Эффективность инвестиционно-инновационной деятельности предприятия в условиях её государственного стимулирования

• мачтовых 5 шт. 205 кВА;
• комплектных 1744 шт. 214878 кВА.;
• закрытых 2-х трансформаторных 368 шт. 196076 кВА;
• закрытых 1-о трансформаторных 215 шт. 52944 кВА.

в т.ч. сельских, по аналогии - 5 шт. –  205 кВА, 1613 шт. – 196331 кВА, 235 шт. – 123456 кВА, 153 шт. – 37143 кВА.         

       В филиале – 220 единицы транспорта, механизмов и специальных машин.

       Земель торфяных месторождений  – 57,6 га.

   Организационная  структура Жлобинских  ЭС

  В состав филиала входят:

Район электрических сетей (РЭС) – Жлобинского, Рогачевского, Кормянского, Чечерского районов, г. Жлобина.

   Район тепловых сетей (РТС)

Рогачевский район тепловых сетей (РРТС)

   Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ)

Жлобинская  теплоэлектроцентраль (ЖТЭЦ).

    Бухгалтерия

    Службы:

Служба  ПС-35 кВ и выше (СПС) с группами ПС-330 “Жлобин”, ПС-330 “Западная”, Рогачёвская  группа ПС, Чечерская группа ПС;

Служба  релейной защиты и автоматики (СРЗА);

Служба  средств диспетчерского и технического управления (ССДТУ);

Оперативно-диспетчерская  служба (ОДС);

Служба  механизации и транспорта (СМиТ);

Служба  распределительных сетей (СРС);

Служба  надежности и техники безопасности (СНиТБ);

Служба  изоляции, защиты от перенапряжений и  испытаний (СИЗПИ);

Служба  линий 35 кВ и выше (СЛЭП);

       Отделы:

Отдел материально-технического снабжения (ОМТС);

Производственно-технический  отдел (ПТО);

Планово-экономический  отдел (ПЭО);

Отдел кадров (ОК);

       Группы:

Группа  автоматических систем управления (группа АСУ);

Теплотехническая  группа (ТТГ);

Группа  капитального строительства (ГКС).

Лаборатория по автоматизации распределительных  сетей (ЛАРС).

        Цеха:

Производственный  цех ”Белицкое”

Мастерская  по ремонту оборудования (МРО);

Участок по техническому обслуживанию и ремонту  зданий и сооружений;

Столовая. 

     

Республиканское унитарное предприятие «Гомельэнерго» намеревается осуществить строительство  на площадке Жлобинской котельной  трех газопоршневых агрегатов суммарной  электрической мощностью 26 МВт.

Реконструкция Жлобинской котельной находится  в числе приоритетных задач и  является частью «Государственной комплексной  программы модернизации основных производственных фондов Белорусской энергетической системы, энергосбережения и увеличения доли использования в Республике собственных топливно-энергетический ресурсов в 2006-2010 годах», утвержденной Указом Президента Республики Беларусь от 25.08.2005 г. №399.

         Главной целью реконструкции  Жлобинской котельной является  перепрофилирование ее в теплоэлектроцентраль  на базе наиболее экономичных  и экологически чистых технологий, что обеспечит экономию топливно-энергетических  ресурсов.

 Реконструкция   Жлобинской котельной имеет и  социальный эффект, поскольку сохраняет  занятость как работающего в  котельной промышленно-производственного  персонала, так и   сложившихся  коллективов строительных и монтажных  кадров в системе энергетики  Республики Беларусь. Первоначально  была выполнена отдельная работа  «Выбор варианта установки генерирующих мощностей на Жлобинской котельной РУП «Гомельэнерго», в которой  были рассмотрены три варианта приоритетных на сегодняшний день технологий производства электроэнергии: на парогазовой установке (ПГУ) и когенерационных установках с газопоршневыми (ГПД) и газотурбинными агрегатами (ГТД).

  На основании  этой работы, технико-экономический  совет концерна «Белэнерго» решением от 29.05.2008 рекомендовал применение на Жлобинской котельной технологии комбинированного производства электроэнергии и тепла по когенерационному газопоршневому циклу.

    

В тендерных  документах на закупку   когенерационной  газопоршневой электростанции  для  Жлобинской котельной принята суммарная  электрическая мощность устанавливаемых  агрегатов 18-28,6 МВт, тепловая не менее 18 МВт.

    

В связи с  тем, что архитектурный проект разрабатывался до проведения торгов и выбора конкретного  оборудования,  на основании письма Заказчика – РУП «Гомельэнерго» от 13.09.2008  № 18-13Е/4019 в проекте, выполненном РУП «Белнипиэнергопром», в качестве аналога принята к установке на Жлобинской котельной газопоршневая электростанция производства  фирмы Wartsila Gas (Финляндия) в составе трех агрегатов 20V34SG суммарной электрической мощностью 26 МВт.

     

Целью разработки настоящего бизнес-плана инвестиционного  проекта является получение банковского  кредита на его финансирование.

    

РУП «Белнипиэнергопром»  в 2008 году выполнил архитектурный проект «Жлобинская котельная. Установка генерирующих мощностей», в котором обоснованоустановка трех когенерационных газопоршневых агрегатов суммарной электрической мощностью 26 МВт и вспомогательного оборудования.

  Газопоршневые агрегаты и котлы-утилизаторы размещаются в реконструируемой части главного корпуса котельной.

Намеченный проектом основной объем работ включает в  себя также:

• расширение корпуса котельной со стороны временного торца с размещением в пристройке щита управления, электротехнического оборудования, служебных и бытовых помещений;
• реконструкция подстанции «Жлобин-Северная» и схемы выдачи электрической мощности;
• строительство очистных сооружений нефтесодержащих стоков;
• вынос существующего газораспределительного узла (ГРУ) за пределы расположения проектируемого оборудования;
• проведение реконструктивных мероприятий в насосной станции ‌‌II подъема и пр.

    На основании приведенных выше данных и графика получения кредита были определены финансовые расходы, которые входят в суммарный объем инвестиций. Потребность в инвестициях с учетом соответствующих финансовых расходов приведена в

 таблице 2.4

. 

                            Таблица 2.4 - График инвестиций в реконструкцию Жлобинской котельной, млн. дол 

Расчетный период	Всего	2009 г.	2010 г.
Проектирование	0,921	0,645	0,276
Покупка  ГПА	20,698	18,095	2,603
Таможенная  пошлина	0,905	0,905	0
Покупка прочего оборудования	8,461	1,692	6,769
Строительно-монтажные  работы	4,209	0,842	3,367
Прочие  работы и затраты	0,613	0,123	0,491
Всего капитальные затраты  без НДС - стоимость  инвестиционного  проекта	35,837	22,33	13,506
НДС  уплачиваемый при осуществлении	5,838	3,714	2,124
Прирост чистого оборотного капитала	0,893	0	0,171
Итого общие инвестиционные затраты с  НДС	42,568	26,044	15,801
Финансовые  расходы	4,951	0,193	0,903
Суммарная потребность в  инвестициях	47,519	26,237	16,704

 

       Оценка эффективности использования инвестиционных ресурсов базируется на сопоставлении ожидаемой чистой прибыли от реализации проекта с инвестированным в проект капиталом. В основе метода лежит вычисление чистого потока наличности, определяемого как разность между притоком денежных средств от операционной (производственной) и инвестиционной деятельности и их оттоком, а также за минусом издержек финансирования (процентов по долгосрочным кредитам).

       При проведении оценки эффективности проекта реконструкции Жлобинской котельной использовались прогнозы изменения наиболее важных экономических показателей. Учитывалось изменение стоимости используемых видов топлива и соответствующее изменение ценовых показателей по видам отпускаемой продукции. Все расчеты выполнены в долларах США.   Основные результаты оценки эффективности использования инвестиционных ресурсов приведены в

таблице 2.5. 

     Таблица 2.5 - Основные технико-экономические показатели проекта реконструкции Жлобинской котельной 

Показатель	Размерность	Значение
Установленная электрическая мощность	МВт	26,1
Годовой расход топлива	тыс. т у.т.	29,8
Стоимость реконструкции - стоимость инвестиционного  проекта	млн. дол.	35,84
Стоимость вновь введенных основных производственных фондов всего, в т.ч.	млн. дол.	-
Суммарная потребность в инвестициях	млн. дол.	47,519
Выработка электроэнергии	млн. кВт×ч	194,3
Отпуск  электроэнергии	млн. кВт×ч	186,5
Снижение  объема закупки электроэнергии в  энергосистеме	млн. кВт×ч	186,5
Численность персонала	чел.	20
Себестоимость  производимой продукции	млн. дол.	9,15
Изменение отчислений в инновационный фонд	млн. дол.	-0,093
Годовая прибыль	млн. дол.	0,92
Налоги	млн. дол.	0,58
Расходы из прибыли	млн. дол.	0,03
Расходы из прибыли	млн. дол.	0,03
Чистый  дисконтированный доход	млн. дол.	0,85
Внутренняя  норма рентабельности	%	9,8
Простой срок окупаемости  проекта	лет	11,2

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

Рисунок 2.1 - Годовые денежные потоки и динамика ЧДД по проекту  

     Из данных, приведенных на рисунке

8.1 видно, что   срок возврата капитала (динамический  срок окупаемости проекта) составляет 19,0 лет с момента начала его  реализации.

      Проведенный анализ чувствительности показателей эффективности проекта к изменению наиболее значимых показателей показал, что проект обладает достаточной степенью устойчивости.

       Реализация проекта требует привлечения значительного количества иностранной валюты, главным образом, на закупку оборудования которое не производится в Республике Беларусь. В тоже время, рассматриваемый проект является валютоокупаемым. Валютоокупаемость достигается за счет снижения затрат на покупку природного газа, которая осуществляется за валютные средства в РФ. График валютоокупаемости приведен на рисунке2.1.

                   Рисунок 2.1- Динамика валютоокупаемости проекта

Таким образом проект должен окупиться  в период  2016 – 2017 годов,

а срок валютоокупаемости наступит в период 2012-2013 годов. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

3.НАПРАВЛЕНИЯ ИННОВАЦИОННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

  

       Электроэнергетика Беларуси — это объединенная энергетическая система, которая представляет собой постоянно развивающийся высокоавтоматизированный комплекс, объединенный общим режимом работы и единым централизованным диспетчерским управлением. Отрасль надежно и бесперебойно осуществляет выработку, передачу и распределение электрической и тепловой энергии.

     Особое внимание стоит уделяет активизации внедрения нетрадиционных источников энергии.

     

Под нетрадиционными (альтернативными или возобновляемыми) топливно-энергетическими ресурсами (ТЭР) понимают энергетические ресурсы  рек, водохранилищ и промышленных водостоков, энергию ветра, солнца, биомассы, сточных  вод и твердых бытовых отходов. Энергообъекты, использующие альтернативные ТЭР для получения тепловой, механической и электрической энергии, называют альтернативными источниками энергии.