Приложение к Решению от 29.02.2008 г № 1-37/398 Программа
Комплексная программа производственного и инвестиционного развития муниципального унитарного предприятия электрические сети городского округа город салават республики башкортостан на 2009 — 2012 гг. 2008 1. резюме
В соответствии с Федеральным законом от 10.03.1995 N 41-ФЗ "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации", Федеральным законом от 21.02.2003 N 35-ФЗ "Об электроэнергетике", Федеральным законом от 30.12.2004 N 210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса", а также Постановлением Правительства РФ от 26.02.2004 N 109 "О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации", Методическими указаниями по расчету тарифов на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденными Приказом ФСТ РФ от 06.08.2004 N 20-э/2, и требованиями, изложенными в письме Федеральной службы по тарифам России N СН-5917/12 от 12.12.2006, МУПЭС г. Салавата представляет Комплексную программу инвестиционного и производственного развития с целью обоснования индекса максимального роста тарифов на 2008 - 2011 гг.
При разработке комплексной программы используется методика долгосрочного (5 - 10 лет) прогнозирования текущих и капитальных затрат МУПЭС г. Салавата, включая программу наиболее приоритетных капитальных вложений, которая была бы реалистичной и сбалансированной по объемам требуемого и имеющегося финансирования.
Инструментарий прогнозирования включает экспертную оценку производственных и инвестиционных программ на основе концепции "Риск-ресурс" (версия ЖКХ) с применением программных средств "Альт-инвест" и "Risk Analyzer" (США), что позволяет оценить количественно эффективность, риск и текущие затраты, необходимые для нормального содержания и эксплуатации имеющейся и вновь вводимой инженерной инфраструктуры передачи электроэнергии, включая затраты на текущий и капитальный ремонт, а также капитальные затраты на ввод новых основных фондов или плановое обновление (реконструкцию) изношенных основных фондов.
Далее проводится сравнение выявленных потребностей в финансировании с прогнозируемыми объемом и источниками финансирования, определяется дефицит финансирования. При этом рассматривается не только размер общего дефицита денежных средств, но и производится также его анализ по обеспечению покрытия различных видов затрат, таких как капитальные затраты (реконструкция и модернизация), затраты на эксплуатацию и обслуживание. Подобное знание структуры дефицита финансирования важно для выявления основных проблем и определения первоочередных мер по их решению.
Сектор муниципальной электроэнергетики в России уже продолжительное время страдает от недостаточного финансирования воспроизводства основных фондов, и в результате наблюдается снижение уровня обслуживания, которое неизбежно будет продолжаться, если положение с финансированием не улучшится.
Имеется два возможных направления решения финансовых проблем МУПЭС г. Салавата:
Мобилизовать дополнительные ресурсы из всех источников. Это предполагает рост доходов предприятия в результате увеличения тарифа на услуги по содержанию электрических сетей, а также получение государственной поддержки на реализацию проектов модернизации объектов коммунальной инфраструктуры на условиях софинансирования за счет средств бюджетов всех уровней с привлечением средств внебюджетных источников.
Содействовать более рациональному использованию ресурсов. Это предполагает оптимизацию технического состояния систем электроснабжения, повышение эффективности их работы, а также первоочередное использование ограниченных инвестиционных ресурсов на наиболее рентабельные и высоко эффективные инвестиционные проекты.
Инвестиционная программа направлена на определение приоритетных мероприятий, которые необходимо осуществить в первую очередь для увеличения прибыли, направляемой на накопление и финансовое обеспечение устойчивого развития систем электроснабжения.
Разработка и анализ различных сценариев и вариантов развития проводится на основе моделирования с использованием программного продукта "Альт-инвест" (версия ЖКХ), который позволяет оценить результат осуществления ключевых инвестиционных проектов с точки зрения их экономической эффективности и финансовой реализуемости в пределах мобилизованных источников финансирования.
Комплексная программа включает в себя пять основных разделов:
Раздел 1.Оценка исходного и прогноз будущего технического состояния
Проводится анализ схем и объемов передачи электрической энергии, изучается состав и производительность имеющегося оборудования, а также масштабность и надежность сетей электроснабжения. На основе выявленной динамики ряда показателей, а также с учетом объемов нового строительства составляется прогноз будущего технического состояния и эффективности системы электроснабжения, обеспеченности электрической энергией г. Салавата.
Раздел 2.Анализ финансовых результатов основной деятельности
Включает в себя оценку состава и структуры себестоимости, динамику объемов реализации услуг и эффективности деятельности организации. Кроме того, проводится анализ тарифов на передачу электроэнергии, а также качества расчетов с населением, организациями и бюджетами различных уровней.
На основе полученных результатов прогнозируются планируемые затраты на производство и реализацию услуг, динамика объема реализации и финансовые результаты от основной деятельности МУПЭС г. Салавата.
Раздел 3.Моделирование базового сценария развития
Разрабатывается базовый сценарий без внедрения предлагаемых производственных и инвестиционных программ, где с учетом прогнозируемых показателей масштаба, качества и надежности системы электроснабжения рассчитывается размер затрат на эксплуатацию, техническое обслуживание, текущий ремонт и плановое обновление имеющейся инфраструктуры, а также определяется себестоимость оказываемых услуг и финансово-экономические результаты деятельности, объем необходимой валовой выручки и размер тарифа на услуги по содержанию электросетей.
Раздел 4.Оценка базового сценария развития с учетом мероприятий производственной и инвестиционной программ
Четвертый раздел включает прогноз и анализ результатов деятельности МУПЭС г. Салавата с учетом мероприятий, направленных на поддержание и обеспечение прогнозируемого объема, повышение эффективности и качества оказываемых услуг, а также на модернизацию и развитие системы и объектов коммунальной инфраструктуры. Мероприятия этого исследуемого сценария включают:
- модернизацию системы обеспечения электроснабжения;
- реконструкцию магистральных сетей ВЛ-04 кВ;
- оптимизацию распределения нагрузок.
На основе полученных результатов моделирования определяется потребность в финансировании капитальных вложений по годам реализации производственной и инвестиционной программ.
Раздел 5.Определение источников и способов финансирования капитальных вложений в инвестиционную программу
В данном разделе проводится анализ дефицита денежных средств, оценивается и обосновывается необходимая величина тарифа на услуги по содержанию электросетей, а также определяются дополнительные источники привлечения финансовых средств.
Раздел 6.Оценка уровня риска реализации инвестиционной программы
На основе расчетных значений показателей экономической эффективности проекта, а также предполагаемых диапазонов изменения выручки, общих эксплуатационных и капитальных затрат в разделе 6 осуществляется имитационное моделирование показателя чистой текущей стоимости и оценка уровня риска. Моделирование осуществляется с помощью программного продукта "Risk Analyzer" (США).
Этапы разработки данной комплексной программы (проекта)
Работа по проекту состояла из следующих этапов:
- Сбор данных по существующему состоянию системы электроснабжения МУПЭС г. Салавата на основе разработанных анкет.
- Анализ полученной информации с целью выявления динамики и прогноза значений основных показателей деятельности организации.
- Компьютерное моделирование с вводом необходимых данных и расчетом показателей эффективности различных сценариев развития системы электроснабжения МУПЭС г. Салавата.
- Обсуждение результатов моделирования в рамках рабочей группы, включающей представителей МУПЭС г. Салавата, Администрации городского округа г. Салават и ООО "Уралинвест-Экспертиза".
- Определение размеров капитальных вложений в развитие инфраструктуры МУПЭС г. Салавата, приемлемых с точки зрения объемов имеющихся финансовых ресурсов, а также первоочередных объектов капиталовложений, являющихся приоритетными для финансирования из федерального, республиканского и местных бюджетов, а также для возможного софинансирования из международных финансовых институтов, таких как МБРР и ЕБРР.
2.ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
2.1.Краткая характеристика предприятия
МУПЭС г. Салавата Республики Башкортостан организовано как самостоятельное предприятие в соответствии с Приказом Комитета по управлению собственностью г. Салавата N 22 от 13 ноября 1995 года и является правопреемником государственного унитарного предприятия ГУП "Электрические сети г. Салавата". Форма собственности согласно Общероссийскому классификатору форм собственности (ОКФС) - код 14 (собственность субъекта Российской Федерации).
Организационно-правовая форма по Общероссийскому классификатору организационно-правовых форм (ОКПФ) - унитарное предприятие, основанное на праве хозяйственного ведения (код - 42).
Вид деятельности предприятия по Общероссийскому классификатору видов экономической деятельности (ОКВЭД):
- передача электроэнергии, код 40.10.20;
- распределение электроэнергии, код 40.10.3;
- деятельность по обеспечению работоспособности электрических сетей, код 40.10.5.
Предприятие имеет лицензию N 50014645 от 10 октября 2003 года, выданную Министерством энергетики РФ сроком на 5 лет на вид деятельности "Эксплуатация электрических сетей".
На предприятии работает 247 человек, из них рабочие - 199 чел.
С 1 сентября 2004 г. на основании распоряжения Правительства РБ от 12.02.2004 за N 98-р в рамках проводимой реформы электроэнергетики функции сбыта электроэнергии были переданы ООО "Энергосбытовая компания Башкортостана". В свою очередь МУПЭС г. Салавата РБ, утратив функции сбыта, с 1 сентября 2004 года приобрело иную функцию - передачу электроэнергии потребителям от сетей ОАО "Башкирэнерго" на основании договора об оказании услуг по передаче электроэнергии.
В 2007 году предприятие выбрало основными направлениями в хозяйственной деятельности, на восстановление и ремонт основного фонда предприятия, на разработку проектно-сметной документации по реконструкции оборудования и распределительных сетей электроснабжения, на снижение дебиторской задолженности.
Проведенная работа с дебиторами предприятия позволила за счет притока дополнительных оборотных средств увеличить объем ремонтных работ, произведенных как по сетям, так и по благоустройству производственной и административной базы предприятия, пополнить запасы на складе, приобрести новое оборудование, подготовить проектно-сметную документацию для разработки и реализации комплексной программы инвестиционного развития электроснабжения г. Салавата.
Объем капитального ремонта составил 9003,2 тыс. руб., рост по сравнению с 2005 годом - 165,1%. Были проведены ремонтные работы, которые планировались, но не были поведены в прошлых периодах 2004 - 2006 гг. из-за дефицита денежных средств.
2.2.Электроснабжение. Существующее положение
Электроснабжение потребителей г. Салавата производится от энергоисточников Башкирской энергосистемы, являющейся частью Объединенной энергосистемы Урала. Электроснабжение потребителям городского округа г. Салават обеспечивается по однолинейной схеме электрических сетей 6 кВ и 10 кВ (см. приложения 1 и 1а ) (не приводятся) от следующих центров питания, принадлежащих ОАО "Башкирэнерго":
- ПС 110/10 кВ "Парковая";
- ПС 35/6 кВ "Южная";
- ПС 35/6 кВ "Северная";
- ПС 35/6 кВ "УМР";
- ПС 110/10 кВ "Оптика".
Электроснабжение городского округа г. Салават в настоящее время осуществляется от 5-ти центров питания, находящихся на балансе ОАО "Башкирэнерго" и обслуживаемых "БашРЭС-Стерлитамак" ООО "БашРЭС". К ним относятся ПС 110/10 кВ "Парковая", ПС 35/6 кВ "Южная", ПС 35/6 кВ "Северная", ПС 35/6 кВ "УМР", ПС 110/10 кВ "Оптика" (в настоящий момент линии от данной подстанции находятся под напряжением, но без нагрузки). Перечень потребителей, запитанных от центров питания, представлен в приложении 6.
От ПС 110/10 кВ "Парковая" по отходящим кабельным линиям напряжением 10 кВ запитаны:
- по фидерам NN 21, 37, 35 снабжаются электроэнергией МР-94, 95;
- по фидеру N 22 - пос. Спутник-Юлдашево, садовые общества (4 шт.), канализационная насосная станция ОАО "Салаватстекло", земснаряд;
- по фидерам NN 24, 29 через РП-Ц снабжаются электроэнергией МР - Центральный, МР-48А, МР-5 и частично МР-3;
- по фидерам NN 1, 17 через РП-2 снабжаются электроэнергией МР-52, 53, 54, 55;
- по фидерам NN 15, 26, 36 через РП-9 и РП-10 снабжаются электроэнергией МР-1, 3, 5, пос. Желанный, земснаряд ЖБЗ;
- по фидерам NN 20, 27 через РП-4 снабжаются электроэнергией МР-56.
От ПС 35/6 кВ "Южная" по отходящим кабельным линиям напряжением 6 кВ запитаны:
- по фидерам NN 4, 16, 22, 23, 17, 19 снабжаются электроэнергией МР-41, 37, 36, 25, 42, 38, 34, 35, 26, 51, 50;
- по фидерам NN 5, 20 через РП-1 снабжаются электроэнергией МР-48, МСЧ-20, Роддом, РП-ГКНС.
От ПС 35/6 кВ "Северная" по отходящим кабельным и воздушным линиям напряжением 6 кВ запитаны:
- по фидерам NN 5, 16 через РП-3 снабжаются электроэнергией кварталы 1, 3, 13, 18, 28, 29, 30, спасательная станция, пос. Мусино, часть промышленных предприятий, швейная фирма "Содис";
- по фидерам NN 7, 9, 13, 17, 20, 18 снабжаются электроэнергией кварталы 6, 7, 10, 21, 5, 4, 11, 20, 26, 2, 12, 19, 27, 33, 38, 8, 24, Военный городок, автовокзал, ж/д вокзал, часть промышленных предприятий;
- по фидеру NN 5 через РП-5 снабжаются электроэнергией промышленные предприятия.
От ПС 35/6 кВ "УМР" по отходящим кабельным и воздушным линиям напряжением 6 кВ запитаны:
- по фидерам NN 31, 10 через РП-6, NN 5, 46, 33, 42, запитаны промышленные предприятия.
Через РТП-25 по отходящим кабельным и воздушным линиям напряжением 6 кВ запитаны:
- по фидерам NN 14, 18 через РП-7 и NN 17, 21, 23, 25, 13, 24, 23, 24, 20, 22 запитаны промышленные предприятия;
- по фидеру N 22 РП-7 запитаны 111 - 116 кварталы (частный сектор).
Протяженность сетей и количество трансформаторных подстанций (ТП), находящихся на балансе МУПЭС г. Салавата по состоянию на 01.01.2007, представлены в таблице 2.1.
Таблица 2.1. Протяженность сетей и количество ТП на балансе МУПЭС г. Салавата
| Наименование | Ед. изм. | Всего | В том числе | На обслуживании | |
| На балансе | Сторонние | ||||
| Трансформаторные подстанции | шт. | 367 | 226 | 141 | 62 |
| Распределительные пункты | шт. | 15 | 11 | 4 | |
| Трансформаторы | шт. | 472 | 311 | 161 | |
| Электрические сети, в т.ч.: | км | 838,701 | |||
| - ВЛ-6-10 кВ | км | 113,80 | |||
| - ВЛ-0,4 кВ | км | 313,80 | |||
| - КЛ-6-10 кВ | км | 195,985 | |||
| - КЛ-0,4 кВ | км | 215,116 | |||
Электрические сети г. Салавата проектировались в прошлом веке (кроме южной и юго-восточной частей города) и не были рассчитаны на большое количество бытовой техники (СВЧ-печи, кондиционеры, стиральные машины, духовые электрические шкафы) и других электропотребляющих устройств у населения и предприятий города.
Постоянный прирост потребления электрической энергии населением и предприятиями вызывает перегрузку существующих электрических сетей, вследствие этого возникает необходимость постоянного увеличения их пропускной способности, увеличения числа и мощности существующих трансформаторов в трансформаторных подстанциях. Электрооборудование некоторых распределительных пунктов и трансформаторных подстанций, а также воздушных линий ВЛ-0,4 кВ физически и морально устарело и требует замены на более современное.
На сегодняшний день износ электрических сетей г. Салавата составляет 61,8%.
Рост мощности, необходимой г. Салавату, хорошо виден из диаграмм, представленных ниже (см. рис. 2.1 и 2.2). В них прослеживается тенденция увеличения запрашиваемой мощности на подключение новых объектов к электрическим сетям.
6000 ┬─────────────────────────────────────────────────────────┐ │ ┌─┐ │ │ ┌─┐ │+│ │ │ │+│ │+│ │ 5000 ┤ │+│ │+│ │ │ │+│ │+│ │ │ │+│ │+│ │ │ │+│ │+│ │ 4000 ┤ │+│ │+│ │ │ │+│ ┌─┐ │+│ │ │ │+│ │+│ │+│ │ │ ┌─┐│+│ │+│ │+│ │ 3000 ┤ │*││+│ │+│ ┌─┐│+│ │ x - 2004 │ │*││+│ │+│ │*││+│ │ * - 2005 │ ┌─┐│*││+│ │+│ ┌─┐│*││+│ │ + - 2006 │ ┌─┐ │x││*││+│ │+│ │x││*││+│ │ 2000 ┤ │+│ │x││*││+│ │+│ │x││*││+│ │ │ │+│ │x││*││+│ ┌─┐│+│ │x││*││+│ │ │ │+│ │x││*││+│ ┌─┐│*││+│ │x││*││+│ │ │ ┌─┐│+│ │x││*││+│ ┌─┐ │x││*││+│ │x││*││+│ │ 1000 ┤ ┌─┐│*││+│ │x││*││+│ │+│ │x││*││+│ │x││*││+│ │ │ │x││*││+│ │x││*││+│ ┌─┐│+│ │x││*││+│ │x││*││+│ │ │ │x││*││+│ │x││*││+│ ┌─┐│*││+│ │x││*││+│ │x││*││+│ │ │ │x││*││+│ │x││*││+│ │x││*││+│ │x││*││+│ │x││*││+│ │ 0 ┼──┴─┴┴─┴┴─┴──┴─┴┴─┴┴─┴──┴─┴┴─┴┴─┴──┴─┴┴─┴┴─┴──┴─┴┴─┴┴─┴──┘ Северная Парковая Южная Оптика УМР
Рис. 2.1. Распределение запрашиваемой
мощности по центрам питания
Из диаграмм видно, что в рассматриваемый период происходит постоянное увеличение запрашиваемой мощности потребителями, особенно в подстанциях, питающих юго-восточную часть города и промышленную зону. Данное увеличение происходит вследствие увеличения темпов жилищного строительства, в том числе индивидуальных поселков (п. Спутник-Юлдашево, п. Желанный, МР-1, МР-2, МР-4, МР-8), и появления новых потребителей в промышленной зоне, где не прекращается строительство новых и реконструкция существующих объектов.
20000 ┬─────────────────────────────────────────────────────────┐ │ │ 18000 ┤ ┌─────────────┐ │ │ │ │ │ 16000 ┤ │ │ │ │ │ │ │ 14000 ┤ │ │ │ │ │ │ │ 12000 ┤ │ │ │ │ │ │ │ 10000 ┤ │ │ │ │ ┌─────────────┐ │ │ │ 8000 ┤ │ │ │ │ │ │ ┌─────────────┐ │ │ │ │ │ 6000 ┤ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 4000 ┤ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 2000 ┤ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0 ┴───┴─────────────┴───┴─────────────┴───┴─────────────┴───┘ 2004 2005 2006
Рис. 2.2. Общая запрашиваемая мощность, кВт
Согласно плану жилищного строительства г. Салавата (см. приложение 5 ) намечен ввод в эксплуатацию жилых помещений общей площадью: в 2007 году -
2 2 2
48000 м, в 2008 году - 50000 м, в 2009 году - 52000 м.
2.3.Электрические нагрузки
Электрические нагрузки рассчитаны на основании фактических норм потребления на 1 абонента с учетом динамики роста потребления электроэнергии среди населения по базовому сценарию развития и с учетом мероприятий производственной и инвестиционной программы, а также среди прочих потребителей. Данные расчета максимальных электрических нагрузок и их темпы роста представлены в таблице 2.2.
Таблица 2.2. Расчет максимальных электрических нагрузок
| Показатели | год | ||||||||
| 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | |
| 1. Кол-во абонентов всего, в том числе: | 57305 | 57700 | 57914 | 58800 | 59284 | 59933 | 60399 | 60869 | 61342 |
| по базовому сценарию | 57305 | 57700 | 57914 | 58740 | 59054 | 59516 | 59982 | 60452 | 60925 |
| по произв. и инвест. программам | - | - | - | 60 | 230 | 417 | 417 | 417 | 417 |
| 2. Общее потребление эл/энергии населением, тыс. кВт/ч, в том числе: | 75600 | 81800 | 89700 | 93626 | 97646 | 101057 | 104445 | 107532 | 110452 |
| по базовому сценарию | 75600 | 81800 | 89700 | 93626 | 97146 | 100465 | 103484 | 106284 | 108917 |
| по произв. и инвест. программам | - | - | - | - | 500 | 592 | 961 | 1248 | 1535 |
| 3. Отпуск э/энергии прочим потребителям, тыс. кВт/ч | 98444 | 100214 | 98446 | 97524 | 97165 | 96298 | 95379 | 94412 | 93413 |
| 4. Удельные нормы потребления э/энергии на 1 абонента, кВт/ч | |||||||||
| по базовому сценарию | 1319 | 1418 | 1549 | 1594 | 1645 | 1688 | 1725 | 1758 | 1788 |
| по произв. и инвест. программам | - | - | - | 1592 | 1647 | 1686 | 1716 | 1753 | 1800 |
| 5. Темп роста удельных норм потребления 2012/2007 гг., % | 12,99 | ||||||||
| 6. Годовое число часов, использования максимальных нагрузок | 4000 | ||||||||
| 7. Максимальные электрические нагрузки (с учетом инвест. программы), кВт: | |||||||||
| среди населения | 18,9 | 20,45 | 22,42 | 23,41 | 24,41 | 25,26 | 26,11 | 26,88 | 27,61 |
| среди прочих потребителей | 24,61 | 25,05 | 24,61 | 24,38 | 24,29 | 24,07 | 23,84 | 23,6 | 23,36 |
| среднее значение | 21,76 | 22,75 | 23,52 | 23,89 | 24,35 | 24,66 | 24,97 | 25,24 | 25,48 |
| 8. Средний темп роста максимальных электрических нагрузок 2012/ 2007, % | 6,65 | ||||||||
Исходя из данных расчета, можно сделать вывод, что при увеличении темпов роста удельного потребления электроэнергии на 1 абонента на 12,99% в период 2007 - 2012 гг. темп роста максимальных электрических нагрузок составляет 6,65%. Это позволяет использовать существующие трансформаторные подстанции, кабельные и воздушные линии при внедрении мероприятий производственной и инвестиционной программ с учетом частичной замены трансформаторов и кабельных линий.
2.4.Система учета электроэнергии и расчета тарифа на ее передачу в сеть ТСО
Энергоснабжающая организация (ОАО "Башкирэнерго") передает электроэнергию в сеть ТСО (транспортирующей сетевой организации) в лице МУПЭС г. Салавата по приборам учета (ОАО "Башкирэнерго"), установленным на границе балансовой принадлежности между ЭО и ТСО в РУ-6-10 кВ на подстанциях согласно акту разграничения (см. приложение N 4 ). Показания данных электросчетчиков определяют количество электроэнергии, поступившей в сеть ТСО.
Далее фактический объем электроэнергии, переданный потребителю, определяется по приборам учета потребителей, установленным по техническим условиям, выданным ПТО, и проекту электроснабжения. Обычно в ТП или ВРУ потребителей на границе балансовой принадлежности. Типы - СА4У, И-672М, СО-И446, СО-И446М. По бытовым абонентам объем электроэнергии определяется по электросчетчикам, установленным в частных жилых домах, гаражах, в многоквартирных домах - в эл. щитах на лестничных клетках или в квартирах. Типы - СО-2, СО-2М, СО-54, СО-И446, СО-446М, СО-449, СО-505, ЦЭ-6807П.
Разница между переданным количеством электроэнергии от ОАО "Башкирэнерго" в сети ТСО и фактическим объемом электроэнергии, переданным потребителям, является технологическим расходом (технологические потери в сетях ТСО). Эффективность работы ТСО зависит от максимально возможного сокращения потерь как за счет внедрения новых передовых видов материалов и оборудования, так и от ликвидации потерь от несанкционированного отбора электроэнергии.
До 2007 года предприятию устанавливались тариф на передачу электроэнергии общий, включающий: ставку за услуги по содержанию сетей, ставку по оплате технологического расхода, и тариф на оплату технологического расхода, превышающий предельный уровень норматива потерь электроэнергии. В 2007 году тариф на передачу электроэнергии общий стал единым со ставкой платы за услуги по содержанию сетей, исключена ставка по оплате технологического расхода.
Тарифы на передачу электроэнергии МУПЭС г. Салавата в динамике за 2004 - 2008 гг. представлены в таблице 2.3.
Таблица 2.3. Тариф на передачу эл. энергии МУПЭС г. Салавата, коп./кВт*ч
| 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | |
| 1. Тариф на услуги по передаче электроэнергии общий, коп./ кВт*час, в т.ч.: | 44,2 | 42,1 | 47,6 | 53,9 | 55,9 |
| - ставка платы за услуги по содержанию сетей | 36,1 | 32,1 | 36,0 | 39,8 | 41,4 |
| - ставка по оплате технологического расхода | 8,1 | 10,0 | 11,6 | 14,1 | 14,5 |
| 2. Норматив потерь в сетях и ТП, % | 10,0 | 11,0 | 11,0 | 11,0 | 11,0 |
| 3. Фактические потери в сетях и ТП, % | 13,6 | 10,1 | 10,1 | 11,0 | -"- |
--------------------------------
<*> Примечание. В 2007 г. в состав тарифа не входит ставка по оплате технологического расхода (потерь). Предприятием оплачиваются только сверхнормативные потери. Потери в пределах норматива не оплачиваются, т.к. учтены в тарифе.
Расчет тарифа на услуги по передаче электроэнергии, оказываемые ТОС, ведется предприятием МУПЭС г. Салавата по статьям затрат и ежегодно защищается и утверждается в Государственном комитете Республики Башкортостан по тарифам (ГКТ) (см. приложения 7 и 8 ).
3.АНАЛИЗ ФИНАНСОВЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ ОСНОВНОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ОРГАНИЗАЦИИ
В таблице 3.1 приведена динамика затрат на пропуск и распределение электроэнергии МУПЭС г. Салавата за 2004 - 2007 гг.
Таблица 3.1. Динамика расходов по содержанию электросетей за 2004 - 2007 гг., тыс. руб.
| Статья затрат | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | ||||
| принято РЭК | факт | принято РЭК | факт | принято РЭК | факт | принято РЭК | прогноз | |
| Материалы | 595 | 339,9 | 645 | 791,3 | 706,3 | 947,3 | 880 | 880 |
| Амортизация | 1450 | 1455,3 | 1465 | 1489,8 | 1484 | 1494,9 | 1505 | 1662 |
| Фонд оплаты труда рабочих | 13200 | 13759,4 | 14780 | 15419,1 | 17138,5 | 19100,0 | 19293,8 | 20428,7 |
| ЕСН | 4752 | 4199,3 | 3842,8 | 3867,8 | 4524,6 | 4708,8 | 5093,6 | 5393,2 |
| Ремонтный фонд | 6446 | 5323 | 7000 | 5454,2 | 7665 | 9003,2 | 7665 | 8600 |
| Общеэксплуатационные расходы | 21195,2 | 17492,5 | 21195 | 21079,9 | 23208,7 | 21985,3 | 25761,7 | 25761,7 |
| Прочие расходы | 3832 | 3029,7 | 880 | 1896,5 | 2380 | 1872,2 | 2684,2 | 2803,1 |
| Итого расходов по содержанию электросетей | 51470,2 | 45599,1 | 49807,8 | 49998,6 | 57107,1 | 59111,6 | 62883,3 | 65528,7 |
| Себестоимость 1 кВт/ч пропущенной электроэнергии, руб. | 0,288 | 0,262 | 0,286 | 0,275 | 0,324 | 0,314 | 0,354 | 0,343 |
Из приведенных в таблице 3.1 данных видно, что фактическая себестоимость 1 кВт/ч пропущенной электроэнергии в рассмотренном интервале имеет тенденцию к увеличению. Если в 2004 году она была равна 0,288 руб., то к концу 2007 года ее величина достигнет 0,343, по сравнению с 2006 годом темп роста равен 9,24%.
Полная себестоимость услуг МУПЭС г. Салавата за 4 года увеличилась на 19929,6 тыс. руб. (на 43,7%) и составит к концу 2007 года 65528,7 тыс. руб. По сравнению с 2006 годом рост составит 10,86%.
Основным фактором увеличения себестоимости услуг по содержанию электросетей в 2007 году стали общеэксплуатационные расходы, которые увеличились на 17,2% по сравнению с 2006 годом и составили 25761,7 тыс. руб. Ниже будет представлен анализ их структуры.
Кроме того, в 2007 году значительным был рост амортизационных отчислений (11,2%).
Следует отметить, что отдельные статьи затрат в 2007 году уменьшились. К ним относится к фонду оплаты труда (ЕСН) и ремонтному фонду. Отчасти это связано с их значительным увеличением в 2006 году, соответственно, на 32,3 и 28,6%.
Затраты на материалы имели достаточно высокие темпы изменения: в 2005 году 133%, в 2006 - 19,7%, однако, стабилизировались в 2007 году на уровне 880 тыс. руб. (или 92,9% к уровню 2006 года).
Для оценки значимости отдельных статей затрат в полной фактической себестоимости в таблице 3.2 приведены данные по ее структуре за период 2004 - 2007 годы.
Таблица 3.2. Структура себестоимости услуг по содержанию электросетей в 2004 - 2007 гг., %
| Статья затрат | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 |
| Материалы | 0,75 | 1,58 | 1,60 | 1,34 |
| Амортизация | 3,19 | 2,98 | 2,53 | 2,54 |
| Фонд оплаты труда рабочих | 30,17 | 30,84 | 32,31 | 31,18 |
| ЕСН | 9,21 | 7,74 | 7,97 | 8,23 |
| Ремонтный фонд | 11,67 | 10,91 | 15,23 | 13,12 |
| Общеэксплуатационные расходы | 38,36 | 42,16 | 37,19 | 39,31 |
| Прочие расходы | 6,64 | 3,79 | 3,17 | 4,28 |
| Итого расходов по содержанию электросетей | 100,00 | 100,00 | 100,00 | 100,00 |
По данным таблицы 3.2 можно отметить, что структура себестоимости услуг по содержанию электросетей за анализируемый период практически не изменилась. Наиболее существенно увеличилась доля ремонтного фонда, который к концу 2007 года составит порядка 13,12%, что на 1,45% больше, чем в 2004 году.
Тенденцию к увеличению своей значимости в структуре себестоимости имеют также фонд оплаты труда и общеэксплуатационные расходы, которые, как уже отмечалось выше, являются наиболее значимыми статьями затрат.
В связи с высокими темпами роста и большой значимостью рассмотрим состав общеэксплуатационных расходов (см. табл. 3.3 ).
Таблица 3.3. Состав и динамика общеэксплуатационных затрат на 2004 - 2007 гг., тыс. руб.
| N | Статьи затрат | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 |
| Расходы по управлению предприятием | 10559,2 | 13212,6 | 11956,9 | 13574,3 | |
| 1 | Содержание АУП | 9508,7 | 10984,50 | 11057,20 | 12333,3 |
| - зар. плата | 7097,6 | 9369,70 | 8949,80 | 9885,5 | |
| - ЕСН | 2411,1 | 1614,80 | 2107,40 | 2447,8 | |
| 2 | Командировочные расходы | 88,5 | 37,50 | 67,80 | 180,8 |
| 3 | Канцелярские товары | 600,5 | 526,90 | 593,30 | 718,4 |
| 4 | Услуги сторонних организаций | 361,5 | 1663,70 | 238,60 | 342,5 |
| Общехозяйственные расходы | 6266,1 | 6954,8 | 9247,2 | 10944,9 | |
| 5 | Амортизация | 614,2 | 717,30 | 499,90 | 469,9 |
| 6 | Содержание и ремонт зданий | 780,6 | 1680,20 | 2843,60 | 2509,9 |
| 7 | Охрана труда | 582,9 | 385,50 | 894,60 | 1195,15 |
| 8 | Подготовка кадров | 78,6 | 109,90 | 66,60 | 253,87 |
| 9 | Содержание автотранспорта | 3349,5 | 3716,40 | 4091,00 | 5003,54 |
| - ГСМ | 2224 | 2440,30 | 2738,00 | 3464,25 | |
| - амортизация | 558,7 | 534,10 | 437,30 | 425,44 | |
| - запасные части | 566,8 | 742,00 | 915,70 | 1113,85 | |
| 10 | Гос. поверка | 55,8 | 20,60 | 47,90 | 10,6 |
| 11 | Услуги сторонних организаций | 233,6 | 219,60 | 165,60 | 304,88 |
| 12 | Прочие | 570,9 | 105,30 | 638,00 | 1195,99 |
| Сборы и отчисления, всего | 667,2 | 912,50 | 781,20 | 1242,52 | |
| 13 | Аренда земли | 407,4 | 432,50 | 480,20 | 651,32 |
| 14 | Транспортный налог | 302,50 | 144,60 | 195,91 | |
| 15 | Услуги Башкоммунэнерго | 259,8 | 177,50 | 156,40 | 395,29 |
| ВСЕГО | 17492,5 | 21079,9 | 21985,3 | 25761,7 |
Исходя из данных, приведенных в таблице 3.3, можно сделать вывод, что основную роль в формировании общеэксплуатационных расходов играют затраты по управлению предприятием, а именно - расходы на содержание административно-управленческого персонала.
В 2004 году доля расходов по управлению предприятием составляла 60,36%, однако в последующие периоды происходит постепенное снижение значимости этой статьи затрат до 52,7% в 2007 году. Вместе с тем увеличивается удельный вес общехозяйственных расходов с 35,8% до 42,5% к 2007 году. Это происходит в основном за счет относительно более высоких темпов роста затрат на содержание автотранспорта.
Действующие тарифы на услуги по содержанию электросетей одобрены и утверждены Государственным комитетом РБ по тарифам. Динамика изменения тарифов приведена в таблице 3.4.
Таблица 3.4. Динамика ставки платы за услуги по содержанию электросетей, коп./кВт*ч
| Показатель | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 |
| Ставка платы за услуги по содержанию э/сетей (инвестиционный сценарий) | 23,20 | 26,70 | 29,00 | 31,40 |
| Норматив потерь электроэнергии, % | 10 | 11 | 11 | 11 |
| Тариф на оплату технологического расхода потерь | 72,80 | 80,80 | 93,60 | 113,93 |
Из представленных данных видно, что темп изменения тарифа на оплату технологического расхода потерь значительно превышает темп увеличения ставки платы за услуги по содержанию электрических сетей, которые составляют соответственно 1,56 и 1,35 к уровню 2004 года. При фактически неизменных нормативах потерь в сетях и ТП это говорит об ужесточении контроля над технологическими потерями со стороны ОАО "Башкирэнерго".
В таблице 3.5 представлены данные об объемах пропуска электроэнергии.
Таблица 3.5. Баланс электроэнергии МУПЭС г. Салавата
| Показатель | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 |
| Объем пропуска э/энергии через ТСО, тыс. кВт/ч | 201545 | 202434 | 211176 | 214773 |
| Полезный отпуск, тыс. кВт/ч | 174044 | 182014 | 188146 | 191150 |
| в том числе | ||||
| Населению, тыс. кВт/ч | 75600 | 81800 | 89700 | 93626 |
| Прочим потребителям, тыс. кВт/ч | 98444 | 100214 | 98446 | 97523,94 |
| Потери в сетях и ТП, тыс. кВт/ч | 27501 | 20420 | 23030 | 23623 |
| Потери в сетях, % | 13,64509 | 10,08744 | 10,90555 | 10,999 |
Фактические объемы пропуска электроэнергии через ТСО имеют тенденцию к увеличению. По сравнению с 2004 г. в 2007 году объем пропуска увеличился на 13228 тыс. кВт/ч (или на 6,56%). При этом по сравнению с 2006 годом темп роста составил 1,7%.
Полезный отпуск электроэнергии за 4 года вырос на 9,83% (или на 17106 тыс. кВт/ч). Превышение темпов роста полезного отпуска над объемом пропущенной через ТСО электроэнергии является положительной динамикой и произошло за счет стабилизации технологических потерь на уровне 11%.
Если посмотреть структуру полезного отпуска, то можно отметить, что увеличение его объемов связано с ростом потребления электроэнергии населением, который составил за 4 года 23,8%. Одновременно с этим происходило сокращение полезного отпуска электроэнергии прочим потребителям. Таким образом, в структуре потребления электроэнергии по состоянию на 2007 год доля населения увеличилась до 48,98% (с 43,44% в 2004 году).
С 01.09.2004 на основании распоряжения Правительства РБ от 12.02.2004 N 98-р в рамках проводимой реформы электроэнергетики функции сбыта были переданы ООО "Энергосбытовая компания Башкортостана".
В свою очередь, за МУПЭС г. Салавата была закреплена единственная функция - передача электроэнергии от сетей ОАО "Башкирэнерго" до конечных пользователей. Данная деятельность осуществляется на основании заключенного между МУПЭС г. Салавата и ОАО "Башкирэнерго" договора об оказании услуг по передаче электроэнергии.
В таблице 3.6 представлена динамика основных показателей эффективности деятельности МУПЭС г. Салавата за 2004 - 2007 гг.
Таблица 3.6. Основные показатели финансово-хозяйственной деятельности
| Наименование показателя | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 9 мес. 2007 |
| 1. Объем продаж | 122959,0 | 126174,0 | 86437,0 | 100683,0 | 65775,0 |
| 2. Прибыль от продаж | 7661,0 | 13083,0 | 12178,0 | 12487,0 | 14534,0 |
| 3. Чистая прибыль | 623,0 | 2974,0 | 630,0 | 93,0 | 2935,0 |
| 4. Рентабельность продаж, % | 6,23% | 10,37% | 14,09% | 12,40% | 22,10% |
| 5. Чистые активы | 43088,0 | 47162,0 | 51584,0 | 53534,0 | 63668,0 |
| 6. Оборачиваемость чистых активов, об. | 2,85 | 2,67 | 1,67 | 1,88 | 1,03 |
| 7. Рентабельность чистых активов, % | 17,78% | 27,74% | 23,61% | 23,33% | 22,83% |
| 8. Собственный капитал | 43088,0 | 47162,0 | 51592,0 | 53534,0 | 66195,0 |
| 9. Рентабельность собственного капитала, % | 17,78% | 27,74% | 23,60% | 23,33% | 21,96% |
Как было сказано выше, в 2004 году произошли существенные изменения в характере деятельности МУПЭС г. Салавата. Это отразилось на показателе объемов продаж, который сократился в 2005 году на 31,5%, что связано с передачей функции сбыта электроэнергии Энергосбытовой компании. Начиная с 2006 года, наметился рост объемов оказанных услуг по передаче электроэнергии, который увеличился за год на 16,5%. По результатам 9 месяцев 2007 года объем выручки от оказания услуг составил 65775 тыс. руб., что на 4,3% ниже этого показателя за аналогичный период 2006 года.
В то же время изменения выполняемых организацией функций практически не отразились на размере получаемой прибыли от оказания услуг. Так в 2005 году ее размер составил 12178 тыс. руб., что на 7% ниже уровня 2004 года. В дальнейшем наблюдался устойчивый рост данного показателя. По состоянию на 01.10.2007 размер прибыли от оказания услуг составил 14534 тыс. руб., что в 2,29 раза выше, чем за аналогичный период 2006 года. Это влечет за собой существенное увеличение чистой прибыли организации, размер которой за 9 месяцев 2007 года составил 2935 тыс. руб., что соответствует уровню 2004 года.
Позитивной тенденцией является рост чистых активов организации, который составил 47,7% за 4 года, а их размер за 9 месяцев 2007 года стал равным 63668 тыс. руб.
В то же время следует отметить наметившуюся тенденцию сокращения рентабельности чистых активов (с 27,74% в 2004 году до 22,83% в 2007 году), а также снижения их оборачиваемости до 1,03 оборота в год. Это свидетельствует об относительном ухудшении эффективности использования активов организации, что может повлечь за собой снижение финансовых результатов в будущем.
Одним из результатов высокой эффективности функционирования организации является улучшение ее имущественного положения, о чем свидетельствуют данные агрегированного баланса, приведенные в таблице 3.7.
Таблица 3.7. Агрегированный бухгалтерский баланс организации
| АКТИВ | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 9 мес. 2007 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1. Внеоборотные активы | 30863,0 | 33671,0 | 32132,0 | 34513,0 | 43684,0 |
| 2. Оборотные активы | 44016,0 | 41574,0 | 46177,0 | 39582,0 | 42170,0 |
| 2.1. Запасы и затраты | 11989,0 | 11899,0 | 14720,0 | 14832,0 | 19218,0 |
| 2.2. Краткосрочная дебиторская задолженность | 31336,0 | 29238,0 | 31374,0 | 19893,0 | 19330,0 |
| 2.3. Денежные средства и краткосрочные финансовые вложения | 691,0 | 437,0 | 75,0 | 4857,0 | 3622,0 |
| Баланс | 74879,0 | 75245,0 | 78309,0 | 74095,0 | 85854,0 |
| ПАССИВ | |||||
| 1. Собственный капитал | 43088,0 | 47162,0 | 51592,0 | 53534,0 | 66195,0 |
| 2. Долгосрочные пассивы | 98,0 | 0,0 | 0,0 | 90,0 | 286,0 |
| 2.1. Займы и кредиты | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| 2.2. Прочие долгосрочные пассивы | 98,0 | 0,0 | 0,0 | 90,0 | 286,0 |
| 3. Краткосрочные пассивы | 31693,0 | 28083,0 | 26717,0 | 20471,0 | 19373,0 |
| 3.1. Займы и кредиты | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| 3.2. Кредиторская задолженность | 31693,0 | 28083,0 | 26717,0 | 20471,0 | 19373,0 |
| 3.3. Прочие краткосрочные пассивы | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| Баланс | 74879,0 | 75245,0 | 78309,0 | 74095,0 | 85854,0 |
За анализируемый период сальдо баланса МУПЭС г. Салавата увеличилось с 74879 тыс. руб. до 85854 тыс. руб. (или на 14,7%).
Рост активов вызван увеличением стоимости основных средств организации на 41,5%. Причем только за период 9 месяцев 2007 года он составил 26,5%, или 9171 тыс. руб.
Положительной тенденцией является постепенное сокращение размеров дебиторской задолженности, составляющей на 01.10.2007 19330 тыс. руб. По сравнению с 2003 годом дебиторская задолженность уменьшилась на 12000 тыс. руб., или 38,3%.
Главным источником увеличения стоимости имущества МУП стал рост размеров собственного капитала до 66195 тыс. руб. (или на 53,6% к уровню 2003 года). Это произошло в результате передачи имущества в хозяйственное ведение организации в 2006 году в сумме 13046 тыс. руб. и в 2007 году в сумме 20522 тыс. руб.
Кроме того, существенной для структуры пассивов организации стала постепенная ликвидация кредиторской задолженности с 31693 тыс. руб. в 2003 году до 19373 тыс. руб. в 2007 году.
Таким образом, анализ агрегированного бухгалтерского баланса МУПЭС г. Салавата показал существенное улучшение имущественного состояния организации при положительном изменении структуры источников финансирования.
В таблице 3.8 представлены относительные показатели финансовой устойчивости МУПЭС г. Салавата.
Таблица 3.8. Относительные показатели финансовой устойчивости организации
| Наименование финансового коэффициента | Значение коэффициента | ||||
| 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 9 мес. 2007 | |
| Коэффициент автономии | 0,58 | 0,63 | 0,66 | 0,72 | 0,77 |
| Коэффициент отношения заемных и собственных средств (финансовый рычаг) | 0,74 | 0,60 | 0,52 | 0,38 | 0,30 |
| Коэффициент соотношения мобильных и иммобилизованных средств | 1,43 | 1,23 | 1,44 | 1,15 | 0,97 |
| Коэффициент маневренности | 0,28 | 0,29 | 0,38 | 0,35 | 0,34 |
| Коэффициент обеспеченности запасов и затрат собственными средствами | 1,03 | 1,13 | 1,32 | 1,29 | 1,19 |
Из таблицы 3.8 видно, что основные показатели финансовой устойчивости соответствуют нормативным значениям.
В анализируемом периоде наблюдался рост коэффициента автономии. По состоянию на октябрь 2007 года 77% сальдо баланса обеспечивалось собственным капиталом организации при нормативном значении 50%.
Коэффициент финансового левериджа (финансового рычага) сократился с 0,74 до 0,3 за 4 года. Это говорит о снижении зависимости МУПЭС от внешних источников финансирования.
Динамика коэффициента мобильных и иммобилизованных средств свидетельствует об увеличении значимости внеоборотных активов в структуре баланса. О высокой фондоемкости деятельности МУПЭС говорит также и значение коэффициента маневренности, равного 0,34.
Коэффициент обеспеченности запасов собственными источниками финансирования на протяжении всего анализируемого периода превышает 1 при нормативном значении 0,6 - 0,8.
Таким образом, можно сделать вывод, что в структуре баланса МУПЭС г. Салавата существует дисбаланс между собственными и заемными средствами. В организации накоплен достаточно высокий уровень финансовой устойчивости. С одной стороны это предопределяет стабильность финансового положения в среднесрочной перспективе, а с другой стороны свидетельствует о недостаточной эффективности управления, связанной с не полным использованием финансово-экономического потенциала организации.
О высокой платежеспособности организации свидетельствуют значения коэффициентов ликвидности (см. табл. 3.9 ).
Таблица 3.9. Показатели ликвидности организации
| Наименование коэффициента | Значение коэффициента | ||||
| 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 9 мес. 2007 | |
| Коэффициент абсолютной ликвидности | 0,02 | 0,02 | 0,00 | 0,24 | 0,19 |
| Коэффициент промежуточной (быстрой) ликвидности | 1,01 | 1,06 | 1,18 | 1,21 | 1,18 |
| Коэффициент текущей ликвидности | 1,39 | 1,48 | 1,73 | 1,93 | 2,18 |
| Коэффициент покрытия оборотных средств собственными источниками формирования | 0,28 | 0,32 | 0,42 | 0,48 | 0,54 |
| Коэффициент восстановления (утраты) платежеспособности | 0,76 | 0,93 | 1,02 | 1,12 | |
В частности, показатель абсолютной ликвидности, начиная с 2006 года, имеет нормативное значение, равное 0,2 - 0,5. Таким образом, организация обладает достаточным объемом денежных средств и краткосрочных финансовых вложений для покрытия наиболее срочных обязательств.
Коэффициент промежуточной ликвидности имел нормативное значение во всех анализируемых периодах. При этом его значение увеличилось с 1,01 в 2003 году до 1,18 в 2007 году.
Коэффициент текущей ликвидности приблизился к нормативному значению (2,0 - 2,5) только в 2006 году. В 2007 году наблюдалось повышение обеспеченности предприятия оборотными средствами для ведения хозяйственной деятельности и погашения краткосрочных обязательств.
В общем, следует отметить, что за анализируемый период платежеспособность МУПЭС г. Салавата существенно улучшилась. Кроме того, высокое значение коэффициента восстановления платежеспособности свидетельствует о тенденции увеличения ликвидности баланса и сохранения возможности погашать краткосрочные обязательства в кратко- и среднесрочной перспективе.
Выводы по результатам анализа финансовых результатов
основной деятельности МУПЭС г. Салавата
1.В структуре себестоимости отпущенной электроэнергии по состоянию на октябрь 2007 года основную долю занимают общеэксплуатационные расходы (39,31%) и фонд оплаты труда (31,18%). Анализ состава общеэксплуатационных расходов показал, что они в большей степени состоят из расходов на содержание административно-управленческого персонала, в последние годы также заметно увеличились расходы на содержание автотранспорта.
2.Объем услуг по передаче электроэнергии ежегодно увеличивается. Прирост полезного отпуска за 4 года составил 17106 тыс. кВт/ч (или 9,83% к уровню 2004 года). Основным фактором роста объемов передачи электроэнергии стало увеличение потребления населением на 23,8% за анализируемый период. Потребление электроэнергии прочими абонентами, напротив, сократилось. При этом в структуре потребления электроэнергии доля населения в 2007 году составит порядка 49% и в дальнейшем ожидается рост этого показателя. Кроме того, при анализе баланса пропуска электроэнергии было выявлено, что за счет сокращения технологических потерь в 2004 - 2007 годах темп роста полезного отпуска превышает темп роста пропуска электроэнергии через ТСО. Это происходит на фоне ужесточения контроля над технологическими потерями в сетях и ТП со стороны Государственного комитета РБ по тарифам и ОАО "Башкирэнерго", проявляющееся в жестком ограничении нормативов потерь на уровне 11% и высоких темпах роста тарифов по оплате технологического расхода.
3.Эффективность деятельности организации в 2004 - 2007 гг. в целом увеличилась. Об этом, в частности, свидетельствуют показатель рентабельности продаж, увеличившийся с 6,23% до 12,4% с 2003 по 2006 гг., а также размер чистых активов организации, возросший на 47,7 и достигший 63668 тыс. руб.
4.Анализ структуры баланса свидетельствует об улучшении имущественного положения МУПЭС г. Салавата. Так, сальдо баланса увеличилось на 14,7% до 85854 тыс. руб., в основном это произошло за счет роста основных средств организации (41,5% за 4 года, в том числе 26,5% в течение 2007 года). На фоне увеличения активов структура пассивов организации также изменилась в позитивном направлении, что выражается в устойчивом росте собственного капитала.
5.МУПЭС г. Салавата имеет устойчивое финансовое состояние и высокий уровень платежеспособности, о чем свидетельствует проведенный коэффициентный анализ финансовой устойчивости и ликвидности баланса. В настоящее время организация имеет финансовый потенциал для привлечения в случае необходимости дополнительных заемных средств с целью финансирования текущей деятельности и процесса расширенного воспроизводства.
6.Следует отметить заметное повышение качества расчетов организации, проявившееся в значительном снижении объемов дебиторской и кредиторской задолженности в анализируемом периоде, соответственно на 38,4 и 38,2% за 4 года. Во многом это связано с сокращением масштабов деятельности из-за передачи функции сбыта энергосбытовой компании, но также и с увеличением оборачиваемости кредиторской и дебиторской задолженности.
7.В качестве негативного момента следует отметить ухудшение показателей деловой активности, в частности снижение оборачиваемости чистых активов. Одновременно существует дисбаланс в структуре пассивов в сторону превалирования собственного капитала (77% от валюты баланса). С одной стороны это обеспечивает высокий уровень финансовой стабильности, а с другой говорит о потенциале повышения эффективности управления организацией. В качестве основных направлений улучшения финансового состояния МУПЭС г. Салавата следует отметить повышение интенсивности использования внеоборотных средств, а также проведение углубленного анализа финансового рычага с целью оптимизации структуры капитала.
4.БАЗОВЫЙ СЦЕНАРИЙ РАЗВИТИЯ
Базовый сценарий развития МУПЭС г. Салавата определен как сценарий, при котором не предполагается совершенствование существующей коммунальной инфраструктуры.
Основные условия моделирования базового сценария следующие:
1.Имеющаяся к началу 2007 года система электроснабжения остается неизменной в течение всего периода планирования.
2.Объем потребления услуг изменяется в соответствии с динамикой роста численности населения, жилищного строительства, развития экономики г. Салавата, а также роста потребления электроэнергии за счет увеличения использования бытовых приборов.
3.Основные показатели сценария прогнозируются на основе ретроспективной динамики и прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на период 2008 - 2010 гг., предложенной Минэкономразвития РФ.
4.Тарифы за услуги по содержанию электросетей рассчитываются исходя из расчетных значений необходимой валовой выручки в соответствии с Методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденными Приказом ФСТ России от 06.08.2004 N 20-э/2.
5.Прогноз плановых показателей осуществляется до 2014 года (далее - прогнозные значения остаются неизменными).
Объем оказываемых услуг прогнозируется на основе динамики увеличения потребления электроэнергии, сложившейся по состоянию на начало 2008 года. Как было выявлено в п. 3, в основе увеличения полезного отпуска электроэнергии лежит увеличение ее потребления со стороны населения. В связи с этим в основе прогноза лежит оценка количества обслуживаемых абонентов среди населения, а также планируемый уровень удельного потребления на одного абонента. Данные представлены в таблице 4.1.
Таблица 4.1. Прогноз объемов полезного отпуска электроэнергии населению
| Показатель | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 |
| Количество абонентов, шт. | 59054 | 59516 | 59982 | 60452 | 60925 | 61402 | 61883 |
| Среднее количество проживающих на одного абонента, чел. | 2,3313 | 2,3313 | 2,3313 | 2,3313 | 2,3313 | 2,3313 | 2,3313 |
| Потребление электроэнергии на одного абонента в год, тыс. кВт/ч | 1,64504 | 1,68803 | 1,72525 | 1,75816 | 1,78770 | 1,81456 | 1,83920 |
| Потребление электроэнергии на одного жителя в год, тыс. кВт/ч | 0,70562 | 0,72406 | 0,74003 | 0,75414 | 0,76682 | 0,77833 | 0,78890 |
В рамках базового сценария планируется увеличение количества обслуживаемых абонентов на уровне 0,783% в год. Увеличение вызвано сложившейся за 4 предыдущих года динамикой, а также высокими темпами индивидуального жилищного строительства.
В 2008 году ожидается подключение 314 абонентов, в 2009 году - 462, в 2010 - 466, в 2011 - 470, в 2012 - 473, в 2013 - 477, в 2013 - 481.
Таким образом, к 2014 году количество абонентов среди населения прогнозируется на уровне 61883.
Прогноз удельного потребления электроэнергии на одного абонента прогнозируется на основе сложившегося за период 2004 - 2007 гг. тренда (см. рис. 4.1). Средний темп изменения удельного потребления в период 2008 - 2014 гг. составляет 2,07%.
К 2014 г. удельное потребление электроэнергии на одного абонента достигнет уровня 1,8392 тыс. кВт/ч*год, что на 15,4% выше уровня 2007 года.
В качестве контрольного показателя достоверности прогноза взят общепринятый показатель удельного потребления электроэнергии на одного жителя. По состоянию на конец 2007 года значение данного показателя составляет 0,70562 тыс. кВт/ч*год, а к 2014 году оно будет равно 0,78890 тыс. кВт/ч*год.
1,9 ┐ │ │ │ │ x 1,8 ┼ x │ x │ x │ │ x 1,7 ┼ │ x │ │ x │ 1,6 ┼ x │ │ │ * │ x 1,5 ┼ │ │ x │ │ * 1,4 ┼ │ │ * x 1,3 ┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
* - Потребление электроэнергии на одного абонента в год, тыс. кВт/ч x - Тренд роста удельного потребления электроэнергии |
Рис. 4.1. Прогноз удельного потребления электроэнергии на
одного обслуживаемого абонента, тыс. кВт/ч*год
Таким образом, был спрогнозирован полезный отпуск электроэнергии населению в период 2008 - 2014 гг. в условиях базового сценария развития. Результат прогноза представлен на рисунке 4.2.
тыс. кВт/ч 115000 ┐ │ 113815,37 │ x 113000 ┼ │ │ 111000 ┼ x 111418,26 │ │ 109000 ┼ │ x 108916,63 │ 107000 ┼ │ │ x 106284,18 105000 ┼ │ │ 103000 ┼ x 103484,49 │ │ 101000 ┼ │ x 100465,00 │ 99000 ┼ │ x 97145,60 97000 ┼ │ │ 95000 ┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤ 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
x - Полезный отпуск электроэнергии населению |
Рис. 4.2. Прогноз полезного отпуска электроэнергии
населению в период 2008 - 2014 гг.
Из рисунка видно, что к 2014 году ожидается увеличение полезного отпуска электроэнергии населению до уровня 113815 тыс. кВт/ч*год. Это выше фактического потребления в 2007 году на 21,6%. Таким образом, средний темп прироста потребления составит порядка 2,83% в год (при фактически сложившемся в 2004 - 2007 гг. 7,41%).
Объем полезного отпуска прочим потребителям на рассматриваемом горизонте планирования будет снижаться. Среднегодовой темп снижения составит порядка -0,933% (на уровне показателя 2007 года).
Объем и структура полезного отпуска электроэнергии представлена на рисунке 4.3.
220000 ┐ │ │ │
200000 ┤ ┌──┐ 180000 160000 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 |
| **** | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Рис. 4.3. Прогноз объема и структуры
полезного отпуска электроэнергии
Из рисунка 4.3 видно, что в 2008 году объем полезного отпуска составит порядка 194310 тыс. кВт/ч, в 2009 - 196763 тыс. кВт/ч, в 2010 - 198861 тыс. кВт/ч, в 2011 - 200696 тыс. кВт/ч, в 2012 - 202329 тыс. кВт/ч, в 2013 - 203801 тыс. кВт/ч, а в 2014 году достигнет уровня 205142 тыс. кВт/ч.
Кроме того, начиная с 2009 года, ожидается, что объем потребления электроэнергии населением превысит полезный отпуск прочим потребителям. В дальнейшем динамика увеличения доли населения в общем потреблении будет увеличиваться.
Потери в электросетях запланированы на уровне фактически полученных за последние три года и равны 11%.
На рисунке 4.4 приведен обобщающий график объемов пропуска электроэнергии через ТСО и полезного отпуска в период 2008 - 2014 гг.
тыс. кВт/ч 240000 ┬ │ │ │ │ 230000 ┼ * * │ * 228988 230494 │ * 227334 │ * 225499 │ * 223437 220000 ┼ 221080 * │218324 │ │ 210000 ┼ │ │ x │ x 205142 │ x 203801 200000 ┼ x 202329 │ x 200696 │ x 198861 x 196763 │194310 190000 ┼ │ │ │ │ 180000 ┼ │ │ │ │ 170000 ┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤ 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
x - Полезный отпуск электроэнергии - всего * - Пропуск электроэнергии через ТСО |
Рис. 4.4. Прогноз объемов пропуска электроэнергии через ТСО
и полезного отпуска в период 2008 - 2014 гг.
Из графика видно, что в 2010 году планируется увеличение пропуска электроэнергии через ТСО до 223437 тыс. кВт/ч в год, в 2012 году - 227334 тыс. кВт/ч, в 2014 - 230494 тыс. кВт/ч.
Прогноз себестоимости оказываемых услуг производится на основе планирования отдельных статей затрат: а именно: материалы, амортизация, фонд заработной платы, ремонтный фонд и общеэксплуатационные расходы.
Среднегодовой темп прироста затрат на материалы в период 2008 - 2014 гг. ожидается на уровне 9,62%. Следует заметить, что за последние 4 года данная статья затрат возрастала в среднем на 43% ежегодно. При этом с учетом ожидаемого снижения уровня инфляции темп роста затрат также имеет тенденцию к снижению. Сумма расходов на материалы в 2008 году ожидается на уровне не менее 1013,6 тыс. руб.
В период 2008 - 2014 гг. ожидается незначительный рост амортизационных отчислений. Так, в 2008 году ожидается прирост амортизационных отчислений на 2,24%, а их размер составит порядка 1662 тыс. руб. В целом, к 2014 году амортизационные отчисления по базовому сценарию возрастут до 1838 тыс. руб.
В периоде с 2004 по 2007 год наблюдались значительные колебания прочих расходов организации. Тем не менее в будущем ожидается незначительный рост данной статьи затрат, в среднем на 1,32% ежегодно. В 2008 году ожидается, что сумма прочих расходов будет не менее 2841,8 тыс. руб. (на 1,38% больше 2007 года).
График ретроспективных и прогнозных значений описанных выше статей затрат приведен на рисунке 4.5.
тыс. руб. 3500 ┬ │ │ 3029,7 2996,8 3074,3 3000 z 2958,1 z z z │ 2919,3 z 3035,6 │ 2803,1 2841,8 2880,6 z │ z z z 2500 ┼ │ │ │ 2000 ┼ 1896,5 1872,2 │ z z 1699,3 1757,2 1801,7 1820,6 1838,0 │ 1662,0 * * * * * * x* │ * 1730,4 1780,7 x 1669,8 1500 ┼ * * x 1572,0 * 1489,8 1494,9 x 1470,6 1455,3 x 1364,9 │ x 1254,2 1000 ┼ x 1137,6 │ x 1013,6 │ 947,3 x │ x 880,0 500 ┼ 791,3 x 339,9 │ 0 ┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤ 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
x - Материалы * - Амортизация z - Прочие расходы |
Рис. 4.5. Прогноз расходов на материалы, амортизации
и прочих расходов на период 2008 - 2014 гг.
Размер ремонтного фонда в период 2004 - 2007 годов в среднем увеличивался на 18,55% ежегодно. В 2008 году планируется рост данной статьи затрат 8,17% до уровня 9302,7 тыс. руб. В дальнейшем среднегодовой темп увеличения составит не менее 5,23%, при этом к 2014 году ремонтный фонд будет составлять порядка 12278,5 тыс. руб. График увеличения ремонтного фонда приведен на рисунке 4.6.
тыс. руб. 13000 ┬ │ 12278,5 │ x 12000 ┼ 11873,4 │ 11441,1 x │ x 11000 ┼ 10976,4 │ 10472,4 x │ x 10000 ┼ 9919,3 │ 9003,2 9302,7 x │ x x 9000 ┼ 8600,0 │ x │ 8000 ┼ │ │ 7000 ┼ │ │ 6000 ┼ 5454,2 5323,0 x x 5000 ┼ x │ │ 4000 ┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
x - Ремонтный фонд |
Рис. 4.6. Прогноз изменения ремонтного
фонда организации до 2014 года
Как было отмечено в п. 3, основными статьями затрат МУПЭС г. Салавата являются общеэксплуатационные расходы и затраты на оплату труда.
Средний темп изменения общеэксплуатационных расходов за 4 предшествующих года составлял порядка 14,02% ежегодно. В то же время в 2007 году наблюдалась тенденция к снижению темпов роста общеэксплуатационных расходов. В 2008 году планируется увеличение общеэксплуатационных расходов не менее чем на 6,37% до уровня 27403,7 тыс. руб. В последующие годы средний темп роста общеэксплуатационных расходов ожидается на уровне не менее 4,09%. В 2014 году планируется, что данная статья затрат будет составлять не менее 34090 тыс. руб. (см. рис. 4.7).
Прогноз расходов на оплату труда рабочим составлен на основе анализа фактических данных за 2004 - 2007 гг., а также в соответствии со сценарными условиями экономического развития РФ на 2008 - 2010 гг., подготовленными Минэкономразвития.
В 2008 году ожидается увеличение фонда оплаты труда рабочих на 8,8%, который составит (без учета ЕСН) 22226,4 тыс. руб. В 2009 и 2010 годах рост заработной платы ожидается на уровне 7,5% и 7,2% соответственно. В 2011 и последующих годах рост оплаты труда заложен на уровне прогнозируемой Минэкономразвития инфляции в размере 6,5% ежегодно.
тыс. руб. 36000 ┬ 35318,2 │ 34302,7 * │ 33202,0 * │ * x 32000 ┼ 31996,8 32951,2 │ 30659,7 * │ 29150,3 * x │ * x 30940,1 28000 ┼ 27403,7 29051,7 │ * x │ 25761,7 27278,6 │ * x 24000 ┼ 25613,7 │ 21985,3 x │ 21079,9 * x 23893,4 │ * 22226,4 20000 ┼ x │ x 20428,7 17492,5 19100,0 * 16000 ┼ │ x x 15419,1 13759,4 12000 ┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
* - Общеэксплуатационные расходы x - Фонд оплаты труда рабочих |
Рис. 4.7. Прогноз общеэксплуатационных расходов и фонда
оплаты труда рабочих до 2014 года
Следует заметить, что ставка и условия взимания ЕСН планируются неизменными, по состоянию на 01.01.2008.
Таким образом, были спрогнозированы основные статьи затрат МУПЭС г. Салавата на услуги по пропуску электроэнергии. Совокупные данные прогноза себестоимости приведены в таблице 4.2.
Таблица 4.2. Прогноз расходов по содержанию электросетей на 2008 - 2014 гг.
| Статьи затрат | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 |
| Материалы | 1013,6 | 1137,6 | 1254,2 | 1364,9 | 1470,6 | 1572,0 | 1669,8 |
| Амортизация (износ) | 1699,3 | 1730,4 | 1757,2 | 1780,7 | 1801,7 | 1820,6 | 1838,0 |
| Затраты на оплату труда | 22226,4 | 23893,4 | 25613,7 | 27278,6 | 29051,7 | 30940,1 | 32951,2 |
| Отчисления на социальные нужды | 5867,8 | 6307,9 | 6762,0 | 7201,6 | 7669,7 | 8168,2 | 8699,1 |
| Ремонтный фонд | 9302,7 | 9919,3 | 10472,4 | 10976,4 | 11441,1 | 11873,4 | 12278,5 |
| Общеэксплуатационные расходы | 27403,7 | 29150,3 | 30659,7 | 31996,8 | 33202,0 | 34302,7 | 35318,2 |
| Прочие расходы | 2841,8 | 2880,6 | 2919,3 | 2958,1 | 2996,8 | 3035,6 | 3074,3 |
| Итого расходов по эксплуатации | 70355,4 | 75019,5 | 79438,7 | 83557,0 | 87633,5 | 91712,6 | 95829,1 |
Как видно из данных таблицы 4.2, совокупные расходы по содержанию электросетей в 2008 году планируются на уровне 70355,4 тыс. руб., что на 7,4% больше уровня 2007 года.
В дальнейшем ожидается постепенное сокращение темпов увеличения себестоимости услуг по содержанию электросетей: в 2009 году - 6,62%, в 2010 - 5,89%, в 2011 - 5,18%, в 2012 - 4,88%, в 2013 - 4,65% и в 2014 - 4,49%.
В конечном итоге, в 2014 году планируется себестоимость в размере не менее 95829 тыс. руб.
На основе спрогнозированных объемов полезного отпуска электроэнергии, ожидаемой себестоимости услуг и планируемого уровня безубыточности на рисунке 4.8 приведен график минимально допустимой ставки платы по содержанию электросетей (удельной себестоимости отпуска 1 тыс. кВт/ч электроэнергии) на период 2008 - 2014 гг.
коп./тыс. кВт/ч 48 ┬ │ │ x 46 ┼ 46,71 │ │ x 44 ┼ 45,00 │ x │ 43,31 42 ┼ │ x │ 41,63 40 ┼ 41,63 │ x │ 39,95 38 ┼ x │ 38,13 x 36,21 36 ┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┤ 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
x - Факт |
Рис. 4.8. Прогноз минимально допустимой ставки платы за
услуги по содержанию электросетей до 2014 года
Таким образом, для обеспечения эффективности деятельности МУПЭС г. Салавата ставка платы за оказываемые услуги к 2014 году должна возрасти до 46,71 коп. за 1 тыс. кВт/ч.
Сопоставление удельной себестоимости пропуска 1 тыс. кВт/ч электроэнергии и прогнозного значения ставки платы приведено на рисунке 4.11.
По графикам видно, что наметилась тенденция сокращения эффективности основной деятельности МУПЭС г. Салавата. К 2014 году ставка платы по содержанию электросетей вплотную приблизится к уровню удельных расходов на транспортировку электроэнергии.
коп./тыс. кВт/ч 50,00 ┬ │ * │ 49,89 48,00 ┼ * │ * 48,72 │ 47,55 46,00 ┼ * x │ 46,29 46,71 │ * x 44,00 ┼ 44,97 45,00 │ * │ 43,43 x 42,00 ┼ 43,31 * x │41,40 41,63 40,00 ┼ x │ 39,95 │ 38,00 ┼ x │ 38,13 x 36,21 36,00 ┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┤ 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
* - РЭК x - факт |
Рис. 4.11. Прогноз ставки платы и удельной себестоимости
услуг по содержанию электросетей
Подобная динамика затрат и ставки платы за услуги по содержанию электросетей скажется на финансовых результатах деятельности МУПЭС г. Салавата. Прогноз динамики чистой прибыли от основной деятельности представлен на рисунке 4.12.
Как изображено на графике, в прогнозном периоде 2008 - 2014 гг. происходит постепенное снижение размера получаемой чистой прибыли от услуг по содержанию электросетей г. Салавата. По прогнозам, размер рентабельности основной деятельности (по чистой прибыли) снизится с 1,41% в 2008 году до -1% в 2014 году.
При сохранении подобной динамики, начиная с 2015 года, можно ожидать получение убытков по основной деятельности организации.
тыс. руб. 8 000 ┬─────────────────────────────────────────────────────────────────┐ │ │ │ │ │ │ │ │ 6 000 ┼ y │ │ │ │ y │ │ y │ │ │ 4 000 ┼ y y │ │ │ │ y │ │ │ │ ┌─┐ │ 2 000 ┼ y│*├─┐ ┌─┐ │ │┌─┐ │*│x│ │*├─┐ ┌─┐ y │ ││*y─┐ │*│x│ │*│x│ │*├─┐ │ ││*│x│ │*│x│ │*│x│ │*│x│ ┌─┬─┐ │ ││*│x│ │*│x│ │*│x│ │*│x│ │*│x│ │ 0 ┼┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┬─┬─┬─┬─┬─┬─┬─┬─┬─y─┬─┬─┬─┬─┬─┬─┬─┬┤ │ │*│x│ │*│x│ │*│x│ │*│x│ │*│x│ │*│x││ │ └─┴─┘ │*│x│ │*│x│ │*│x│ │*│x│ │*│x││ │ └─┴─┘ │*│x│ │*│x│ │*│x│ │*│x││ │ │*│x│ │*│x│ │*│x│ │*│x││ -2 000 ┼ └─┴─┘ │*│x│ │*│x│ │*│x││ │ │*│x│ │*│x│ │*│x││ │ │*│x│ │*│x│ │*│x││ │ └─┴─┘ │*│x│ │*│x││ │ y│*│x│ │*│x││ -4 000 ┼ │*│x│ │*│x││ │ └─┴─┘ │*│x││ │ │*│x││ │ │*│x││ │ └─┴─┘│ -6 000 ┼ │ │ │ │ │ │ │ │ │ -8 000 ┼ y │ │ │ │ │ │ │ │ │ -10 000 ┼ │ │ │ │ y │ │ │ │ │ -12 000 ┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
* - Прибыль до x - Чистая y - Накопленная чистая налогообложения прибыль прибыль |
Рис. 4.12. Прогноз динамики чистой прибыли от основной
деятельности до 2014 года, тыс. руб.
На рисунке 4.13 представлен график движения денежных средств организации на планируемый период.
тыс. руб. 150 000 ┬───────────────────────────────────────────────────────────────────────┐ │ │ │ ┌─┐ │ │ ┌─┐ │x│ │ │ ┌─┐ ┌─┐ │x│ │x│ │ │ ┌─┐ │x│ │x│ │x│ │x│ │ │ ┌─┐ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │ │ ┌─┐ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │ 100 000 ┼ ┌─┐ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │ │ ┌─┐ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │ │ ┌─┐ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │ │ ┌─┐ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │ │ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │ │ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │ │ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │ │ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │ 50 000 ┼ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │ │ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │ │ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │ │ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ y│x│ y│x│ │x│ │x│ │x│ │ │ │x│ │x│ │x│ │x│ y│x│ y│x│ │x│ │x│ y│x│ y│x│ │x│ │ │ │x│ │x│ │x│ y│x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ y│x│ │ │ │x│ │x│ y│x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │xy │ │ │x│ y│x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │ 0 ┼──y───┴─┼─┬─┴─┼─┬─┴─┼─┬─┴─┼─┬─┴─┼─┬─┴─┼─┬─┴─┼─┬─┴─┼─┬─┴─┼─┬─┴─┼─┬─┴─┼─┬┤ │ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*││ │ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*││ │ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*││ │ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*││ │ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*││ │ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*││ │ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*││ -50 000 ┼ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*││ │ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*││ │ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*││ │ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*││ │ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*││ │ └─┘ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*││ │ └─┘ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*││ │ └─┘ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*││ -100 000 ┼ └─┘ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*││ │ └─┘ │*│ │*│ │*│ │*│ │*│ │*││ │ └─┘ │*│ │*│ │*│ │*│ │*││ │ └─┘ │*│ │*│ │*│ │*││ │ └─┘ └─┘ │*│ │*││ │ └─┘ │*││ │ └─┘│ │ │ -150 000 ┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┘ 01.01.2008 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
x - Приток средств * - Отток средств y - Свободные денежные средства |
Рис. 4.13. Динамика свободных денежных
средств организации
За счет существующей эффективности основной деятельности и амортизационного фонда МУПЭС г. Салавата в расчетном периоде 2008 - 2014 гг. будет располагать собственными средствами для обеспечения расширенного воспроизводства.
Размер чистого денежного притока в 2008 году составит порядка 3750 тыс. руб., к 2010 году он сократится до 3100 тыс. руб., а к 2014 - до 1080 тыс. руб.
Таким образом, можно с высокой степенью вероятности ожидать в ближайшие 5 - 7 лет резкое сокращение возможностей МУПЭС г. Салавата обеспечивать обновление и модернизацию находящихся в распоряжении основных фондов за счет собственных средств. Кроме того, с 2015 года может возникнуть дефицит собственных денежных средств организации для финансирования текущей деятельности.
Выводы по результатам моделирования базового сценария
1.Исходя из принятых допущений, основанных на сложившейся к 2007 году динамики и сценарных условий социально-экономического развития Российской Федерации, подготовленных Минэкономразвития РФ, по базовому сценарию развития ожидается увеличение себестоимости оказываемых услуг организации в 2008 году на 7,4% до уровня 70355,4 тыс. руб. В дальнейшем ожидается постепенное сокращение темпов увеличения себестоимости услуг по содержанию электросетей: в 2009 году - 6,62%, в 2010 - 5,89%, в 2011 - 5,18%, в 2012 - 4,88%, в 2013 - 4,65% и в 2014 - 4,49%.
2.В период 2008 - 2014 гг. ожидается рост полезного отпуска электроэнергии населению до уровня 113815 тыс. кВт/ч в год, средний темп прироста составит около 2,8% ежегодно. С учетом сложившейся тенденции незначительного сокращения отпуска электроэнергии прочим потребителям ожидается, что общий объем полезного отпуска МУПЭС г. Салавата составит: в 2008 году - порядка 194310 тыс. кВт/ч, в 2009 - 196763 тыс. кВт/ч, в 2010 - 198861 тыс. кВт/ч, в 2011 - 200696 тыс. кВт/ч, в 2012 - 202329 тыс. кВт/ч, в 2013 - 203801 тыс. кВт/ч, а в 2014 году достигнет уровня 205142 тыс. кВт/ч.
3.Удельная себестоимость услуг по содержанию электросетей, приходящаяся на пропуск 1 тыс. кВт/ч электроэнергии, в 2008 году увеличится на 5,6% и составит 36,21 коп. В последующие годы средний темп роста удельной себестоимости составит 4,5%. К 2010 году она составит не менее 41,63 коп., а к 2014 - 46,71 коп.
4.С учетом сложившейся динамики утверждаемых Государственным комитетом РБ по тарифам объемов полезного отпуска электроэнергии, размера расходов по содержанию электросетей, а также планового уровня рентабельности - 12,5% был составлен прогноз ставки платы за услуги по содержанию электросетей до 2014 года. Согласно полученным результатам планируется, что ее размер без инвестиционной составляющей составит: в 2009 - 43,43 коп./тыс. кВт/ч, в 2010 - 44,97 коп./тыс. кВт/ч и в 2014 - 49,89 коп./тыс. кВт/ч.
5.Ожидается постепенное снижение эффективности основной деятельности организации. Если в 2008 году планируется получение чистой прибыли в размере порядка 1200 тыс. руб., то к 2011 году она сократится до 1030 тыс. руб. При этом рентабельность основной деятельности (по чистой прибыли) снизится с 1,41% в 2008 году до -1% в 2014 году.
6.Прогноз движения денежных средств организации показал, что собственные источники финансирования для целей осуществления процесса расширенного воспроизводства будут иметь место в период 2008 - 2014 гг. После 2014 года МУПЭС г. Салавата может столкнуться с дефицитом свободных денежных средств для финансирования текущей деятельности.
5.ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ И ИНВЕСТИЦИОННАЯ ПРОГРАММЫ
Производственная и инвестиционная программы МУПЭС г. Салавата включают в себя мероприятия, направленные на обеспечение прогнозируемого объема потребления электроэнергии и повышение эффективности и качества оказываемых организацией услуг в соответствии с требованиями, установленными техническими регламентами, экологическими нормативами и имеющимися производственными возможностями. Основные положения производственной и инвестиционной программ следующие:
1.Имеющаяся к началу 2008 г. система электроснабжения остается неизменной в течение планируемого периода.
2.Объем потребления услуг изменяется в соответствии с динамикой роста численности населения, жилищного строительства, развития экономики г. Салавата, а также роста потребления электроэнергии за счет увеличения использования бытовых приборов.
3.Основные показатели сценария прогнозируются на основе ретроспективной динамики и прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на период 2008 - 2010 гг., предложенной Минэкономразвития РФ.
4.Тарифы по содержанию электросетей планируются исходя из расчетных значений необходимой валовой выручки в соответствии с Методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов на электрическую энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденными Приказом ФСТ России от 06.08.2004 за N 20-э\\2.
5.Прогноз плановых показателей осуществляется до 2014 года.
6.Оценка эффективности работы электросетевой компании оценивается по показателям качества электрической энергии и уровню снижения электрических потерь.
5.1.Мероприятия производственной программы
Производственной программой МУПЭС г. Салавата предусмотрены следующие мероприятия:
1.Совершенствование системы учета и распределения электроэнергии в поселке Спутник-Юлдашево.
2.Сертификация электрической энергии по показателям в электрических сетях общего назначения по схеме 3а.
Согласно перспективному плану застройки ГО г. Салават формируется новый микрорайон жилой малоэтажной застройки поселок Спутник-Юлдашево. Окончание строительства планируется в 2009 году. Ожидается, что 417 жилых домов комплекса будут введены в эксплуатацию с подключением всех инженерных сетей, в том числе сетей электроснабжения, в том числе в 2007 году - 60 домов, в 2008 году - 170 домов и в 2009 году - 187 домов.
По первому мероприятию планируется внедрение системы коммерческого учета с приобретением индивидуальных электронных счетчиков "Меркурий" и их монтаж на границе ответственности (опора между домами) для каждого потребителя, а также подключение к электросистеме вновь возведенных жилых домов проводом СИП.
Согласно проектно-сметной документации, разработанной ООО "Курс", общая стоимость внедрения индивидуальных приборов коммерческого учета составляет 7315 тыс. руб., в том числе стоимость приборов и пуско-наладочных работ на сумму 3215 тыс. руб., а также стоимость монтажа, подключения, оформления разрешительной документации и сдача заказчику в эксплуатацию в объеме 4100 тыс. руб. При этом затраты на внедрение мероприятия составляют: в 2008 году - 4040 тыс. рублей и в 2009 году - 3275 тыс. рублей.
Особенность финансирования данного мероприятия состоит в том, что стоимость приборов и пуско-наладочных работ включена в расчет тарифа на услуги 2008 г. как инвестиционная составляющая, а затраты по монтажу, подключению и вводу в эксплуатацию осуществляются за счет собственных средств предприятия.
Таким образом, с вводом в эксплуатацию 417 жилых домов комплекса предусматривается увеличение потребления электроэнергии в 2008 - 2009 гг. Данные представлены в таблице 5.1.
Таблица 5.1. Прирост потребления электроэнергии по поселку Спутник-Юлдашево
| Показатели | 2007 | 2008 | 2009 | Итого по проекту |
| Среднегодовое потребление электроэнергии на 1 абонента среди населения, тыс. кВт/ч | 1,594 | 1,645 | 1,688 | |
| Увеличение количества потребителей, абонентов | 60 | 170 | 187 | 417 |
| Прирост потребления электроэнергии среди населения по пос. Спутник-Юлдашево, тыс. кВт/ч | 95,64 | 279,65 | 371,76 | 747,05 |
Выполнение данного мероприятия позволит:
- начать поэтапное внедрение системы коммерческого учета потребления электроэнергии в жилищном секторе;
- снизить электрические потери в сетях и в приборах учета;
- исключить несанкционированный отбор электроэнергии;
- уменьшить затраты на техническое обслуживание и ремонт сетей.
По второму мероприятию программы предусматривается обязательная сертификация электрической энергии по показателям ее качества. В соответствии с разработанными Правилами обязательной сертификации подлежит электрическая энергия в распределительных электрических сетях, присоединенных к центрам питания, от которых электрическая энергия поставляется или только бытовым потребителям, или бытовым потребителям одновременно с юридическими потребителями, включая промышленные предприятия. Сертификация электрической энергии должна проводиться на соответствие требованиям ГОСТ 13109-97 "Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения", установленным для следующих показателей качества электрической энергии:
- отклонение частоты;
- установившееся отклонение напряжения;
- коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения;
- коэффициент п-ой гармонической составляющей напряжения;
- коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности;
- коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности.
МУПЭС г. Салавата предусматривает возможность проведения обязательной сертификации электрической энергии по схеме сертификации 3а.
Краткая схема сертификации электрической энергии представлена в таблице 5.2.
Таблица 5.2. Схема сертификации электрической энергии МУПЭС г. Салавата
| N схемы | Испытания в аккредитованных испытательных лабораториях по качеству э\\энергии и другие способы доказательства соответствия | Проверка производства (системы качества) | Инспекционный контроль сертифицированной продукции (системы качества, произв-ва) |
| 3 | Экспертиза протоколов испытаний э\\энергии, проведенных заявителем. Испытание э\\энергии в контрольных точках | Испытание электроэнергии в контрольных точках | |
| 3а | Испытание э\\энергии в контрольных точках. Экспертиза орг.-методических и технических документов электроснабжающей организации и протоколов испытаний э\\энергии, проведенных заявителем | Анализ состояния производства электроснабжающей организации | Испытание э\\энергии в контрольных точках. Анализ состояния производства энергоснабжающей организации |
По состоянию на данный момент, МУПЭС г. Салавата по рекомендации ОС г. Самары проводит работу по оформлению заявки в адрес органа по сертификации электрической энергии по форме, указанной в Изменении N 1 "Система сертификации ГОСТ Р. Формы основных документов", по выбранной схеме сертификации 3а. Готовятся дополнительные сведения: реквизиты лицензии на право осуществления видов деятельности в энергетике, данные по производственной деятельности, приложение, в котором идентифицируются распределительные электрические сети, и заключение органа государственного надзора о техническом состоянии электроустановок электроснабжающей организации, влияющих на качество отпускаемой потребителям электрической энергии. Оформление заявки планируется закончить в 1 квартале 2008 г. и представить в ОС во 2 квартале текущего года. На основании материалов, полученных в соответствии с принятой схемой сертификации, ОС осуществляет оценку соответствия электрической энергии установленным требованиям к ее качеству, результаты оценки отражаются в решении о выдаче (об отказе выдачи) сертификата соответствия. Реализация механизма сертификации электрической энергии потребует дополнительных затрат от организации, которые относятся на себестоимость продукции и учитываются в расчете тарифа на электрическую энергию в перечне затрат при представлении в Государственный комитет РБ по тарифам. Общая сумма затрат на сертификацию электрической энергии с учетом приобретения необходимых приборов измерения качества ЭЭ и подготовки персонала по вопросам управления КЭ по предварительным расчетам составляет 1025 тыс. рублей.
Внедрение системы сертификации качества ЭЭ позволит довести показатели качества электроэнергии (ПКЭ) до установленных в ГОСТ 13109-97, установить границы принадлежностей сетей и все отношения строить на основании договоров между всеми участниками рынка, включая физических лиц, исключить отклонения частоты и напряжения в распределительной сети сверх допустимых значений за счет контролируемого оперативного управления квалифицированным персоналом диспетчеров.
Наиболее часто встречающимся отклонением качества ЭЭ является отклонение в сети по напряжению, что приводит к выходу из строя электропотребляющих приборов и недоотпуск электроэнергии потребителям.
По данным за 2007 год, МУПЭС г. Салавата в период с 5 ноября по 5 декабря имело место падение напряжения до 200 вольт в распределительных сетях от ПС "Северная", что вызвало отклонение напряжения до 9,1%. Предельно допустимое отклонение ЭЭ при ее сертификации составляет не более 5%. Таким образом, из-за несоблюдения ПКЭ по напряжению со стороны ОАО "Башкирэнерго", за счет разницы отклонения напряжения на (9,1% - 5% = 4,1%), что при объеме пропуска ЭЭ от ПС "Северная" в год равном 53824080 кВт/ч, потребители недополучили ЭЭ на величину:
53824080 * 4,1 \\ 12 * 100 = 183900 кВт/ч.
Исходя из представленного расчета видно, что выполнение ПКЭ, установленных ГОСТ 13109-97, позволит МУПЭС г. Салавата: исключить случаи отклонений утвержденных показателей, повысить качество работы электроприемников у потребителей, снизить затраты на аварийно-восстановительные работы и получить упущенную выгоду.
5.2.Мероприятия инвестиционной программы
Мероприятия инвестиционной программы направлены на долгосрочное и устойчивое развитие системы электроснабжения потребителей и обеспечение выполнения качественных показателей электрической энергии при оказании услуг населению.
Инвестиционная программа разрабатывается на период с 2009 по 2012 гг. и представлена в таблице 5.3.
Таблица 5.3. Мероприятия инвестиционной программы МУПЭС г. Салавата
┌──────────────────────────────────────────────┬───────────────┬─────────────┐ │ Наименование мероприятий │ Результаты │ Сроки │ │ │ внедрения │ внедрения │ ├──────────────────────────────────────────────┼───────────────┼─────────────┤ │1. Модернизация системы электроснабжения с│Повышение │ │ │оптимизацией потребления ЭЭ и распределения│надежности и│ │ │нагрузок при совершенствовании ее│качества услуг,│ │ │эксплуатации, за счет: │экономия ЭЭ,│ │ │- реконструкции технологического оборудования│снижение затрат│2009 г. │ │трансформаторной подстанции ТП-1Б; │на РЭН,│ │ │- реконструкции кабельных сетей и│перераспреде- │2010 - 2011│ │технологического оборудования трансформаторной│ление нагрузок │гг. │ │подстанции РП-1; │ │ │ │- замены силовых трансформаторов на│ │2012 г. │ │трансформаторных подстанциях ТП-51Г, ТП-51В,│ │ │ │ТП-41В. │ │ │ │2. Реконструкция магистральных сетей ВЛ-04 кВ,│Экономия ЭЭ,│ │ │выполненных голым проводом на самонесущие│снижение │ │ │изолированные провода СИП, с заменой вводов в│потерь, │ │ │домах: │затрат на РЭН,│ │ │- в кварталах NN 3, 6, 9, 61; │возможность │2009 г. │ │- в кварталах NN 111 - 116; │внедрения АСКУЭ│2010 г. │ │- в поселке Мусино │ │2012 г. │ └──────────────────────────────────────────────┴───────────────┴─────────────┘
5.2.1.Модернизация системы электроснабжения потребителей предусматривает реконструкцию старых трансформаторных подстанций с оптимизацией распределения нагрузок, увеличения надежности и качества услуг за счет:
1) реконструкции трансформаторной подстанции ТП-1Б с установкой 2-х трансформаторов ТМ-400/6/04 кВ и камер КСО-292 в количестве 5 штук;
2) реконструкции трансформаторной подстанции РП-1 с заменой 2-х кабельных линий на фидерах NN 5, 20 и заменой камер КСО-2У на КСО-292 в количестве 16 штук;
3) увеличения электрической мощности трансформаторных подстанций за счет замены трансформаторов в ТП-51Г (вместо ТМ-250/6/04 кВ на ТМ-400/6/04 кВ в количестве 2-х штук), в ТП-51В (вместо ТМ-250/6/04 кВ на ТМ-400/6/04 кВ в количестве 2-х штук), в ТП-41В (вместо ТМ-180/6/04 кВ на ТМ-250/6/04 кВ в количестве 1 штуки).
В связи с застройкой квартала N 1 многоэтажными домами увеличивается потребляемая электрическая мощность и ТП-1Б не справляется с существующими нагрузками в период максимума. Ввиду сверхнормативного срока эксплуатации электрооборудования ТП-1Б (с 1953 г.) предусматривается полная реконструкция трансформаторной подстанции:
- с заменой трансформатора ТМ-315\\6\\04 на ТМ-400\\6\\04 и камер;
- КСО-2У с масляными выключателями на камеры КСО-203 (292) с вакуумными выключателями;
- с установкой второго трансформатора ТМ-400\\6\\04 и новых камер КСО-203 (292) с вакуумными выключателями.
Расчет затрат по реконструкции ТП-1Б при замене старого оборудования и установке вновь вводимого оборудования представлен в таблице 5.4.
Экономический эффект от внедрения мероприятия по реконструкции трансформаторной подстанции ТП-1Б состоит из:
- экономии затрат на капитальный ремонт и техническое обслуживание оборудования;
- экономии затрат вследствие уменьшения простоя из-за капитального ремонта, технического обслуживания и ликвидации аварий;
- упущенной выгоды от недополученной электроэнергии потребителями в период простоя.
Таблица 5.4. Расчет затрат по реконструкции ТП-1Б
┌───────────────────────────────┬─────────────┬─────────────────┬────────────┐ │ Виды затрат │ Количество │ Стоимость 1 ед. │ Общая │ │ │оборудования,│оборудования <*> ,│ стоимость, │ │ │ шт. │ тыс. руб. │ тыс. руб. │ ├───────────────────────────────┼─────────────┼─────────────────┼────────────┤ │1. Трансформатор ТМ-400\6\04 │ 2 │ 145,5 │ 291,0 │ │2. Камера КСО-202 - всего, в│ 5 │ │ 1323,0 │ │т.ч.: │ │ │ │ │- КСО-203 (ввод) │ 2 │ 270,0 │ 540,0 │ │- КСО-203 (секц. выкл.) │ 1 │ 245,0 │ 245,0 │ │- КСО-203 (отход. линия) │ 2 │ 269,0 │ 538,0 │ │3. СМР <**> при замене│ 7 │ │ 406,0 │ │трансформатора и установке│ │ │ │ │нового оборудования (данные│ │ │ │ │затраты, согласно статистике,│ │ │ │ │приняты в размере 25% от│ │ │ │ │стоимости оборудования) │ │ │ │ │4. Общая сумма затрат │ │ │ 2020,0 │ └───────────────────────────────┴─────────────┴─────────────────┴────────────┘
--------------------------------
<*> Цены на оборудование по состоянию на 01.01.2008 (данные АО "СЭМЗ").
<**> СМР выполняются собственными силами предприятия.
Расчет показателей эффективности при внедрении мероприятия по реконструкции ТП-1Б представлен в таблице 5.5.
Таблица 5.5. Расчет экономии затрат и эффективности при реконструкции ТП-1Б
┌──────────────────────────────────────────────────────────┬─────────────────┐ │ Показатели затрат │Данные по 2007 г.│ ├──────────────────────────────────────────────────────────┼─────────────────┤ │1. Затраты на капремонт и техобслуживание ТП, тыс. руб. │ 6,4 │ │2. Экономия затрат при внедрении мероприятия, по отношению│ 69,0 │ │к базовым затратам, % │ │ │3. Экономия затрат на капремонте и техобслуживании, тыс.│ 4,97 │ │руб. │ │ │4. Количество отключений за год, шт. │ 3 │ │5. Недоотпуск электроэнергии в период простоя за 1 случай,│ 95611 │ │кВт/ч │ │ │6. Общий недоотпуск электроэнергии за год, кВт/ч │ 286833 │ │7. Упущенная выгода от недоотпуска электроэнергии (тариф =│ 109,0 │ │0,38 руб\кВт), тыс. руб. │ │ │8. Экономия затрат вследствии уменьшения простоев, по│ 31,0 │ │отношению к упущенной выгоде, % │ │ │9. Экономия затрат вследствии уменьшения простоев, тыс.│ 33,8 │ │руб. │ │ └──────────────────────────────────────────────────────────┴─────────────────┘
Выполнение данного мероприятия позволит повысить надежность работы системы, улучшить качество услуг для потребителя, увеличить количество потребителей от ТП-1Б и получить эффект от внедрения.
Реконструкция трансформаторной подстанции РП-1 (1965 года внедрения) включает в себя целый комплекс работ по обеспечению высокой надежности энергосистемы, высокого качества электрической энергии, стабильности электроснабжения, снижения потерь в распределительных сетях и эксплуатационных затрат на РЭН за счет:
1.Замены физически изношенных кабельных линий КЛ-6 кВ на фидерах NN 5, 20 от ПС-35/6 кВ "Южная" до РП-1, выполненных кабелем типа АСБ 3 x 150 - 4 штуки, протяженностью 1775 метров каждый на кабель типа АПвП 1 x 400 - 6 штук.
2.Замены камер КСО-2У с масляными выключателями ВМГ-133 в количестве 16 штук на новые камеры КСО-292 с вакуумными выключателями ВВ/ТЕЛ, в том числе:
- КСО-203 (292) сх. 8ЭВ-600 ввод - 2 шт.
- КСО-203 (292) сх. 5ЭВ-600 секционный выключатель - 1 шт.
- КСО-202 (292) сх. 8ЭВ-600 отходящая линия - 13 шт.
Предусматривается замена кабельных линий КЛ-6 кВ от ПО 35/6 кВ "Южная"
до РП-1 протяженностью 1775 метров, находящихся в эксплуатации с 1967 года.
2
Замене подлежат 2 нитки по 2 кабеля типа АСБ-6 сечением 3 x 150 мм . На
каждую нитку КЛ приходится не менее 21 муфтового соединения, что в среднем
составляет не менее 12 муфт на 1 км. Это в 2 раза превышает норматив,
равный 6 муфтам на 1 км КЛ.Трасса пролегания кабеля находится в зоне интенсивного дорожного движения и домов малоэтажной застройки, а также подвергается затоплению...
Состояние кабельных линий и их надежность оценивается как "неудовлетворительное" и требует замены, что и предусматривается в производственной программе.
Планируется провести замену кабельных линий на новый кабель типа ААШв
2 2
сечением 3 x 150 мм или на кабель АПвП 1 x 400 мм на всем участке трассы.
Выбор кабеля проводится исходя из сравнения технико-экономических
показателей по трем видам кабелей (см. табл. 5.6).Таблица 5.6. Выбор кабеля по технико-экономическим показателям
| Технические характеристики | Тип кабеля | ||
| АСБ 3 x 150-6 | ААШв 3 x 150-6 | АПвП 1 x 400-6 | |
| Сопротивление жилы при t° = 20 °C, Ом/км | 0,206 | 0,206 | 0,0778 |
| Сопротивление изоляции (не более) при t° = 20 °С, МОм/км | 200 | 200 | 200 |
| Допустимая токовая нагрузка (в земле), А | 275 | 275 | 561 |
| Допустимая температура нагрева жилы, °С | 70 | 70 | 90 |
| Максимальная температура при коротком замыкании, °С | 200 | 200 | 250 |
| Коэффициент диэлектрических потерь | 0,008 | 0,008 | 0,001 |
| Срок эксплуатации (не менее), лет | 30 | 30 | 30 |
| Масса, кг/км | 5096 | 3246 | 1134 |
| Стоимость (с НДС), тыс. руб./км | 572,598 | 496,909 | 381,651 |
--------------------------------
<*> Данные на 12.12.2007 ОАО "Кабсар" (г. Саранск).
В настоящее время кабельная сеть г. Салавата напряжением 6 - 10 кВ имеет протяженность 196 км, используются кабели с бумажной пропитанной изоляцией (БПИ) типа АСБ. При этом повреждаемость в среднем составляет 2 случая в год на участке трассы длиной 1,775 км.
При выборе типа кабеля сравнивались эксплуатационные характеристики кабелей типа АСБ, ААШв и АПвП. По показателю надежности безусловное преимущество имеют кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ), основными преимуществами которых являются:
- низкий коэффициент диэлектрических потерь;
- высокая стойкость к повреждениям;
- прокладка на трассах без ограничения разности уровней;
- большая пропускная способность (допустимые токовые нагрузки выше на 15 - 30%, чем у кабеля с БПИ) за счет увеличения допустимой температуры жилы;
- меньший вес, диаметр и радиус изгиба;
- большие строительные длины.
По стоимостным показателям кабель ААШв дешевле в 1,152 раза, чем кабель АПвП. Прокладка будет вестись по трассе, имеющей один уровень и 8 прямоугольных радиусов изгиба.
Сравнительные технико-экономические показатели и выбор типа кабеля представлены в таблице 5.7.
Таблица 5.7. Сравнительные технико-экономические показатели и выбор кабеля
| Показатель | АСБ | ААШв | АПвП |
| Надежность (по коэффициенту токовой нагрузки) | 1,0 | 1,0 | 0,7 |
| Уровень требований к прокладке кабеля (по коэффициенту затрат) | Аттестованный персонал | Аттестованный персонал | Высокая квалификация персонала. Высокое качество вспомогательных материалов и инструментов |
| 1,0 | 1,0 | 1,2 | |
| Стоимость одного километра кабеля (по коэффициенту соотношения к минимальной цене) | 1,152 | 1,0 | 1,152 |
| Общая сумма коэффициентов | 3,125 | 3,0 | 3,052 |
Исходя из данных таблицы 5.7 и, учитывая, что прокладка двух кабельных линий ведется в одной траншее с наличием множества изгибов, выбираем кабель типа АПвП (1 x 400) x 3 для одного фидера.
Сравнительный анализ капитальных затрат по различным вариантам замены кабеля АСБ 3 x 150 приведен в таблице 5.8.
Таблица 5.8. Расчет капитальных затрат на замену кабеля АСБ (3 x 150)
| Показатель | АСБ (3 x 150) 2 шт. на 1 фидер | ААШв (3 x 150) 2 шт. на 1 фидер | АПвП (1 x 400) 3 шт. на 1 фидер |
| Длина, км | 1,775 x 2 = 3,550 | 1,775 x 2 = 3,550 | 3 x 1,775 = 5,325 |
| Стоимость 1 км кабеля (по данным ОАО "Кабсар"), тыс. руб. (без НДС) | 485,25 | 421,109 | 323,433 |
| Стоимость кабеля на 1 фидер, тыс. руб. (без НДС) | 1722,64 | 1494,94 | 1722,28 |
| Строительномонтажные работы на 1 км КЛ, тыс. руб. | 120 | 120 | 120 |
| Стоимость строительномонтажных работ на 1 фидер, тыс. руб. | 120 x 1,775 = 213 | 120 x 1,775 = 213 | 120 x 1,775 = 213 |
| Количество фидеров | 2 | 2 | 2 |
| Общая сумма затрат, тыс. руб. (без НДС) | (1722,64 + 213) x 2 = 3871,28 | (1494,94 + 213) x 2 = 3415,88 | (1722,28 + 213) x 2 = 3870,56 |
Экономический эффект от замены кабеля оценивается по нескольким показателям:
- снижение затрат на восстановление кабеля;
- упущенная выгода при отключениях потребителей;
- снижение потерь электроэнергии в кабельных сетях;
- выручка от продажи демонтированного кабеля.
Для расчетов принимаем фактические данные по МУПЭС г. Салавата по состоянию на 01.01.2008:
1.Среднее количество повреждений в год на фидере N 20 - 1 раз, на фидере N 5 - 1 раз, всего 2 повреждения в год.
2.Затраты на устранение повреждений в год составили 90503 руб.
3.Недоотпуск электроэнергии потребителям по фидеру N 20 равен 47229 кВт/ч, а по фидеру N 5 - 321780 кВт/ч, всего 369009 кВт/ч.
4.Стоимость 1 кг лома алюминия при сдаче неразделанного кабеля АСБ 3 x 150 составляет 30 руб.
5.Общая длина кабеля АСБ 3 x 150, подлежащего замене, составляет 4 x 1775 = 7100 метров.
6.Вес алюминия в 1 метре кабеля АСБ 3 x 150 равен 1,236 кг/м.
Затраты на ликвидацию аварий в год задаются как исходные данные и принимаются в сумме 90503 руб. в год.
Упущенная выгода по причине аварий и ремонта на кабельных линиях фидера N 20 и фидера N 5 рассчитывается как произведение фактически недоотпущенной электроэнергии в объеме 369009 кВт/ч на ставку платы за услуги по содержанию электросетей (0,398 руб./кВт*ч) и равна 146866 руб.
Экономический эффект от снижения потерь электроэнергии в кабельных сетях рассчитывается по формуле:
дельта Э = Z x дельта W, КС пр где: Z - ставка платы за услуги по содержанию сетей, руб./кВт*ч пр дельта W - годовые потери электроэнергии, кВт/ч, равные дельта W = дельта Р x тау , М М где: тау - годовое число максимальных потерь, час М Т - время использования максимальной нагрузки, равное 4000 час М дельта Р - потери мощности в кабельных линиях при длительно допустимой М токовой нагрузке ┌─ ─┐2 │ Т │ │ м │ тау = │0,124 + ---- │ x 8760 = 2405 м │ 1000 │ └─ ─┘ 2 -1 дельта P = (3 x I x р x l x 1000 ) x 2 фидера, М где: I - расчетный ток, протекающий в кабельной линии, А р - удельное сопротивление для кабеля, равное: - для кабеля АСБ (3 x 150) и ААШв (3 x 150) = 0,206 Ом/км и при их параллельном соединении = 0,103 Ом/км; - для кабеля АПвП (1 x 400) = 0,0778 Ом/км.
При сравнении данных по удельному сопротивлению видно, что годовые потери электроэнергии в кабеле типа АПвП (1 x 400) меньше, чем в кабелях типа АСБ и ААШв (расчет представлен в таблице 5.9 ).
Таблица 5.9. Расчет экономии электроэнергии при замене кабеля АСБ 3 x 150 (2 нитки по 2 кабеля в параллельном соединении)
┌─────────────────────────────┬───────────────┬───────────────┬──────────────┐ │ Показатели │ АСБ (3 x 150) │ААШв (3 x 150) │АПвП (1 x 400)│ ├─────────────────────────────┼───────────────┼───────────────┼──────────────┤ │Расстояние от ПС "Южная" до│1,775 │1,775 │1,775 │ │РП-1, км │ │ │ │ ├─────────────────────────────┼───────────────┼───────────────┼──────────────┤ │Способ подключения кабелей: │2 в 1 │2 в 1 │1 │ │- параллельное соединение│ │ │ │ │двух жил в одну │ │ │ │ │- одна жила │ │ │ │ ├─────────────────────────────┼───────────────┼───────────────┼──────────────┤ │Допустимые токовые нагрузки в│2 x 281 = 562 │2 x 281 = 562 │562 │ │земле, А │ │ │ │ ├─────────────────────────────┼───────────────┼───────────────┼──────────────┤ │Максимальное сопротивление│ │ │ │ │жилы при t = 20 °C, Ом/км: │0,206 │0,206 │ │ │- две жилы │0,103 │0,103 │0,0778 │ │- одна жила │ │ │ │ ├─────────────────────────────┼───────────────┼───────────────┼──────────────┤ │Потери мощности в кабеле, кВт│ │ │ │ │- две жилы │346,5 │346,5 │ │ │- одна жила │ │ │261,7 │ ├─────────────────────────────┼───────────────┼───────────────┼──────────────┤ │Время использования│2405 │2405 │2405 │ │максимальной нагрузки, час │ │ │ │ ├─────────────────────────────┼───────────────┼───────────────┼──────────────┤ │Годовые потери│833333 │833333 │629386 │ │электроэнергии, кВт/ч │ │ │ │ ├─────────────────────────────┼───────────────┼───────────────┼──────────────┤ │Экономия электроэнергии при│ │ │203947 │ │замене кабеля АСБ │ │ │ │ └─────────────────────────────┴───────────────┴───────────────┴──────────────┘
Экономия электроэнергии за счет снижения потерь в кабельных линиях будет получена в случае замены кабеля АСБ (3 x 150) (2 нитки по 2 кабеля) на кабель АПвП (1 x 400) (2 нитки по 3 кабеля) и составит 203947 кВт/ч.
Выручка от продажи демонтированного кабеля АСБ 3 x 150 составит:
V = L x р x Ц,
k
где: L - общая длина кабеля;
р - удельный вес алюминия в 1 метре демонтированного кабеля, кг/м;
Ц - цена алюминия за 1 кг демонтированного кабеля.
V = 7100 x 1,236 x 30 = 263268 руб.
kСводные данные по экономии электроэнергии и денежных средств при замене кабеля АСБ 3 x 150 на кабель АПвП 1 x 400 представлены в таблице 5.10.
Таблица 5.10. Сводные данные по эффективности замены кабеля АСБ 3 x 150
| Годовая экономия при замене кабеля АСБ | Размер |
| Снижение затрат на восстановление кабеля, тыс. руб. | 90,5 |
| Снижение упущенной выгоды при отключении потребителей в период ремонта, тыс. кВт/ч | 369,01 |
| Снижение потерь электроэнергии в кабельных сетях, тыс. кВт/ч | 203,95 |
| Выручка от продажи демонтированного кабеля АСБ 3 x 150, тыс. руб. | 263,27 |
Замена камер КСО-2У с масляными выключателями ВМГ-133 в количестве 16 штук на новые камеры КСО-203 (292) с вакуумными выключателями типа BB/TEL производства АО "Альстом - Свердловский электромеханический завод" (г. Екатеринбург).
Затраты на выполнение мероприятий по замене камер КСО-2У на камеры КСО-203 (292) представлены в таблице 5.11.
Таблица 5.11. Капитальные затраты на замену камер КСО-2У на камеры КСО/203 (292)
| Наименование показателя | Кол-во, шт. | Стоимость за 1 шт., тыс. руб. | Общая стоимость, тыс. руб. |
| 1. Оборудование: Камера КСО-203 (292), в т.ч. | 16 | 4282,0 | |
| - КСО-203 сх. 8ЭВ-600 ввод | 2 | 207,0 | 540,0 |
| - КСО-203 сх. 5ЭВ-600 секц. Выключатель | 1 | 245,0 | 245,0 |
| - КСО-203 сх. 8ЭВ-600 отход. Линия | 13 | 269,0 | 3497,0 |
| 2. СМР по замене камер КСО-2У (25% от стоимости оборудования) | 16 | 1427 | |
| 3. Общая сумма затрат | 5709,0 |
Структура экономии затрат от внедрения нового оборудования (по данным исследования ОАО "Политехника") состоит из:
- экономии затрат на капитальный ремонт и техническое обслуживание;
- экономии затрат вследствие уменьшения простоев из-за капитального ремонта, технического обслуживания и ликвидации аварий.
Изменения затрат после внедрения указанных мероприятий рассчитаны в таблице 5.12.
Таблица 5.12. Расчет экономии от внедрения нового оборудования
| Наименование показателя | год |
| 2007 | |
| Затраты на капитальный ремонт и техническое обслуживание ТП (базовый вариант), тыс. руб. | 6,4 |
| Экономия затрат при внедрении мероприятия, в % к базовому варианту | 69 |
| Экономия затрат, тыс. руб. | 4,42 |
| Экономия затрат вследствие уменьшения простоев из-за капитального ремонта и технического обслуживания, % | 31 |
| Недоотпуск электроэнергии в период отключения, кВт/ч на 1 случай: | |
| - по фидеру N 20 | 62972 |
| - по фидеру N 5 | 128250 |
| - в среднем | 95611 |
| Общий недоотпуск электроэнергии (при 3-х случаях в год ), кВт/ч | 286833 |
| Упущенная выгода (при ставке платы = 0,398), тыс. руб./год | 109 |
| Экономия затрат вследствие уменьшения простоев из-за капитального ремонта при отключениях, тыс. руб. | 33,8 |
Исходя из расчета экономии при внедрении мероприятия получим:
- снижение затрат на капитальный ремонт и техническое обслуживание и экономию затрат от уменьшения простоев из-за капитального ремонта при отключениях на сумму 38,22 тыс. рублей в 2008 году;
- упущенную выгоду от общего недоотпуска электроэнергии в объеме 286833 кВт/ч в год.
Реконструкция трансформаторных подстанций предусматривает проведение следующих видов работ:
- по ТП-51Г - замену 2-х трансформаторов ТМ-250/6/0,4 кВ (введенных в эксплуатацию в 1965 г.) на новые трансформаторы ТМ-400/6/0,4 кВ;
- по ТП-51В - замену 2-х трансформаторов ТМ-250/6/0,4 кВ (1966 г.) на новые трансформаторы ТМ-400/6/0,4 кВ;
- по ТП-41В - замену одного трансформатора ТМ-180/6/0,4 кВ (1962 г.) на трансформатор ТМ-250/6/0,4 кВ из имеющегося резерва.
Капитальные затраты на реконструкцию ТП-51Г, ТП-51В и ТП-41В приведены в таблице 5.13.
Таблица 5.13. Расчет капитальных затрат на реконструкцию ТП-51Г, ТП-51В и ТП-41В
| Показатель | Кол-во, шт. | Стоимость 1 шт., тыс. руб. | Общая стоимость, тыс. руб. |
| 1. Трансформатор ТМ-400/6/0,4 кВ | 4 | 145,5 | 582,0 |
| 2. СМР по замене трансформаторов (25% от стоимости оборудования) | 194,0 | ||
| 3. Всего капитальных затрат | 776 |
Экономический эффект реконструкции ТП-51Г, ТП-51В и ТП-41В состоит из:
- экономии затрат на капитальный ремонт и техническое обслуживание;
- экономии затрат вследствие сокращения простоя из-за капитального ремонта, технического обслуживания и ликвидации аварий;
- упущенной выгоды от недоотпущенной потребителям электроэнергии в период простоя.
Расчет экономической эффективности при реконструкции ТП-51Г, ТП-51В и ТП-41В представлен в таблице 5.14.
Таблица 5.14. Расчет экономической эффективности при реконструкции ТП-51Г, ТП-51В и ТП-41В
| Показатель | Значение |
| 1. Затраты на капитальный ремонт и техническое обслуживание 3-х ТП (базовый вариант), тыс. руб. | 19,2 |
| 2. Экономия затрат при внедрении мероприятия, % к базовому варианту | 69 |
| 3. Экономия затрат на капитальный ремонт и техническое обслуживание по мероприятию, тыс. руб. | 13,25 |
| 4. Количество отключений в год из-за превышения нагрузки, раз | 6 |
| 5. Недоотпуск электроэнергии в период отключения, кВт/ч за 1 случай | 95611 |
| 6. Общий недоотпуск электроэнергии в результате отключений, кВт/ч | 573666 |
| 7. Упущенная выгода от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб. | 218 |
| 8. Экономия затрат вследствие уменьшения простоя, % | 31 |
| 9. Экономия затрат по мероприятию вследствие уменьшения простоев, тыс. руб. | 67,6 |
Сводные данные о капитальных затратах на модернизацию системы электроснабжения за счет оптимизации мощностей, распределения нагрузок и совершенствования режимов ее эксплуатации приведены в таблице 5.15.
Таблица 5.15. Капитальные затраты на модернизацию системы электроснабжения
| Наименование мероприятия | Расчет затрат в ценах на 01.01.2008 | год | ||||
| 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | ||
| 1. Реконструкция ТП-1, тыс. руб., в том числе: | 9366,6 | |||||
| - замена кабельных линий | 3871,0 | 3871,0 | ||||
| - замена камер КСО | 5709,0 | 5709,0 | ||||
| 2. Реконструкция трансформатора ТП-1Б с заменой камер КСО, тыс. руб. | 2020,0 | 2020,0 | ||||
| 3. Реконструкция ТП-51Г, ТП-51В, ТП-41В с заменой трансформаторов, тыс. руб. | 776,0 | 776,0 | ||||
| 4. Общая сумма затрат на модернизацию, тыс. руб. | 12376,0 | 2020,0 | 3871,0 | 5709,0 | 776 | |
Сводные данные об экономии затрат, электроэнергии, упущенной выгоде по мероприятиям модернизации системы электроснабжения представлены в таблице 5.16.
Таблица 5.16. Расчет общей экономии по мероприятиям модернизации системы электроснабжения
| Наименование мероприятия | Год | ||||
| 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1. Реконструкция ТП-1, в том числе: | |||||
| От замены кабеля: | |||||
| - экономия затрат на капитальный ремонт и техническое обслуживание, тыс. руб. | 90,5 | 90,5 | 90,5 | ||
| - недоотпуск электроэнергии, тыс. кВт/ч | 369,01 | 369,01 | 369,01 | ||
| - экономия электроэнергии, тыс. кВт/ч | 203,95 | 203,95 | |||
| - выручка от продажи демонтированного кабеля, тыс. руб. | 263,27 | ||||
| От замены ячеек КСО: | |||||
| - экономия затрат на капитальный ремонт и техническое обслуживание, тыс. руб. | 38,22 | 38,22 | |||
| - недоотпуск электроэнергии, тыс. кВт/ч | - | 286,83 | 286,83 | ||
| 2. Реконструкция ТП-1Б, в том числе: | |||||
| - экономия затрат на капитальный ремонт и техническое обслуживание, тыс. руб. | 38,22 | 38,22 | 38,22 | 38,22 | |
| - недоотпуск электроэнергии, тыс. кВт/ч | 286,83 | 286,83 | 286,83 | 286,83 | |
| 3. Реконструкция ТП-51-Г, ТП-51В, ТП-41В, в том числе: | |||||
| - экономия затрат на капитальный ремонт и техническое обслуживание, тыс. руб. | - | - | - | 80,85 | |
| - недоотпуск электроэнергии, тыс. кВт/ч | - | - | - | 573,67 | |
| 4. Итого общая экономия, в том числе: | |||||
| - экономия затрат на капитальный ремонт и техническое обслуживание, тыс. руб. | 38,22 | 128,72 | 166,94 | 247,79 | |
| - недоотпуск электроэнергии, тыс. кВт/ч | 286,83 | 655,84 | 942,67 | 1516,34 | |
| - экономия электроэнергии, тыс. кВт/ч | 203,95 | 203,95 | |||
| - выручка от продажи демонтированного кабеля, тыс. руб. | 263,27 | - | - | ||
5.2.2.Реконструкция магистральных сетей ВЛ-0,4 кВ в поселке Мусино, кварталах N 3, 6, 9, 61, N 111 - 116
Данное мероприятие направлено на обеспечение надежности электроснабжения, повышение электробезопасности сетей, ликвидацию несанкционированного отбора электроэнергии и снижение технологических потерь в сетях 0,4 кВ. Предлагается замена магистральных сетей ВЛ 0,4 кВ электроснабжения пос. Мусино (см. приложение 2 ) (не приводится), кварталов N 111 - 116 (см. приложение 3 ) (не приводится) и кварталов 3, 6, 9, 61 с голого провода типа А-35 на самонесущий изолированный провод типа СИП-4 (4 x 35) и замена вводов в дома с провода типа АВВГ (2 x 10, 2 x 6) на самонесущий изолированный провод типа СИП-4 (2 x 16).
Реконструкция сетей ВЛ 0,4 кВ предусматривается в следующих направлениях, представленных в таблице 5.17.
Таблица 5.17. Характеристики реконструируемых сетей по направлениям
┌───────────────────────────────────┬─────────────┬──────────────┬───────────┐ │ Показатель │ Пос. Мусино │ Кварталы │ Кварталы │ │ │ │ N 111 - 116 │3, 6, 9, 61│ ├───────────────────────────────────┼─────────────┼──────────────┼───────────┤ │1. Протяженность ВЛ 0,4 кВ, км │32,29 (63,1%)│11,235 (21,9%)│7,665 (15%)│ ├───────────────────────────────────┼─────────────┼──────────────┼───────────┤ │ 2 │ │ │ │ │2. Сечение провода ВЛ 0,4 кВ, мм │4 x 35 │4 x 35 │4 x 35 │ ├───────────────────────────────────┼─────────────┼──────────────┼───────────┤ │3. Протяженность вводов, км │23,84 │5,6 │3,833 │ ├───────────────────────────────────┼─────────────┼──────────────┼───────────┤ │ 2 │ │ │ │ │4. Сечение провода ввода, мм │2 x 16 │2 x 16 │2 x 16 │ ├───────────────────────────────────┼─────────────┼──────────────┼───────────┤ │5. Количество абонентов, шт. │961 │327 │66 │ ├───────────────────────────────────┼─────────────┼──────────────┼───────────┤ │6. Объем транспортируемой│2883,0 │981,0 │198,0 │ │электроэнергии, тыс. кВт/ч │ │ │ │ ├───────────────────────────────────┼─────────────┼──────────────┼───────────┤ │7. Срок замены, год │2012 │2010 │2009 │ └───────────────────────────────────┴─────────────┴──────────────┴───────────┘
Затраты на реализацию мероприятия рассчитываются по методике ОАО "РОСЭП", опубликованной в журнале "Новости электротехники", N 4 за 2005 год. В основу расчета общей стоимости работ по замене существующей ВЛ 0,4 кВ и вводов к домам на провода типа СИП-4 заложена стоимость провода на 1 км трассы в процентах от общей стоимости работ. Так, при замене трассы ВЛ 0,4 кВ с применением провода СИП-4 (4 x 35) его стоимость составляет 41% от общей стоимости работ, а при замене вводов в дом с применением провода СИП-4 (2 x 16) его стоимость составляет 80% от общей стоимости.
По данным ЗАО "Севкабель" на 01.01.2008 стоимость 1 км провода СИП-4 (4 x 35) составляет 49540 руб. (без НДС) и провода СИП-4 (2 x 16) - 19660 руб. (без НДС).
Исходя из представленных данных по методике НИЦ "Старинфо" рассчитаем затраты на 1 км для каждого вида работ:
- при замене голого провода А-35 (4 x 35) ВЛ 0,4 кВ на СИП-4 затраты составят:
49540 x 100%
ЗЛ = ------------- = 120829 руб./км
ВЛ-0,4 41%- при замене вводов в дом с провода АВВГ (1 x 6) х 2 на СИП-4 (2 x 16):
19660 x 100%
ЗЛ = ------------ = 24575 руб./км.
ВВОД 80%Сводный расчет затрат выполнения работ при замене провода на трассе ВЛ 0,4 кВ и вводов к домам потребителей в ценах на 01.01.2008 представлен в таблице 5.18.
Таблица 5.18. Сводный расчет затрат по замене ВЛ 04 кВ
┌────────────────────────────────────────────┬─────────┬─────────┬───────────┐ │ Показатель │ Пос. │Кварталы │ Кварталы │ │ │ Мусино │111 - 116│3, 6, 9, 61│ ├────────────────────────────────────────────┼─────────┼─────────┼───────────┤ │1. Затраты на 1 км при замене провода на ВЛ│ 120,828│ 120,828│ 120,828│ │0,4 кВ, тыс. руб./км │ │ │ │ ├────────────────────────────────────────────┼─────────┼─────────┼───────────┤ │Протяженность ВЛ 0,4 кВ, км │ 32,29 │ 11,235│ 7,665│ ├────────────────────────────────────────────┼─────────┼─────────┼───────────┤ │Общие затраты при замене провода на ВЛ 0,4│ 3901,54 │ 1357,5 │ 926,15 │ │кВ, тыс. руб. │ │ │ │ ├────────────────────────────────────────────┼─────────┼─────────┼───────────┤ │2. Затраты на 1 км при замене вводов в дома,│ 24,575│ 24,575│ 24,575│ │тыс. руб./км │ │ │ │ ├────────────────────────────────────────────┼─────────┼─────────┼───────────┤ │Протяженность вводов, км │ 23,84 │ 5,6 │ 3,833│ ├────────────────────────────────────────────┼─────────┼─────────┼───────────┤ │Общие затраты при замене вводов в дома, тыс.│ 585,87 │ 137,62 │ 94,2 │ │руб. │ │ │ │ ├────────────────────────────────────────────┼─────────┼─────────┼───────────┤ │3. Общая сумма затрат, тыс. руб. │ 4487,41 │ 1495,12 │ 1020,35 │ ├────────────────────────────────────────────┼─────────┼─────────┼───────────┤ │в том числе по годам: │ │ │ │ ├────────────────────────────────────────────┼─────────┼─────────┼───────────┤ │2009 г. │ │ │ 1020,35 │ ├────────────────────────────────────────────┼─────────┼─────────┼───────────┤ │2010 г. │ │ 1495,12 │ │ ├────────────────────────────────────────────┼─────────┼─────────┼───────────┤ │2011 г. │ │ │ │ ├────────────────────────────────────────────┼─────────┼─────────┼───────────┤ │2012 г. │ 4487,41 │ │ │ ├────────────────────────────────────────────┼─────────┴─────────┴───────────┤ │4. Всего затрат по мероприятию, тыс. руб. │ 7002,88 │ └────────────────────────────────────────────┴───────────────────────────────┘
Экономическая нецелесообразность использования "голого" провода складывается из хищения в бытовом секторе и расходов на обрезку крон деревьев. Убыток от хищения электроэнергии в бытовом секторе определяется как сумма потерь несанкционированного отбора и потерь от использования электросчетчиков класса 2,5.
Срок эксплуатации электросчетчиков составляет:
- по пос. Мусино - 50 лет;
- по кварталам 111 - 116 - 33 года;
- по кварталам 3, 6, 9, 61 - 50 лет.
Согласно ПУЭ эксплуатация электросчетчиков со сроком свыше 25 лет не допускается и должны быть заменены, что и предусматривается данным мероприятием. Замену производят потребители при подключении новых вводов в дом.
Расчет коммерческих потерь от использования счетчиков класса 2,5 представлен в таблице 5.19.
Таблица 5.19. Расчет коммерческих потерь при использовании счетчиков класса 2,5
| Показатель | П. Мусино | Кв. N 111 - 116 | Кв. N 3, 6, 9, 61 | Всего |
| 1. Количество электросчетчиков, подлежащих замене, всего, шт. | 961 | 327 | 95 | 1384 |
| в т.ч. по годам | ||||
| 2009 | - | - | 96 | 96 |
| 2010 | - | 327 | - | 327 |
| 2011 | 531 | - | - | 531 |
| 2012 | 430 | - | - | 430 |
| 2. Среднее потребление электроэнергии на 1 абонента за 2007 год, кВт/ч | 3000 | 3000 | 3000 | |
| 3. Нетехнические потери электроэнергии населением при использовании электросчетчиков класса 2,5, % | 12 - 15 | 12 - 15 | 12 - 15 | |
| 4. Расчетные технические потери электроэнергии при использовании электросчетчиков класса 2,5, всего, кВт/ч (п. 4 = п. 1 x п. 2 x п. 3/100) | 345960 | 117720 | 34560 | 498240 |
| в т.ч. по годам | ||||
| 2009 | - | - | 34560 | 34560 |
| 2010 | - | 117720 | 34560 | 152280 |
| 2011 | 117720 | 34560 | 152280 | |
| 2012 | 345960 | 117720 | 34560 | 498240 |
Затраты по обрезке крон деревьев, по данным МУПЭС г. Салавата, входят в состав общеэксплуатационных расходов и выполняются бригадой в составе:
- рабочих-обрезчиков крон - 2 чел.;
- водителя автовышки - 1 чел.;
- водителя автомашины "КамАЗ".
Суммарное время проведения работ за год составляет 10 рабочих дней или 1/2 месяца.
Трудовые затраты рассчитываются по формуле:
SUM З = СЗ x N x n = 9672,7 x 0,5 x 4 = 19345,4 руб.,
ТРУД мес
где: СЗ - среднемесячная заработная плата рабочих по предприятию,
руб./мес.;
N - количество месяцев;
мес
n - количество рабочих в бригаде, чел.Транспортные расходы составляют:
1) для а/м Автовышка = 657,85 руб./час x 10 дн. x 8 час = 52628 руб.;
2) для а/м КамАЗ = 546,74 руб./час x 10 дн. x 8 час = 43739 руб.
Общая сумма затрат равна 52628 + 43739 = 96367 руб.
Экономия трудовых затрат и транспортных расходов по годам представлена в таблице 5.20.
Таблица 5.20. Экономия трудовых и транспортных расходов при замене ВЛ 0,4 кВ
| Наименование расходов | Всего | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 |
| 1. Трудовые затраты | 19,34 | - | 2,9 | 7,14 | 7,14 | 19,34 |
| - по кв. N 3, 6, 9, 61 | 2,90 | - | 2,9 | 2,9 | 2,9 | 2,9 |
| - по кв. N 111 - 116 | 4,24 | - | - | 4,24 | 4,24 | 4,24 |
| - по пос. Мусино | 12,20 | - | - | - | - | 12,2 |
| 2. Транспортные расходы | 96,37 | - | 14,45 | 35,55 | 35,55 | 96,37 |
| - по кв. N 3, 6, 9, 61 | 14,45 | - | 14,45 | 14,45 | 14,45 | 14,45 |
| - по кв. N 111 - 116 | 21,11 | - | - | 21,11 | 21,11 | 21,11 |
| - по пос. Мусино | 60,81 | - | - | - | 60,81 |
Кроме того, при замене проводов А-35 ВЛ 0,4 кВ на СИП-4 сокращаются затраты на ремонт и техническое обслуживание воздушных линий. Экономия затрат МУПЭС г. Салавата на обслуживание воздушных линий (по данным за 2007 год) представлена в таблице 5.21.
Таблица 5.21. Экономия затрат на ремонт и техническое обслуживание ВЛ 0,4 кВ
| Показатель | Всего | Пос. Мусино | Кв. N 111 - 116 | Кв. N 3, 6, 9, 61 |
| 1. Техническое обслуживание ВЛ 0,4 кВ, тыс. руб. | 1030,257 | 649,440 | 225,997 | 154,82 |
| 2. Ремонтно-восстановительные работы ВЛ 0,4 кВ, тыс. руб. | 304,926 | 114,955 | 152,015 | 37,956 |
| Всего затрат в год, тыс. руб., в т.ч.: | 1335,183 | 764,395 | 378,012 | 192,776 |
| 2009 | 192,77 | - | - | 192,776 |
| 2010 | 570,788 | - | 378,012 | 192,776 |
| 2011 | 570,788 | 378,012 | 192,776 | |
| 2012 | 1335,183 | 764,395 | 378,012 | 192,776 |
По этапам выполнения работ после демонтажа провода А-35 необходимо учесть получение дополнительных финансовых средств от продажи провода предприятию ООО "Башцветмет". В расчет принимается цена, установленная на 01.01.2008 в размере 40 тыс. руб. за 1 т. Расчет дополнительных средств от продажи демонтированного и не пригодного для дальнейшего использования провода А-35 представлен в таблице 5.22.
Таблица 5.22. Расчет выручки от продаж демонтированного провода А-35
| Показатель | Кв. N 3, 6, 9, 61 | Кв. N 111 - 116 | Пос. Мусино | Выручка, тыс. руб. | |||
| демонт. | реализ. | демонт. | реализ. | демонт. | реализ. | ||
| 1. Вес 1 км провода А-35, кг | 94,0 | ||||||
| 2. Протяженность трассы, км | 7,665 | 11,235 | 32,290 | ||||
| Общий вес б/у провода, кг | |||||||
| 2009 | 2,882 | ||||||
| 2010 | 2,882 | 4,2244 | 115,28 | ||||
| 2011 | 4,2244 | 168,98 | |||||
| 2012 | 12,141 | 269,06 | |||||
| 2013 | 12,141 | 485,636 | |||||
| Всего | 769,896 | ||||||
По данным ОАО "Электросеть", Ассоциации "Мособлэлектро", ОАО "Фирма ОРГРЭС", при внедрении линий ВЛ 0,4 кВ с применением провода СИП-4 по сравнению с аналогичными линиями, выполненными проводом А-35, существует существенное снижение потерь мощности - до 10% (в расчет принимаем 8%) за счет:
- уменьшения числа срабатывания низковольтной коммутационной аппаратуры в щитах управления, распределительных и трансформаторных пунктах;
- исключения короткого замыкания между проводами фаз или "на землю".
Расчет экономии электроэнергии при снижении потерь мощности представлен в таблице 5.23.
Таблица 5.23. Расчет экономии электроэнергии при снижении потерь мощности
| Показатель | Пос. Мусино | Кв. N 111 - 116 | Кв. N 3, 6, 9, 61 | Всего |
| Объем пропуска электроэнергии, тыс. кВт/ч | 2883 | 981 | 198 | 4062 |
| Снижение потерь мощности, % | 8,0 | |||
| Всего экономия электроэнергии в год, тыс. кВт/ч | 230,64 | 78,48 | 15,84 | 324,96 |
| В т.ч. по годам | ||||
| 2009 | - | - | - | - |
| 2010 | - | - | 15,84 | 15,84 |
| 2011 | - | 78,48 | 15,84 | 94,32 |
| 2012 | 78,48 | 15,84 | 94,32 | |
| 2013 | 230,64 | 78,48 | 15,84 | 324,96 |
Свободный расчет экономии затрат и электроэнергии от внедрения мероприятий по замене проводов А-35 и вводов в дома (провод АВВГ) на провод СИП-4 представлен в таблице 5.24.
Таблица 5.24. Сводный расчет экономии затрат и электроэнергии при замене ВЛ 0,4 кВ
| Показатель | Всего | Экономия по годам | ||||
| 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | ||
| 1. Экономия электроэнергии, тыс. кВт/ч: | ||||||
| - от снижения потерь при использовании электросчетчиков класса 1,5 - 2,0 | 498,24 | - | 34,56 | 152,28 | 152,28 | 498,24 |
| - от снижения потерь мощности | 324,96 | - | 15,84 | 94,32 | 94,32 | 324,96 |
| 2. Экономия трудовых затрат, тыс. руб. | 19,34 | - | 2,9 | 7,14 | 7,14 | 19,34 |
| 3. Экономия транспортных расходов, тыс. руб. | 96,37 | - | 14,45 | 35,55 | 35,55 | 96,37 |
| 4. Экономия расходов на ремонт и техническое обслуживание, тыс. руб. | 1335,183 | 192,776 | 570,788 | 570,788 | 1335,183 | 1335,183 |
| 5. Выручка от реализации б/у провода А-35, тыс. руб. | 769,896 | - | 115,28 | 168,98 | 485,636 | |
Выполнение мероприятий производственной и инвестиционной программ позволит МУПЭС г. Салавата качественно изменить систему электроснабжения потребителей и достичь следующих показателей:
1.Повысить надежность функционирования системы энергообеспечения за счет сертификации электрической энергии по показателям качества.
2.Снизить уровень потерь электроэнергии в трансформаторных подстанциях и распределительных сетях, тем самым обеспечить увеличение потребления электроэнергии без ввода дополнительных мощностей.
3.Сократить затраты на ремонт и техническое обслуживание трансформаторных подстанций и распределительных сетей, направить мобилизованные средства на повышение качества обслуживания.
4.Получить дополнительную экономию электроэнергии.
5.Направить сэкономленные средства на выполнение мероприятий инвестиционной программы.
5.3.Моделирование деятельности МУП Электрические сети ГО г. Салават с учетом мероприятий производственной и инвестиционной программы
Оценка эффективности предложенных мероприятий, направленных на снижение коммерческих и технологических потерь в электросетях, производилась на основе следующих положений:
1.Сокращение потерь приводит к снижению пропуска электроэнергии через ТСО при неизменных объемах полезного отпуска потребителям в сравнении с показателями, установленными в базовом сценарии развития.
2.Так как с 2007 года МУПЭС г. Салавата фактически не оплачивает электроэнергию, полученную на передачу от ОАО "Башкирэнерго", то условный экономический эффект мероприятий определяется для организации - проектоустроителя на основе расчетных тарифов на услуги по передаче электроэнергии. Это связано с тем, что данная комплексная программа имеет цель повышения результативности деятельности и улучшения качества предоставляемых МУПЭС г. Салавата услуг.
3.Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в сетях обладают экономическим эффектом, прежде всего, для организации-поставщика электроэнергии (ОАО "Башкирэнерго") и в случае необходимости данный эффект может быть рассчитан по утвержденным и планируемым тарифам на электроэнергию на розничном (потребительском) рынке.
Оценка экономической эффективности мероприятий по сокращению потерь электроэнергии при пропуске через ТСО производится исходя из изменений технических параметров оборудования и электросетей при их модернизации и новом строительстве.
На рисунке 5.1 представлена сравнительная динамика пропуска электроэнергии через сети МУПЭС г. Салавата по базовому сценарию и с учетом предлагаемых мероприятий.
Как видно из представленного графика, выполнение мероприятий производственной и инвестиционной программ позволит сократить объем пропуска электроэнергии через ТСО (относительно базового сценария) на 520 тыс. кВт/ч с 2013 года. При этом объем полезного отпуска увеличится на 2100 тыс. кВт/ч. Таким образом, будет достигнуто снижение потерь электроэнергии в сетях и ТП с 11% по базовому сценарию до 9,9%.
Оценка экономической эффективности мероприятий, направленных на снижение текущих затрат на обслуживание и ремонт электросетей, определялась исходя из разницы между фактически сложившимися и планируемыми показателями, определенными в базовом сценарии развития, и объемом необходимых затрат на обслуживание вновь вводимых основных фондов согласно техническим условиям и опыту подобного внедрения.
235000 ┬ │ │ │ * 230000 ┼ * - │ * - │ - │ -* 225000 ┼ │ - │ - * │ * 220000 ┼ -* │ │ 215000 ┼ │ │ │ 210000 ┼ │ x │ │ x 205000 ┼ x y │ y │ x y │ y 200000 ┼ x │ x y │ y │ 195000 yx │ │ │ 190000 ┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤ 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
* - Объем пропуска э/энергии через ТСО, тыс. кВт/ч - - Объем пропуска э/энергии через ТСО (инвест.), тыс. кВт/ч y - Полезный отпуск, тыс. кВт/ч x - Полезный отпуск (инвест.), тыс. кВт/ч |
Рис. 5.1. Сравнительная динамика пропуска
электроэнергии через сети МУПЭС г. Салавата
Сокращение ремонтного фонда от внедрения мероприятий комплексной программы представлено на рисунке 5.2.
Как показано на рисунке 5.2, снижение размера ремонтного фонда ожидается с 2009 года. Следует учесть, что внедряемые мероприятия позволят не только сократить затраты на ремонт и обслуживание воздушных и кабельных линий, но и снизить динамику увеличения ремонтного фонда по сравнению с базовым сценарием развития организации.
Сокращение ремонтного фонда относительно базового сценария в 2010 году ожидается на уровне 660 тыс. руб., в 2012 году - на уровне 1500 тыс. руб., а в 2014 году - 1900 тыс. руб. Всего за 6 лет ожидается получение экономии расходов на ремонт и техническое обслуживание в размере около 7300 тыс. руб.
Таким образом, начиная с 2009 года ожидается постепенное сокращение себестоимости услуг по содержанию электросетей относительно базового сценария. Средний темп увеличения себестоимости с учетом программы составит около 5,7% (относительно 6% по базовому сценарию).
12500,0 ┬ │ │ y │ 12000,0 ┼ │ y │ │ 11500,0 ┼ y │ │ │ 11000,0 ┼ y │ │ │ 10500,0 ┼ y │ │ x │ 10000,0 ┼ │ y │ x x x x │ x 9500,0 ┼ │ yx │ 9000,0 ┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤ 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
y - Ремонтный фонд (к = 1,1) базовый x - Ремонтный фонд (инвест.) |
Рис. 5.2. Прогноз изменения ремонтного фонда с учетом
выполнения инвестиционной программы
На рисунке 5.3 представлен сравнительный график удельных затрат на 1 условную единицу по базовому сценарию и с учетом комплексной программы развития.
1100,00 ┬ y │ │ x │ y 1050,00 ┼ │ │ x │ y 1000,00 ┼ │ x │ │ y 950,00 ┼ x │ │ y │ x 900,00 ┼ │ │ │ yx 850,00 ┼ │ │ yx 800,00 ┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤ 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
y - Затраты на 1 усл. ед. в месяц x - Затраты на 1 усл. ед. в месяц |
Рис. 5.3. Динамика изменения затрат
на 1 условную единицу, руб.
Удельные затраты на 1 условную единицу несколько снизятся начиная с 2009 года. В 2010 году их размер составит 906,32 руб., в 2011 - 948,85 руб., в 2012 - 991,06 руб., в 2013 - 1032,54 руб., в 2014 году - 1097,70 руб.
С учетом полученных результатов реализации комплексной программы на рисунке 5.4 приведен график чистой прибыли организации.
тыс. руб. 14 000 ┬─────────────────────────────────────────────────────────────────┐ │ │ │ │ │ z │ │ z │ 12 000 ┼ │ │ z │ │ z │ │ │ │ │ 10 000 ┼ z │ │ z │ │ │ │ │ │ z │ 8 000 ┼ │ │ │ │ z │ │ z │ │ │ 6 000 ┼ │ │ │ │┌─┐ z │ ││x│ z │ ││x│ │ 4 000 ┤│xz─┐ │ ││x│*│ │ ││x│*│ │ ││x│*│ │ ││x│*│ ┌─┐ ┌─┐ ┌─┐ │ 2 000 ┤│x│*│ │x│ │x│ ┌─┐ │x│ │ ││x│*│ │x├─┐ │x├─┐ │x├─┐ ┌─┐ │x├─┐ │ ││x│*│ │x│*│ │x│*│ │x│*│ │x├─┐ │x│*│ ┌─┐ │ ││x│*│ │x│*│ │x│*│ │x│*│ │x│*│ │x│*│ │x├─┐ │ ││x│*│ │x│*│ │x│*│ │x│*│ │x│*│ │x│*│ │x│*│ │ 0 ┼┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┬─┬─┬─┬─┬─┬─┬─┬─┬─┬─┬─┬┤ │ │x│*│ │x│*│ │x│*│ │x│*││ │ └─┴─┘ │x│*│ │x│*│ │x│*││ │ └─┴─┘ │x│*│ │x│*││ │ │x│*│ │x│*││ -2 000 ┼ │x│*│ │x│*││ │ └─┴─┘ │x│*││ │ │x│*││ │ │x│*││ │ └─┴─┘│ -4 000 ┼ │ │ │ │ │ │ │ │ │ -6 000 ┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
x - Прибыль до * - Чистая z - Накопленная чистая налогообложения прибыль прибыль |
Рис. 5.4. Динамика чистой прибыли организации с учетом
реализации комплексной программы развития
Реализация мероприятий производственной и инвестиционной программ позволяет повысить эффективность деятельности МУПЭС г. Салавата в среднесрочной и долгосрочной перспективе. Как видно из представленного графика, эффективность основной деятельности МУПЭС г. Салавата сохранится до 2015 года. В 2008 и 2009 гг. МУПЭС г. Салавата может рассчитывать на получение чистой прибыли в размере 1300 - 1500 тыс. руб. В период 2010 - 2013 гг. эффективность деятельности организации несколько вырастет, а размер чистой прибыли составит порядка 1700 - 1800 тыс. руб. Общая сумма чистой прибыли за период с 2008 по 2015 гг. составит не менее 10800 тыс. руб.
С 2014 года рентабельность начнет снижаться, что связано, прежде всего, со значительным увеличением амортизационных отчислений с учетом введения новых и модернизируемых объектов в эксплуатацию. Здесь следует отметить, что в расчеты принималась "чистая" экономическая эффективность комплексной программы без учета особенностей учета вводимых основных средств на балансе организации и разграничения полномочий с муниципальными органами.
Принимая во внимание все вышесказанное, можно отметить достаточно высокую эффективность предлагаемых мероприятий комплексной программы развития МУПЭС г. Салавата (см. рис. 5.5).
тыс. руб. 15 000 ┬─────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐ │ │ │ * │ │ │ │ * │ │ │ 10 000 ┼ │ │ * │ │ │ │ * │ │ │ │ │ 5 000 ┼ * │ │ │ │ * │ │ ┌─┐ ┌─┬─┐ ┌─┬─┐ ┌─┬─┐ ┌─┬─┐ ┌─┬─┐ ┌─┬─┐ ┌─┬─┐ ┌─┬─┐ ┌─┬─┐ ┌─┐ ┌─┐ ┌─┐ ┌─┐ │ │ ┌─┐ │-│ ┌─┐ │-│x│ │-│x│ │-│x│ │-│x│ │-│x│ │-│x│ │-│x│ │-│x│ │-│x│ │-├─┐ │-├─┐ │-├─┐ │-├─┐│ │ │-│ │-│ │-│ │-│x│ │-│x│ │-│x│ │-│x│ │-│x│ │-│x│ │-│x│ │-│x│ │-│x│ │-│x│ │-│x│ │-│x│ │-│xz│ 0 z*──────z*─────┬─┬─┴─┼─┬─┴─┼─┬─┴─┼─┬─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┘*└─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴─┴┤ │ │x│ │x│ │x│ │x│ z │ │ *z │x│ │x│ │x│ │x│ * z │ │ │x│ │x│ │x│ │x│ z │ │ z*┘ │x│ │x│ │x│ z │ │ │x│ │x│ └─┘ * z │ -5 000 ┼ │x│ │x│ │ │ z └─┘ │x│ z │ │ * └─┘ * z │ │ z │ │ │ │ *z │ -10 000 ┤ z │ │ z │ │ * z * │ │ │ │ z │ │ z * │ -15 000 ┤ │ │ z │ │ * │ │ * │ │ │ │ * │ -20 000 ┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┘ 01.01.2008 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
- Чистый приток x - Чистый отток y - Ликв. стоимость * - Накопленный z - Накопленный чистый средств средств проекта чистый доход доход (дисконтированный) |
Рис. 5.5. Чистая текущая стоимость инвестиционной программы
Из представленной диаграммы видно, что простой срок окупаемости затрат на программу составляет около 7,4 года, а дисконтированный (при ставке сравнения 7%) - 12,6 года.
При этом чистая текущая стоимость инвестиционной программы составляет 102 тыс. руб. Индекс доходности инвестиций - 2%, а внутренняя норма рентабельности - 7%.
5.4.Финансовая реализуемость производственной и инвестиционной программ
Для достоверной оценки приемлемости предлагаемых проектов в рамках производственной и инвестиционной программ необходимо провести анализ их финансовой реализуемости.
Производственной программой МУПЭС г. Салавата предусматривается финансирование данного мероприятия, состоит в том, что стоимость приборов и пуско-наладочных работ включена в расчет тарифа на услуги 2008 г. как инвестиционная составляющая, а затраты по монтажу, подключению и вводу в эксплуатацию осуществляются за счет собственных средств предприятия в 2009 году. Анализ финансового состояния МУПЭС г. Салавата показал, что организация способна профинансировать в 2008 году работы на сумму 4040 тыс. руб. (с учетом инвестиционной составляющей ставки платы за услуги по содержанию сетей). Оставшаяся часть инвестиционных затрат в размере 3275 тыс. руб. (без НДС) будет осуществлена в 2009 году за счет собственных средств организации.
На рисунке 5.6 представлен график движения денежных средств организации с учетом текущей деятельности и выполнения комплексной программы развития.
Диаграмма показывает, что в период 2009 - 2012 гг. наблюдается дефицит собственных источников финансирования капитальных вложений организации соответственно в размере: 3040 тыс. руб., 1543 тыс. руб., 1785 тыс. руб. и 1080 тыс. руб.
С учетом привлекательности инвестиционной программы как для МУПЭС г. Салавата, так и для ОАО "Башкирэнерго" предлагается мобилизовать дополнительные средства с помощью включения в ставку платы за услуги по содержанию электросетей инвестиционной составляющей в период 2009 - 2012 гг. Расчет необходимой валовой выручки и размера платы за услуги по содержанию электросетей на период 2009 - 2014 гг. представлен в таблице 5.25.
тыс. руб. 150 000 ┬───────────────────────────────────────────────────────────────────────┐ │ │ │ ┌─┐ │ │ ┌─┐ │-│ │ │ ┌─┐ ┌─┐ │-│ │-│ │ │ ┌─┐ │-│ │-│ │-│ │-│ │ │ ┌─┐ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │ │ ┌─┐ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │ 100 000 ┼ ┌─┐ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │ │ ┌─┐ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │ │ ┌─┐ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │ │ ┌─┐ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │ │ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │ │ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │ │ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │ │ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │ 50 000 ┼ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │ │ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │ │ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │ │ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │ │ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │ │ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │ │ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ *│-│ *│-* │ │ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ │-│ *│-│ *│-│ │-│ │-│ │ 0 *─────*└─┼─┬─┴─┼─┬─┴─┼─┬─┴─┼─┬─┴─┼─┬─┴─┼─┐*└─┼─┬─┴─┼─┬─┴─┼─┬─┴─┼─┬─┴─┼─┬┤ │ │x│* │x│* │x│* │x│* │x│* │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x││ │ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x││ │ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x││ │ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x││ │ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x││ │ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x││ │ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x││ -50 000 ┼ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x││ │ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x││ │ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x││ │ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x││ │ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x││ │ └─┘ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x││ │ └─┘ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x││ │ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x││ -100 000 ┼ └─┘ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x│ │x││ │ └─┘ └─┘ └─┘ └─┘ │x│ │x│ │x│ │x││ │ └─┘ │x│ │x│ │x││ │ └─┘ │x│ │x││ │ └─┘ │x││ │ └─┘│ │ │ │ │ -150 000 ┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┘ 01.01.2008 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
- Приток средств x - Отток средств * - Свободные денежные средства |
Рис. 5.6. Движение денежных средств с учетом
реализации мероприятий программы
Так как сумма дополнительного дохода, мобилизуемая на покрытие дефицита финансирования инвестиционной программы, будет облагаться налогом на прибыль организаций по ставке 24%, то необходимую инвестиционную составляющую необходимо учесть с коэффициентом 1,24 от существующего дефицита.
Таким образом, инвестиционная составляющая в ставке платы за услуги МУПЭС г. Салавата составит:
в 2009 году - 3770 тыс. руб.
в 2010 году - 1913 тыс. руб.
в 2011 году - 2213 тыс. руб.
в 2012 году - 1339 тыс. руб.
Из таблицы 5.21 видно, что необходимая валовая выручка увеличивается в 2009 - 2011 годах на величину дефицита финансирования.
Таблица 5.25. Расчет тарифа на услуги по передаче электроэнергии, оказываемые МУПЭС ГО г. Салават на 2009 - 2014 гг., тыс. руб.
| Статьи затрат | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 |
| Материалы | 1137,6 | 1254,2 | 1364,9 | 1470,6 | 1572,0 | 1669,8 |
| Амортизация (износ) | 1948,4 | 2204,2 | 2307,7 | 2360,7 | 2379,6 | 2397,0 |
| Затраты на оплату труда | 23893,4 | 25610,7 | 27271,6 | 29037,7 | 30921,1 | 32932,2 |
| Отчисления на социальные нужды | 6307,9 | 6761,2 | 7199,7 | 7666,0 | 8163,2 | 8694,1 |
| Ремонтный фонд | 9726,3 | 9810,4 | 9856,4 | 9939,1 | 9946,4 | 10351,5 |
| Общеэксплуатационные расходы | 29059,3 | 30554,7 | 31869,8 | 33042,0 | 34115,7 | 35131,2 |
| Прочие расходы | 2880,6 | 2919,3 | 2958,1 | 2996,8 | 3035,6 | 3074,3 |
| Итого расходов по эксплуатации | 74953,5 | 79114,9 | 82828,2 | 86512,8 | 90133,5 | 94250,1 |
| Прибыль | 9369,2 | 9889,4 | 10353,5 | 10814,1 | 11266,7 | 11781,3 |
| Рентабельность, % | 12,5 | 12,5 | 12,5 | 12,5 | 12,5 | 12,5 |
| Необходимая валовая выручка | 84322,7 | 89004,2 | 93181,7 | 97326,9 | 101400,2 | 106031,3 |
| Инвестиции | 3770 | 1913,3 | 2213,4 | 1339,2 | ||
| Необходимая валовая выручка с инвестициями | 88092,3 | 90917,5 | 95395,1 | 98666,1 | 101400,2 | 106031,3 |
| Количество условных единиц | 7274,4 | 7274,4 | 7274,4 | 7274,4 | 7274,4 | 7274,4 |
| Затраты на 1 усл. ед. в месяц | 858,64 | 906,32 | 948,85 | 991,06 | 1032,54 | 1079,70 |
| Объем пропуска э/энергии через ТСО, тыс. кВт/ч | 221382,60 | 223689,35 | 225555,31 | 227070,90 | 228467,35 | 229973,83 |
| Полезный отпуск, тыс. кВт/ч | 197355,05 | 199821,95 | 201944,12 | 203863,90 | 205909,54 | 207250,33 |
| Потери в сетях и ТП, тыс. кВт/ч | 24027,55 | 23867,40 | 23611,19 | 23207,00 | 22557,81 | 22723,50 |
| Ставка платы за услуги по содержанию э/сетей, коп./кВт*ч | 44,636 | 45,499 | 47,238 | 48,398 | 49,245 | 51,161 |
| Потери в сетях, % | 10,9 | 10,7 | 10,5 | 10,2 | 9,9 | 9,9 |
При этом расчетная ставка платы за услуги по содержанию электросетей составила: в 2009 году - 44,64 коп./кВт*ч (8% к установленной на 2008 год ставке без инвестиционной составляющей в размере 41,4 коп./кВт*ч); в 2010 году - 45,50 коп./кВт*ч (темп роста 2%); в 2011 году - 47,24 коп./кВт*ч (темп роста 4%); в 2012 году - 48,40 коп./кВт*ч (темп роста 2%).
Подобная динамика тарифов позволит организации осуществить расширенное воспроизводство основных фондов, снизить текущие затраты, получить экономию электроэнергии и обеспечить возможности капитальных вложений в дальнейшую модернизацию и развитие системы электроснабжения г. Салавата.
Источники финансирования мероприятий инвестиционной программы по годам реализации рассчитаны исходя из прогноза денежных потоков и с учетом инвестиционной составляющей в ставке платы за услуги по содержанию электросетей МУПЭС г. Салавата (см. табл. 5.26 ).
Таблица 5.26. Источники финансирования мероприятий инвестиционной программы на 2009 - 2012 гг.
┌─────────────────────────────────────────┬────────┬──────────┬─────────────────────────┐ │ Мероприятия │ Общая │ Срок │Источники финансирования │ │ │ сумма │выполнения│ работ, тыс. руб. │ │ │затрат, │ работ, ├─────────────┬───────────┤ │ │ тыс. │ год │ Инвест. │Собственные│ │ │ руб. │ │ надбавка │ средства │ │ │ │ │ │предприятия│ ├─────────────────────────────────────────┼────────┼──────────┼─────────────┼───────────┤ │1. Модернизация системы обеспечения│ 12376,0│2009 -│ 5348,0 │ 7028,0 │ │электроснабжения, оптимизация учета│ │2012 │ │ │ │потребления эл. энергии и распределения│ │ │ │ │ │нагрузок, в том числе: │ │ │ │ │ │- реконструкция технологического│ 2020,0│2009 │ 2020,0 │ │ │оборудования трансформаторной подстанции│ │ │ │ │ │ТП-1Б │ │ │ │ │ │- реконструкция кабельных сетей и│ 3871,0│2010 │ 1543,0 │ 2328,0 │ │технологического оборудования│ 5709,0│2011 │ 1785,0 │ 3924,0 │ │трансформаторной подстанции РП-1 │ │ │ │ │ │- увеличение электрической мощности│ 776,0│2012 │ - │ 776,0 │ │трансформаторных подстанций ТП-51Г, ТП-│ │ │ │ │ │51В, ТП-41В │ │ │ │ │ ├─────────────────────────────────────────┼────────┼──────────┼─────────────┼───────────┤ │2. Реконструкция магистральных сетей ВЛ-│ 7002,9│2009 -│ 2100,4 │ 4902,1 │ │0,4 кВ, выполненных голым проводом, на│ │2012 │ │ │ │провод СИП с заменой вводов: │ │ │ │ │ ├─────────────────────────────────────────┼────────┼──────────┼─────────────┼───────────┤ │- в кварталах N 3, 6, 9, 61 │ 1020,4│2009 │ 1020,4 │ - │ ├─────────────────────────────────────────┼────────┼──────────┼─────────────┼───────────┤ │- в кварталах N 111 - 116 │ 1495,1│2010 │ - │ 1495,1 │ ├─────────────────────────────────────────┼────────┼──────────┼─────────────┼───────────┤ │- в поселке Мусино │ 4487,4│2012 │ 1080,0 │ 3407,4 │ ├─────────────────────────────────────────┼────────┼──────────┼─────────────┼───────────┤ │Всего, в т.ч. по годам │ 19378,9│ │ 7448,4 │ 11930,5 │ ├─────────────────────────────────────────┼────────┼──────────┼─────────────┼───────────┤ │2009 г. │ 3040,4│ │ 3040,4 │ - │ ├─────────────────────────────────────────┼────────┼──────────┼─────────────┼───────────┤ │2010 г. │ 5366,1│ │ 1543,0 │ 3823,1 │ ├─────────────────────────────────────────┼────────┼──────────┼─────────────┼───────────┤ │2011 г. │ 5709,0│ │ 1785,0 │ 3924,0 │ ├─────────────────────────────────────────┼────────┼──────────┼─────────────┼───────────┤ │2012 г. │ 5263,4│ │ 1080,0 │ 4183,4 │ └─────────────────────────────────────────┴────────┴──────────┴─────────────┴───────────┘
Выводы по производственной и инвестиционной программам:
1.Предлагаемая программа МУПЭС г. Салавата сформирована в соответствии с программой комплексного развития коммунальной инфраструктуры, согласованной с органами местного самоуправления.
2.Комплексная программа МУПЭС г. Салавата содержит в себе мероприятия, направленные на модернизацию и развитие системы и объектов коммунальной энергетики в соответствии с потребностями жилищного и промышленного строительства, а также на повышение качества оказываемых услуг и снижение риска сбоев электроснабжения г. Салавата.
3.Мероприятия комплексной программы позволят снизить уровень потерь электроэнергии в сетях и ТП с 11,0% в 2007 году до 9,9% в 2014 году. Это приведет к сокращению объемов пропуска электроэнергии через ТСО (относительно базового сценария) на 520 тыс. кВт/ч при увеличении объемов полезного отпуска на 2100 тыс. кВт/ч.
4.Сокращение ремонтного фонда относительно базового сценария в 2010 году ожидается на уровне 660 тыс. руб., в 2012 году - на уровне 1500 тыс. руб., а в 2014 году - 1900 тыс. руб. Всего за 6 лет ожидается получение экономии расходов на ремонт и техническое обслуживание в размере около 7300 тыс. руб. Это приведет к замедлению темпов роста себестоимости начиная с 2009 года. Средний темп увеличения себестоимости с учетом программы составит около 5,7% (относительно 6% по базовому сценарию).
5.Простой срок окупаемости инвестиционных затрат на программу составляет около 7,4 года, а дисконтированный (при ставке сравнения 7%) - 12,6 года. При этом чистая текущая стоимость (NPV) инвестиционной программы составляет 289 тыс. руб. Индекс доходности инвестиций (PI) - 2%, а внутренняя норма рентабельности (IRR) - 7%.
6.Выполнение предлагаемой комплексной программы позволит повысить эффективность деятельности МУПЭС г. Салавата в среднесрочной и долгосрочной перспективе. Как видно из представленного графика, эффективность основной деятельности МУПЭС г. Салавата сохранится до 2015 года. В 2008 и 2009 гг. МУПЭС г. Салавата может рассчитывать на получение чистой прибыли в размере 1300 - 1500 тыс. руб. В период 2010 - 2013 гг. эффективность деятельности организации несколько вырастет, а размер чистой прибыли составит порядка 1700 - 1800 тыс. руб.
7.Для обеспечения финансовой реализуемости мероприятий инвестиционной программы необходима мобилизация дополнительных средств за счет включения в ставку платы за услуги по содержанию электросетей инвестиционной составляющей. Расчетные уровни тарифа составили:
в 2009 году - 44,64 коп./кВт*ч (8% к установленной на 2008 год ставке без инвестиционной составляющей в размере 41,4 коп./кВт*ч);
в 2010 году - 45,50 коп./кВт*ч (темп роста 2%);
в 2011 году - 47,24 коп./кВт*ч (темп роста 4%);
в 2012 году - 48,40 коп./кВт*ч (темп роста 2%).
6.ОЦЕНКА РИСКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕКУЩЕЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ОРГАНИЗАЦИИ С УЧЕТОМ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ПРОГРАММЫ
Оценка риска эффективности текущей деятельности МУПЭС г. Салавата была произведена с применением имитационного моделирования и последующего прогнозирования на основе программного продукта "Risk Analyzer".
В качестве моделируемых показателей выбраны несколько, а именно: затраты по полной себестоимости, необходимая валовая выручка, тариф на услуги по содержанию электросетей, рентабельность затрат по основной деятельности, уровень потерь электроэнергии в сетях.
Исходные данные представлены в таблице 6.1.
В качестве переменных приняты следующие показатели:
1.Статьи затрат:
a. Материалы.
b. Амортизация.
c. Фонд заработной платы и отчисления на социальные нужды.
d. Ремонтный фонд.
e. Общеэксплуатационные затраты.
f. Прочие расходы.
2.Прибыль по основной деятельности.
3.Дефицит финансирования инвестиционной программы.
4.Объем пропуска электроэнергии через ТСО.
5.Объем полезного отпуска электроэнергии.
В процессе моделирования использован сценарный анализ, выделены три сценария развития инвестиционной программы: позитивный, наиболее вероятный (выделен жирным шрифтом) и негативный (выделен курсивом). В качестве ожидаемых величин переменных приняты их значения, полученные в результате моделирования в программном продукте "Альт-Инвест".
Таблица 6.1. Исходные данные для оценки риска эффективности инвестиционной программы, тыс. руб.
| Статьи затрат | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| Материалы | 1149,0 | 1279,3 | 1405,8 | 1529,4 | 1650,6 | 1770,0 |
| 1137,6 | 1254,2 | 1364,9 | 1470,6 | 1572,0 | 1669,8 | |
| 1126,2 | 1229,1 | 1323,9 | 1411,7 | 1493,4 | 1569,6 | |
| Амортизация (износ) | 2045,8 | 2336,4 | 2469,2 | 2549,5 | 2593,8 | 2636,7 |
| 1948,4 | 2204,2 | 2307,7 | 2360,7 | 2379,6 | 2397,0 | |
| 1851,0 | 2071,9 | 2146,1 | 2171,8 | 2165,5 | 2157,3 | |
| Затраты на оплату труда | 24849,1 | 26891,3 | 28907,9 | 31070,4 | 33394,8 | 35896,1 |
| 23893,4 | 25610,7 | 27271,6 | 29037,7 | 30921,1 | 32932,2 | |
| 22937,7 | 24330,2 | 25635,3 | 26714,7 | 28138,2 | 29639,0 | |
| Отчисления на социальные нужды | 6560,2 | 7099,3 | 7631,7 | 8202,6 | 8816,2 | 9476,6 |
| 6307,9 | 6761,2 | 7199,7 | 7666,0 | 8163,2 | 8694,1 | |
| 6055,5 | 6423,2 | 6767,7 | 7052,7 | 7428,5 | 7824,7 | |
| Ремонтный фонд | 10407,2 | 10595,3 | 10743,5 | 10933,0 | 11040,5 | 11593,6 |
| 9726,3 | 9810,4 | 9856,4 | 9939,1 | 9946,4 | 10351,5 | |
| 9045,5 | 9025,6 | 8969,3 | 8945,2 | 8852,3 | 9109,3 | |
| Общеэксплуатационные расходы | 30512,3 | 32388,0 | 34100,7 | 35685,3 | 37186,1 | 38644,3 |
| 29059,3 | 30554,7 | 31869,8 | 33042,0 | 34115,7 | 35131,2 | |
| 27606,4 | 28721,5 | 29638,9 | 30398,6 | 31045,3 | 31618,1 | |
| Прочие расходы | 3024,6 | 3065,3 | 3106,0 | 3146,7 | 3187,3 | 3228,0 |
| 2880,6 | 2919,3 | 2958,1 | 2996,8 | 3035,6 | 3074,3 | |
| 2736,6 | 2773,4 | 2810,2 | 2847,0 | 2883,8 | 2920,6 | |
| Итого расходов по эксплуатации | 74953,5 | 79114,9 | 82828,2 | 86512,8 | 90133,5 | 94250,1 |
| Всего расходов по полной себестоимости | 74953,5 | 79114,9 | 82828,2 | 86512,8 | 90133,5 | 94250,1 |
| Прибыль | 8900,7 | 9296,0 | 9628,8 | 9949,0 | 10252,7 | 10603,1 |
| 9369,2 | 9889,4 | 10353,5 | 10814,1 | 11266,7 | 11781,3 | |
| 9837,6 | 10482,7 | 11078,3 | 11679,2 | 12280,7 | 12959,4 | |
| Рентабельность, % | 12,5 | 12,5 | 12,5 | 12,5 | 12,5 | 12,5 |
| Необходимая валовая выручка | 84322,7 | 89004,2 | 93181,7 | 97326,9 | 101400,2 | 106031,3 |
| Дефицит финансирования инвестиционной программы (с учетом налога на прибыль организации от инвестиционной составляющей (к = 1,24)) | 4147,0 | 2104,7 | 2456,9 | 1499,9 | 0,0 | |
| 3770 | 1913,32 | 2213,4 | 1339,2 | 0,0 | 0,0 | |
| 3393,0 | 1722,0 | 1969,9 | 1178,5 | 0,0 | ||
| Необходимая валовая выручка с инвест. составляющей | 88092,7 | 90917,5 | 95395,1 | 98666,1 | 101400,2 | 106031,3 |
| Объем пропуска э/энергии через ТСО инвест., тыс. кВт/ч | 220275,7 | 222570,9 | 224427,5 | 225935,5 | 227325,0 | 228824,0 |
| 221382,6 | 223689,4 | 225555,3 | 227070,9 | 228467,3 | 229973,8 | |
| 222489,5 | 224807,8 | 226683,1 | 228206,3 | 229609,7 | 231123,7 | |
| Полезный отпуск | 194394,7 | 196824,6 | 198915,0 | 200805,9 | 202820,9 | 204141,6 |
| 197355,0 | 199821,9 | 201944,1 | 203863,9 | 205909,5 | 207250,3 | |
| 200315,4 | 202819,3 | 204973,3 | 206921,9 | 208998,2 | 210359,1 | |
| Потери в сетях и ТП, тыс. кВт/ч | 24027,6 | 23867,4 | 23611,2 | 23207,0 | 22557,8 | 22723,5 |
| Ставка платы за услуги по содержанию э/сетей с необходимой инвест. надбавкой, коп./кВт*ч | 44,64 | 45,50 | 47,24 | 48,40 | 49,25 | 51,16 |
| Потери в сетях, % | 10,9 | 10,7 | 10,5 | 10,2 | 9,9 | 9,9 |
Интервал значений переменных задан исходя из фактически сложившихся отклонений фактических показателей от утвержденных Государственным комитетом РБ по тарифам за период 2004 - 2006 гг. (см. табл. 6.2 ). Закон распределения переменных был задан исходя из анализа изменения ретроспективных данных.
Таблица 6.2. Отклонение фактических показателей от плановых за период 2004 - 2006 гг.
| Наименование статей затрат | 2004 | 2005 | 2006 | Среднее отклонение |
| Материалы | 0,4287395 | -0,22682 | -0,34121 | -0,0464 |
| Амортизация | -0,0036552 | -0,02307 | -0,00735 | -0,0114 |
| Фонд оплаты труда рабочих | -0,0423788 | -0,1457 | -0,20069 | -0,1296 |
| ЕСН | 0,11630892 | -0,10596 | -0,12695 | -0,0389 |
| Ремонтный фонд | 0,17421657 | 0,392857 | -0,17459 | 0,1308 |
| Общеэксплуатационные расходы | 0,17469521 | 0,005431 | 0,052713 | 0,0776 |
| Прочие расходы | 0,20936848 | 0,0698 | ||
| Итого расходов по содержанию электросетей | 0,11406795 | 0,020166 | -0,0351 | 0,0330 |
| Прибыль | -0,3433133 | -0,05 | -0,30286 | -0,2321 |
| Рентабельность, % | -0,5162712 | -0,07161 | -0,25868 | -0,2822 |
| Объем пропуска э/энергии через ТСО, тыс. кВт/ч | -0,0161478 | -0,03494 | -0,06546 | -0,0388 |
| Полезный отпуск, тыс. кВт/ч | 0,02500728 | -0,04575 | -0,06659 | -0,0291 |
| Потери в сетях и ТП, тыс. кВт/ч | -0,3865445 | 0,052418 | -0,05631 | -0,1301 |
| Ставка платы за услуги по содержанию э/сетей, коп./кВт*ч | 0 | 0 | 0,002778 | 0,0009 |
| Потери в сетях, % | -0,3645105 | 0,084407 | 0,008584 | -0,0905 |
Количество имитаций - 4000.
Моделирование проводилось с целью определения минимально и максимально возможных значений выбранных показателей, расчета величины и вероятности получения отклонения их значений от запланированных, а также оценки влияния переменных факторов на значение прогнозируемых показателей.
Результаты моделирования представлены на рисунках 6.1 - 6.4.
Из рисунка 6.1 видно, что ожидаемый размер расходов на услуги по содержанию электросетей в 2009 году составляет 74954,8 тыс. руб., что несколько выше заложенного в расчет экономической эффективности комплексной программы.
Около 20% всех результатов имитаций приходится в интервал от 74840 до 75078 тыс. руб. Максимально возможный размер совокупной суммы расходов составляет 76508 тыс. руб., а минимальный - 72934 тыс. руб.
freguency │ 20% ┬ │ │ │ │ ┌───┐ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 18% ┼ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ┌───┐ │ │ │ │ │ │ │ │ ┌───┐ │ │ │ │ │ 16% ┼ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 14% ┼ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ┌───┐ │ │ ┌───┐ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 12% ┼ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 10% ┼ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 8% ┼ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ┌───┐ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ┌───┐ │ 6% ┼ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 4% ┼ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ┌───┐ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ┌───┐ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 2% ┼ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ┌───┐ ┌───┐ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ┌───┐ │ │ ┌───┐ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ┌───┐ │ 0% ┼───────┼───────┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼───────┤ <=72934,1 72934,1 73172,3 73410,6 73648,8 73887,1 74125,3 74363,5 74601,8 74840,0 75078,3 75316,5 75554,8 75793,0 76031,2 76269,5 > 76507,7 to to to to to to to to to to to to to to to 73172,3 73410,6 73648,8 73887,1 74125,3 74363,5 74601,8 74840,0 75078,3 75316,5 75554,8 75793,0 76031,2 76269,5 76507,7
Рис. 6.1. Плотность распределения вероятности значения
расходов по полной себестоимости услуг
в 2009 году, тыс. руб.
На рисунке 6.2 изображен график функции распределения вероятности потерь электроэнергии в сетях и ТП в 2009 году.
Из приведенного рисунка можно сделать вывод, что минимально возможное значение потерь в 2009 году составляет 9,8%, а максимальное - 12,1%. При этом ожидаемое значение составляет 10,9%.
С 70-процентной вероятностью можно утверждать, что потери в сетях МУПЭС г. Салавата не превысят 11% и с 84-процентной вероятностью - они будут ниже или равны 11,2%.
100% ┬ x x x │ x │ x │ x 90% ┼ │ │ │ x 80% ┼ │ │ │ 70% ┼ x │ │ │ 60% ┼ │ │ │ 50% ┼ x │ │ │ 40% ┼ │ │ x │ 30% ┼ │ │ │ 20% ┼ x │ │ │ 10% ┼ x │ │ x │ x 0% ┼──x───┼──x───┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
Рис. 6.2. Функция распределения вероятности потерь
электроэнергии в сетях и ТП, %
Далее на рисунке 6.3 изображена плотность распределения вероятности необходимой валовой выручки с инвестиционной составляющей на 2009 год.
freguency │ 25% ┼ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 20% ┼ │ │ ┌───┐ ┌───┐ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ┌───┐ │ │ │ │ │ 15% ┼ │ │ │ │ │ │ ┌───┐ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 10% ┼ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ┌───┐ │ │ │ │ │ │ │ │ ┌───┐ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 5% ┼ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ┌───┐ │ │ ┌───┐ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ┌───┐ │ │ ┌───┐ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ┌───┐ │ │ ┌───┐ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ┌───┐ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ 0% ┼───────┼───────┼───────┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼─┴───┴─┼───────┤ <=85951,8 85951,8 86221,3 86490,7 86760,2 87029,6 87299,1 87568,6 87838,0 88107,5 88376,9 88646,4 88915,8 89185,3 89454,8 89724,2 >89993,7 to to to to to to to to to to to to to to to 86221,3 86490,7 86760,2 87029,6 87299,1 87568,6 87838,0 88107,5 88376,9 88646,4 88915,8 89185,3 89454,8 89724,2 89993,7
Рис. 6.3. Плотность распределения вероятности
необходимой валовой выручки с инвестиционной
составляющей на 2009 год, тыс. руб.
Из диаграммы видно, что с вероятностью 70% значение необходимой валовой выручки будет находиться в интервале от 87569 тыс. руб. до 88377 тыс. руб. При этом ожидаемое значение составляет 88100 тыс. руб. Максимально возможный размер необходимой выручки составляет 89994 тыс. руб., а минимальный - 85952 тыс. руб.
Как совокупный результат колебания всех вышеперечисленных показателей на рисунке 6.4 представлен график возможных значений ставки платы за услуги по содержанию электросетей.
Разброс возможных значений ставки платы находится в интервале от 43,46 коп./кВт*ч до 45,76 коп./кВт*ч. При этом с вероятностью 90% обоснованная ставка платы составит не менее 44,22 коп./кВт*ч. Ожидаемое значение равно 44,64 коп./кВт*ч, что соответствует полученному в программе "Альт-Инвест".
freguency 25% ┼ │ │ │ │ 20% ┼
│ 10% 5% 0% <=43,46 43,46 43,61 43,76 43,92 44,07 44,22 44,38 44,53 44,68 44,84 44,99 45,14 45,30 45,45 45,60 >45,76 to to to to to to to to to to to to to to to 43,61 43,76 43,92 44,07 44,22 44,38 44,53 44,68 44,84 44,99 45,14 45,30 45,45 45,60 45,76 |
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Рис. 6.4. Плотность распределения вероятности
обоснованной ставки платы за услуги
по содержанию электросетей, коп./кВт*ч
Результаты моделирования, аналогичные представленным на рисунках 6.1 - 6.4, были получены по всем периодам планирования с 2009 по 2014 год.
Таблица 6.3. Максимальный разброс моделируемых показателей текущей деятельности с учетом выполнения комплексной программы развития
| Статьи затрат | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 |
| Всего расходов по полной себестоимости | 76507,7 | 81244,9 | 85572,8 | 90115,1 | 93795,4 | 101409,7 |
| 74954,8 | 79110,3 | 82819 | 86517,2 | 90089,6 | 94232,3 | |
| 72934,1 | 76766,2 | 79897 | 82802,8 | 86187,4 | 89140,4 | |
| Рентабельность, % | 12,34 | 9,02 | 8,15 | 5,81 | 3,74 | -0,20 |
| 17,54 | 14,95 | 15,19 | 14,02 | 12,53 | 12,53 | |
| 23,39 | 21,34 | 22,86 | 23,42 | 23,40 | 24,48 | |
| Прибыль | 9444,1 | 7325,5 | 6974,2 | 5236,4 | 3512,3 | -204,4 |
| 13145,2 | 11826,9 | 12582,4 | 12126,4 | 11283,8 | 11803,7 | |
| 17059,6 | 16379,8 | 18265,4 | 19390,5 | 20171,7 | 21818,6 | |
| Необходимая валовая выручка с инвест. составляющей | 85951,8 | 88570,7 | 92547,0 | 95351,5 | 97307,7 | 101205,3 |
| 88100,0 | 90937,2 | 95401,4 | 98643,6 | 101373,4 | 106036,0 | |
| 89993,7 | 93146,0 | 98162,4 | 102193,3 | 106359,1 | 110959,0 | |
| Потери в сетях и ТП, тыс. кВт/ч | 26880,2 | 26817,4 | 26574,3 | 26175,2 | 25217,2 | 25613 |
| 24033,1 | 23845,1 | 23613,7 | 23197 | 22534,5 | 22705,2 | |
| 21620 | 21405,3 | 20692,1 | 20161,4 | 19544,3 | 20036,4 | |
| Ставка платы за услуги по содержанию э/сетей с необходимой инвест. надбавкой, коп./кВт*ч | 43,46 | 44,2 | 45,79 | 46,69 | 47,35 | 48,66 |
| 44,64 | 45,51 | 47,24 | 48,39 | 49,23 | 51,16 | |
| 45,76 | 46,8 | 48,64 | 50,3 | 51,77 | 53,56 | |
| Потери в сетях, % | 12,1 | 12 | 11,7 | 11,5 | 11 | 11,1 |
| 10,9 | 10,7 | 10,5 | 10,2 | 9,9 | 9,9 | |
| 9,8 | 9,6 | 9,2 | 8,9 | 8,6 | 8,7 |
Примечание: жирным шрифтом обозначено значение моделируемых показателей по ожидаемому сценарию, курсивом - по наихудшему сценарию, обычным шрифтом - по наилучшему сценарию.
В таблице 6.3 представлен расчет ставки платы за услуги по содержанию электросетей МУПЭС г. Салавата на период с 2009 по 2014 гг. по трем сценариям развития.
Как видно из представленных в таблице данных, потери электроэнергии в сетях и ТП планомерно снижаются на всем горизонте планирования. Если в 2009 - 2010 годах существует опасность превышения уровня 12%, то в результате выполнения мероприятий комплексной программы уровень потерь в любом случае не превысит 11% в 2013 - 2014 гг.
При этом сложившиеся уровни возможной необходимой валовой выручки и расходов на предоставление услуг по содержанию электросетей в 2009 - 2012 гг. формируют достаточно высокий уровень рентабельности основной деятельности МУПЭС г. Салавата (17,5%, 14,9%, 15,2% и 14,02%), это происходит из-за включения в ставку платы инвестиционной составляющей в размере, рассчитанном в п. 5.4.
По завершении инвестиционной фазы комплексной программы в 2012 году наблюдается постепенный рост ожидаемой прибыли от оказания услуг, уровень рентабельности стабилизируется на отметке 12,5%.
Увеличение разброса указанных показателей в конце горизонта планирования (в 2014 году рентабельность лежит в интервале от -0 до 27%) объясняется длительными сроками и связанным с этим высоким уровнем неопределенности прогноза.
Программный продукт "Risk Analyzer" позволяет не только оценить вероятность неблагоприятного исхода проекта, но и проанализировать степень влияния каждого выбранного фактора на размер моделируемого показателя (см. рис. 6.5 ).
В соответствии с полученными результатами анализа чувствительности необходимой валовой выручки наибольшее влияние на ее размер оказывает величина общеэксплуатационных расходов, фонда оплаты труда, а также ремонтного фонда.
88800,0 ┬
│
│
│
88600,0 ┼
│ │
│ │ │
│ │ │
88400,0 ┼ │ │
│ │ │
│ │ │
│ │ │ │
88200,0 ┼ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │
│ ├─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────
│ │ │ │ │ │
88000,0 ┼ │ │ │ │
│ │ │ │
│ │ │
│ │ │
87800,0 ┼ │ │
│ │ │
│ │
│ │
87600,0 ┼
│
│
│
87400,0 ┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼────────┤
Экс. ЗОТ Рем. Прибыль ДФИП Амортизация Материалы
расходы 2007 фонд 2007 2007 2007 2007
2007 2007Рис. 6.5. Анализ чувствительности величины
необходимой валовой выручки
По результатам анализа риска эффективности текущей деятельности МУПЭС г. Салавата с учетом выполнения комплексной программы развития можно сделать вывод:
1.Предложенная программа позволяет сохранить эффективность основной деятельности организации при условии сохранения моделируемых показателей на протяжении рассмотренного периода в рамках ожидаемых значений.
2.Для наиболее успешной реализации программы инвестиций организации необходимо сосредоточиться на недопущении роста общеэксплуатационных расходов, фонда оплаты труда и ремонтного фонда выше темпов, принятых при оценке экономической эффективности.
7.ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИНВЕСТИЦИОННОЙ ПРОГРАММЕ
В настоящее время МУП Электрические сети ГО г. Салават не имеет возможностей реализовать запланированные мероприятия по модернизации коммунальной инфраструктуры в связи с отсутствием свободных денежных средств в достаточном объеме, а дальнейшая эксплуатация оборудования, воздушных и кабельных линий, выработавших нормативный срок эксплуатации, не представляется возможной и приводит к росту затрат на их ремонт и обслуживание.
При расчете базового сценария развития предприятия с существующим уровнем тарифов на оказываемые услуги по электроснабжению ожидается существенное превышение требуемых затрат на содержание электросетей над доходами начиная с 2013 года. Полученные результаты моделирования финансово-экономической деятельности предприятия свидетельствуют об острой необходимости поиска резервов увеличения доходов и снижения издержек для покрытия дефицита финансирования предлагаемых мероприятий. Исходный дефицит финансирования комплексной программы развития и реализации производственной и инвестиционной программ может быть закрыт с помощью следующего предлагаемого пакета мероприятий: