Оценка экономической эффективности проекта

Реализация инвестиционного  проекта, как правило, происходит в  ситуации, отличной от той, на которую  он планировался, т.е. при разработке инвестиционного проекта предусматриваются  одни условия, а практически могут  осуществляться другие. Поэтому, разрабатывая инвестиционный проект, необходимо задаваться вопросом: «А что произойдёт, если...?»  Получение ответа на этот вопрос лежит  в основе так называемого анализа чувствительности.

Анализ чувствительности проекта относится к методам  повышения надёжности результатов  проводимых расчётов. Он не оценивает  риск всего проекта, а выявляет наиболее критические его факторы. Анализ чувствительности проекта позволяет оценить потенциальное воздействие риска на эффективность проекта. Не измеряя риск как таковой, анализ чувствительности отвечает на вопрос, насколько сильно каждый конкретный параметр инвестиционного проекта может измениться в неблагоприятную сторону, прежде чем это повлияет на решение о выгодности проекта. [4]

Для проведения анализа чувствительности необходимо иметь результаты расчёта  критериев эффективности при  принятых в проекте базовых значениях  всех параметров, участвующих в формировании выгод и затрат. Затем значение какого-либо параметра изменяется, и рассчитывается новое значение критерия при принятых в проекте  значениях других параметров. Процедура  повторяется для всех наиболее значимых факторов. По результатам расчётов строится диаграмма чувствительности.

При анализе чувствительности рассчитывается показатель эластичности, который определяется соотношением:

 

              Эф = (∆ЧДД/ЧДД)/(∆Ф/Ф),                                  (15)

где Эф – показатель чувствительности – эластичность;

ЧДД и Ф  - базовые значения  ЧДД и исследуемого параметра  соответственно;

∆Ф – принятое изменение значения исследуемого параметра;

∆ЧДД – расчётное изменение значение ЧДД.

Величина эластичности показывает, на сколько процентов изменится  значение критерия (ЧДД) при изменении  параметра на 1%.

В анализе чувствительности необходимо обратить внимание на точки  пересечения прямых с осью абсцисс, которые определяют так называемые пороговые значения (Пз) переменных факторов. Также эти значения можно  определить по формуле

                         Пз = (1/Эф)*100%.                                       (16)

Пороговое значение переменной – это такое значение, при котором  чистый дисконтированный доход проекта  становится равным нулю. Они позволяют  также судить о том, какая из переменных оказывает наибольшее влияние на результат проекта. [1]

 

3. Оценка  эффективности разработки газового  месторождения

 

3.1. Выгоды  проекта (результаты)

 

 

В таблице 2 представлены данные о выручке от продажи газа, рассчитанные по формуле 11. Цена газа по нормативам равна 1500 руб/1000м³. Выгоды от реализации в нулевом году равны нулю, т.к. добыча газа в этом году также равна нулю. В первом году выручка составляет 13 125 млн. руб., во втором она увеличивается вдвое (т.к. вдвое увеличивается добыча газа) и равна 26 250 млн.руб. В связи с тем, что добыча газа стабильна в период со второго по одиннадцатый год включительно, выгоды от продажи продукции также стабильны в этом периоде и равны 26 250 млн.руб. Затем добыча газа начинает снижается, следовательно, уменьшается и выручка. В пятнадцатом году размер выручки составляет 17 614,5 млн. руб. Общая сумма выручки от реализации газа 357 683, 689 млн.руб. за весь срок жизни проекта.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.2. Капитальные  вложения

 

 

В таблице 3 представлены данные о капитальных вложениях, рассчитанные по формуле 1. Вложения поделены по статьям затрат. Капвложения в бурение производятся в годы ввода скважин (стоимость бурения одной скважины 4, 746 млн.руб.) в эксплуатацию, т.е. в 0 и 1 годы, и равны 213, 555 млн.руб. и 208,811 млн.руб. соответственно. В последующие годы вплоть до окончания проекта капвложения в бурение равны нулю. Суммарные вложения в бурение за все годы – 422, 367 млн.руб.

Вложения в строительство  газопроводов-шлейфов также осуществляются в нулевом и первом годах. Это  связано с вводом в эксплуатацию 45-ти скважин в нулевом году и ещё 44-х скважин в первом. Протяженность газопровода от каждой скважины 1,5 км, стоимость 1км газопровода-шлейфа 2,68 млн.руб. Общая сумма капвложений в газопроводы-шлейфы 357, 604 млн. руб.

Размер капитальных вложений в коллекторы также зависит от количества вводимых в эксплуатацию скважин, поэтому осуществляются они  в нулевом и первом годах и  равны 747, 448 и 730, 838 млн. руб. соответственно. Общая сумма капвложений по этой статье равна 1 478, 286 млн. руб.

Вложения в установку  комплексной переработки газа напрямую зависят от прироста добычи газа. Поэтому  началом осуществления вложений является первый год, в этом году капвложения  равны 278, 678 млн. руб. Затем добыча газа возрастает, это требует дополнительных вложений в размере 278, 678 млн. руб. Добыча газа до 11 года стабильна, а затем  начинает снижаться. Это не требует  дополнительных вложений в установку  переработки, поэтому до конца жизни  проекта они равны нулю. Общая  сумма капитальных вложений к  УКПГ равна 557, 356 млн. руб.

Строительство дорог производится исходя из норматива 1,5 км/скв. В связи  с этим, вложения в строительство  осуществляются в нулевом и первом годах. Стоимость одного км дороги – 6, 539 млн.руб. Общая сумма капвложений  в строительство дорог равна 872, 892 млн. руб.

Дожимная компрессорная  станция приобретается в нулевом  году. Её стоимость 50, 621 млн. руб. Начиная  с третьего года и заканчивая одиннадцатым, мощность компрессорной станции  увеличивается с 4, 75 до 84, 43 кВт. С  этим связаны дополнительные капвложения в эти годы. Общая сумма вложений в компрессорную станцию – 50, 932 млн. руб.

Прочие вложения составляют 30% от суммы предыдущих вложений, кроме  компрессорной станции. Сумма прочих капвложений – 979, 842 млн. руб.

Вложения в развитие инфраструктуры составляют 10% от суммы остальных  вложений и равны 429, 691 млн. руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.3. Эксплуатационные  затраты

 

 

В таблице 4 представлены данные об эксплуатационных затратах проекта, рассчитанных по формулам 2-9. Эксплуатационные затраты поделены по видам. В нулевом году затраты равны нулю по каждому виду, т.к. в этом году нет добычи газа.

Затраты на вспомогательные  материалы и электроэнергию напрямую зависят от добычи газа в данном периоде. Норма расхода составляет 0, 169 руб./1000м³. Общая сумма затрат на вспомогательные материалы и электроэнергию 40,394 млн.руб.

Затраты на оплату труда  работников рассчитаны, исходя из норматива  зарплаты одного работника 25 тыс.руб./мес. и удельной численности работников на одну скважину 4 человека. Затраты  на ФОТ за всю жизнь проекта 1 602 млн.руб. Отчисления на социальное страхования составляют 34% от общей суммы ФОТ и равны 544, 680 млн. руб.

Затраты на ремонтный фонд рассчитываются от суммы капитальных вложений нарастающим итогом и составляют 3% от этой суммы. Т.к. капитальные вложения увеличиваются до 11 года, затраты на ремонт также растут. Затраты по этой статье равны 2 305, 008 млн. руб.

Прочие затраты составляют 30% от суммы предыдущих затрат и равны 1347, 748 млн. руб.

В таблице 5 представлены данные об амортизации. Общая сумма годовых амортизационных отчислений равна 4624,050 млн.руб. Амортизационные отчисления нарастающим итогом являются базой для расчёта налога на имущество.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.4. Налоги

 

 

В таблице 6 представлены данные о налогах, рассчитанных по формуле 10. Базой для расчёта налога на имущество является амортизация нарастающим итогом, поэтому с ростом капиталовложений растут и налоговые отчисления на имущество. Ставка налога на имущество 2,2%. Общая сумма этого налога 1 637,621 млн. руб.

Налог на добычу полезных ископаемых рассчитывается по ставке 237 руб./1000м³. Общая сумма налоговых отчислений за добычу газа 56 514, 023 млн.руб.

Налог на прибыль рассчитывается последним, налогооблагаемой базой  являются выгоды за вычетом всех затрат и налогов. Ставка налога на прибыль 20%. Налог на прибыль составляет большую  часть среди всех налогов и  равен 57 850, 055 млн. руб.

Общая сумма всех налогов, уплачиваемых за всю жизнь проекта, 116 001, 699 млн.руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.5. Критерии  эффективности проекта

 

 

В таблице 7 представлены данные о денежных потоках и критериях, характеризующих эффективность инвестирования проекта. Для расчёта критериев были использованы формулы 12, 13 и 14.

Для проведения анализа эффективности  инвестирования проекта, были рассчитаны поток денежной наличности, кумулятивный поток денежной наличности, дисконтированный денежный поток и кумулятивный дисконтированный денежный поток.

Ставка дисконта принималась  равной 10%. Полученный чистый дисконтированный доход положителен и равен 114 912, 914 млн. руб., что означает превышение прибыльности проекта над ставкой дисконта. Другими словами, полученный нами доход от вложения средств в данный проект выше, чем доход от инвестирования иного альтернативного проекта или вложения денежных средств в банк.

Рассчитанный индекс доходности равен 15,18. Это означает, что дисконтированный доход превышает дисконтированные капиталовложения почти в 15 раз.

Внутренняя норма рентабельности равна 368%. Она значительно превышает  ставку дисконтирования, равную 10%. Это  означает, что проект следует принять.

Срок окупаемости и  дисконтированный срок окупаемости  равны соответственно 0,38 и 0,42. Исходя из этого, можно сказать, что в  течение первого года жизни проекта  совокупные потоки денежных средств  покроют первоначальные инвестиции.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.6. Анализ  чувствительности

 

 

В таблице 8 представлены данные расчётов анализа чувствительности. Исходя из полученных коэффициентов  эластичности, можно сделать вывод, что в большей степени ЧДД  зависит от изменения объёмов  добычи газа и цены его реализации. При этом, при увеличении этих параметров, чистый дисконтированный доход также  будет увеличиваться, т.к. коэффициенты эластичности больше единицы. Наименьшее влияние на чистый доход оказывает  изменение эксплуатационных затрат. Данные выводы подтверждает график (рис. 1).

Коэффициент эластичности ЧДД  по цене, равный 1,264, означает, что при  изменении цены на 1% дисконтированный доход изменится на 1,264%.

Рассчитанные пороговые  значения показывают точки пересечения  графиков с осью абсцисс, т.е. это те значения, при которых ЧДД=0.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

 

В результате проведённых  расчётов критериев эффективности  инвестирования проекта и проведения анализа на чувствительность можно  сделать следующие выводы.

Данный проект разработки газового месторождения можно признать рентабельным. Его чистый дисконтированный доход положителен и равен 114 913 млн.руб., срок окупаемости 1 год, внутренняя норма рентабельности значительно выше ставки дисконта, следовательно, проект устойчив и сможет справиться с множеством рисков. 

Анализ чувствительности показал, что доход от реализации проекта в основном зависит от объёма добычи газа и цены его реализации.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список  использованной литературы:

 

 

1. Зубарева В.Д., Отвагина  Л.Н. Экономическая оценка инвестиций. Методические рекомендации к  выполнению курсового проекта  – М.. Издательский центр РГУ  нефти и газа имени И.М. Губкина, 2010. – 27с.

2. Зубарева В.Д., Саркисов  А.С., Андреев А.Ф. Инвестиционные  нефтегазовые проекты: эффективность  и риски. – М.: НЕДРА, 2010. – 259с.

3. Ример М.И. Экономическая  оценка инвестиций – Спб.: Питер, 2009. – 416 с.