7.2. Оценка экономической эффективности проекта магистрального нефтепровода

Оценка эффективности инвестиционного проекта может производиться с учетом как социально-экономических последствий его осуществления для общества в целом, так и финансовых последствий только для субъекта (оператора), реализующего проект, в предположении, что он производит все необходимые затраты и получает все его результаты. В первом случае определяется общественная (социально-экономическая), а во втором - коммерческая эффективность инвестиционного проекта.

Главными принципами оценки эффективности инвестиционного проекта являются:

• рассмотрение проекта на протяжении его жизненного цикла;

• моделирование денежного потока, связанного с осуществлением проекта:

• учет фактора времени.

Чаще всего расчетный период (жизненный цикл) инвестиционного проекта обосновывается:

• исчерпанием запасов углеводородов;

• износом основной (определяющей) части основных фондов;

• прекращением потребностей рынка в производимой продукции.

Денежный поток представляет собой зависимость от времени денежных поступлений и платежей при реализации проекта в течение расчетного периода. Для его формирования выбирается некоторый временной интервал (месяц, квартал, год), за который определяется сальдо (разность) ожидаемых притоков и оттоков денежных средств, которое может быть как отрицательным, так и положительным. При оценке инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли в связи с их продолжительными жизненными циклами этот интервал, как правило, выбирается равным году. Поэтому денежный поток представляет собой последовательность (в рамках расчетного периода) годовых сальдо притоков и оттоков денежных средств.

Учет фактора времени осуществляется с помощью операции дисконтирования денежных величин. Дисконтирование – приведение интервальных (годовых) значений денежного потока к их ценности на определенный момент времени, который называется моментом приведения. В качестве момента приведения чаще всего выбирается начало первого года расчетного периода. Дисконтирование денежного потока осуществляется путем умножения его значения на коэффициент дисконтирования , рассчитываемый по формуле:

(72)

где e – ставка дисконта;

t – соответствующий год проекта.

Ставка дисконта отражает тот годовой процент, получаемый на вложенный капитал, ниже которого потенциальный инвестор считает финансирование инвестиционного проекта неприемлемым.

Рассмотрим основные показатели при оценке коммерческой эффективности инвестиционного проекта.

Важнейшим показателем эффективности инвестиционного проекта является чистая текущая стоимость (ЧТС) или чистый дисконтированный доход (ЧДД). Чистый дисконтированный доход определяется как сумма чистых дисконтированных потоков реальных денег, полученных для каждого года. Если в течение расчётного периода не происходит инфляционного изменения, то величина ЧДД для постоянной нормы дисконта вычисляется по формуле:

(73)

где T – расчетный период оценки;

– выручка от реализации продукции в году t;

– эксплуатационные расходы в году t;

– налоговые выплаты в году t;

– амортизационные отчисления в году t;

– капитальные вложения в году t.

Если рассчитанная величина ЧДД положительна, инвестиционный проект является эффективным, что свидетельствует о целесообразности финансирования и реализации проекта.

Другим важным показателем эффективности инвестиционного проекта является внутренняя норма рентабельности (доходности) (ВНР, ВНД) проекта. Это значение переменной ставки дисконта, при которой ЧДД обращается в ноль. Определение ВНР производится на основе решения следующего уравнения:

(74)

где r – внутренняя норма рентабельности.

При этом проект считается эффективным, если ВНР больше ставки дисконта e.

Ещё одним показателем, который пользуется при оценке эффективности инвестиционного проекта, является срок окупаемости. Сроком окупаемости называют продолжительность периода от начального момента реализации проекта до момента окупаемости. Моментом окупаемости является тот наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого накопленный дисконтированный денежный поток становится положительным и в дальнейшем остается неотрицательным (срок окупаемости с учетом дисконтирования). Его величина говорит о том, за какой период времени проект позволяет возместить инвестиционные затраты Отбор проектов по критерию срока окупаемости означает, что одобряются проекты с самым коротким сроком возмещения затрат.

При анализе инвестиционных проектов часто используется индекс доходности (ИД), характеризующий «отдачу проекта» на вложенные в него средства. Отдача измеряется количеством денежных единиц, получаемых на каждую вложенную денежную единицу за расчетный период реализации проекта с учетом дисконтирования. Расчет ИД производится по следующей формуле:

(75)

Индекс доходности тесно связан с ЧДД. Если ЧДД положителен, то ИД>1 и если ЧДД отрицателен, то ИД<1. Проект считается эффективным, если ИД >1. При прочих равных условиях к реализации принимается проект, имеющий наибольшее значение индекса доходности.

В соответствии с вышеописанным оценка эффективности инвестиционного проекта осуществляется путём последовательного расчёта следующих показателей:

1. Капитальные вложения (инвестиции). Капитальные вложения представляют собой затраты, связанные с проектированием и строительством трубопровода.

2. Эксплуатационные расходы. Эксплуатационные расходы включают в себя:

• оплата труда с начислениями;

• амортизационные отчисления;

• потери нефти при транспортировке;

• затраты на электроэнергию;

• затраты на материалы (масло, вода, топливо и др.);

• прочие расходы.

3. Выручка от реализации;

4. Прибыль

5. Налог на прибыль;

6. Чистая прибыль;

7. Поток наличности;

8.Чистый поток наличности;

9. Коэффициент дисконтирования;

10. Чистый дисконтированный поток наличности;

11. Чистый дисконтированный доход ЧДД;

12. Срок окупаемости;

13. Внутренняя норма рентабельности ВНР;

14. Индекс доходности ИД.

Строительство ведется 3 года

Инвестиции распределяются по годам равными долями.

Начало эксплуатации - 4-ый год с начала строительства.

Капитальные вложения (инвестиции) представляют собой затраты, связанные со строительством, реконструкцией и расширением трубопроводной системы. Значение капитальных затрат определяется прямым счетом, либо на основе смет или укрупненных нормативов стоимости машин, оборудования и материалов, используемых в строительстве нефтепровода.

Суммарные капитальные вложения (инвестиции) на строительство нефтепровода определяются по формуле:

(76)

где – капитальные вложения в линейную часть, млн.р.;

– капитальные вложения в НПС, млн.р.;

– капитальные вложения в нефтебазу (конечный пункт), млн.р.;

– инвестиционные затраты на формирование оборотных средств (затраты, связанные с приобретением технологической нефти на заполнение новых трубопроводов и резервуаров), млн.р.

Из расчетов, произведенных в п. 7.1, по третьему варианту:

млн.р.

С_р = 650 млн.р.– стоимость одного резервуара РВСп-50000;

Следовательно, млн.р..

Капитальные вложения в НПС равны:

млн.р..

В конечном пункте проектируемого участка НПС – НБ имеется нефтебаза, состоящая из 17 резервуаров РВСп-50000.

Капитальные вложения в нефтебазу определяются по формуле (70):

млн.р..

Инвестиционные затраты на формирование оборотных средств определяются по формуле:

(77)

где – затраты, связанные с приобретением технологической нефти на заполнение новых трубопроводов и резервуаров, млн.р.;

Затраты, связанные с приобретением технологической нефти на заполнение новых трубопроводов и резервуаров определяются по формуле:

(78)

где – объем технологической нефти на заполнение резервуаров, т;

– объем технологической нефти на заполнение нового нефтепровода, т;

Ц_н = 6700р./т– стоимость одной тонны нефти.

Объем технологической нефти на заполнение нового нефтепровода на участке «НПС – НБ» определяется по формуле:

(79)

где D_вн = 0,996мм– внутренний диаметр нефтепровода;

кг/м³– расчетная плотность перекачиваемой нефти.

Объем технологической нефти на заполнение резервуаров определяется по формуле:

, (80)

где – полезный объем резервуаров для заполнения технологической нефтью, м³.

Используем именно полезный объем, т.к. весь объем резервуара не может быть использован полностью. В нижней части резервуара, как правило, скапливается подтоварная вода и имеется слой механических отложений (осадок).

Определяем полезный объем резервуаров для заполнения технологической нефтью:

• полезный объем резервуаров на НПС равен 85000 м³;

• на НБ не все резервуары будут заполняться нефтью, там имеются резервные резервуары на случай отсутствия танкера, поэтому полезный объем резервуаров на НБ равен 722500 м³.

Объем технологической нефти на заполнение резервуаров равен:

Затраты, связанные с приобретением технологической нефти на заполнение новых трубопроводов и резервуаров равны:

млн.р.

Инвестиционные затраты на формирование оборотных средств равны:

млн.р.

Подставляя численные значения параметров в формулу (76), определяем суммарные капитальные вложения (инвестиции) на строительство нефтепровода:

млн.р.

Результаты расчета капитальных вложений (инвестиций) представлены в таблице 35:

Таблица 35 - Капитальные вложения (инвестиции) в строительство нефтепровода

№ п/п	Показатель	Значение
1	Капитальные вложения в линейную часть, млн.р.	14299,26
2	Капитальные вложения в НПС, млн.р.	6700
3	Капитальные вложения в нефтебазу, млн.р.	11050
4	Инвестиционные затраты на формирование оборотных средств, млн.р.	5732,23
5	Итого, млн.р.	37781,49

Эксплуатационные расходы определяются по формуле:

(81)

где – общий фонд заработной платы с отчислениями на социальные нужды, млн.р.;

– затраты на электроэнергию, млн.р.;

– амортизационные отчисления, млн.р.;

– стоимость потерь нефти при транспортировке и хранении, млн.р.;

– затраты на расходные материалы, млн.р.;

– прочие расходы, млн.р.

Планирование фонда заработной платы ставит своей целью определить общую сумму средств, для оплаты труда работников производственного объединения.

Расчет фонда заработной платы работников ведется исходя из планируемой численности и средней заработной платы.

Численность работников определяется по трудоемкости обслуживания линейной части, насосных станций и нефтебаз.

Трудоемкость обслуживания нефтепровода представлена в таблице 36.

Таблица 36 - Трудоемкость обслуживания

№ п/п	Наименование	Численность	Общая численность
1	Линейная часть	35чел/100км	84чел/238,321км
2	НПС с РП	98чел/1 НПС	98чел/1 НПС
3	ННС без РП	57чел/1ГНС	57чел/1НПС
4	НБ	100 чел/1НБ	100 чел/1НБ
5	Итого:	-	339 человек

Структура численности представлена в таблице 37.

Таблица 37- Структура численности

№ п/п	Наименование персонала	Процентное соотношение, %	Численность работников, чел
1	Руководители	8	28
2	Специалисты	13	44
3	Рабочие	73	247
4	Непромышленный персонал	6	20
5	Итого	100	339

Уровень оплаты труда представлен в таблице 38.

Таблица 38 - Уровень оплаты труда

№ п/п	Показатели	Величина
1	Премия из фонда заработной платы, %	50
2	Оплата за работу в праздничные дни	По двойному тарифу
3	Оклад руководителей, р.	30000
4	Оклад специалистов, р.	24000
5	Оклад рабочих, р.	19000
6	Оклад непромышленного персонала, р.	13000

Основной фонд заработной платы для каждой категории работников за 11 месяцев с учетом премии определяется по формуле:

(82)

где – премия из фонда заработной платы;

– среднемесячная заработная плата работника i-ой категории, р.;

– среднесписочная численность работников i-ой категории, чел.

р.

Полученные значения основного фонда заработной платы для каждой категории работников представлены в таблице 39.

Таблица 39 - Основной фонд заработной платы с учетом премии за 11 месяцев

№ п/п	Наименование работников	за 11 мес, р.
1	Руководители	9286200
2	Специалисты	11674080
3	Рабочие	51881115
4	Непромышленный персонал	2874300
5	Итого	75715695

Баланс рабочего времени представлен в таблице 40.

Таблица 40 - Баланс рабочего времени

№ п/п	Показатели	Значение
1	Календарный фонд (Фк), дни	365
2	Праздничные и выходные дни (Пр)	116
3	Номинальный фонд (Фн=Фк-Пр-В), дни	249
4	Невыходы на работу (Н), дни В том числе: -отпуск основной -отпуск дополнительный -выполнение гособязанностей -прочие потери	28 28 - - -
5	Эффективный фонд рабочего времени (Фэ=Фн-Н), дни	221

Дневной заработок работников каждой категории определяется по формуле:

(83)

Полученные значения дневных заработков работников каждой категории представлены в таблице 41.

Таблица 41 - Дневной заработок работников

№ п/п	Наименование работников	Заработок, р.день-1
1	Руководители	42019
2	Специалисты	52824
3	Рабочие	234756
4	Непромышленный персонал	13006

Дополнительный фонд заработной платы для каждой категории работников определяется по формуле:

(84)

Полученные значения дополнительного фонда заработной платы для каждой категории работников представлены в таблице 42.

Таблица 42 - Дополнительный фонд заработной платы

№ п/п	Наименование работников	, руб.
1	Руководители	1176532
2	Специалисты	1479069
3	Рабочие	6573173
4	Непромышленный персонал	364165
5	Итого		9592939

Общий фонд заработной платы для каждой категории работников определяется как сумма основного фонда заработной платы за 11 месяцев и дополнительного фонда заработной платы по следующей формуле:

(85)

Общий фонд заработной платы для всего производственного объединения представлен в таблице 43 и определяется как сумма фонда заработной платы по всем категориям работников:

(86)

Таблица 43 - Общий фонд заработной платы

№ п/п	Наименование работников	, руб.
1	Руководители	10462732
2	Специалисты	13153149
3	Рабочие	58454288
4	Непромышленный персонал	3238465
5	Итого	85308634

Получили, что общий фонд заработной платы для всего предприятия равен 85308634 р. или 85,31 млн.р.

Суммарные отчисления на социальные нужды (единый социальный налог ЕСН) составляют 28,5%* от общего фонда заработной платы и состоят из:

• отчислений в фонд социального страхования;

• отчислений в пенсионный фонд накоплений;

• отчислений в фонд общего медицинского страхования.

• взносов на обязательное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний.

* процент отчислений на социальные нужды принимается в соответствии с действующим законодательством на момент выполнения расчетов

р.

или 22,18 млн.р.

Результаты расчета общего фонда заработной платы с отчислениями на социальные нужды представлены в таблице 44.

Таблица 44 - Общий фонд заработной платы с отчислениями на социальные нужды

№ п/п	Показатель	Значение
1	Общий фонд заработной платы, млн.р.	85,31
2	Отчисления на социальные нужды, млн.р.	22,18
3	Итого, млн.р.	107,49

Затраты на электроэнергию определяются по двухставочному тарифу: за потребляемую электроэнергию и за установленную мощность.

Годовые затраты за потребленную электроэнергию определяются по формуле:

(87)

где – плата за потребляемую электроэнергию по данным Ленинградской области;

– годовая потребляемая энергия по магистральному нефтепроводу.

Потребляемая энергия определяется по формуле (88):

(88)

где – расход электроэнергии на перекачку нефти по нефтепроводу, включая потери в коммуникациях НПС и подводящих трубопроводах в год;

– расход электроэнергии на собственные нужды НПС в год;

– расход электроэнергии на собственные нужды сооружений линейной части в год.

Годовой расход электроэнергии на перекачку нефти по нефтепроводу, включая потери в коммуникациях НПС и подводящих трубопроводах, определяется по формуле (89):

(89)

где – заданная часовая пропускная способность нефтепровода;

Н₁ = 799,95 м– потери напора на перекачку нефти по магистральному нефтепроводу;

– потери напора на перекачку нефти по подводящим трубопроводам и коммуникациям НПС, м;

Учитывая величину необходимого подпора к основному насосу, принимаем м.

– коэффициент на дросселирование потока нефти по нефтепроводу, включая потери при переходных процессах;

– расчетная плотность перекачиваемой нефти;

– КПД насоса;

– КПД электродвигателя.

млн.кВт ч.

Расход электроэнергии на собственные нужды на 1 промежуточную НПС в год равен 1950 тыс.кВт ч, на проектируемом участке нефтепровода расположены 2 промежуточные НПС, следовательно, общий расход электроэнергии на собственные нужды в год составит:

тыс.кВт ч = 3,90 млн.кВт ч.

Расход электроэнергии на собственные нужды сооружений линейной части в год составляет в среднем 15 тыс.кВт ч на 100км магистрального нефтепровода.

Проектируемый участок нефтепровода имеет длину 238,321 км, следовательно, общий расход электроэнергии на собственные нужды сооружений линейной части составит:

тыс.кВт ч = 0,04млн.кВт ч.

Подставляя численные значения параметров в формулу (88), определяем годовые потребляемую электроэнергию:

млн.кВт ч.

Годовые затраты за потребляемую электроэнергию равны:

млн.р.

Годовые затраты за установленную мощность определяются по формуле:

(90)

где – плата за установленную мощность по данным Ленинградской области;

Т = 12 мес.– расчетный период времени;

N_мн = 2908 кВт– мощность, потребляемая электродвигателем магистрального насоса;

– число магистральных насосов;

N_пн = 578 кВт – мощность, потребляемая электродвигателем подпорного насоса;

– число подпорных насосов.

Подставляя численные значения параметров в формулу (90) определяем годовые затраты за установленную мощность:

Результаты расчета затрат на электроэнергию представлены в таблице 45.

Таблица 45 - Затраты на электроэнергию

№ п/п	Показатель	Значение
1	Затраты за потребляемую электроэнергию, млн.р.	199,63
2	Затраты за установленную мощность, млн.р.	52,94
3	Итого, млн.р.	252,58

Величина амортизационных отчислений рассчитывается по формуле:

(91)

где – норма амортизационных отчислений от затрат на сооружение линейной части;

– норма амортизационных отчислений от затрат на сооружение НПС;

– норма амортизационных отчислений от затрат на сооружение нефтебазы.

млн.р.

Стоимость потерь нефти при транспортировке и хранении определяется по формуле:

(92)

где – норма потерь нефти, приходящаяся на одну НПС;

- количество НПС;

Ц_н = 6700 р./т– стоимость одной тонны нефти.

Годовая стоимость потерь нефти при транспортировке и хранении равна:

Годовые затраты на расходные материалы (вода, масло, топливо и пр.) определяются по формуле:

(93)

где млн.р. – годовые затраты на расходные материалы, приходящиеся на одну НПС.

– количество НПС;

млн.р.

Прочие расходы принимаются в размере 20% в составе эксплуатационных расходов.

Тогда прочие расходы будут определяться по формуле:

(94)

млн.р.

Результаты расчета эксплуатационных расходов представлены в таблице 46.

Таблица 46 - Годовые эксплуатационные расходы

№ п/п	Показатель	Величина, млн. р.
1	Заработная плата с отчислениями	107,49
2	Электроэнергия	252,58
3	Амортизационные отчисления	1271,62
4	Стоимость потерь нефти при хранении и транспортировке	26,80
5	Затраты на расходные материалы	6,00
6	Прочие расходы	416,12
7	Итого	2080,61

В трубопроводном транспорте нефти и газа принято использовать себестоимость перекачки нефти на единицу натуральных показателей. В нефтепроводном транспорте к таким показателям относят объем транспортной работы – тонно-километры.

Себестоимость единицы транспортируемой нефти определяется отношением суммы затрат на объем транспортной работы:

(95)

Фондоотдача – это показатель, характеризующий уровень эффективности использования основных производственных фондов, отражает объем товарной продукции, приходящейся на 1 рубль основных фондов.

(96)

где G = 38млн.т./год – годовой объем перекачки нефти;

– среднегодовая стоимость основных производственных фондов.

млн.р.

Фондоотдача равна:

Фондовооруженность – это показатель, характеризующий эффективность использования основных фондов с точки зрения обеспеченности фондов.

(97)

где Ч = 339 чел. – среднесписочная численность персонала.

Производительность труда – показатель, характеризующий эффективность использования человеческих ресурсов производственного объединения, которая определяется количеством продукции, произведенной в единицу времени одним работником.

(98)

Выручка – основной источник формирования собственных финансовых ресурсов производственного объединения.

Годовая выручка определяется по двухставочному тарифу:

• тариф на услуги ОАО «АК «Транснефть» по выполнению заказа и диспетчеризации;

• тарифа на перекачку 1 тонны.

Данную информацию на момент проведения расчетов следует получить на официальном сайте ФСТ в разделе «Тарифы» (http://www.fstrf.ru/tariffs).

Ставки тарифа на услуги ОАО «АК «Транснефть» по выполнению заказа и диспетчеризации при поставках нефти за пределы таможенной территории Российской Федерации и государств – участников соглашения о Таможенном Союзе примем условно в размере (без НДС).

Ставку тарифа на перекачку 1 тонны по маршруту принимаем равной .

Годовая выручка определяется по формуле:

(99)

млн. р.

Прибылью называется часть денежных накоплений, направляемые на цели производственного и социального развития производственного объединения, а также внесение платежей и отчислений в бюджеты всех уровней. Прибыль – один из обобщающих показателей производственно-хозяйственной деятельности производственного объединения.

Для выявления финансового результата деятельности предприятия необходимо сопоставить выручку от реализации продукции с затратами на ее производство и реализацию.

, (100)

где млн. р. – годовая выручка от реализации продукции;

млн. р. – годовые эксплуатационные затраты

Годовая прибыль равна:

млн.р..

Чистая прибыль определяется как разность прибыли и налога на прибыль:

(101)

где Н_пр – ставка налога на прибыль (в соответствии с действующим законодательством на момент расчета).

млн.р.

Поток наличности представляет собой сумму чистой прибыли и амортизации, млн.р.:

(102)

где млн.р. – годовые амортизационные отчисления.

Чистый поток наличности определяется как разность между потоком наличности и суммарными капитальными вложениями (инвестициями), млн.р.:

(103)

где млн.р. – годовые капитальные вложения (инвестиции).

Строительство ведется 3 года. Инвестиции распределяются по годам равными долями.

Коэффициент дисконтирования для каждого года жизни проекта определяется по формуле (72).

Примем ставку дисконта е равной 9,37 %.

Чистый дисконтированный поток наличности для каждого года жизни проекта определяется по формуле:

(104)

Чистый дисконтированный доход равен сумме чистых дисконтированных потоков наличностей за весь жизненный цикл проекта и определяется по формуле (73).

Проект становится эффективным, т.е. прибыльным, если ЧДД >0. Однако степень прибыльности оценивается внутренней нормой рентабельности.

Внутренняя норма рентабельности r определяется по формуле (74).

При этом проект считается эффективным, если ВНР больше ставки дисконта e.

Срок окупаемости – это наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого накопленный чистый дисконтированный поток наличности становится положительным и в дальнейшем остается неотрицательным (срок окупаемости с учетом дисконтирования).

Индекс доходности ИД характеризует «отдачу проекта» на вложенные в него средства и определяется по формуле (75).

Расчеты показателей целесообразно производить с помощью ЭВМ. Результаты расчетов представлены в таблице 46.

Сводные технико-экономические показатели проекта строительства участка «НПС – НБ» представлены в таблице 47.

Выводы:

Из проведенных расчетов видно, что:

• Чистый дисконтированный доход положителен и составляет 46792,05млн.р.;

• срок окупаемости капитальных вложений (инвестиций) составляет 9 лет с момента начала строительства;

Таблица 46 – Расчет показателей экономической эффективности проекта

№	Показатели	Годы (жизненный цикл проекта)
		1	2	3	4	5
1	2	3	4	5	6	7
1	Объем инвестиций, млн.р.	12593,83	12593,83	12593,83
2	Годовая производительность трубопровода, млн.т.				38	38
3	Тарифная выручка (без НДС), млн.р.				13015,06	13015,06
4	Годовые эксплуатационные затраты, млн.р.				2080,61	2080,61
4а	В т.ч. амортизационные отчисления, млн.р.				1271,62	1271,62
5	Прибыль, млн.р.				10934,46	10934,46
6	Налог на прибыль, млн.р.				2186,89	2186,89
7	Чистая прибыль, млн.р.				8747,57	8747,57
8	Денежный поток (CF), млн.р.	0	0	0	10019,19	10019,19
9	Чистый денежный поток (NCF), млн.р.	-12593,83	-12593,8	-12593,83	10019,19	10019,19
10	Коэффициент дисконтирования (е = 9,37%)	1	0,9143	0,836	0,7644	0,6989
11	Чистая текущая стоимость (NPV), млн.р.	-12593,83	-11514,5	-10528,442	7658,669	7002,412
12	Чистая текущая стоимость нарастающим итогом, млн.р.	-12593,83	-24108,4	-34636,811	-26978,1	-19975,7
13	Срок окупаемости, год

Продолжение табл. 46

№	Показатели	Годы (жизненный цикл проекта)
		6	7	8	9	10
1	2	8	9	10	11	12
1	Объем инвестиций, млн.р.
2	Годовая производительность трубопровода, млн.т.	38	38	38	38	38
3	Тарифная выручка (без НДС), млн.р.	13015,06	13015,06	13015,06	13015,06	13015,06
4	Годовые эксплуатационные затраты, млн.р.	2080,61	2080,61	2080,61	2080,61	2080,61
4а	В т.ч. амортизационные отчисления, млн.р.	1271,62	1271,62	1271,62	1271,62	1271,62
5	Прибыль, млн.р.	10934,46	10934,46	10934,46	10934,46	10934,46
6	Налог на прибыль, млн.р.	2186,89	2186,89	2186,89	2186,89	2186,89
7	Чистая прибыль, млн.р.	8747,57	8747,57	8747,57	8747,57	8747,57
8	Денежный поток (CF), млн.р.	10019,19	10019,19	10019,19	10019,19	10019,19
9	Чистый денежный поток (NCF), млн.р.	10019,19	10019,19	10019,19	10019,19	10019,19
10	Коэффициент дисконтирования (е = 9,37%)	0,639	0,5843	0,5342	0,4884	0,4466
11	Чистая текущая стоимость (NPV), млн.р.	6402,262	5854,213	5352,251	4893,372	4474,57
12	Чистая текущая стоимость нарастающим итогом, млн.р.	-13573,5	-7719,25	-2367	2526,369	7000,939
13	Срок окупаемости, год				на 9-ый год

Таблица 47

Основные технико-экономические показатели проекта

№ п/п	Показатели	Значение
1	Производительность нефтепровода, млн.т./год	38
2	Протяженность, км	238,321
3	Диаметр, мм	1020
4	Количество НПС, шт	2
5	Конечный пункт (НБ), шт	1
6	Объем инвестиций, млн. р.	37781,49
7	Эксплуатационные расходы, млн.р.	2080,61
8	Себестоимость, р./100т. км.	22,97
9	Фондоотдача, т./тыс.р.	1,19
10	Численность, чел	339
11	Фондовооруженность, млн.р./чел	94,54
12	Производительность труда, тыс.т./чел	112,09
13	Тарифная выручка, млн.р./год	13015,06
14	Прибыль, млн.р./год	10934,46
15	Чистая прибыль, млн.р./год	8747,57
16	ЧДД, млн.р.	46792,05
17	Срок окупаемости, год	8,1
18	ВНР, %	21,45
19	Индекс доходности	2,35

• Значение внутренней нормы рентабельности больше нормы дисконта и составляет 21,45 %, что больше ставки дисконта равной 9,37 %.

• Индекс доходности составляет 2,35, что больше единицы.

Расчет показателя ВНР проводится с помощью встроенной функции Excel : ВСД (внутренняя ставка доходности).

Графическое отображение чистой текущей стоимости представлено на рис. 3.

Рисунок 3 – ЧТС нарастающим итогом

На графике видно, что срок окупаемости проекта чуть более восьми лет.

По все показателям рассмотренный проект является эффективным. Таким образом, проект является рентабельным и привлекательным для инвесторов.