Средняя норма рентабельности производственных фондов Р_ф, % 10,00 10,00 

Для проведения расчетов следует воспользоваться нижеприведенными расчетными
формулами:
     Объем реализации энергии в год t в натуральном выражении: Э_t=N_у h (1 - К_сн)(1-К_пот)
Объем реализации энергии в год t в стоимостном выражении: Ц_т= Э_t  Т_э
Издержки на производство энергии в   году t: И₁ = Эt Иt
Удельные издержки на производство   энергии в году t: И_t = b_tС_t + 3_t
Удельные издержки на производство   энергии при реализации нововведения в году t+1 в ценах t года: И_нов= b_t₊₁C_t+З_t
Стоимость основных и оборотных   фондов в году t: Ф_t=Ф^осн_t+Ф^об_t
Показатели Усл. обозначения   и ед. изм-я Годы 
1 2 
Эt 10*6 кВт*ч 24383,835 24643,2375 
ВР 10*6   руб\год 6266,6456 6491,644838 
И't руб\год*кВт*ч 0,1681907 0,159087373 
И'нов руб\год*кВт*ч 0,1629907 - 
Иt 10*6   руб\год 4101,1339 3920,427914 
Фt=Фоснt+Фобt 10*6   руб\год 18522 19320,9975 
Ф'  руб\год*кВт*ч 0,7596016 0,784028377 
dЭФнтр 10*6   руб\год 66,6710585 
dЭФинт 10*6   руб\год 0,06794934 
Кинт 1,16103E-05 
dЭФэкст 10*6   руб\год 66,60310916 
Кэкст 0,01138023 
dЭинт 0,001019173 
dЭэкст 0,998980827 
dЭФрын 10*6   руб\год 158,4289911 
dЭФнтр 10*6   руб\год 66,6710585 
dП 10*6   руб\год 225,1000496 
dинт 0,000301863 
dэкст 0,29588225 
dрын 0,703815887 
dсум 1 

Величину оборотных фондов принимают в пределах от 4% от величины Ф^осн
            . Результаты расчетов по данным формулам сведены в табл.            
                                                                        Таблица.
     Показатель Э₁ Э₂ И₁ И₂ И_нов Ф₁ Ф₂
Размерность млн.кВтч руб/кВтч млн.руб
Значение 24383,8 24643,2 0,16819 0,15909 0,16299 18533 19321
В этом разделе курсового проекта определяются отдельные структурные элементы
прироста прибыли за счет экстенсивных, интенсивных факторов, а также прироста
прибыли за счет конъюнктуры рынка. Расчет приростов чистой прибыли за
анализируемый период производится по формуле
                    
где:    А_t , А_t_-1 - объем реализованной продукции в t-ом и (t-1) периоде;
S_t, S_t_-1 - себестоимость единицы энергии в t-ом и (t-1) периоде;
Э_t - объем реализованной энергии в натуральном выражении в t-ом периоде;
Ф_t, Ф_t_-1 -производственные фонды энергосистемы в t-ом и (t-1) периоде;
      = (1+ Р^ПР) - коэффициент приведения с учетом фактора времени;
      Р_k - средняя отраслевая норма прибыли;
     Р^ПР - норматив приведения затрат;
     Т -расчетный период равный 5-ти годам.
Расчет интенсификации производства в электроэнергетике имеет свою специфику.
Она заключается в том, что производственные коллективы энергетических
предприятий не могут в полной  мере воздействовать на динамику затрат и
результатов производства, так как формирование объема производства и прибыли
определяется причинами, на которые предприятия не могут непосредственно
влиять. Эти причины следующие: режим нагрузки потребителей; структура
потребителей электроэнергии; структура энергобаланса энергосистем;
гидрометеорологические условия; уровень среднего тарифа отпуска энергии; ввод
мощностей; ввод  электрических сетей.
Воздействие указанных факторов может в значительной мере повлиять на
эффективность производства на энергопредприятиях и создать неверное
представление о вкладе коллектива в повышение интенсификации производства.  В
курсовом проекте должны рассматриваться проблемы интенсификации производства
на уровне энергосистемы.
Снижение общественно необходимых затрат труда (ОНЗТ) на единицу производимой
продукции является показателем повышения эффективности производства. Чтобы
определить уровень интенсификации производства, необходимо выявить динамику
указанных затрат на единицу производимой продукции  в базовом и отчетном
годах. Повышение интенсификации производства выражается экономией ОНЗТ на
единицу производимой продукции в базовом и отчетном годах.
Основным фактором интенсификации производства в электроэнергетике является
снижение материалоемкости (затрат топлива на единицу продукции),
себестоимости, фондоемкости и трудоемкости продукции. При этом если по
указанным показателям отмечается разнонаправленная динамика, то в таком
случае сумма  показателей отражает динамику снижения (перерасхода) суммарных
затрат на единицу производимой продукции.
Следует отметить, что абсолютный размер экономии недостаточно полно отражает
уровень интенсификации производства. Для того, чтобы более достоверно
определить уровень интенсификации производства, необходимо рассчитать также
относительную величину соотношения эффекта от интенсификации с затратами,
вызвавшими этот эффект, за анализируемый период. Коэффициент интенсификации
рассчитывается по формуле:
  К_инт=DЭ_инт /(И₂ +Р_фФ₂)  
             К_инт = 67,943/(1590,87 +0,1*19320) = 1,161.             
Определение уровня интенсификации производства, исходя из прироста экономии
на единицу производимой продукции, имеет важное методическое значение. Под
девизом интенсификации часто внедряется новая техника, вводятся также
производственные мощности, которые не снижают суммарные затраты на единицу
производимой продукции, а увеличивают объем производимой продукции. Если
вновь вводимые мощности, новая техника не снижают суммарные затраты на
производимую продукцию, то объем производства увеличивается на прежней
организационно-технической основе производства, расширяются только масштабы
производства. Такое расширение производства возможно произошло бы и на основе
традиционной техники. Это означает, что в таких случаях производство
развивается экстенсивно.
Коэффициент экстенсивного развития рассчитывается по формуле
К_эк = Э_эк / (И₂ + Р_ф Ф₂)
              К_экс =66,603/(1590,87+0,1*19320) = 0,0113.              
Следует отметить, что в реальной хозяйственной практике наряду с интенсивными
и  экстенсивными факторами развития  производства (внутренними факторами)
действуют также внешние рыночные факторы. Это вызывает необходимость
разделения дополнительной прибыли на рыночную и внутреннюю составляющие.
Последнюю можно трактовать как эффект от научно-технического развития.
Который, в свою очередь, можно разложить на дополнительную прибыль за счет
интенсивного развития и дополнительную прибыль за счет экстенсивного
развития. Такое уточнение приводит к следующим расчетным формулам. Прирост
экономического эффекта за счет интенсивного развития  производства:
       ЭФ_инт = [(И₁ Ц И_нов) - Р_ф(Ф₂ Ц Ф₁)]Э₂ ,
     ЭФ_инт= (0,1682 Ц 0,163)24643,238- 0,1(0,784-0,759)24643,238=0,0679млн.руб.
     Р_ф^инт=( И₁ Ц И_нов)/ (Ф₂ Ц Ф₁)=(0,1682-0,163)/(0,784-0,759)=0,208
где И_нов - удельные затраты при реализации нововведения в ценах базового года.
Прирост экономического эффекта за счет экстенсивного развития производства:
DЭФ_экс=Т₁(Э₂ЦЭ₁)- И₁ (Э₂ Ц Э₁ )-Р_фФ₁(Э₂-Э₁) ,
       ЭФ_экс= 0,257(24643,238-24383,8) Ц 0,1682*(24643,238-24383,8)-
-0,1*0,759*(24643,238-24383,8)= 66,603 млн.руб.
     Р_ф^инт= (Т₁-И₁)/Ф₁=(0,257-0,1682)/0,759=0,117
Дополнительная прибыль, получаемая за счет рыночных факторов определяется
     ЭФ_рын = [(Т₂ Ц Т₁) - (И₂ - И_нов)]Э₂.
     DЭФ_рын =(263,43Ц257)/1000*24643,238-(0,1687-0,1670)*24643,238=158,429млн.руб.
Дополнительная прибыль за счет внутренних факторов, т.е. отражающая научно-
техническое развитие, определяется по формуле
       ЭФ_нтр=ЭФ_внутр=Т₁(Э₂ Ц Э₁)-(И_новЭ₂ -И₁Э₁)-Р_ф( Ф₂Э₂-Ф₁Э₁) =ЭФ_инт+ЭФ_экст
     DЭФ_нтр=0,26* (24643,238-24383,8)+(0,1682*24383,8 Ц0,163*24643,238)
           + 0,1* (0,76*24383,8-0,784*24643,238) = 66,671 млн.руб.           
Р_ф= (Т₁(Э₂ Ц Э₁) - (И_нов
Э₂ -И₁Э₁))/( Ф₂Э₂-Ф₁Э₁)= (0,26*
(24643,238-24383,8)+(0,1682*24383,8 Ц0,163*24643,238))/
                   (0,784*24643,238-0,76*24383,8)= =0,193                   
Анализ данной формулы показывает, что общий эффект научно-технического
развития производства складывается из двух основных источников. Первый - рост
реализации, второй - снижение издержек. В принципе возможны такие ситуации,
когда происходит рост объема производства и нет экономии на издержках. Или
наоборот, объемы производства равны и есть экономия издержек производства. Но
возможны и такие ситуации, когда прирост эффекта от научно-технического
развития складывается как алгебраическая сумма эффектов из указанных двух
источников.
Важное значение имеет определение доли интенсификации в процессе развития
производства. Речь идет об опредении той части в общем объеме прироста
прибыли, которая получается не увеличением объема производства, что
равнозначно экстенсивному его развитию, а снижением суммарных затрат на
единицу производимой продукции:
dЭ^инт=ЭФ_инт/ЭФ_нтр
                  dЭ_инт=0,0679/66,671 = 0,001                  
Нетрудно рассчитать также долю прибыли в общем ее объеме, которая формируется
за счет экстенсивных факторов
dЭ^эк= ЭФ_эк/ЭФ_нтр
                 dЭ_экст= 66,603/66,671 = 0,999                 
Расчет доли прибыли за счет интенсификации и за счет экстенсивных факторов
роста имеет исключительное значение в управлении научно-техническим развитием
производства в энергосистемах, отрасли в целом. Речь идет о выявлении
тенденций развития электроэнергетического производства. Значение данной
проблемы особо возрастает в условиях формирования рынка, когда увеличение
прибыли приобретает важное значение для самостоятельных предприятий
(организаций). С точки зрения экономики в целом небезразлично, за счет каких
факторов происходит рост объема прибыли (интенсивных или экстенсивных).
Увеличение прибыли возможно путем привлечения дополнительных материальных,
финансовых, трудовых ресурсов, когда нет снижения суммарных затрат на единицу
производимой продукции, т.е. развитие производства идет экстенсивно. Но и
таким способом предприятия могут получить дополнительную прибыль, что должно
быть принято во внимание в процессе оценки эффективности управления
производством, т.к. это позволяет без интенсификации производства получить
дополнительный прирост прибыли. Такая временная выгода может обернуться для
предприятий снижением научно-технического уровня производства.
Для интересов макроэкономики особое значение имеет интенсивный путь развития
производства, экономия материальных, трудовых, финансовых ресурсов на единицу
производимой продукции, внедрение энергосберегающих технологий, снижение доли
ручного труда, материалоемкости, трудоемкости продукции. Поскольку общая
величина прибыли складывается из трех факторов:
DП= ЭФ_инт + ЭФ_экс + ЭФ_рын = ЭФ_внутр + ЭФ_рын,
                 DП =0,0679+66,603+158,429=225,1 млн.руб.                 
то можно определить долю каждого из факторов в общем изменении прибыли:
d_инт = ЭФ_инт/DП;   d_эк = ЭФ_эк / DП;    d_рын =ЭФ_рын / DП.
     d_инт =0,0679/225,1=0,0003; d_экст=66,603/225,1=0,2959; d_рын=158,429/225,1 =0,7038
Все это должно найти отражение в хозяйственном механизме управления отраслью.
Графическое представление полученных результатов приведено на следующей
диаграмме:
     
                                 РАЗДЕЛ 7.                                 
     Оценка экономической эффективности инновационного процесса. 
В седьмом разделе курсового проекта необходимо рассчитать критерии
эффективности выбранного нововведения и выполнить анализ чувствительности
этих критериев. Последовательность проведения расчетов и их особенности
проиллюстрированы на численном примере по шагам.
     Шаг 1. Определить чистый дисконтированный доход (ЧДД) 
Для определения ЧДД необходимо задать процент дисконтирования r, используя
формулу:
r = банковская ставка + уровень инфляции + уровень риска проекта
Принятые в расчете исходные данные: банковская ставка 10% годовых; уровень
инфляции: 2% в год; премия за риск: 8% :
r = (10%+2%+8%)/100% = 0,2
Расчет чистого дисконтированного дохода приведен в следующей таблице:
     t Выручка Э_t*Т Суммарные   издержки И_t Кап. Затраты К_t (1+0,2)^-t Дисконтир.   Притоки П_t Дисконтир. Оттоки   О_t R_t*(1+0,2)^-t ЧДД 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 
0 6,267 4,101 7,400 1,000 6,267 11,501 -5,234 -5,234 
1 6,492 3,920 - 0,833 5,410 3,267 2,143 -3,092 
2 6,647 4,035 - 0,694 4,616 2,802 1,814 -1,278 
3 6,807 4,152 - 0,579 3,939 2,403 1,536 0,259 
4 6,970 4,273 - 0,482 3,361 2,061 1,300 1,559 
5 7,137 4,398 - 0,402 2,868 1,767 1,101 2,660 
Сумма - - 7,400 - 26,461 23,801 2,660 2,660 
Таким образом, ЧДД при расчете на горизонте T=6 годам равно 2660*10⁶ 
руб., т.е. больше нуля. На диаграмме показано изменение ЧДД по годам реализации
проекта.
     
           Шаг 2. Определить внутреннюю норму доходности (ВНД)           
Для определения ВНД необходимо выяснить, при какой величине коэффициента
дисконтирования проект на заданном горизонте расчета будет безубыточен. Если
она будет ниже уровня точки безубыточности, то проект неэфективен. Точка ВНД
находится на пересечении графика изменения ЧДД_т  с осью абсцисс,
т.е. когда ЧДД_т= 0.
С этой целью необходимо провести последовательность расчетов величины ЧДД при
изменении коэффициента дисконтирования r с заданным шагом. Так, в
рассматриваемом примере величина r изменялась от 0,2 до получения ЧДД_т 
< 0 с шагом приблизительно 0,05 (5%). Результаты расчёта приведены в
нижеприведенных таблицах и на рисунке.
     t Выручка Э_t*Т Суммарные   издержки И_t Кап. Затраты К_t (1+0,3)^-t Дисконтир.   Притоки П_t Дисконтир. Оттоки   О_t R_t*(1+0,3)^-t ЧДД 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 
0 6,267 4,101 7,400 1,000 6,267 11,501 -5,234 -5,234 
1 6,492 3,920 - 0,769 4,994 3,016 1,978 -3,257 
2 6,647 4,035 - 0,592 3,933 2,387 1,546 -1,711 
3 6,807 4,152 - 0,455 3,098 1,890 1,208 -0,503 
4 6,970 4,273 - 0,350 2,440 1,496 0,944 0,442 
5 7,137 4,398 - 0,269 1,922 1,184 0,738 1,179 
Сумма - - 7,400 - 22,654 21,475 1,179 1,179 
t Выручка Э_t*Т Суммарные   издержки И_t Кап. Затраты К_t (1+0,4)^-t Дисконтир.   Притоки П_t Дисконтир. Оттоки   О_t R_t*(1+0,4)^-t ЧДД 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 
0 6,267 4,101 7,400 1,000 6,267 11,501 -5,234 -5,234 
1 6,492 3,920 - 0,714 4,637 2,800 1,837 -3,398 
2 6,647 4,035 - 0,510 3,391 2,059 1,333 -2,065 
3 6,807 4,152 - 0,364 2,481 1,513 0,967 -1,098 
4 6,970 4,273 - 0,260 1,814 1,112 0,702 -0,396 
5 7,137 4,398 - 0,186 1,327 0,818 0,509 0,114 
Сумма - - 7,400 - 19,917 19,803 0,114 0,114 
t Выручка Э_t*Т Суммарные издержки   И_t Кап. Затраты К_t (1+0,5)^-t Дисконтир.   Притоки П_t Дисконтир. Оттоки   О_t R_t*(1+0,2)^-t ЧДД 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 
0 6,267 4,101 7,400 1,000 6,267 11,501 -5,234 -5,234 
1 6,492 3,920 - 0,667 4,328 2,614 1,714 -3,520 
2 6,647 4,035 - 0,444 2,954 1,793 1,161 -2,359 
3 6,807 4,152 - 0,296 2,017 1,230 0,786 -1,573 
4 6,970 4,273 - 0,198 1,377 0,844 0,533 -1,040 
5 7,137 4,398 - 0,132 0,940 0,579 0,361 -0,679 
Сумма - - 7,400 - 17,882 18,561 -0,679 -0,679 
     
Из графика следует, что при ВНД около 41,5% будет получена величина ЧДД
равная нулю. Таким образом, ВНД существенно превышает величину коэффициента
дисконтирования, принятую в проекте (20%). Вследствие этого можно считать
данный проект безубыточным.
    Шаг 3. Определение срока окупаемости и индекса доходности проекта     
       Срок окупаемости проекта ( Ток ) определяется по следующей формуле:       
Ток = t - ЧДД / (ЧДД_t₊₁- ЧДД_t),
где: t - последний год, когда ЧДД_t < 0, при этом ЧДД_t₊₁ > 0.
     Т_ок =3 - (-737,85*10⁶ руб ) / (1256,43*10⁶ руб-737,85*10⁶руб ) =3,37 года
Индекс доходности (ИД) проекта определяется по формуле:
           ИД=дисконтированный доход/дисконтированные расходы =           
     =26461*10⁶ руб/23801*10⁶ руб  =1,112*10⁶ руб
Поскольку ИД >1, то и по этому показателю проект также можно принять к
реализации.
          Шаг 4. Оценка чувствительности и устойчивости проекта          
Под чувствительностью проекта понимаются минимальные значения его показателей,
при которых сохраняется эффективность проекта, а под устойчивостью - сохранение
показателей эффективности проекта в различных ситуациях. Проект будем считать
устойчивым, если при отклонении показателей проекта (капитальные вложения,
объем продаж, текущие затраты и макроэкономические факторы) на 10% в худшую
сторону, сохраняется условие ЧДД > 0.
                                                                       Таблица 5
             Изменение ЧДД при уменьшении объема реализации энергии             
     Показатели Уменьшение   реализации энергии
0% 2% 10% 15%
Объем реализации 26,461 25,932 23,815 23,339
Текущие издержки 16,401 16,401 16,401 16,401
Кап. Затраты 7,400 7,400 7,400 7,400
ЧДД 2,660 2,131 0,014 -0,463
     
Из анализа приведенных выше данных следует, что даже при уменьшении объема
продаж на 10% ЧДД >0. Проект можно считать устойчивым к показателю объема
продаж, так как при уменьшении объема продаж на 10 % ЧДД = 14 млн руб.
Оценим теперь допустимое увеличение величины капитальных затрат. Результаты
расчёта изменения ЧДД при увеличении величины капитальных затрат представлены
на рис.
     Показатели Увеличение   величины кап. затрат
0% 10% 20% 30% 40%
Объем реализации 26,461 26,461 26,461 26,461 26,461
Текущие издержки 16,401 16,401 16,401 16,401 16,401
Кап. Затраты 7,400 8,140 8,880 9,620 10,360
ЧДД 2,660 1,920 1,180 0,440 -0,300
Из полученных данных следует, что допустимое увеличение капитальных затрат
должно быть не более, чем на 35,95% ( при этом ЧДД = 0). По этому показателю
проект можно считать устойчивым к изменению капитальных затрат, поскольку при
увеличении их на 10%  -  ЧДД = 1880*10⁶ руб.
     
Аналогично можно оценить устойчивость проекта к изменению текущих затрат.
Результаты расчетов приведены на рис.
     Показатели Увеличение   величины текущих затрат
0% 5% 10% 15% 20%
Объем реализации 26,461 26,461 26,461 26,461 26,461
Текущие издержки 16,401 17,221 18,041 18,861 19,681
Кап. Затраты 7,400 7,400 7,400 7,400 7,400
ЧДД 2,660 1,840 1,020 0,200 -0,620
     
Из полученных данных следует, что увеличение текущих затрат должно быть не
более, чем на 16,22% ЧДД  
0. Проект можно считать устойчивым к изменению текущих затрат, так как при
увеличении их на 10% ЧДД =1020 млн руб.
Оценка чувствительности и устойчивости к изменению внешних факторов состоит в
исследовании возможностей изменения значений банковской ставки и премии за
риск. Это исследование проводится аналогично проведенным выше расчетам.
     Показатели Увеличение   банковской ставки
10% 20% 30% 40%
Объем реализации 26,461 22,654 19,917 17,882
Текущие издержки 16,401 14,075 12,403 11,161
Кап. Затраты 7,400 7,400 7,400 7,400
ЧДД 2,660 1,179 0,114 -0,679
     
Из полученных данных следует, что банковская ставка должна быть не более чем
31,5% (ЧДД = 0). Проект можно считать устойчивым к изменению банковской
ставки, так как при банковской ставке =20% ЧДД =1179 млн. руб.
     Показатели Увеличение премии   за риск
8% 10% 20% 30%
Объем реализации 26,461 22,036 19,462 17,538
Текущие издержки 16,401 13,697 12,126 10,952
Кап. Затраты 7,400 7,400 7,400 7,400
ЧДД 2,660 0,939 -0,063 -0,813
     
Из полученных данных следует, что премия за риск должна быть не более чем
19,55% (ЧДД = 0). Проект можно считать устойчивым к изменению премии за риск,
так как при премии за риск= 10% ЧДД =939 млн. руб.
     Показатели Уменьшение тарифа
0% 10% 20% 30%
Объем реализации 26,461 23,815 21,169 18,523
Текущие издержки 16,401 16,401 16,401 16,401
Кап. Затраты 7,400 7,400 7,400 7,400
ЧДД 2,660 0,014 -2,632 -5,278
     
Из полученных данных следует, что уменьшение тарифа не должно быть более чем
10,05% (ЧДД = 0). Проект можно считать устойчивым к изменению тарифа, так как
при тарифе =10% ЧДД =14 млн. руб.
     Показатели Увеличение цены   топлива
0% 10% 20% 30% 40%
Объем реализации 26,461 26,461 26,461 26,461 26,461
Текущие издержки 16,401 17,225 18,049 18,873 19,697
Кап. Затраты 7,400 7,400 7,400 7,400 7,400
ЧДД 2,660 1,836 1,012 0,188 -0,636
     
Из полученных данных следует, что цена топлива должна быть увеличена не более
чем на 32,45% (ЧДД = 0). Проект можно считать устойчивым к изменению цены на
топливо, так как при увеличении цены на топливо на 10% ЧДД =1836 млн. руб.
По результатам проведенной в этом разделе экспертизы проекта составлена
сводная таблица полученных данных по чувствительности и устойчивости проекта:
     Показатели Базовое значение Чувствительность   (предельное изменение), % 10%-я устойчивость (устойчив или неустойчив проект)
Объем реализации,   млрд.руб/год 26,461 10,05 Устойчив
Капитальные затраты,   млрд.руб. 7,400 35,95 Устойчив
Текущие затраты,   млрд.руб/год 16,401 16,22 Устойчив
Банковская ставка в   месяц, % 10 31,5 Устойчив
Риск, % 8 19,55 Устойчив
Тариф, руб/кВт 10,05 Устойчив
Цена на топливо, руб/кг 32,45 Устойчив
                              ВЫВОД.                              
Во введении я обосновываю актуальность проблемы инновационной деятельности в
современных условиях. Рассматриваю вопросы, связанные с экономической
политикой, проводимой в стране. Следует отметить важность проблемы повышения
эффективности инновационной политики в нашей стране.
В первом разделе "Современное состояние производственного аппарата и значение
инновационной политики в современных условиях " я рассматриваю насколько
остро стоит вопрос технического перевооружения, повышения темпов ввода
мощностей в отрасли. Подчеркиваю возможность и необходимость привлечения
иностранных инвестиций для развития электроэнергетического производства. Я
обосновываю значение повышения эффективности научно-технического развития
производства, необходимость интенсификации научной деятельности, повышения
эффективности производства за счет нововведений как в производственной, так и
в социально-экономической системах управления.
Суть третьего раздела у меня сводится к поиску и описанию нововведений,
которые  могут быть использованы для получения дополнительной прибыли на
рассматриваемом энергетическом предприятии.
В четвертом разделе я рассчитываю прирост чистой дисконтированной прибыли за
анализируемый период.
В четвертом разделе мы проводим экспертизу научно-технического развития
производства в энергосистеме по комплексу критериев - экономическому,
экологическому, социальному. Подбирая группу экспертов из числа студентов
своей группы (5-7 человек), проводим оценку компетентности экспертов по
решению вопроса социальной и экологической  ценности альтернативных
нововведений.  Для  этого проводится  оценка компетентности экспертов силами
самих экспертов, включая самооценку. Далее мы проводим оценку нововведений по
социальному, экологическому и экономическому критерию. Оценка может
проводиться в баллах, путем ранжирования нововведений или методом парных
предпочтений. В нашей работе  мы будем принимать метод парных предпочтений.
Из этого раздела видно, что наибольшим предпочтением у экспертов при оценке
по социальному критерию получило второе нововведение.
В пятом разделе   проводится факторный анализ прироста прибыли, полученной за
счет научно-технического развития производства.
В шестом разделе курсового проекта определяются отдельные структурные
элементы прироста прибыли за счет экстенсивных, интенсивных факторов, а также
прироста прибыли за счет конъюнктуры рынка. В нашей работе рыночный фактор
имеет максимальное значение.
В седьмом разделе курсового проекта я рассчитываю критерии эффективности
выбранного нововведения и выполняю анализ чувствительности этих критериев. Из
него видно, что данный проект нововведения является устойчивым по всем
критериям оценки. В связи с этим, его проведение является целесообразным.
                            ЛИТЕРАТУРА.                            
                                                                          
1.     Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине
"Инновационный менеджмент" /Сост.: А.А.Зарнадзе, И.Ю.Новоселова. ГУУ, 2000 г.
2.     Инновационный менеджмент. Справочное пособие/ под ред. П.Н.Завлина,
А.К.Казанцева, Л.Э.Миндели.- С.-Петербург, 1997.
3.     Ольховский Г.Г., Тумановский А.Г. Перспективы совершенствования
тепловых электростанций // Электрические станции, № 1 2000 г.
4.     Юнь О., Борисов В. Инновационная деятельность в промышленности //
Экономист, № 9 1999 г.
5.     Дагаев А. Рычаги инновационного роста // Проблемы теории и практики
управления, № 5 2000 г.
6.     лЭлектрические станции №5 2000 г.
7.     лЭнергия №8 2000 г.
8.     лЭлектрические станции №1 2000 г.
9.     http:\www.rao-ees.ru
10. http:\www.elektra.ru
Показатель	Обозначение, ед. изм-я	Номер проекта	Годы
Показатель	Обозначение, ед. изм-я	Номер проекта	0	1	2	3	4	5
Цена топлива	Ц_т, руб/кгут	1	0,26	0,27	0,28	0,28	0,257	0,30
		2	0,26	0,27	0,28	0,28	0,257	0,30
		3	0,26	0,27	0,28	0,28	0,257	0,30
Удельная з/п	з, руб/кВт	1	26,00	23,00	23,69	24,40	25,13	25,89
		2	26,00	22,00	22,66	23,34	24,04	24,76
		3	26,00	26,00	26,78	27,58	28,41	29,26
Тариф	коп/кВтч	1	257,00	263,43	270,01	276,76	283,68	290,77
		2	257,00	263,43	270,01	276,76	283,68	290,77
		3	257,00	263,43	270,01	276,76	283,68	290,77
Удельная стоимость фондов	ф, руб/кВт	1	3920,00	4058,20	4179,95	4305,34	4434,50	4567,54
		2	3920,00	4089,10	4211,77	4338,13	4468,27	4602,32
		3	3920,00	4068,50	4190,56	4316,27	4445,76	4579,13
Установленная мощность	N_у, 10³ кВт	1	4500	4500	4500	4500	4500	4500
		2	4500	4500	4500	4500	4500	4500
		3	4500	4500	4500	4500	4500	4500
Число час.использ.уст.мощность	Н_у, час/год	1	6300	6300	6294	6287	6281	6275
		2	6300	6300	6294	6287	6281	6275
		3	6300	6300	6294	6287	6281	6275
Коэф.с.н.	К_сн, %	1	6,0	5,7	5,7	5,7	5,7	5,7
		2	6,0	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0
		3	6,0	5,6	5,6	5,6	5,6	5,6
Коэф.потерь в сетях	К_пот, %	1	8,5	8,5	8,5	8,5	8,5	8,5
		2	8,5	8,5	8,5	8,5	8,5	8,5
		3	8,5	8,5	8,5	8,5	8,5	8,5
Удельный расход топтлива	в, кг/кВтч	1	0,32	0,32	0,32	0,32	0,32	0,32
		2	0,32	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30
		3	0,32	0,32	0,32	0,32	0,32	0,32
Полезный отпуск	Э_пол, *10⁶кВтч	1	24383,8	24461,7	24437,2	24412,8	24388,3	24364,0
		2	24383,8	24643,2	24618,6	24594,0	24569,4	24544,8
		3	24383,8	24487,6	24463,1	24438,6	24414,2	24389,8
Объем реализации	А, *10⁶ руб	1	6266,6	6443,8	6598,3	6756,5	6918,5	7084,4
		2	6266,6	6491,6	6647,3	6806,7	6969,8	7136,9
		3	6266,6	6450,6	6605,3	6763,7	6925,8	7091,9
Затраты на топливо	И_топ, *10⁶ руб/год	1	2028,74	2063,51	2123,29	2184,80	2248,10	2313,22
		2	2028,74	1979,84	2037,19	2096,21	2156,94	2219,42
		3	2028,74	2032,91	2091,80	2152,40	2214,76	2278,92
Затраты на ОТ+соц.отчисления	И_от, *10⁶ руб/год	1	859,68	762,91	785,01	807,75	831,15	855,23
		2	859,68	735,16	756,45	778,37	800,92	824,12
		3	859,68	863,33	888,35	914,08	940,56	967,81
Норма амортизации	Р_ам, %	1	3	3	3	3	3	3
		2	3	3	3	3	3	3
		3	3	3	3	3	3	3
Затраты на амортизацию	И_ам, *10⁶ руб/год	1	529,20	547,86	564,29	581,22	598,66	616,62
		2	529,20	552,03	568,59	585,65	603,22	621,31
		3	529,20	549,25	565,72	582,70	600,18	618,18
Затраты прочие	И_проч, *10⁶ руб/год	1	683,52	674,86	694,52	714,76	735,58	757,02
		2	683,52	653,40	672,45	692,05	712,21	732,97
		3	683,52	689,10	709,18	729,84	751,10	772,98
Суммарные затраты	И, *10⁶ руб/год	1	4101,13	4049,13	4167,12	4288,53	4413,49	4542,09
		2	4101,13	3920,43	4034,69	4152,27	4273,29	4397,83
		3	4101,13	4134,59	4255,05	4379,02	4506,60	4637,90
с/с		1	0,1682	0,1655
		2	0,1682	0,1591
		3	0,1682	0,1688
Показатель	Обозначение, ед. изм-я	Номер проекта	Годы
Показатель	Обозначение, ед. изм-я	Номер проекта	0	1	2	3	4	5
Объем реализаци	Т_t Э_t , 10⁶ руб.	1	6266,65	6443,81	6598,30	6756,50	6918,48	7084,35
		2	6266,65	6491,64	6647,28	6806,65	6969,84	7136,94
		3	6266,65	6450,64	6605,30	6763,66	6925,82	7091,87
Текущие затраты	И, 10⁶ руб	1	4101,13	4049,13	4167,12	4288,53	4413,49	4542,09
		2	4101,13	3920,43	4034,69	4152,27	4273,29	4397,83
		3	4101,13	4134,59	4255,05	4379,02	4506,60	4637,90
Капитальные затраны	К, 10⁶ руб	1	7000,00
		2	7400,00
		3	7200,00
Денежный поток	Rt=Пт-От, 10⁶ руб	1	-4834,49	2394,68	2431,19	2467,96	2504,99	2542,26
		2	-5234,49	2571,22	2612,60	2654,38	2696,55	2739,11
		3	-5034,49	2316,05	2350,25	2384,64	2419,22	2453,97
Коэф.дисконтирования	r	1	1,00	0,91	0,83	0,75	0,68	0,62
		2	1,00	0,91	0,83	0,75	0,68	0,62
		3	1,00	0,91	0,83	0,75	0,68	0,62
Дисконтированный ден.поток	Rt*(1-р)^-t	1	-4834,49	2176,98	2009,25	1854,22	1710,94	1578,55
		2	-5234,49	2337,47	2159,17	1994,27	1841,78	1700,77
		3	-5034,49	2105,50	1942,35	1791,62	1652,36	1523,72
ЧДП	10⁶ руб	1	4495,44
		2	4798,98
		3	3981,07
å Rt*(1-р)^-t ^,10⁶ руб		1	-4834,49	-2657,51	-648,26	1205,95	2916,90	4495,44
		2	-5234,49	-2897,02	-737,85	1256,43	3098,21	4798,98
		3	-5034,49	-2928,99	-986,63	804,99	2457,35	3981,07

					Т_ок¹=	3,350
					Т_ок²=	3,370
					Т_ок³=	3,551
Оценка компетентности группы экспертов



Эксперт	Э1	Э2	Э3	Э4	Э5	Ai	A
Э1	8	8	9	4	7	7,2	0,209
Э2	5	4	5	7	5	5,2	0,151
Э3	7	6	8	8	9	7,6	0,221
Э4	9	7	7	6	8	7,4	0,215
Э5	7	8	6	9	5	7	0,203
						34,4
	Н1	Н2	Н3		Н1	Н2	Н3
Н1	1	0	1	Н1	1	1	1
Н2	1	1	1	Н2	0	1	1
Н3	0	0	1	Н3	0	0	1


	Н1	Н2	Н3		Н1	Н2	Н3
Н1	1	0	0	Н1	1	0	0
Н2	1	1	1	Н2	1	1	0
Н3	1	0	1	Н3	1	1	1


	Н1	Н2	Н3
Н1	1	0	0
Н2	1	1	0
Н3	1	1	1
	Н1	Н2	Н3		Н1	Н2	Н3
Н1	0,209	0,000	0,209	Н1	0,151	0,151	0,151
Н2	0,209	0,209	0,209	Н2	0,000	0,151	0,151
Н3	0,000	0,000	0,209	Н3	0,000	0,000	0,151


	Н1	Н2	Н3		Н1	Н2	Н3
Н1	0,221	0,000	0,000	Н1	0,215	0,000	0,000
Н2	0,221	0,221	0,221	Н2	0,215	0,215	0,000
Н3	0,221	0,000	0,221	Н3	0,215	0,215	0,215


	Н1	Н2	Н3
Н1	0,203	0,000	0,000
Н2	0,203	0,203	0,000
Н3	0,203	0,203	0,203
	Н1	Н2	Н3
Н1	1,000	0,151	0,360
Н2	0,849	1,000	0,581
Н3	0,640	0,419	1,000
	Н1	Н2	Н3	Баллы	Ранги
Н1	1	0	0	1	3
Н2	1	1	1	3	1
Н3	1	0	1	2	2
			Н1		Н2		Н3				Н1		Н2		Н3
Н1			1		0		0		Н1		1		0		1
Н2			1		1		1		Н2		0		1		0
Н3			1		0		1		Н3		1		1		1


			Н1		Н2		Н3				Н1		Н2		Н3
Н1			1		0		0		Н1		1		0		1
Н2			1		1		0		Н2		1		1		1
Н3			1		0		1		Н3		0		0		1


			Н1		Н2		Н3
Н1			1		1		0
Н2			0		1		1
Н3			1		0		1
Оценка нововведений по социальному критерию с учетом компетентности экспертов.
		Н1		Н2		Н3				Н1		Н2		Н3
	Н1	0,209		0,000		0,000		Н1		0,151		0,000		0,151
	Н2	0,209		0,209		0,209		Н2		0,000		0,151		0,000
	Н3	0,209		0,000		0,209		Н3		0,151		0,151		0,151


		Н1		Н2		Н3				Н1		Н2		Н3
	Н1	0,221		0,000		0,000		Н1		0,215		0,000		0,215
	Н2	0,221		0,221		0,000		Н2		0,215		0,215		0,215
	Н3	0,221		0,000		0,221		Н3		0,000		0,000		0,215


		Н1		Н2		Н3
	Н1	0,203		0,203		0,000
	Н2	0,000		0,203		0,203
	Н3	0,203		0,000		0,203
	Н1	Н2	Н3
Н1	1,000	0,203	0,366
Н2	0,645	1,000	0,628
Н3	0,785	0,151	1,000

Результирующая матрица
	Н1	Н2	Н3	Баллы	Ранги
Н1	1	0	0	1	3
Н2	1	1	1	3	1
Н3	1	0	1	2	2
ЧДП	Н1	Н2	Н3	Баллы	Ранги
	4495,44	4798,98	3981,07
	Н1	Н2	Н3
Н1	1	0	0	1	3
Н2	1	1	1	3	1
Н3	0	1	1	2	2

Суммарная матрица
	Н1	Н2	Н3
Н1	3	0	0
Н2	3	3	3
Н3	2	1	3

Результирующая матрица
	Н1	Н2	Н3	Баллы	Ранги
Н1	1	0	0	1	3
Н2	1	1	1	3	1
Н3	1	0	1	2	2
	Н1	Н2	Н3		Н1	Н2	Н3
Н1	1	0	1	Н1	1	1	1
Н2	1	1	1	Н2	0	1	1
Н3	0	0	1	Н3	0	0	1


	Н1	Н2	Н3		Н1	Н2	Н3
Н1	1	0	0	Н1	1	0	0
Н2	1	1	1	Н2	1	1	0
Н3	1	0	1	Н3	1	1	1


	Н1	Н2	Н3
Н1	1	0	0
Н2	1	1	0
Н3	1	1	1
№ п/п	Показатели	Усл. обозначения и ед. изм-я	Годы
№ п/п	Показатели	Усл. обозначения и ед. изм-я	1	2
1	Установленная мощность	N_у, 10³кВт	4500,00	4500,00
2	Число часов использования установленной мощности	Н_у, час/год	6300,00	6300,00
2	Число часов использования установленной мощности	Н_у, час/год	6300,00	6300,00
3	Коэффициент расхода э/э на собственные нужды	К_сн, %	6,00	5,00
3	Коэффициент расхода э/э на собственные нужды	К_сн, %	6,00	5,00
4	Коэффициент потерь в сетях	К_пот, %	8,50	8,50
5	Удельный расход топлива	в, кг/кВтч	0,32	0,30
6	Цена топлива	Ц_т, руб/кгут	0,26	0,27
7	Удельная заработная плата	з, руб/кВт	26,00	22,00
8	Тариф на электроэнергию	коп/кВтч	257,00	263,43
9	Удельная стоимость фондов	ф, руб/кВт	3920,00	4089,10
10	Средняя норма рентабельности производственных фондов	Р_ф, %	10,00	10,00
10	Средняя норма рентабельности производственных фондов	Р_ф, %	10,00	10,00
Объем реализации энергии в год t в натуральном выражении:				Э_t=N_у h (1 - К_сн)(1-К_пот)
Объем реализации энергии в год t в стоимостном выражении:				Ц_т= Э_t Т_э
Издержки на производство энергии в году t:				И₁ = Эt Иt
Удельные издержки на производство энергии в году t:				И_t = b_tС_t + 3_t
Удельные издержки на производство энергии при реализации нововведения в году t+1 в ценах t года:				И_нов= b_t₊₁C_t+З_t
Стоимость основных и оборотных фондов в году t:				Ф_t=Ф^осн_t+Ф^об_t
	Показатели	Усл. обозначения и ед. изм-я	Годы
	Показатели	Усл. обозначения и ед. изм-я	1		2
	Эt	106 кВтч	24383,835		24643,2375
	ВР	10*6 руб\год	6266,6456		6491,644838
	И't	руб\годкВтч	0,1681907		0,159087373
	И'нов	руб\годкВтч	0,1629907		-
	Иt	10*6 руб\год	4101,1339		3920,427914
	Фt=Фоснt+Фобt	10*6 руб\год	18522		19320,9975
	Ф'	руб\годкВтч	0,7596016		0,784028377

	dЭФнтр	10*6 руб\год	66,6710585
	dЭФинт	10*6 руб\год	0,06794934
	Кинт		1,16103E-05
	dЭФэкст	10*6 руб\год	66,60310916
	Кэкст		0,01138023
	dЭинт		0,001019173
	dЭэкст		0,998980827
	dЭФрын	10*6 руб\год	158,4289911
	dЭФнтр	10*6 руб\год	66,6710585
	dП	10*6 руб\год	225,1000496
	dинт		0,000301863
	dэкст		0,29588225
	dрын		0,703815887
	dсум		1
Показатель	Э₁	Э₂	И₁	И₂	И_нов	Ф₁	Ф₂
Размерность	млн.кВтч		руб/кВтч			млн.руб
Значение	24383,8	24643,2	0,16819	0,15909	0,16299	18533	19321
t	*Выручка Э_tТ**	Суммарные издержки И_t	Кап. Затраты К_t	(1+0,2)^-t	Дисконтир. Притоки П_t	Дисконтир. Оттоки О_t	*R_t(1+0,2)^-t**	ЧДД


1	2	3	4	5	6	7	8	9
0	6,267	4,101	7,400	1,000	6,267	11,501	-5,234	-5,234
1	6,492	3,920	-	0,833	5,410	3,267	2,143	-3,092
2	6,647	4,035	-	0,694	4,616	2,802	1,814	-1,278
3	6,807	4,152	-	0,579	3,939	2,403	1,536	0,259
4	6,970	4,273	-	0,482	3,361	2,061	1,300	1,559
5	7,137	4,398	-	0,402	2,868	1,767	1,101	2,660
Сумма	-	-	7,400	-	26,461	23,801	2,660	2,660
Показатели	Уменьшение реализации энергии
Показатели	0%	2%	10%	15%
Объем реализации	26,461	25,932	23,815	23,339
Текущие издержки	16,401	16,401	16,401	16,401
Кап. Затраты	7,400	7,400	7,400	7,400
ЧДД	2,660	2,131	0,014	-0,463
Показатели	Увеличение величины кап. затрат
Показатели	0%	10%	20%	30%	40%
Объем реализации	26,461	26,461	26,461	26,461	26,461
Текущие издержки	16,401	16,401	16,401	16,401	16,401
Кап. Затраты	7,400	8,140	8,880	9,620	10,360
ЧДД	2,660	1,920	1,180	0,440	-0,300
Показатели	Увеличение величины текущих затрат
Показатели	0%	5%	10%	15%	20%
Объем реализации	26,461	26,461	26,461	26,461	26,461
Текущие издержки	16,401	17,221	18,041	18,861	19,681
Кап. Затраты	7,400	7,400	7,400	7,400	7,400
ЧДД	2,660	1,840	1,020	0,200	-0,620
Показатели	Увеличение банковской ставки
Показатели	10%	20%	30%	40%
Объем реализации	26,461	22,654	19,917	17,882
Текущие издержки	16,401	14,075	12,403	11,161
Кап. Затраты	7,400	7,400	7,400	7,400
ЧДД	2,660	1,179	0,114	-0,679
Показатели	Увеличение премии за риск
Показатели	8%	10%	20%	30%
Объем реализации	26,461	22,036	19,462	17,538
Текущие издержки	16,401	13,697	12,126	10,952
Кап. Затраты	7,400	7,400	7,400	7,400
ЧДД	2,660	0,939	-0,063	-0,813
Blog

Курсовая: Инновационная политика энергопредприятий
