2) Перевод предприятий ОАО «Сибур-Тюмень» на еди­ный договор энергоснабжения и единый заявленный максимум нагрузки.

Со второго полугодия 2000 года в ОАО «Сибур-Тюмень» заключен с ОАО «Тюменьэнерго» единый договор поставки электроэнергии и мощности во все обособленные подразделения акционерного общества.

В соответствии с заключенным договором ежемесячно заявляется единый максимум нагрузки в целом по акционерному обществу с его разбивкой по обособленным подразделениям.

Заключение такого договора, по сравнению с существовавшей ранее практикой заключение договоров энергоснабжения каждым заводом, позволило на одинаковый объем энергопотребления снизить величину заявляемой, а также фактически оплачиваемой мощности.

Увеличение коэффициента использования оплаченной мощности произошло в основном за счет заключения соглашения о расчетах за фактически потребленные электроэнергию и мощность, а не за заявленные величины.

Полный эффект от заключения единого договора энергоснабжения пока не достигнут, так как величина оплачиваемой мощности в расчетном периоде определяется как сумма зафиксированных максимумов нагрузки на каждой питающей подстанции без совмещения их во времени.

Только внедрение автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии в ОАО «Сибур-Тюмень» позволит технически решить эту проблему. Одновременно целесообразно ввести управление (диспетчеризацию) процессом потребления электроэнергии в акционерном обществе.

Выполнение этих мероприятий позволит повысить коэффициент использования оплачиваемой мощности на 3-4%, что даст экономический эффект в размере:

918 885 * 0,03 * 264 = 7 277 569 руб.,

где:

918 885 кВт – величина мощности, оплаченная в 2001 году,

0,03 – доля снижения оплачиваемой мощности при повышении коэффициента использования мощности на 3%,

264 руб/кВт – тариф на мощность в ОАО «Тюменьэнерго».

Экономический эффект составит 5,56 млн. руб. в год (без НДС), при внедрении на втором этапе технического учета энергоресурсов суммарный экономических эффект достигнет 7 млн. руб. в год (без НДС).

3) Вывод Белозерного ГПК на ОРЭМ.

На оптовом рынке электроэнергии и мощности в зоне Урала введено два типа тарифов:

двухставочный:

плата за мощность 64 062,70 руб/МВт за месяц;

плата за электроэнергию 165,09 руб/1000кВтч;

дифференцированный по времени суток (время московское):

ночная зона с 21 до 5 часов

114 руб/1000 кВтч;

пиковая зона с 7до 10 и с 16 до 19 часов

294,03 руб/1000 кВтч;

полупиковая зона с 5 до 7, с 10 до 16 и с 19 до 21 часа

531,46 руб/ 1000 кВтч.

Перевод данных тарифов для характерного суточного графика нагрузки Белозерного ГПК в среднесуточную величину при фактическом среднегодовом коэффициенте использования оплаченной мощности в 2000 г. 92 % дает следующие величины:

Таблица 5.2

Учитывая равномерный суточный график энергопотребления и практически отсутствием возможности регулировать в течение суток загрузку производства для Белозерного ГПК наиболее выгодным является двухставочный тариф.

Сравнение уровня тарифов на ОРЭМ для энергозоны Урала с тарифом, по которому Белозерный ГПК приобретает электроэнергию в ОАО «Тюменьэнерго» дает следующий результат: при выходе на ОРЭМ среднесуточный тариф для Белозерного ГПК снижается на 67,2 руб/1000 кВтч, что даст годовое снижение затрат (при объеме потребления в 2001 г. 664 796 000 кВтч) на электроэнергию в сумме 45 млн. руб. (без НДС).

5.2. Эффективность проекта

Эффективность проекта будем связывать с эффективностью капитальных вложений в предлагаемые мероприятия. Основными показателями экономической эффективности являются:

- чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- индекс доходности;

- срок окупаемости инвестиций (капиталовложений);

- норма рентабельности инвестиций (внутренняя норма доходности);

- другие показатели, отражающие интересы участников проекта.

Эффективность проекта рассчитываем по следующей методике:

1) определяем коэффициент дисконтирования в t-м году расчетного периода:

,

где Е – коэффициент эффективности капиталовложений (23 %);

t – год, затраты и результаты которого приводятся к расчетному.

2) рассчитываем ЧДД:

ЧДД определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период, приведенный к начальному шагу, или другими словами, это разница между приведенными к настоящей стоимости (путем дисконтирования) суммой денежного потока за период эксплуатации проекта и суммой инвестируемых в его реализацию средств. Величина ЧДД для постоянной нормы дисконта вычисляется по формуле:

где Rt – результаты, достигнутые на t-ом шаге расчета;

Зt – затраты, осуществляемые на том же шаге;

Т – горизонт расчета, который может быть принятым равным сроку окупаемости.

На практике часто пользуются модифицированной формулой для определения ЧДД. Для этого из состава Зt исключают капитальные вложения на t-ом шаге Кt. Если через Зt+ обозначить затраты на t-ом шаге при условии, что в них не входят капиталовложения, то тогда формула для ЧДД записывается в виде:

Расчет показателей экономической эффективности инвестиций приведен в таблице 5.3. Расчетный период принимаем равным 5 годам.

Таблица 5.3

Расчет показателей экономической эффективности инвестиций

Изменение ЧДД за время расчетного периода приведено в Приложении 6.

3) определяем индекс доходности проекта:

Если ИД > 1, то проект следует принять; если ИД < 1, его следует отклонить; если ИД = 1, то при принятом проекте не будет ни прибыли, ни убытка. Определяем индекс доходности проекта:

4) срок окупаемости с учетом дисконтирования равен 2,1 года.

5) определяем внутреннюю норму доходности (ВНД). Внутренняя норма доходности представляет собой ту норму дисконта (Евн), при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капитальным вложениям.

Если ЧДД и ИД инвестиционного проекта дает ответ на вопрос, является ли он эффективным при некоторой заданной норме дисконта (Е), то по полученному в результате расчета ВНД определяется, соответствует ли проект требуемой инвестором норме дохода на вкладываемый капитал.