Оценка экономической эффективности
Сравнения вариантов разработки производились по основному показателю эффективности — накопленному дисконтированному потоку наличности (NPV), определяющему выбор рекомендуемого варианта. При сравнении трех вариантов по полученным данным можно сделать вывод, что самым экономически эффективным является вариант I (Рисунок 4 Б Приложения Б). Технико-экономические расчеты свидетельствуют… Читать ещё >
Оценка экономической эффективности (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
К основным экономическим показателям, отражающим эффективность проекта, приняты:
чистый дисконтированный доход (ЧДД или NPV);
внутренняя норма доходности или рентабельности (ВНД или IRR);
срок окупаемости капитальных вложений;
максимальная отрицательная величина накопленного потока наличности.
Сравнения вариантов разработки производились по основному показателю эффективности — накопленному дисконтированному потоку наличности (NPV), определяющему выбор рекомендуемого варианта.
Расчет показателей экономической эффективности (Таблицы 13 А — 15 А Приложения А) освоения месторождения выполнялся по 3 вариантам разработки. Основные показатели экономической эффективности рассматриваемых вариантов сведены в таблицу.
Технико-экономические расчеты свидетельствуют об относительно высокой эффективности вариантов разработки.
Доход Инвестора по 1−3 вариантам 77,64 — 99,2 млн руб. По вариантам без бурения дополнительной новой скважины доход инвестора составит 99,21 и 97,91 млн руб. соответственно. Индекс рентабельности по вариантам > 1.
По всем вариантам окупаемость капитальных вложений — 1 год.
Наибольший чистый доход 99,21 млн руб. получен по I варианту.
При сравнении трех вариантов по полученным данным можно сделать вывод, что самым экономически эффективным является вариант I (Рисунок 4 Б Приложения Б).
Таблица 3.
Сравнение экономической эффективности разработки Астрахановское месторождения.
Показатели. | варианты. | ||
Проектный уровень добычи природного газа, тыс. м3/год. | 166,70. | 146,30. | 184,40. |
Рентабельный срок разработки, годы. | |||
Добыча природного газа за рентабельный срок разработки, тыс. м3 | 810,0. | 797,9. | 818,2. |
Действующий фонд скважин, ед. | |||
Ввод скважин, ед. | |||
Инвестиции, млн. руб. | 3,2. | 3,2. | 30,0. |
Эксплуатационные затраты, млн. руб. | 445,6. | 438,6. | 466,6. |
Дисконтированный поток наличности (NPV), млн. руб. | |||
при коэффициенте дисконтирования 10%. | 79,3. | 76,6. | 60,3. |
Срок окупаемости, годы. | 1 год. | 1 год. | 1 год. |
Доход государства (налоги и платежи), млн. руб. | 152,4. | 149,8. | 149,7. |
Доход инвестора, млн. руб. | 99,2. | 97,9. | 76,6. |
Себестоимость 1 тыс м3 природного газа, руб./тыс. м3 | 548,8. | 548,5. | 548,5. |
Таблица 4.
Исходные данные по вариантам.
Дисконтированный доход, млн. руб. (коэфф. 10%). | Доход инвестора,. млн. руб. | Доход государства, млн. руб. | |
Вариант 1. | 79,3. | 99,2. | 152,4. |
Вариант 2. | 76,6. | 97,9. | 149,8. |
Вариант 3. | 60,3. | 74,7. | 149,7. |