Проект внедрения в производство установки по улавливанию легких фракций нефти

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Любое предприятие в процессе своего развития и существования осуществляет инвестиционную деятельность. Движущим мотивом осуществления инвестиций является получаемая от них прибыль, а в конечном итоге прирост капитала и увеличение рыночной ценности предприятия.

В настоящее время далеко не все предприятия имеют достаточный объем инвестиций для осуществления всех желаемых мероприятий. Поэтому в условиях ограниченности денежных ресурсов у предприятий возникает необходимость оценки эффективности инвестиций, вкладываемых в отдельные проекты, и выбора наиболее рациональных из числа альтернативных. В связи с этим изучение и дальнейшее применение методов оценки эффективности инвестиций является необходимым и актуальным.

Целью данной работы является изучение различных методов экономической оценки инвестиций для определения эффективности инвестиционных проектов.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Рассмотреть традиционные методы оценки капвложений

2. Изучить специфику современных методов оценки эффективности инвестиций и возможность их применения для различных инвестиционных проектов

3. Апробировать рассмотренные современные методы оценки эффективности инвестиций на конкретном примере.

В качестве примера для апробации изученных методов был выбран инвестиционный проект внедрения на резервуарные парки для хранения нефти установки по улавливанию легких фракций нефти (УЛФ).

1. Понятие об инвестиционном проекте

В целом инвестиции - это вложения средств (активов) в хозяйственную деятельность предприятия в целях получения прибыли (дохода).

В узком значении инвестиции совпадают с понятием капитальных вложений, представляющих собой расходы на:

создание новых производственных объектов или новое строительство;

расширение действующего производства;

реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий;

модернизацию оборудования;

увеличение оборотного капитала.

Реальные инвестиции предприятия в конкретный объект, осуществляемые в пространстве и времени, с точки зрения организации и управления ими приобретают форму инвестиционного проекта. То есть, инвестиционный проект - мероприятие, предполагающее осуществление комплекса определенных действий, обеспечивающих достижение конкретных целей, получение определенных результатов. Подготовка и осуществление инвестиционного процесса представляет собой порой длительный и сложный процесс, предполагающий реализацию определенных стадий.

В общем в мировой практике различают три стадии инвестиционного процесса:

прединвестиционная;

стадия инвестирования;

стадия эксплуатации объекта.

В рамках прединвестиционной стадии можно выделить ряд этапов:

поиск идей и формирование инвестиционного замысла;

исследование инвестиционных возможностей и предварительное технико-экономическое обоснование проекта;

разработка проектной документации;

окончательный анализ и экспертиза проекта, принятие инвестиционного решения.

Стадия инвестирования представляет собой процесс осуществления инвестиций, в результате которого реализуется проект и создается объект. На этой стадии выполняется комплекс работ (действий) за счет инвестиционных ресурсов, мобилизованных предприятием (проектоустроителем) для реализации проекта. В рамках инвестиционной стадии выделяются следующие этапы:

подготовка проекта к реализации;

материально-техническое обеспечение;

строительно-монтажные работы;

ввод объекта в эксплуатацию;

освоение проектной мощности объекта.

Постинвестиционная стадия проекта - это эксплуатация введенного в строй объекта. Эта стадия обычно самая продолжительная, на ней объект начинает работать, приносить выгоду, затем происходит полный возврат вложенных средств, достигаются другие запланированные результаты.

Стадия эксплуатации проекта завершается ликвидацией объекта. Если процесс ликвидации проекта является продолжительным и связан с возвратом значительной ликвидационной стоимости (либо недоиспользованной в проекте части исходных инвестиций, либо возвращаемой путем продажи имущества), то ликвидация проекта может рассматриваться как обособленная стадия - ликвидационная стадия.

Предприятия в процессе своей деятельности может осуществлять различные инвестиционные проекты. Проекты могут отличаться числом, характером и содержанием этапов инвестиционного цикла; направленностью (коммерческие, социальные, экологические, венчурные и пр.); характером и степенью участия государства; типом отношений между проектами (альтернативные или взаимоисключающие, независимые или не взаимоисключающие); уровнем риска (безрисковые, среднерисковые, высокорисковые); масштабами проекта (глобальные, крупномасштабные, региональные, отраслевые, локальные).

Различные по направлению и масштабам проекты могут иметь и различные источники финансирования.

Традиционно выделяют следующие источники инвестиций:

собственные инвестиционные ресурсы предприятия: финансовые средства (прибыль, амортизационные отчисления, накопления, суммы, выплачиваемые страховыми организациями в виде возмещения за ущерб и т.д.); привлеченные средства, (средства от продажи акций, благотворительные взносы, выделяемые вышестоящими организациями на безвозмездной основе).

Ассигнования из федерального, регионального и местного бюджетов, фондов поддержки предпринимательства, предоставляемые на безвозмездной основе.

Иностранные инвестиции, предоставляемые в форме финансового или иного участия в уставном капитале совместных предприятий, а также в форме прямых вложений (в денежной форме) международных организаций, предприятий различных форм собственности и частных лиц.

Различные формы заемных средств (кредиты, займы, ссуды, предоставляемые на возвратной основе).

Причем первые три группы источников образуют собственный капитал предприятия (проектоустроителя). Суммы, привлеченные по этим источникам извне, не подлежат возврату, а субъекты, предоставившие эти средства, как правило, участвуют в доходах от реализации инвестиций на правах долевой собственности.

Четвертая группа источников образует заемный капитал проектоустроителя. Взятые суммы возвращаются на определенных условиях (сроки и проценты), а субъекты, предоставившие эти средства, в доходах от реализации проекта не участвуют.

В настоящее время научно-технический прогресс дает возможность предприятиям внедрять в производство различные виды новой техники, технологий, однако одним из ограничивающих фактором к осуществлению этого является отсутствие достаточного количества у предприятий денежных средств. Поэтому в условиях дефицита финансовых средств возникает необходимость оценки эффективности инвестиционных проектов и выбора наиболее рациональных проектов из числа альтернативных.

В теории эффективности различают две группы показателей: абсолютных и относительных. К абсолютным относят показатель экономического эффекта, включающий в себя в зависимости от получаемого результата и решаемой задачи валовой доход, доход, чистый доход, прибыль, чистую прибыль. Показатель экономической эффективности определяются отношением результата к тем затратам ресурсов, которые обусловили получение рассматриваемого результата. Следовательно, эти показатели являются относительными.

На практике оценка экономической эффективности инвестиций проводится по определенной методике. Выбор той или иной методики осуществляется исходя из определенных условий, таких как масштабность проекта, источники инвестиций, планируемый срок действия проекта, наличие альтернативных или взаимозаменяемых проектов. В общем различают две группы методов оценки эффективности инвестиционных проектов: статические и динамические. Правильность и условия их применения зависит от задач решаемых инвестиционным проектом, поэтому является целесообразным рассмотреть каждый из методов в отдельности.

2. Статические методы оценки эффективности инвестиционных проектов

Статические методы являются традиционными, использовались в условиях централизованно-планового управления экономикой для оценки эффективности капитальных вложений и новой техники.

В группу статических методов входят:

Методика абсолютной (общей) эффективности;

Методика сравнительной эффективности капитальных вложений.

Методика абсолютной эффективности капитальных вложений ориентирована на оценку эффективности отдельного проекта. По этой методике эффективность проектов на уровне предприятия в целом оценивается показателем абсолютной эффективности, который рассчитывается как отношение годовой (или среднегодовой) прибыли к объему капитальных вложений, которые обеспечивают получение этой прибыли.

Показатель абсолютной эффективности рассчитывается по следующей формуле:

(1)

где Ra - показатель абсолютной эффективности капитальных вложений, руб./руб.;

П - среднегодовая прибыль или прирост среднегодовой прибыли от производства и реализации продукции, руб.;

К - капиталовложения в проект в размере полной сметной стоимости вводимого объекта, которые вызвали прирост прибыли, руб.

Показатель абсолютной эффективности капитальных вложений с математической точки зрения является относительным показателем. Однако он называется абсолютным, так как характеризует эффективность отдельного изолированного проекта. Он по своей экономической сущности является рентабельностью капитальных вложений. Он показывает прибыль, приходящуюся на один рубль вложений, складывающуюся при реализации принятого проекта.

Обратная величина рентабельности капитальных вложений представляет собой показатель срока окупаемости капитальных вложений за счет получаемой прибыли:

(2)

где То - срок окупаемости капитальных вложений, год.

В этом случае срок окупаемости, исчисленный по прибыли, представляет собой период времени, в течение которого накопленная прибыль, определяемая простым суммированием, становится равной исходным капиталовложениям. При этом окупаемость (возврат) капитальных вложений за счет амортизационных отчислений, включаемых в состав себестоимости, остается за рамками анализа. По данной формуле определяется дополнительная окупаемость только за счет прибыли.

Критерием абсолютной эффективности капвложений является превышение расчетного ожидаемого или фактического значения показателя над его нормативным значением.

Если Ra > Raн, то проект следует принять;

Если Ra < Raн, то проект следует отклонить;

Если Ra = Raн, то проект может быть принят либо отклонен. Равенство значений приемлемо, но рассматриваемый проект становится безразличным для инвестора по сравнению с другими альтернативными вариантами использования инвестируемых средств.

Raн - норматив абсолютной эффективности капвложений.

В условиях плановой экономики норматив абсолютной эффективности устанавливался дифференцированно по отраслям народного хозяйства. В рыночных условиях хозяйствующие субъекты вправе сами устанавливать эту нормативную величину, исходя из желаемой нормы рентабельности всего авансированного капитала.

Методика сравнительной экономической эффективности капитальных вложений располагает тремя показателями эффективности:

приведенные затраты;

коэффициент сравнительной эффективности дополнительных капвложений;

срок окупаемости дополнительных капвложений.

Данная методика может применяться для сравнения проектов при условии соблюдения тождества результатов. Согласно принципу тождества сравниваемые проекты должны обеспечивать либо получение одного и того же объема продукции, либо одинаковое качество продукции, они могут быть сопоставимы по экологическим, географическим признакам и т.д.

Показатель приведенных затрат является основным при сопоставлении множества вариантов. Показатель годовых приведенных затрат рассчитывается по формуле:

(3)

где Зi - годовые приведенные затраты по i-му варианту, руб.;

С i - себестоимость реализуемой продукции по i-му варианту, руб.;

Кi - капитальные вложения в i-й вариант, руб.;

Ен - нормативный коэффициент сравнительной экономической эффективности капитальных вложений.

В формуле 3 произведение Ен*Кi представляет величину нормативной прибыли, которую должны обеспечить капвложения. В методике по оценке эффективности использования новой техники (1977г) рекомендовалась величина Ен = 0,15.

Основным критерием сравнительной эффективности капвложений является минимум приведенных затрат. То есть:

(4)

Это означает, что из множества сравниваемых вариантов n, обеспечивающих одинаковый экономический результат по показателю валового дохода, в качестве эффективного выбирается вариант, который обеспечивает наименьшее значение приведенных затрат.

Проекты, обеспечивающие тождественные результаты, могут иметь разную капиталоемкость. В связи с этим возникает понятие дополнительных капитальных вложений. Если предположить, что капвложения К1 обеспечивают получение заданного результата, то дополнительные капвложения (К2-К1) вызывают снижение себестоимости годовой продукции на сумму (С1-С2). Тогда в зависимости от величины нормы рентабельности инвестиций, возможны три случая:

З1 > З2 или С1+Ен*К1 > С2+Ен*К2, Э2=З1-З2 > 0;

З1 < З2 или С1+Ен*К1 < С2+Ен*К2, Э2=З1-З2 < 0;

З1 = З2 или С1+Ен*К1 = С2+Ен*К2, Э2=З1-З2 = 0.

Первый случай имеет место при низком значении нормы рентабельности, вклад нормальной прибыли в величину приведенных затрат незначителен. Разность приведенных затрат Э2 представляет собой экономическую прибыль.

Второй случай относится к высоким приемлемым значениям нормы рентабельности, когда инвестиции привлекаются из дорогих источников. Здесь экономическая прибыль отрицательна, проект не приемлем.

Третий случай, равенство приведенных затрат сравниваемых вариантов (экономическая прибыль равна нулю, сравниваемые варианты равноэффективны).

Значение нормы рентабельности, обращающее сравнительную экономическую прибыль двух сопоставляемых вариантов в нуль, называется коэффициентом сравнительной экономической эффективности дополнительных капвложений (Ес) и рассчитывается по следующей формуле:

(5)

где (С1-С2) - снижение (экономия) себестоимости, руб.;

(К2-К1) - дополнительные капвложения в более капиталоемкий вариант, руб..

Если:

Ес > Е, то дополнительные капвложения и более капиталоемкий второй вариант эффективны, вариант следует принять;

Ес = Е, то рассматриваемый более капиталоемкий вариант ни прибыльный, ни убыточный по сравнению с первым;

Ес < Е, то капиталоемкий вариант следует отвергнуть как менее эффективный.

Использование критерия Ес требует попарного сравнения всех рассматриваемых вариантов. При последовательном переходе от менее капиталоемкого варианта к более капиталоемким, лучшим будет тот вариант, который обеспечит дополнительное снижение себестоимости, а также соблюдение условия Ес > Е.

Показатель срока окупаемости дополнительных капвложений является обратным показателем Ес и рассчитывается по формуле:

(6)

Величина То сравнивается с нормативным сроком окупаемости дополнительных капвложений Тн. Если:

То < Тн, то дополнительные капвложения целесообразны, следовательно приемлем более капиталоемкий вариант;

То > Тн, то лучше вариант с меньшими капвложениями;

То = Тн, то сравниваемые варианты равноценны.

Таким образом, из выше сказанного можно сделать вывод, что в статических методах оценки эффективности не учитывается динамика затрат и результатов во времени. Не учитывается неравноценность разновременных расходов и доходов. Кроме того, делается допущение о том, что все исходные и результирующие показатели могут рассматриваться как постоянные или среднегодовые величины. Принимается, что капвложения осуществляется единоразово перед началом эксплуатации объекта, а себестоимость, текущие эксплуатационные издержки, цены на реализуемую продукцию постоянны и не меняются по годам. Поэтому применение статических методов целесообразно для краткосрочных инвестиционных проектов со сроком действия не более одного года.

3. Динамические методы оценки эффективности инвестиционных проектов

Современные динамические методы опираются на общепринятые в мировой практике принципы и подходы к оценке экономической эффективности инвестиционных проектов. В частности, основополагающей методикой для оценки эффективности проектов является методика ЮНИДО («Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования» 1994 г., в редакции 2000 г., поддерживаемая ООН для оценки инвестиционных проектов в развивающихся странах).

Важнейшим принципом динамических методов оценки является явный учет фактора времени. Учет фактора времени исходит в свою очередь из принципа неравноценности разновременных расходов и результатов. Основное содержание данного принципа реализуется через оценку стоимости денег и денежных потоков во времени путем приведения предстоящих разновременных затрат (капитальных и текущих) и доходов к условиям их соизмеримости в расчетный (нулевой) момент времени. Приведение доходов и расходов к расчетному периоду времени осуществляется путем реализации операций дисконтирования и наращения величин.

В настоящее время в рыночной экономике используются следующие основные динамические методы оценки инвестиций:

чистого дисконтированного дохода;

индекса доходности;

внутренней нормы доходности;

срока окупаемости с учетом дисконтирования.

3.1 Метод чистого дисконтированного дохода

Чистый дисконтированный доход (ЧДД) рассчитывается путем сопоставления общей суммы доходов, генерируемых проектом в течение расчетного периода, с суммарной величиной исходных инвестиций с учетом их неравноценности в связи с разновременностью.

Показатель ЧДД рассчитывается по формуле:

(7)

где Д0 - дисконтированный доход проекта;

К0 - приведенные используемые в проекте инвестиции.

Величина дисконтированного дохода определяется по формуле:

(8)

где Дt - доход на t-м шаге;

Е - норма дисконта, соответствующая продолжительности принятого интервала (шага).

Так как капиталовложения в объект могут осуществляться не только до начала эксплуатации объекта, но и в процессе эксплуатации, то приведенные капвложения будут определяться суммой приведенных стартовых инвестиций, осуществленных до начала эксплуатации объекта (К0с) и приведенных дополнительных инвестиций, осуществленных после начала эксплуатации объекта (К0д), по формуле:

(9)

(10)

(11)

(12)

где - элемент потока капиталовложений в году ф;

ф - номер шага, расположенного до момента приведения;

m - число таких шагов;

Кt' - элемент потока капиталовложений, осуществленный в период эксплуатации объекта на t-ом шаге;

t - номер шага,

n - число шагов (лет) в расчетном периоде эксплуатации объекта.

Если существует ликвидационная стоимость объекта, то приведенная величина ликвидационной стоимости определяется по формуле:

(13)

где Л0 - приведенная величина ликвидационной стоимости;

Лt - ликвидационная стоимость оборудования или объекта в целом на t-ом шаге.

Приведенные капвложения, полезно используемые в проекте в течение всего срока действия, рассчитываются по формуле:

(14)

Подставив (14) в формулу (7) получим:

(15)

При оценке эффективности инвестиционных проектов в качестве элемента денежного потока принят доход, представляющий собой сумму амортизационных отчислений (Аt) и чистой прибыли после налогообложения (за вычетом налогов из балансовой прибыли) (Пt), т.е.

(16)

Для признания проекта экономически эффективным необходимо, чтобы его ЧДД, рассчитанный по формулам (9-15), был положительным, т.е.

ЧДД > = 0 (17)

Из этого критерия вытекают следующие условия:

Если: ЧДД > 0, то проект следует принять;

ЧДД < 0, то проект следует отклонить;

ЧДД=0, то проект можно отклонить, можно принять.

При сравнении альтернативных вариантов с положительными ЧДД, предпочтение следует отдать варианту с большим значением ЧДД.

3.2 Метод индекса доходности

Показатель индекса доходности (ИД)проекта численно равен отношению дисконтированных доходов, генерируемых проектом за расчетный период, к приведенным использованным капвложениям:

(18)

Индекс доходности является относительным показателем и показывает текущую стоимость доходов в расчете на 1 рубль приведенных к тому же моменту времени капвложений, использованных в проекте за срок действия объекта. Следовательно, критерием эффективности проекта будет

ИД >= 1 (19)

Если: ИД > 1, проект эффективен;

ИД = 1, проект равноэффективен;

ИД < 1, проект неэффективен.

Если ЧДД проекта положителен, то значение ИД всегда будет больше 1, а при ЧДД=0, ИД равен 1.

ИД является показателем абсолютной приемлемости инвестиций, с его помощью можно укрупнено оценить уровень устойчивости проекта. ИД является инструментом, позволяющим ранжировать проекты при формировании оптимального портфеля инвестиционных проектов предприятия.

Если объект имеет ликвидационную стоимость и ИД используется для ранжирования альтернативных вариантов, то ликвидационную стоимость целесообразнее рассматривать как текущую стоимость недополученных доходов от исходных инвестиций, нежели как возврат недоиспользованных капвложений, в этом случае формула расчета ИД будет иметь вид:

(20).

В связи с ускорением научно-технического прогресса длительность жизненного цикла объектов сокращается, прежде всего, из-за морального устаревания, поэтому учет величины ликвидационной стоимости в числителе даст возможность определить отдачу на исходный капитал.

3.3 Метод внутренней нормы доходности

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму доходности, при которой величина чистого дисконтированного дохода проекта равна нулю:

ВНД=Е, при которой Иначе,

(21)

Экономический смысл показателя ВНД заключается в следующем, когда денежный поток проекта спрогнозирован, ЧДД представляет собой функцию, зависящую от ставки дисконта Е, т.е. ЧДД= f(E).

Функция ЧДД= f(E) является убывающей. При Е=0 значение ЧДД максимально. С ростом Е значение ЧДД уменьшается и при некотором значении Е становится равной нулю, а далее принимает отрицательные значения.

Внутренняя норма доходности при заданном потоке доходов характеризует эффективность проекта, показывая предельную ставку дисконта, до которой ЧДД остается еще положительным, то есть ВНД позволяет найти граничное значение нормы доходности. И для обоснования инвестиций необходимо сравнивать ВНД с тем желаемым уровнем доходности, который инвестор выбирает для себя в качестве барьерного с учетом того, по какой относительной цене он привлекал капитал для инвестирования или какой уровень прибыльности он хотел бы иметь.

Таким образом, критерием эффективности инвестиционного проекта является: ВНД >=E, (22)

Где Е - желаемое (барьерное) значение ставки дисконта.

Если: ВНД > Е, проект эффективен;

ВНД < Е, проект неэффективен;

ВНД = Е, проект равноэффективен.

3.4 Метод срока окупаемости

Как правило, срок окупаемости при оценке эффективности проектов используется в качестве ограничения, поскольку позволяет больше судить о ликвидности проекта, т.к. не учитывает доходы, генерируемые проектом за пределами окупаемости.

Срок окупаемости с учетом дисконтирования равняется минимальной продолжительности времени (минимальному числу интервалов), по истечении которой приведенные исходные инвестиции покрываются накопленным дисконтированным доходом, рассчитанным нарастающим итогом. Иными словами,

Т0= d, при котором (23)

где Т0 - дисконтный срок окупаемости инвестиций, месяцев (лет);

d - число интервалов, мес. (лет), причем d<=n;

n - срок действия проекта, мес. (лет);

Дt - доход t-го года, руб.;

К0 - сумма приведенных исходных инвестиций, руб.

Критерием инвестиционной привлекательности отдельного проекта по сроку окупаемости является не превышение его нормативной величины (Тн), принятой инвестором: Т0 <= Тн, (24)

Из выше изложенного можно сделать вывод, что оценку эффективности инвестиционных проектов можно проводить по одному из представленных методов. Каждый из этих методов имеет критерии оптимизации:

max ЧДД, max ВНД;

max ИД; min Т0.

Однако, при оценке альтернативных проектов методы ЧДД и ВНД могут давать противоположные результаты. Поскольку ВНД является относительным показателем, то на его основе не корректно проводить обоснование сравнительной эффективности вариантов с точки зрения их вклада в увеличения доходов проектоустроителя. Этот недостаток сильно проявляется, если проекты значительно отличаются по величине денежных потоков и объему исходных капвложений. В связи с этим для альтернативных проектов критерий max ВНД является недостаточным для выбора наилучшего варианта. В этом случае критерий max ЧДД является приоритетным, а критерий max ВНД будет выступать как дополнительный для обоснования эффективности проекта.

4. Оценка эффективности инвестиционного проекта внедрения в производство установки по улавливанию легких фракций нефти

Основным видом сырья (продукции) нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий является нефть. Сохранение добытого и переработанного объема нефти является актуальной проблемой, поскольку на всех этапах добычи происходят технологические и организационные потери нефти. Анализ показывает, что наибольший объем потерь нефти (сырой или товарной) приходится на резервуарные парки, предназначенные для хранения нефти. Так, потери в сырьевых и товарных резервуарах составляют до 80 % общих потерь или 0,75 % от общей добычи нефти. Поэтому важное значение имеет совершенствование работы резервуаров. Теряемая нефть, попадая в атмосферу, почву и воду, является одним из основных источников загрязнения окружающей среды в нефтегазодобывающих районах. Поэтому при эксплуатации нефтяных резервуаров одной из серьёзных эколого-экономических проблем является борьба с потерями лёгких фракций углеводородов при «больших» и «малых» дыханиях газового пространства резервуаров.

При наполнении резервуара из него в атмосферу вытесняется некоторый объем воздуха, насыщенный парами углеводородов, выделившимися из нефти, поступающих в резервуар. Это явление называется «большим» дыханием резервуара. «Малые» же дыхания протекают по следующей схеме. Днем пары в газовом пространстве резервуара нагреваются, при этом давление повышается. Когда давление паров превысит величину, на которую рассчитан дыхательный клапан, последний открывается и сбрасывает часть паров в атмосферу («выдох»). Ночью, когда температура в газовом пространстве понижается, газы сжимаются, в резервуаре образуется вакуум, дыхательный клапан открывается и атмосферный воздух поступает в резервуар, заполняя его газовое пространство («вдох»).

Стальные резервуары различной вместимости, предназначенные для сбора и оперативного хранения нефти, являются важным элементом в технологическом процессе её добычи, подготовки и магистрального транспорта. Вместе с тем, они используются для предварительного обезвоживания нефти, а также как буферные или резервные ёмкости при магистральном транспорте нефти, для сбора и хранения различных нефтепродуктов.

Стальной цилиндрический вертикальный резервуар с относительно тонкими стенками - весьма уязвимый в технологическом отношении объект, подвергающийся во время эксплуатации различным внутренним и внешним воздействиям, в первую очередь - коррозии, точнее коррозионному утоньшению его стенок под влиянием агрессивной нефти и её компонентов: воды и различных газообразных примесей. Наиболее опасен сероводород, который в настоящее время содержится в большинстве добываемых нефтей.

Все это приводит к преждевременному выводу резервуаров из строя, требует частых ремонтов и замены дорогостоящих резервуаров до истечения амортизированного срока. Так, резервуары для сбора и хранения коррозионно-агрессивной нефти требуют текущего или капитального ремонта уже через 2-5 лет, а полностью списываются из-за негодности после двух- трёх капитальных ремонтов через 12-15 лет. При этих ремонтах теряется дополнительно большое количество металла, и затрачиваются трудоресурсы, требуемые на обеспечение непосредственно добычи, подготовки и транспорта нефти. Только прямые расходы на ликвидацию аварийной утечки нефти из одного резервуара достигают сотни тысяч рублей. Даже при текущих ремонтах теряется значительное количество дефицитного листового металла, поскольку на один куб.м вместимости резервуара расходуется в среднем 25 кг металла. Стоимость одного куб. м резервуарной конструкции составляет в настоящее время 200 тыс. руб. Для снижения коррозии стенок резервуаров используют в первую очередь защитные покрытия: электрохимическую защиту и ингибиторы коррозии.

В последнее время появилась более эффективная технология по герметизации резервуаров - это установка по улавливанию лёгких фракций углеводородов (УЛФ).

Системы УЛФ предназначены для предотвращения потерь нефти и нефтепродуктов за счет улавливания и утилизации испаряющихся лёгких фракций, улучшения условий охраны окружающей среды, решения проблемы больших и малых «дыханий» резервуаров.

Рассматриваемое предприятие имеет 21 резервуарный парк, который целесообразно оснастить системами УЛФ.

Общий объем добычи нефти составляет 12261,4 тыс. тонн, а масса теряемой нефти из резервуаров без применения системы УЛФ - 98088 тонн.

Расчет капитальных затрат на внедрение УЛФ

Капитальные затраты на создание системы УЛФ складываются из затрат на строительные, монтажные работы, на приобретение оборудования, приспособлений. К основным объектам строительства относятся площадка установки УЛФ, площадка дренажной емкости, технологический трубопровод, а также наружные электрические сети, сети КИП и автоматики, сети канализации, теплопроводы и т.д. Основная работа по установке УЛФ заключается в строительстве газовой обвязки резервуаров, конденсатопроводов и монтажа блочной автоматизированной установки УЛФ. В таблице (приложение 1) представлен сводный расчет стоимости строительства системы УЛФ. Детализированный расчет капитальных затрат по отдельным объектам строительства одной системы УЛФ представлен в приложении Г. Величина капитальных затрат на одну УЛФ составляет 2159 тыс. рублей. Следовательно, для оснащения всего парка резервуаров системами УЛФ АНК «Башнефть» необходимо вложить 45,34 млн. руб.

Расчет эксплуатационных затрат на установку системы УЛФ

Эксплуатационные расходы складываются из затрат на обслуживание и электроэнергию. Расчет фонда заработной платы представлен в таблице 1.

ФЗП на весь резервуарный парк составляет 5909400 рублей, отчисления во внебюджетные фонды 2363760 рублей.

Амортизационные отчисления составляют 20 % от стоимости УЛФ или 2658390 рублей.

Затраты на текущий ремонт принимаются в размере 5 % от стоимости оборудования и равны 703500 рублей.

Затраты по статье - электроэнергия определяются на основании тарифов на электроэнергию по группам потребителей. В соответствии с этими тарифами за 1 кВт потребляемой мощности взимается плата 0,7 руб. за 1 кВт/ч. В связи с тем, что установки работают не постоянно, расход электроэнергии на 1 установку составляет 2000 кВт в месяц. В зимний период из-за работы отопительной системы в технологическом блоке расход электроэнергии удваивается. Общее количество потребляемой электроэнергии в год на 1 УЛФ составит 38000 кВт/ч =

= (7 мес.(зима)*4000 кВт/ч + 5 мес.(лето)*2000 кВт/ч). Следовательно, затраты на электроэнергию равны 38000 * 0,7руб.* 21установку = 558600 руб.

Таблица 1 - Расчет фонда заработной платы на одну систему УЛФ

Наименование профессии	Оклад, руб.	Пре мии руб.	Район- ная надбав ка, руб.	Годовая зарплата, руб.	Кол-во, чел.	ФЗП, руб.	Отчисле-ния во ВБФ, руб.
1	2	3	4	5	6	7	8
1 Специалист по автоматике	2800	1680	420	58800	1	58800	23520
2 Специалист по микропроцессорной технике	2900	1740	435	60900	1	60900	24360
3Специалист-механик	2500	1600	375	52500	1	52500	21000
4Специалист-энергетик	2400	1440	360	50400	1	50400	20160
5 техник	1200	720	180	25200	1	25200	10080
6 охрана	800	480	120	16800	2	33600	13440
итого						281400	112560

Включение эксплуатационных затрат в себестоимость добычи нефти привело к росту величины себестоимости в расчете на 1 тонну нефти и составила 219,66 рублей за тонну (против 218,75 руб./т - до внедрения УЛФ).

В таблице 2 представлен расчет изменения себестоимости в связи с установкой системы УЛФ.

Таблица 2 - Расчет себестоимости 1 тонны нефти после внедрения УЛФ

Статьи затрат	Текущие затраты
	до внедрения УЛФ, руб	после внедрения УЛФ, руб.
		изменение	сумма
1	2	3	4
Расход на энергию по извлечению нефти	10,76	-	10,76
Расход на искусственное воздействие на пласт, в том числе Затраты, связанные с подготовкой воды, закачиваемой в пласт	22,83 9,36	- -	22,83 9,36
Заработная плата производственных рабочих	1,79	0,45	2,24
Отчисления на социальное страхование	0,69	0,18	0,87
Амортизация скважин	18,26	0,21	18,47
Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа	9,59	0,046	9,64
Расходы по технологической подготовке нефти	12,66	0,106	12,77
Расходы на подготовку и освоение производств	0	-	0
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	46,95	-	46,95
Цеховые расходы	17,34	-	17,34
Общепромысловые расходы, в том числе Затраты по системе связи Затраты на экологические мероприятия	42,65 1,62 0,46	- - -	42,65 1,62 0,46
Прочие производственные расходы, в том числе Плата за недра Плата за пользование землей Плата за лесные ресурсы Плата за водные ресурсы Потери нефти по подготовке Налог за загрязнение окружающей среды Плата за предельно допустимые выбросы и сбросы Затраты на охрану природы (по охране и рациональному использованию водных ресурсов, воздушного бассейна, по охране окружающей среды от отходов) Затраты по рекультивации земель	35,23 26,04 0,73 0,77 0,03 0,15 0,02 0,0389 1,06 0,09	- - - - - - - 0,0013 - -	35,23 26,04 0,73 0,77 0,03 0,15 0,02 0,0376 1,06 0,09
Производственная себестоимость валовой продукции	218,75	0,91	219,66

Таким образом, создание системы УЛФ увеличило себестоимость добычи 1 тонны нефти на 0,91 руб.

Поскольку внедрение в производство систем УЛФ требует значительных капиталовложений, то необходимо проведение оценки их экономической эффективности.

Оценка экономической эффективности проекта

Сравнение будем проводить между двумя проектами: без использования системы УЛФ и с использованием этой установки. В таблице 3 представлен прогноз финансовых результатов при использовании двух возможных вариантов.

Таблица 3 - Прогноз финансовых результатов

Наименование показателей	Возможные варианты
	Без УЛФ	С УЛФ
1	2	3
1 выручка от реализации, млн. руб.	8392,7	8460
1.1 объем продаж, тонн	12163312	12260763
1.2цена 1 тонны, руб.	690	690
2 себестоимость продукции, млн. руб.	2682,2	2693,3
2.1 объем добычи, тонн	12261400	12261400
2.2 себестоимость 1 тонны добычи, руб.	218,75	219,66
3 балансовая прибыль, млн. руб.	5710,5	5766,7
4 налог на прибыль, млн. руб.	1998,7	2018,3
5 чистая прибыль, млн. руб.	3711,8	3748,4

Однако, по представленным в таблице данным судить об эффективности внедрения УЛФ было бы не очень корректно, поскольку имеем дело с разными объемами реализации продукции и поэтому эти проекты не сравнимы (согласно принципу тождества проектов). Здесь нужно учесть величину возвращаемой нефти от использования установки УЛФ.

То есть для того, чтобы проектные варианты привести к условию сопоставимости, необходимо привести их к одному и тому же объему продукции.

При добыче 12261400 тонн по первому варианту можно реализовать потребителям только 12163312 тонн, а по второму варианту при том же объеме добычи объем реализации составит 12260763 тонны. Если предположить, что предприятие должно поставить на рынок 12260763 тонны нефти, то не применяя УЛФ, ему необходимо дополнительно добыть 98239 тонн, чтобы выполнить договора поставок (рисунок 1).

Потери нефти

98876 тонн

Без применения УЛФ

Потери нефти 637 тонн

С использованием УЛФ

Рисунок 1 - Схема возможных потерь нефти при использовании в работе предприятия одного из представленных проектов

Использование системы УЛФ не требует дополнительной добычи нефти и выброс легких фракций углеводородов в атмосферу составляет всего лишь 637 тонн против 98876 тонн (без УЛФ). Следовательно, прогноз финансовых результатов будет выглядеть несколько иначе (таблица 4).

Таблица 4 - Уточненный прогноз финансовых результатов

Наименование показателей	Возможные варианты
	Без УЛФ	С УЛФ
1	2	3
1 выручка от реализации, млн. руб.	8460	8460
1.1 объем продаж, тонн	12260763	12260763
1.2 цена 1 тонны, руб.	690	690
2 себестоимость продукции, млн. руб.	2703,7	2693,3
2.1 объем добычи, тонн	12261400	12261400
2.2 дополнительная добыча, тонн	98239	-
2.3 себестоимость1тонны добычи, руб.	218,75	219,66
3 балансовая прибыль, млн. руб.	5756,2	5766,7
4 налог на прибыль, млн. руб.	2014,67	2018,3
5 чистая прибыль, млн. руб.	3741,53	3748,4

Таким образом, по данным таблицы видно, что величина чистой прибыли от внедрения в производство проекта на 7 млн. руб. больше, чем чистая прибыль предприятия без использования УЛФ.

Исходя из данных таблицы 3, по второму варианту наблюдается перерасход себестоимости на 11, 1 мл. руб. Однако, когда два проекта были приведены в сопоставимый вид, оказалось, что внедрение системы УЛФ дает экономию по себестоимости на 10,4 млн. руб.

Для оценки эффективности проектов и определения их срока окупаемости воспользуемся методом ЧДД, теоретические положения которого были изложены в п.3 работы.

Таким образом, использование систем УЛФ позволит предприятию реализовать дополнительную нефть в объеме 97451 тонн = (98088-637). Результаты расчетов представлены в таблице 5.

Таблица 5 - Оценка эффективности локального проекта по внедрению

систем УЛФ

Показатели, млн.руб.	годы
	0	1	2	3	4	5
1	2	3	4	5	6	7
1 выручка от реализации	0	67,2	67,2	67,2	67,2	67,2
1.1 объем продаж, тонн	0	97451	97451	97451	97451	97451
1.2 цена 1 тонны, руб.	0	690	690	690	690	690
2себестоимостьпродукции	0	21,5	21,5	21,5	21,5	21,5
2.1себестоимость1 тонны добычи нефти, руб.	0	219,66	219,66	219,66	219,66	219,66
3 балансовая прибыль	0	45,7	45,7	45,7	45,7	45,7
4 налог на прибыль	0	16	16	16	16	16
5 чистая прибыль	0	29,7	29,7	29,7	29,7	29,7
6 амортизационные отчисления	0	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8
7 поток доходов от операционной деятельности	0	31,5	31,5	31,5	31,5	31,5
8 капитальные вложения	-45,34	0	0	0	0	0
9. денежный поток от инвестиционной деятельности	-45,34	0	0	0	0	0
10. суммарный денежный поток проекта (от операционной и инвестиционной деятельности)	-45,34	31,5	31,5	31,5	31,5	31,5
11. коэффициент дисконтирования	1,0	0,862	0,743	0,641	0,552	0,476
12. приведенный денежный поток от инвестиционной деятельности	-45,34	0	0	0	0	0
13. дисконтированный денежный поток от операционной деятельности	0	27,1	23,4	20,2	17,37	14,9
14. приведенный суммарный денежный поток проекта	-45,34	27,1	23,4	20,2	17,37	14,9
15. накопленный приведенный поток проекта	-45,34	-18,21	5,17	25,37	42,74	57,7

Из таблицы 5 видно, что срок окупаемости проекта наступает уже на 2 год его эксплуатации и величина чистых дисконтированных доходов составляет 5,17 млн. руб. Т.е. по критерию ЧДД проект следует принять к реализации.

По методу индекса доходности (формула 18) эффективность проекта равна 2,27., т.е. ИД > 1, проект следует принять.

ИД=102, 97/45,34=2,27.

По методу внутренней нормы доходности (формула 21) проект имеет очень высокий запас прочности 79 % при желаемой норме рентабельности в 25 процентов.

Поскольку годовая величина получаемых доходов от проекта достаточна велика (31, млн. руб.), то полная амортизация первоначальной стоимости проекта происходит уже на второй год эксплуатации, поэтому расчеты по методу ВНД проводим на 2 года.

обозначим через х, тогда 31,5х2+31,5х-45,34=0.

Путем математических преобразований получаем х = 1,79, тогда

ВНД=0,79 или 79 % > Ен = 0,25. следовательно, проект является эффективным.

Срок окупаемости рассматриваемого проекта численно равен 2,2 года

Т0 = 45,34/20,594=2,2 года,

Где 20, 594 - среднегодовой дисконтированный доход проекта

Планируемый нормативный срок эксплуатации объекта 5 лет. Поэтому по критерию Т0 < Тн проект следует принять.

Заключение

Таким образом, в данной работе были изучены традиционные и современные методы оценки эффективности инвестиций. Было выявлено, что в настоящее время традиционные методы оценки капвложений (метод абсолютной эффективности, метод сравнительной эффективности, приведенных затрат) используются достаточно редко и преимущественно для краткосрочный проектов, поскольку не учитывают фактор времени, т.е. изменение потоков доходов и расходов проекта во времени, а предполагают, что доходы и расходы по равным интервалам времени не меняются, а значит и не зависят от влияния на них внешних (рыночных) факторов. В свою очередь, современные методы оценки учитывают фактор времени, они находят широкое применение в практике оценки эффективности долгосрочных инвестиционных проектов, имеющих неравноценные платежи (доходы и расходы) в разные периоды времени существования проекта.

В настоящее время широко используют такие методы оценки эффективности инвестиций как метод чистого дисконтированного дохода, внутренней нормы рентабельности, индекса доходности, срока окупаемости. Все эти методы в какой-то степени связаны между собой и позволяют из множества альтернативных проектов выбрать наиболее эффективные и рациональные. Однако наиболее значимым и приоритетным среди них является метод чистого дисконтированного дохода, поскольку только он позволяет учесть динамику изменения потоков доходов и расходов проекта во времени.

В работе была проведена апробация изученных современных методов на примере инвестиционного проекта внедрения в производство установки по улавливанию легких фракций нефти. Сравнение проводилось между двумя альтернативными вариантами: традиционная технология хранения нефти и технология хранения нефти с УЛФ. Результаты расчетов показали, что предлагаемый проект по всем методам оценки является экономически эффективным и имеет срок окупаемости 2,2 года.

стоимость доходность окупаемость инвестиционный

Список литературы

Асадуллин Р. Г. Инвестиции предприятия: Экономическая оценка и управление/ учебно-практическое пособие. - Уфа: УГАТУ, 2000. - 206 с.

Арсланова З., Лившиц В. методы экономической оценки эффективности инвестиционных проектов// Инвестиции в России. - 1995. - № 5.

Гоник А. А., Калимуллин А. А., Сафонов Е. Н. Защита нефтяных резервуаров от коррозии. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1996.- 264 с.

Крайнова Э. А. Экономика нефти и газа: Учебное пособие. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998. - 152 с.

Методика определения экономической эффективности использования в народном хозяйстве новой техники, изобретений и рационализаторских предложений. - М.: Экономика, 1977.

Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и отбору их для финансирования. Официальное издание. - М.: Госстрой России, 1994, 2000.

Рохлин С. М., Рыженков И. И., Фетисов А. А. Экономика рационального использования нефтяных ресурсов недр. М.: Недра, 1991. - 236 с.

Размещено на Allbest.ru

...