Анализ эффективности затрат на проведение мероприятия

Срок окупаемости — один из наиболее часто применяемых показателей для анализа эффективности затрат на проведение мероприятия НТП. Это число лет, необходимых для возмещения стартовых капитальных затрат. По графику (рис. 6.1), где изображена динамика накопленного денежного потока и чистой текущей стоимости определяем срок окупаемости нашего проекта. Он составляет 2 года 9 месяцев. На показатель срока окупаемости влияют определенные соотношения между поступлениями и размером капиталовложений, поэтому показатель срока окупаемости не должен служить критерием выбора, а может использоваться лишь в виде ограничения при принятии решения.

В качестве показателя эффективности капитальных вложений целесообразно применять коэффициент отдачи капитала, который показывает размер дохода на 1 рубль инвестиций, вложенных в проект. Коэффициент отдачи капитала рассчитывается по формуле:

ЧТС КОК = ———————————— + 1, (6.2).

К11 + К22 + …

где:

ЧТС — чистая текущая стоимость;

К — капитальные затраты;

— коэффициент дисконтирования.

Коэффициент отдачи капитала для нашего мероприятия равен 1,36 (табл. 6.4).

Еще одним широко используемым при анализе экономической эффективности проведения мероприятий НТП является показатель внутренней нормы доходности. Чтобы обеспечить доход от инвестированных средств или, по крайней мере, их окупаемость, необходимо добиться такого положения, когда чистая текущая стоимость будет больше нуля или равна ему. Для этого необходимо подобрать такую процентную ставку для дисконтирования членов потока платежей, которая обеспечит получение выражения:

ЧТС = ПДНt * (1 + e) tp-t = 0, (6.3).

где:

ПДНt — поток денежной наличности в текущем году;

е — норма дисконта;

tpрасчетный год;

t — текущий год.

Такая ставка должна отражать усредненный уровень ссудного процента на финансовом рынке с учетом фактора риска. Поэтому под внутренней нормой доходности понимают ставку дисконтирования, использование которой обеспечивает равенство текущей стоимости ожидаемых денежных оттоков и текущей стоимости ожидаемых денежных притоков. Т. е. при начислении на сумму инвестиций процентов по ставке, равной внутренней норме доходности, обеспечивается получение распределенного во времени дохода.

Практическое применение данного метода сводится к последующей операции, с помощью которой находится дисконтирующий множитель, обеспечивающий равенство ЧТС = 0.

Срок окупаемости нашего проекта 3 года, поэтому необходимо определить процентную ставку кредита на первом этапе внедрения мероприятия. Возьмем произвольно два значения процентной ставки для коэффициента дисконтирования i1 = 15% и i2 = 20% (табл. 6.5), при которых ЧТС меняет свое значение с «+» на «-», или наоборот. Наилучшая точность достигается в случае, когда длина интервала принимается минимальной (1%). Поэтому уточняем ставки i1 = 16% и i2 = 17%. Для нашего проекта ВНР = 16,72%. Это значит, что ВНР = 16,72% является верхним пределом процентной ставки, при которой НГДУ может окупить кредит для финансирования инвестиционного кредита. Для получения прибыли НГДУ должно брать кредит по ставке не менее 16,72%.

Каждый проект имеет различную степень риска. С точки зрения финансового менеджмента риск — это вероятность неблагоприятного исхода финансовой операции. По определению рисковость проекта выражается в отклонении потока денежных средств для данного проекта от ожидаемого. Чем отклонение больше, тем проект считается рисковым.

В нашем мероприятии чистая текущая стоимость является функцией следующих факторов:

количество заменяемых труб, км — Q;

стоимость сооружения, тыс. руб. — С;

величины налогов — Н;

капитальных вложений — К.

Каждый из этих факторов подвержен изменению. Задаем наиболее вероятные интервалы изменения факторов и рассчитываем ЧТС при минимальном и максимальном значениях каждого фактора (табл. 6.6). Изображаем графически полученные зависимости (рис. 6.2). Из графика видно, что изменение ЧТС находится в положительной области. Следовательно, проведение мероприятия имеет невысокую степень риска.

БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА Основными функциональными задачами управления и его цехов является добыча и подготовка нефти и газа, перекачка нефти в магистральные нефтепроводы, а попутного газа потребителям города, на Сургутскую ГРЭС и газокомпрессорные станции. Под разработкой нефтяных месторождений понимается осуществление процесса движения жидкостей (нефть, вода) и газа в пластах к эксплутационным скважинам. Управление процессом движения жидкостей и газа достигается размещением на месторождении нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, количеством и порядком ввода их в эксплуатацию, режимов работы скважин и балансом пластовой энергии.

На 8 месторождениях нефти эксплуатируются 3070 нефтяных и 80 нагнетательных скважин.

Нефтедобывающее оборудование состоит из наземных и подземных сооружений — скважин, нефтепроводов, водоводов, емкостей, находящихся в соприкосновении с влажными грунтами, грунтовыми водами, а также с протекающими в них газами и жидкостями. Эти сооружения, контактируя с окружающей средой, подвергаются постоянному разрушению вследствии коррозии. Процесс разрушения металла под воздействием окружающей среды для объектов нефтегазодобывающего управления, как и в целом для нефтяных районов Западной Сибири, наносит серьезный экологический и экономический ущерб.

Коррозия подземного оборудования (нефтепроводов, водоводов) вызывается в основном сильно минирализованной пластовой водой, извлекаемой с недр вместе с нефтью. Особую опасность вызывают нефтепроводы Усть-Балыкского и Южно-Сургутского месторождений нефти, где обводненность добываемой жидкости составляет 80−90%.

По месторождениям нефти управлением эксплуатируется свыше 4 тыс. км трубопроводов различного диаметра, в том числе 2095 км — нефтепроводов. Около 700 км нефтепроводов эксплуатируются по 15−20 лет, которые представляют опасность для окружающей среды, под воздействием внутренней и наружной коррозии металла на этих трубопроводах зачастую происходят повреждения и нарушения исправного состояния линейной части трубопровода сопровождаемого выбросами в окружающую среду нефтепродуктов.