Обоснование экономической эффективности применения нового оборудования на ООО "Лукойл-Волгограднефтепереработка"

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Кафедра организации и управления

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине: Организация производства и менеджмент

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

Тема: Обоснование экономической эффективности применения нового оборудования на ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка»

Выполнил: студент гр. ОНГ-10-1

Холодов И.Д./

Руководитель проекта: доцент

Смирнова Н. В./

Санкт-Петербург

2014



АННОТАЦИЯ

Данный курсовой проект посвящен оценке экономической эффективности инвестиционного проекта. В пояснительной записке также приведены: описание современного состояния российской нефтепереработки, краткая характеристика ООО "Лукойл-Волгограднефтепереработка", расчет денежных потоков, а также показателей эффективности инвестиционного проекта. Страниц - 25, таблиц - 5, рисунков - 2.

ABSTRACT

This course project focuses on assessing the economic efficiency of the investment project. The explanatory memorandum also contains: a description of the current state of Russian oil refining, brief description of "Lukoil-Volgogradnephtepererabotka", the calculation of cash flows, as well as the performance of the investment project. Pages - 25, tables - 5, figures - 2.



СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Характеристика нефтегазовой отрасли

2. Краткая характеристика предприятия

2.1 О предприятии

2.2 История

2.3 Переработка

2.4 Модернизация

2.5 Экономическая информация

3. Методика расчета экономической эффективности внедряемого мероприятия

4. Расчет экономической эффективности инвестиционного проекта по вновь вводимому оборудованию

Заключение

Список литературы



ВВЕДЕНИЕ

Российская нефтеперерабатывающая промышленность является одной из крупнейших в мире.

Переработка нефти в России ведётся на 32 крупных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ), одним из которых является Волгоградский НПЗ мощностью 26,4 млн. тонн. В последние годы особое внимание на Волгоградском НПЗ уделяется модернизации старого оборудования с целью повышения производственных мощностей и увеличения глубины переработки, что позволит максимально быстро выйти на мировой уровень качества выпускаемой продукции. Стоит отметить, что капиталовложения в модернизацию уже построенных объектов меньше тех, что требуются для строительства новых установок и комплексов.

В качестве примера предлагается модернизировать колонну каталитического риформинга установки гидроочистки дизельных топлив на Волгоградском НПЗ, для уменьшения энергозатрат и повышения качества готового продукта.

В данном курсовом проекте будет проведена оценка эффективности вложений денежных средств в модернизацию производственного объекта.



1. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ

В настоящее время по мощностям и объему переработки нефти Россия занимает третье место в мире после США и Китая. По данным 2012 г. суммарные производственные мощности по первичной переработке нефти в России несколько снизились и составили 279 млн. тонн, что отчасти связано с началом активной модернизации установок и выводом мощностей по производству топлива ниже класса Евро-3 (табл. 1.1). На фоне этого в 2012 г. значительно вырос объем первичной переработки нефти (на 10 млн тонн) и достиг максимального значения за последние 20 лет - 265,8 млн тонн, что привело к историческому максимуму загрузки установок по первичной переработке нефти (95%).

Таблица 1.1

Основные показатели нефтеперерабатывающей промышленности России в 1990 - 2012 гг.

Год	Мощности по сырью, млн. т.	Первичная переработка, млн. т.	Загрузка установок по первичной переработке нефти, %	Производство основных нефтепродуктов, млн. т.	Глубина переработки нефти, %
				Автомобильный бензин	Дизельное топливо	Мазут
1990	351	300	85	41	75,6	95	67,0
1995	304	185	61	28	43	60	63,0
2000	281	174	62	27,2	49,3	48,4	70,8
2001	281	178	63	27,6	50,1	50,3	70,6
2002	276	185	67	29	52,7	54,2	69,6
2003	271	190	70	29,3	53,8	57,2	70,1
2004	271	195	72	30,4	55,3	58,4	71,4
2005	264	207	79	31,9	59,9	56,7	71,6
2006	273	220	81	34,4	64,2	59,4	72,0
2007	279	229	82	35,1	66,4	62,4	71,9
2008	272	236	87	35,7	69	63,9	71,5
2009	267	236	88	35,8	67,3	64,4	71,8
2010	271	250	92	36	69,9	69,5	71,2
2011	282	256	91	36,6	70,6	73,3	70,8
2012	279	266	95	38,2	69,7	74,5	71,5

Увеличение объемов переработки нефти обусловлено, прежде всего, ростом спроса на автомобильный бензин и авиационный керосин. Так, производство бензинов выросло на 4,1% - до 38,2 млн тонн и приблизилось к уровню 1990 г. Производство авиационного керосина за год выросло более чем на 10% и составило около 10 млн тонн. Вместе с тем произошло незначительное сокращение выпуска дизельного топлива: с 70,6 млн тонн в 2011 г. до 69,7 млн тонн в 2012 г. Несмотря на вводимые пошлины на экспорт темных нефтепродуктов, продолжилось наращивание объемов экспорта мазута, что способствовало росту производства мазута на 1,6%.

В результате роста спроса на автомобильный бензин и керосин, а также наращивания объемов экспорта низкокачественных нефтепродуктов рост переработки (3,6%) оказался выше роста добычи нефти (1,3%), что привело к увеличению доли перерабатываемой в стране нефти до уровня более 51,3%. Несмотря на ускоренный рост производства бензина и авиационного керосина, глубина переработки нефти снизилась с 70,8% в 2011 г. до 70,5% в 2012 г., что существенно ниже уровня многих развитых и развивающихся стран (85%).

В структуре выпуска нефтепродуктов в России продолжает доминировать производство тяжелых и средних фракций, прежде всего мазута и дизельного топлива. В 2012 г. доля дизельного топлива в структуре производства нефтяных топлив и масел составила около 35,2%, мазута топочного - 37,6%, бензина автомобильного - 19,3%, прочих нефтепродуктов (авиационного бензина, авиакеросина, масел и др.) - 7,9%. При этом доля высокооктанового бензина (92 и 95) в общем объеме производства автомобильного бензина выросла с 89,5% в 2011 г. до 92,6% в 2012 г.

В 2000-е гг. значительная часть дизельного топлива и мазута стала поступать на экспорт по ценам ниже цен сырой нефти, что привело к повышенному спросу на них на международных рынках, возобновился быстрый рост средних и тяжелых дистиллятов. Соотношение экспортных пошлин на нефть, темные и светлые нефтепродукты не стимулируют изменение структуры выпуска продуктов российских НПЗ. В 2012 г. по-прежнему было более выгодно экспортировать мазут и дизельное топливо (как полупродукты) для переработки в странах-реципиентах, чем наращивать объемы глубокой переработки нефти внутри страны, при этом цена и качество российского бензина не выдерживают конкуренции с европейской продукцией. Основная часть производимого в России автомобильного бензина поставляется на внутренний рынок, в то время как более половины дизельного топлива и около 78% мазута экспортируются.

На сегодняшний день в России функционируют 32 крупных НПЗ (табл.1.2) и более 200 малых НПЗ (МНПЗ).

Таблица 1.2

Крупнейшие НПЗ России и их основные характеристики

НПЗ	Основной акционер (ВИНК)	Мощности по переработке, млн тн	Глубина нефте-переработки, %%	Регион	Год ввода в эксплуатацию
КиришиНОС	Сургутнефтегаз	22	0,75	Ленинградская область, СЗФО	1966
Омский НПЗ	Газпром нефть	19,5	0,85	Омская область, СФО	1955
Лукойл-НОРСИ	Лукойл	19	0,66	Нижегородская область, ПФО	1958
Рязанский НПЗ	Роснефть	17	0,62	Рязанская область, ЦФО	1960
ЯрославНОС	Славнефть (50% Газпром, 50% Роснефть)	14	0,70	Ярославская область, ЦФО	1961
Пермский НПЗ	Лукойл	12,4	0,88	Пермская область, ПФО	1958
Московский НПЗ	Газпром нефть	12,2	0,68	г. Москва, ЦФО	1938
Волгоградский НПЗ	Лукойл	11	0,84	Волгоградская область, ЮФО	1957
Ангарская НХК	Роснефть	9,71	0,75	Иркутская область, СФО	1955
Уфанефтехим	Башнефть	9,5	0,80	Республика Башкортостан, ПФО	1957
СалаватНОС	Газпром	9,1	0,81	Республика Башкортостан, ПФО	1952
Нижнекамский НПЗ	ТАИФ	8	0,70	Республика Татарстан, ПФО	2002
Новокуйбышевский НПЗ	Роснефть	7,61	0,69	Самарская область, ПФО	1951
Уфимский НПЗ	Башнефть	7,6	0,71	Республика Башкортостан, ПФО	1938
Комсомольский НПЗ	Роснефть	7,76	0,60	Хабаровский край, ДФО	1942
Ачинский НПЗ	Роснефть	7,46	0,62	Красноярский край, СФО	1982
Ново-Уфимский НПЗ (Новойл)	Башнефть	7,1	0,8	Республика Башкортостан, ПФО	1951
Куйбышевский НПЗ	Роснефть	6,67	0,57	Самарская область, ПФО	1945
ОрскНОС	Русснефть	6,6	0,55	Оренбургская область, ПФО	1935
Сызранский НПЗ	Роснефть	6,53	0,55	Самарская область, ПФО	1942
Саратовский НПЗ	Роснефть	6,5	0,69	Саратовская область, ПФО	1934
Афипский НПЗ	НефтеГазИндустрия	4,8	нет данных	Краснодарский край, ЮФО	1964
Туапсинский НПЗ	Роснефть	4,51	0,53	Краснодарский край, ЮФО	1929
Хабаровский НПЗ	НК Альянс	4,4	0,61	Хабаровский край, ДФО	1936
Сургутский ЗСК	Газпром	4	нет данных	ХМАО-Югра, УФО	1985
Антипинский НПЗ	Холдинг "Нефтегазо-химические технологии"	3,5	0,60	Тюменская область, УФО	2006
Астраханский ГПЗ	Газпром	3,3	нет данных	Астраханская область, ЮФО	1981
Ухтинский НПЗ	Лукойл	3,2	0,71	Республика Коми, СЗФО	1933
Краснодарский НПЗ	Русснефть	3	нет данных	Краснодарский край, ЮФО	1911
Новошахтинский ЗНП	АПХ "Юг Руси"	2,5	0,65	Ростовская область, ЮФО	2009
Марийский НПЗ	частные лица	1,2	нет данных	Республика Марий Эл, ПФО	1998
Ильский НПЗ	Кубанская нефтегазовая компания	1	0,63	Краснодарский край, ЮФО	2002

Кроме того, ряд газоперерабатывающих заводов также занимаются переработкой жидких фракций. В отрасли имеет место высокая концентрация производства - в 2011 г. 88,8% (236,1 млн тонн) всей переработки жидких УВ осуществлялось на НПЗ, входящих в состав восьми вертикально интегрированных нефтегазовых компаний (табл. 5). Около 8,8% (23,3 млн тонн) перерабатывалось крупными НПЗ, не входящими в структуру ВИНК, на долю мини-НПЗ пришлось порядка 2,4% (6,4 млн тонн). Ряд российских компаний - «ЛУКОЙЛ», «ТНК-ВР», «Газпром нефть», «Роснефть» - владеют нефтеперерабатывающими заводами либо планируют покупку и строительство НПЗ за рубежом - на Украине, в Румынии, Болгарии, Сербии, Китае и др.

По итогам 2012 г. «Роснефть» - лидер по объему первичной нефтепереработки - 51,5 млн тонн, или 19,4% от общего объема первичной переработки в стране. Значительные объемы нефти и конденсата перерабатывают заводы «Группы Газпром» - 45,2 млн тонн, ЛУКОЙЛа - 44,7 млн тонн, ТНК-ВР - 24,9 млн тонн, «Сургутнефтегаза» - 20,6 млн тонн. 

В последнее время наибольший рост объемов переработки нефти показывает компания «Татнефть» благодаря началу эксплуатации в 2011 г. и полной загрузки мощностей в 2012 г. завода «ТАНЕКО». Тестовая переработка нефти на заводе, мощностью около 7 млн тонн в год, началась осенью 2011 г., в декабре того же года НПЗ вышел на рабочую мощность. Благодаря новому заводу общая переработка «Татнефти» выросла более чем в 3 раза: с 2,2 млн тонн в 2011 г. до 7,2 в 2012 г., обеспечив тем самым более половины прироста первичной переработки нефти в России.

Кроме «Татнефти» значительный прирост перерабатываемой нефти показала «Группа Газпром» (4,5%, или 1,9 млн тонн), прежде всего за счет проведенной модернизации и увеличения выпуска автомобильных бензинов на 14,5% на Омском НПЗ. Среди независимых крупных нефтеперерабатывающих заводов значительный рост объемов переработки нефти был отмечен на Афипском НПЗ и в ОАО «Орскнефтеоргсинтез». Так, благодаря завершению очередного этапа реконструкции Афипского НПЗ в конце 2011 г. компания смогла существенно нарастить объем первичной переработки нефти: с 3,9 млн тонн в 2011 г. до 4,8 млн тонн в 2012 г. После продажи компанией «РуссНефть» пакета акций «Орскнефтеоргсинтеза» в июле 2011 г. завод показывает высокие темпы роста переработки. Так, в 2012 г. первичная переработка нефти выросла на 10,7% и составила 5,8 млн тонн, при этом выпуск бензинов за тот же период увеличился на 27%.

Остальные крупные нефтеперерабатывающие компании («Роснефть», «ЛУКОЙЛ», «Сургутнефтегаз», «Башнефть», «ТНК-ВР») продемонстрировали разнонаправленную динамику объемов переработки, обусловленную, главным образом, происходящими в отрасли активными процессами модернизации и реконструкции НПЗ. Так, ЛУКОЙЛ снизил объемы переработки в 2012 г. на 1,7% в связи с реконструкцией завода «Нижегороднефтеоргсинтез» и снижением переработки на 1 млн тонн. Переработка нефти компанией «Сургутнефтегаз» в 2012 г. снизилась на 2,5% (0,5 млн тонн) в связи с реконструкцией завода «Киришинефтеоргсинтез». «Башнефть» сократила первичную переработку нефти на 1,4% в связи с проводившейся плановой реконструкцией и связанной с ней остановкой Уфимского НПЗ. Компания «ТНК-ВР» нарастила объемы переработки относительно 2011 г. на 3%, что стало возможным благодаря завершению реконструкции установки гидроочистки топлива на Саратовском НПЗ, строительству установки изомеризации пентан-гексановой фракции, а также реализации прочих инвестиционных проектов. 

Первичная переработка «Роснефти» за 2012 г. выросла на 0,8%. При этом наибольший прирост переработки (240 тыс. тонн) обеспечила Ангарская нефтехимическая компания, где завершилась реконструкция ряда объектов переработки. Стоит отметить существенное увеличение перерабатывающих мощностей Туапсинского НПЗ с 5,2 млн тонн в 2011 г. до 8,1 млн тонн в 2012 г., что стало возможным благодаря установке 3 реакторов гидрокрекинга, а также комплексу других мероприятий. В целом в результате коренной реконструкции Туапсинского НПЗ, запущенной в 2005 г., планируется увеличить мощность завода до 12 млн тонн, а глубину переработки - до 96,5%.



2.КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ

2.1 О предприятии

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка"- крупнейший производитель горюче-смазочных материалов в Южном федеральном округе. Дата раждения завода- 21 декабря 1975 года (получение первого бензина на утсановке ЭЛОУ-АВТ-4). Волгоградский НПЗ вошел в состав ОАО "ЛУКОЙЛ" в 1993 году.

Миссией ООО "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка" является обеспечение безопасной переработки углеводородного сырья при постоянном улучшении качества производимой продукции путем применения современных технологий и поддержания высокой прибыльности и стабильности социально ответственного бизнеса.

Объем переработки в 2012 г. составил 10975 тыс.тонн нефти. Глубина переработки 83,05%.

Основные технологические процессы ООО "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка": обессоливание и обезвоживание нефти, первичная переработка нефти, каталитический крекинг, сернокислотное алкилирование, каталитическое риформирование, гидроочистка дизельного топлива, производство ароматических углеводородов и другие.

Предприятие выпускает порядка 50 видов нефтепродуктов: автомобильные бензины, топливо для дизельных и реактивных двигателей, бытовой газ, топочный мазут, бензол, толуол, ортоксилол, параксилол, битум, кокс, техническую серу и другую продукцию, востребованную на рынке.

2.2 История

Развитие ВНПЗ до вхождения в ОАО «ЛУКОЙЛ»

1958 - 1965- введение в строй второй очереди ЭЛОУ-АВТ, термических крекингов, битумной установки, ввод в действие установок по производству смазочных масел, установок по производству присадок, нефтяного кокса.

1966-1970 - пуск установок ЭЛОУ-АВТ-6, бензинового и бензольного риформинга, гидроочистки керосина, установки замедленного коксования.

1971-1985 - ведены в эксплуатацию установки деасфальтизации, гидроочистки масел, селективной очистки масел фурфуролом, карбамидной депарафиназации дизтоплива, производства кокса, присадок.

1988 - ввод в эксплуатацию комплекса КМ-3, предназначенного для производства высокоиндексных низкозастывающих гидравлических и авиационных масел.

1995-1996 - ввод новых компрессорных станций, установки точечного налива “ЭЛИН”.

1997-1998 - развитие объектов общезаводского хозяйства, ввод автоматической станции смешения бензинов, эстакады слива нефти, азотно-кислородной установки.

 Развитие ООО ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка»

В период с 1998 по2001 г. на предприятии введены в эксплуатацию установки: гидроочистки дизельных топлив; по производству серы, стабилизации прямогонных бензинов и газофракционирования предельных углеводородных газов, линии розлива масел в канистры.

В 2002 г. выполнена реконструкция комплекса КМ-3, пуск линий затаривания масел и строительного битума, блока вакуумной дистилляции депарафинированных масел.

В 2003-2007 введены в эксплуатацию установки прокалки кокса, каталитического риформинга, изомеризации бензиновых фракций.

В 2011 году пусковым объектом является установка замедленного коксования. Ведется строительство второй очереди установки гидроочистки дизельного топлива, ввод намечен на 2015г.

2.3 Переработка

Сегодня Волгоградский НПЗ выпускает более 50 наименований продукции.

Топливное производство активно развивается на предприятии в последнее десятилетие. Введенные в эксплуатацию в период 1998 -2001 г. комплекс газовых установок, установки гидроочистки дизельного топлива и производства серы решали главным образом вопросы улучшения экологической составляющей деятельности предприятия.

С пуском установки каталитического риформинга в 2006 г. и установки изомеризации в 2007 г. решены вопросы перехода на выпуск моторных топлив европейского стандарта качества.

На производстве масел и нефтехимии, имеющем в своем составе установки деасфальтизации и селективной очистки, депарафинизации, вакуумной разгонки компонентов масел и гидроочистки базовых компонентов, гидрогенизационные процессы (комплекс КМ-3, единственный в стране вырабатывающий высокоиндексные низкозастывающие масла) вырабатываются: масла моторные, трансмиссионные, энергетические, индустриальные, компрессорные, гидравлические.

Ряд производимых на предприятии масел включен в каталог «100 лучших товаров России», удостоен звания «Народная марка», звания лауреата конкурса «Золотой Пегас».

По коксо-битумному производству: основные виды вырабатываемой продукции: малосернистый нефтяной кокс, кокс нефтяной прокаленный, битумы нефтяные. ООО “ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка” - самый крупный производитель коксов в России. В ближайшие годы завод намерен сохранить свои лидирующие позиции в этом направлении.

 



2.4 Модернизация

ЛУКОЙЛ постоянно модернизирует перерабатывающие мощности, быстро реагируя на основные тенденции рынка. При модернизации НПЗ Компания применяет самые современные технологии для повышения качества выпускаемой продукции и снижения нагрузки на окружающую среду. Опережающими темпами вводятся европейские стандарты качества моторных топлив на всех заводах Группы. Это позволит Компании в будущем получать значительные конкурентные преимущества, а сегодня - дополнительную ценовую премию за экологичность и высокое качество продукции.

Текущая модернизация Пермского НПЗ, строительство каталитического крекинга на Нижегородском НПЗ, комплекса глубокой переработки ВГО на Волгоградском НПЗ, и комплекса переработки тяжелых остатков на НПЗ в Бургасе позволят существенно нарастить финансовые результаты Группы в сегменте. Уже в 2012 году все российские НПЗ Группы перешли на производство автомобильных бензинов, соответствующих классу Евро-5.

2.5 Экономическая информация

Таблица 2.1

Сведения о долях выручки в общей сумме выручки от всех видов деятельности за 2012 год

Показатель	2013 г./млн. долларов США
Общая сумма выручки . ООО “ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка”	10 989
Чистая прибыль ООО “ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка	10 925
Выручка от реализации (включая акцизы и экспортные пошлины) ООО “ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка”	8 452
Прибыль от основной деятельности ООО “ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка”	10 247



3. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНЕДРЯЕМОГО МЕРОПРИЯТИЯ

Эффективность внедряемого мероприятия оценивается в течение расчетного периода, охватывающего временной интервал от начала внедрения мероприятия до его прекращения. Расчетный период разбивается на шаги - отрезки, в пределах которых производится обощение данных, используемых для оценки финансовых показателей (задание расчетного периода

Показатели эффективности можно классифицировать по следующим признакам:

По виду обобщающего показателя, выступающего в качестве критерия экономической эффективности:

- абсолютные

- относительные

- временные, которыми оцениваются период окупаемости затрат

По методу сопоставления разновременных денежных затрат и результатов:

- статические, в которых денежные потоки, возникающие в разные моменты времени, оцениваются как равноценные

- динамические, в которых денежные потоки, вызванные реализацией мероприятия, приводятся к эквивалентной основе посредством их дисконтирования, обеспечивая сопоставимость разновременных денежных потоков.

Дисконтированием денежных потоков называется приведение их разновременных (относящихся к разным шагам расчета) значений к их ценности на определенный момент времени, который называется моментом приведения и обозначается через t(0).

Основным экономическим нормативом, используемым при дисконтировании, является норма дисконта (Е), выражаемая в долях единицы или в процентах в год.

Динамические показатели рассчитываются с помощью дисконтирования.

В реальных экономических условиях в качестве ставки дисконтирования (нормы дисконта) предлагаются различные макроэкономические индикаторы, позволяющие оценить ее величину. В частности это может быть ставка рефинансирования, устанавливаемая Центральным Банком России, или ставка доходности по быстроликвидным и надежным ГКО. Эти показатели могут использоваться в качестве ориентира при выборе ставки дисконтирования. Так, если ставка ссудного процента выше рентабельности проекта, собственнику капитала становиться выгоднее направлять свой капитал в финансовые инвестиции, а не инвестировать его в инновационные проекты.

Для учета фактора предпринимательского риска предлагается в ставку дисконтирования включать поправочный коэффициент, величина которого возрастает с ростом риска инвестирования:

, (3.1)

где: ЕНб -- ставка процента по безрисковым вложениям (например, в государственные ценные бумаги); ЕНб -- рисковая премия, учитывающая рыночный риск, определяемый общим состоянием экономической конъюнктуры, а также специфический риск, определяемый характеристикой анализируемого проекта.

Для выбора величины рисковой премии целесообразно проведение предварительной классификации инвестиционных альтернатив, что дает возможность, с одной стороны, рассматривать каждый из выделенных классов капиталовложений в определенной степени независимо друг от друга, с другой, -- использовать для каждого из выделенных классов определенные рисковые премии, оценивающие риск инвестирования в рамках каждого класса. Обычно ставку дисконтирования принимают равной 15%

Чистый дисконтированный доход (интегральный экономический эффект) - это приведенная к начальному моменту проекта величина дохода, который ожидается после возмещения вложенного капитала и получения годового процента, равного выбранной инвестором норме дисконта.

Чистый дисконтированный доход рассчитывается как разность дисконтированных денежных потоков, поступлений и выплат, производимых в процессе реализации проекта за весь инвестиционный период.

, (3.2)

или

, (3.3)

где: Прt - поступления денежных средств в интервал времени t, образующих входной денежный поток, руб.; Отt - выплаты денежных средств в интервал времени t, образующие выходной денежный поток, руб.; Т - продолжительность инвестиционного периода, год; ЕН - ставка дисконтирования принятая для оценки инвестиционного проекта; Вt - выручка от реализации в году t, руб.; Кt - капитальные вложения в разработку месторождения или организационно-техническое мероприятие в году t, руб.; Эпрt - эксплуатационные затраты (производственные) в году t без налогов, включаемых в состав себестоимости добываемой продукции, руб.; Нt - налоговые выплаты в году t, руб.; Аt - амортизационные отчисления в году t, связанные с капитальными вложениями, руб.

Если величина ЧДД положительна, предлагаеиое мероприятие считается рентабельным, что свидетельствует о целесообразности финансирования и реализации проекта.

Другим важным показателем эффективности инвестиционного проекта является внутренняя норма доходности (рентабельности), ВНД (ВНР):

, (3.4)

ВНД показывает темпы роста инвестируемого капитала. Значение этого показателя соответствует годовому проценту, который ожидается получить на вложенный в реализацию проекта капитал. В наиболее распространенных случаях (денежный поток характеризуется одним инвестиционным циклом) - это значение переменной нормы дисконта, при котором чистый дисконтированный доход обращается в ноль.

В курсовом проекте рекомендуется графически отобразить ВНД.

Сроком окупаемости называют продолжительность периода от начального момента реализации мероприятия до момента окупаемости. Моментом окупаемости является тот наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого накопленный дисконтированный денежный поток становиться положительным и в дальнейшем остается неотрицательным (срок окупаемости с учетом дисконтирования).

Срок окупаемости (Т*) может быть определен из следующего равенства:

, (3.5)

Индексы доходности (ИД) характеризуют «отдачу проекта» на вложенные в него денежные средства. Отдача измеряется количеством денежных единиц, получаемых на каждую вложенную денежную единицу за расчетный период реализации проекта с учетом дисконтирования.

Индекс доходности дисконтированных инвестиций - отношение суммы дисконтированных элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине дисконтированной суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности. Его значение равно увеличенному на единицу отношению ЧДД к накопленному дисконтированному объему инвестиций.

Расчет индекса доходности инвестиций (PI) производится по следующей формуле:

, (3.6)

где: Пt - прибыль от реализации нефти в году t, руб.

инвестиционный модернизация доходность



4. РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА ПО ВНОВЬ ВВОДИМОМУ ОБОРУДОВАНИЮ

Таблица 4.1

Задание на курсовой проект

Показатель/ вариант	Ед. изм.	19
Инвестиции 1 часть оборудования	млн. руб.	21
Инвестиции 2 часть оборудования	млн. руб.	13
Срок использования оборудования	лет	10
Дополнительная выручка	млн. руб.	16
Увеличение первый год эксплуатации	%	3
Увеличение второй-третий год	%	6
Увеличение последующие года	%	8
Норма дисконтирования	%	10
Рисковая премия	%	4
Эксплуатационные затраты	млн. руб.	7
Увеличиваются ежегодно на	%	5
Амортизация равными долями	лет	10
Налог на прибыль	%	20
Привлечение кредита (годовой %)	млн. руб.,(%)	23(20)

Таблица 4.2

Результаты расчета экономической эффективности инвестиционного проекта

Показатель	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
инвестиции	34,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
выручка	0,00	16,00	16,48	17,47	18,52	20,00	21,60	23,33	25,19	27,21	29,38
Эксп. Затраты	0,00	10,00	10,80	11,66	12,60	13,60	14,69	15,87	17,14	18,51	19,99
Привлечение кредита	23,00	20,70	18,40	16,10	13,80	11,50	9,20	6,90	4,60	2,30	0,00
Проценты за кредит	4,60	4,14	3,68	3,22	2,76	2,30	1,84	1,38	0,92	0,46	0,00
Выплата кредита	2,00	2,00	2,00	2,00	2,00	2,00	2,00	2,00	2,00	2,00	0,00
Амортизация	0,00	3,40	3,40	3,40	3,40	3,40	3,40	3,40	3,40	3,40	3,40
Прибыль	0,00	5,26	5,40	5,98	6,56	7,49	8,46	9,48	10,53	11,64	12,79
Налог на прибыль	0,00	1,05	1,08	1,20	1,31	1,50	1,69	1,90	2,11	2,33	2,56
Чистая прибыль	0,00	4,21	4,32	4,79	5.25	5.99	6,77	7,58	8,43	7,31	10,24
Денежный поток	-13,00	2,21	2,32	2,79	3,25	3,99	4,77	5,58	6,43	7,31	10,24
Ден. поток с нар. итогом	-13,00	-10,79	-8,47	-5,68	-2,44	1,56	6,33	11,91	18,34	25,65	35,88
Коэф.диск.	1,00	0,86	0,74	0,64	0,55	0,48	0,41	0,35	0,31	0,26	0,23
Диск.ден.поток	-13,00	1,90	1,72	1,79	1,79	1,90	1,96	1,96	1,96	1,92	2,32
Диск.ден.поток с нар.итогом	-13,00	-11,10	-9,37	-7,59	-5,79	-3,89	-1,93	0,04	2,00	3,93	6,25

Исходя из данных таблицы 4.2:

Для того чтобы определить ВНД, необходимо построить график зависимости ЧДД от нормы дисконта. При заданной норме дисконта (10%) Рассчитаем ЧДД для нормы дисконта равной 90%.

Расчет ЧДД при НД=90%:

Для Е=90%
Коэф.диск.	1,00	0,51	0,26	0,13	0,07	0,03	0,02	0,01	0,00	0,00	0,00
Диск.ден.поток	-13,00	1,13	0,60	0,37	0,22	0,14	0,08	0,05	0,03	0,02	0,01
Диск.ден.поток с нар.итогом	-13,00	-11,87	-11,27	-10,90	-10,68	-10,54	-10,46	-10,41	-10,38	-10,36	-10,35

Рис.4.1. График зависимости ЧДД от нормы дисконта.

Исходя из графика получаем, что внутренняя норма доходности равна 40%.

Рис.4.2. График зависимости ЧДД от времени.

По графику зависимости ЧДД от времени был определен срок окупаемости инвестиционного проекта, который составил 7 лет.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте рассмотрено современное состояние нефтеперерабатывающего комплекса России и приведена характеристика одного из лидирующих предприятий отечественной нефтепереработки -ООО "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка".

В проекте приведен вариант модернизации реактора установки гидроочистки и каталитического риформинга (установка №12) предприятия. В ходе работы был произведен расчет денежных потоков, а также основных показателей эффективности инвестиционного проекта.

По результатам расчетов были сделаны выводы:

, следовательно, данный проект является эффективным;

инвестиционный проект полностью окупается в ходе его реализации согласно расчетам срока окупаемости.

Таким образом, отметим экономическую целесообразность данного инвестиционного проекта. Его можно рекомендовать к реализации на производстве.



СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ООО "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка". Официальный сайт: http://www.vnpz.lukoil.com (дата обращения 10.11.2014).

Едер Л.В., Филимонова И.В. Современное состояние нефтяной промышленности России - 2013 г.

Информационно - аналитический портал: нефть России. http://www.oilru.com (дата обращения 10.11.2014).

Организация производства и менеджмент. Методические указания и контрольные задания для студентов специальности 130603 «Оборудование нефтегазопереработки» - 2011 г.

Размещено на Allbest.ru