Характеристика и анализ деятельности филиала ОАО "Ростовэнерго" (стр. 12 из 13)
1. Чистый дисконтированный доход (ЧДД) вычисляется по формуле:
, (7)где Рt – результаты, достигаемые на шаге расчета t;
Зt – затраты, осуществляемые на том же шаге;
Т – горизонт расчета (равный номеру шага расчета, на котором производится ликвидация объекта).
Как видно из таблицы 38 ЧДД составляет 51190,67 руб.
2. Индекс доходности (ИД) определяется:
, (8)где ДСИ – дисконтированная стоимость инвестиций (сумма дисконтированных капиталовложений).
ДСИ=182460,14*1=182460,14 руб.
ИД=
3. Внутренняя норма доходности (ВНД) определяется по формуле:
, (9)где Е1 – меньшая из двух ставок, при которой ЧДД>0;
Е2 – большая из двух ставок, при которой ЧДД<0.
Как было рассчитано выше, Е1 =17,72%.
Большая из двух ставок, при которой ЧДД<0 составляет 32%. Для расчета ЧДД составляется таблица 39.
ЕВН =0,1772-51190,67*((0,32-0,1772)/(-1419,10-51190,67))= 32%
4. Срок окупаемости рекомендуется определять с учетом фактора времени (с дисконтированием) с помощью рисунка 20.
Таблица 39 – Расчет ЧДД при ставке дисконтирования 32%
| Показатели | Год | ||||
| 0-й | 1-й | 2-й | 3-й | 4-й | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
1. Коэффициент дисконтирования (  =32%) | 1 | 0,7576 | 0,5739 | 0,4348 | 0,3294 |
| 2. Дисконтированный поток реальных денег (текущая стоимость) | -182460,14 | 65446,75 | 49577,00 | 37561,10 | 28455,90 |
| 3. Дисконтированный поток реальных денег нарастающим итогом | -182460,14 | -117013,40 | -67436,39 | -29875,30 | -1419,40 |
Рисунок 20 – Период времени, необходимый для возмещения вложений
Все рассчитанные показатели эффективности рекомендуется свести в итоговую таблицу 40.
Поскольку показатели эффективности проекта ЧДД>0 (61148,63 руб.), ИД>1 (1,34),то проект эффективен и можно рассматривать вопрос о его принятии.
Таблица 40 – Основные показатели эффективности инвестиционного проекта
| Показатели | Значение показателя |
| ЧДД, руб. | 51190,67 |
| ВНД, % | 32 |
| ИД | 1,28 |
| Срок окупаемости, лет. | 2,88 |
4.2 Расчет технико – экономических показателей после внедрения мероприятий
В результате системы мер, предложенных во втором разделе, произошло изменение технико – экономических показателей.
Затраты на 1 кВт*ч передачи электроэнергии в прогнозируемом годурассчитываются как отношение себестоимости передачи электроэнергии собственным потребителям к полезному отпуску электроэнергии собственным потребителям, то есть:
Затраты на 1 кВт*ч передачи электроэнергии = 196434/703338 = 0,279 кВт*ч/руб.
Себестоимость (трансфертная цена) передачи 1 кВт*ч электроэнергии рассчитываются как отношение суммы себестоимости передачи электроэнергии собственным потребителям и минимально необходимой прибыли к полезному отпуску электроэнергии собственным потребителям, то есть:
Себестоимость (трансфертная цена) передачи 1 кВт*ч электроэнергии = (196434+5891)/703338=0,279 тыс.руб.
Технико – экономические показатели после внедрения мероприятий представлены в таблице 41.
Таблица 41 – Технико – экономические показатели после внедрения мероприятий
| Показатели | 2005 год | 2006 год | Абсолютное отклонение | Темп роста,% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1.Полезный отпуск электроэнергии собственным потребителям, тыс.кВт.час | 703338 | 703338 | 0 | 100 |
| 2.Себестоимость передачи электроэнергии собственным потребителям, тыс.руб. | 196559 | 196434 | -124 | 99,9 |
| 3. Минимально необходимая прибыль, тыс.руб. | 5891 | 5891 | 0 | 100 |
| 4. Затраты на один кВт.час передачи электроэнергии, кВт.час /руб. | 0,28 | 0,279 | -0,001 | 99,6 |
| 5. Передача электроэнергии потребителям ОРЭМ, тыс.кВт.ч | 31035 | 31035 | 0 | 100 |
| 6. Выручка от передачи электроэнергии потребителям ОРЭМ, тыс.руб. | 18983 | 18983 | 0 | 100 |
| 7. Себестоимость (трансфертная цена) передачи 1 кВт.часа электроэнергии, тыс.руб. | 0,29 | 0,287 | -0,003 | 98,9 |
| 8. Среднесписочная численность персонала, чел. | 749 | 749 | 0 | 100 |
| 9. Годовые затраты на оплату труда, тыс.руб. | 75166 | 75166 | 0 | 100 |
| 10. Среднемесячная зарплата, тыс.руб. | 8,36 | 8,36 | 0 | 100 |
| 11. Производительность труда, тыс.руб./чел. | 8563,26 | 8563,26 | 0 | 100 |
| 12. Среднегодовая стоимость основных фондов, тыс.руб. | 1645844,52 | 1645958,84 | 114,32 | 99,9 |
| 13. Фондоотдача, руб/руб. | 3,896 | 3,897 | 0,001 | 100 |
Из таблицы видно, что в прогнозируемом году произошло снижение себестоимости передачи электроэнергии на 124 тыс.руб., то есть на экономию, которой добились в результате проведения системы мер. Произошло также снижение себестоимости передачи 1 кВт*ч электроэнергии.
Среднегодовая стоимость основных фондов увеличилась на стоимость новых ВЛ-0,38-10 кВ в результате замены проводов и составила 114,32 тыс.руб., в результате чего изменилась фондоотдача.
Заключение
В данном дипломном проекте были предложены мероприятия по снижению потерь электроэнергии в сетях. Внедрение комплекса мероприятий является актуальным и необходимым для предприятия, поскольку его основной проблемой в настоящее время является снижение себестоимости передачи.
Анализ хозяйственной деятельности показал, что предприятие имеет неустойчивое финансовое состояние. При взаимоотношениях с ним имеется определенный финансовый риск. У предприятия неудовлетворительная структура капитала, а платежеспособность находится на нижней границе допустимых значений.
Внеоборотные активы увеличились на 26 342, 66 тыс. руб. или на 4,5 %. Оборотные активы снизились на 4 681, 87 тыс. руб.
В составе оборотных активов сохранилось распределение средств между сферами производства и обращения: большая часть оборотных активов относилась и на начало, и на конец года к сфере обращения.
Общая сумма имущества организации увеличилась на 21 660,79 тыс. руб. или на 3,3 %.
При анализе взаимосвязи актива и пассива было выявлено: внеоборотные активы имеют один источник формирования - собственный капитал. Его доля составила 100%. На конец года структура внеоборотных активов не изменилась.
Оборотные активы имели два источника: собственный капитал и краткосрочные заемные средства. Их доли на начало года составляли 13,2 % и 86,8% соответственно. На конец года структура оборотных активов изменилась: доля собственного капитала составила минус 31,6%, а краткосрочных заемных средств – 131,6%.
Большинство показателей финансовой устойчивости к концу года снизились, что явилось не самым благоприятным моментом для развития данного предприятия.
Анализ потерь электроэнергии показал необходимость проведения системы мер по их снижению. Предложенные мероприятия позволили уменьшить эти потери.
Предложенное мероприятие по замене перегруженных ВЛ-0,38-10 кВ при значительных затратах позволило уменьшить величину потерь до 81,60 тыс.кВт*ч или 45,70 тыс.руб. в год. И, как показано в четвертом разделе, вложенные единовременные затраты в дальнейшем полностью окупаются.
Отключение КТП-6-10кВ с сезонной нагрузкой позволит предприятию при малых затратах снизить потери до 73,12 тыс.кВт*ч или 40,947 тыс.руб. Существуют потребители, нуждающиеся в электроэнергии непостоянно, а в определенные периоды времени, особенно в районных электрических сетях, поэтому наиболее рационально отключать КТП-6-10кВ в определенные промежутки времени при снижении потребности в электроэнергии.
Выравнивание нагрузок фаз уменьшит величину потерь до 68,35 тыс.кВт*ч или 38,276 тыс.руб.
Результатом внедрения данных мероприятий является получение годового эффекта.
ВЭС ВРЭС мощное энергетическое предприятие с большим количеством квалифицированного персонала, поэтому большое значение должно уделяться персоналу путем материальной заинтересованности, поощрений. Должны также разрабатываться и внедряться новые методы и приемы по проведению эксплуатационных и ремонтных работ передаточных устройств, оборудования, средств учета, постоянно проводиться подготовка и переподготовка кадров, как специалистов, так и рабочих.
Список используемой литературы
1. Г.В. Савицкая. Анализ хозяйственной деятельности предприятия: Учебное пособие / 7-е изд. Испр.. – Мн.: Новое знание, 2002.- 704с.;
2. П.Н. Шуляк. Финансы предприятия: Учебник – М.: Изд-1 Дом «Дашков и К», 2000. – 752с.;
3. Ю.С. Железко “Инструкция по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений” СПО Союзтехэнерго. М.: - 1987., - 170с.;
4. В.Н. Казанцев “Временная инструкция по расчету и анализу потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем. «ОРГРЭС». М.: - 1976., -35с.;
5. В.Э. Воротницкий, Ю.С. Железко «Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений» СПО Союзтеэнерго. 1987., -152с.;