Проектное финансирование и управление рисками нефтегазовых проектов. Расчет экономической эффективности инвестиционного проекта по строительству газотранспортной системы.

Введение 3 1. Описание основных производств предприятия 5 2. Характеристика основной выпускаемой продукции 9 3. Риски деятельности 12 4. Реализация проекта строительства газотранспортной системы 19 Заключение 43 Список использованных источников 44 Содержание

Исходные данные:протяжённость участка– 114 км;возраст газопровода – 37 лет;стоимость ремонта одного километра трубопровода с заменой трубы – 14,969 млн.р.;стоимость ремонта одного километра трубопровода со сплошной заменой изоляции – 2,744 млн.р.;затраты на ремонт одного локального дефекта – 0,137 млн.р.;удельный ущерб от одной аварии – 20,3 млн.р.Таблица 5 Объём ремонтных работ по КСОН и старой технологии приведён в таблицеВиды работ и дефектовС применением диагностикиБез применения диагностикиВсего опасных дефектов34413441Замена труб, км6,43612,872Замена изоляции, км29,8348,71Ремонт локальных дефектов236–Оставшиеся опасные дефекты–11Прирост прибыли образуется за счёт следующих факторов:экономии издержек в результате уменьшения объёмов ремонтных работ за счёт выборочного ремонта;исключения аварийных потерь вследствие тех опасных дефектов, которые не могли быть выявлены по старой технологии обследования газопровода;экономии затрат на проведение гидроиспытаний.Одновременно себестоимость возрастает за счёт затрат на проведение внутритрубной диагностики.Прирост прибыли определяем по формуле: ΔПt = ΔПpt + ΔПуt + ΔПгt – ΔИдt,(6)гдеΔПpt – увеличение прибыли за счёт снижения затрат на ремонтные работы в году t;ΔПуt – предотвращённый ущерб от аварий и отказов в году t;ΔПгt – снижение затрат на проведение гидроиспытаний;ΔИдt – текущие затраты на проведение диагностики (оплата услуг Центра технической диагностики, а также текущие затраты самого предприятия на подготовительно-заключительные работы по диагностике). ΔПpt = ΔИp1 + ΔИp2 – ΔИp3 + ΔИpп,(7)гдеΔИp1 – снижение затрат на проведение ремонта газопровода с заменой труб при длине участка превышающего длину стандартной трубыΔИp1 = ΔL1 · C1,ГдеΔL1 – уменьшение протяжённости ремонтируемых участков с заменой трубы;C1 – стоимость ремонта одного километра трубопровода с заменой трубы;ΔИp1 = (12,872 – 6,436) · 14,969 = 96,340 млн.р.ΔИp2 – снижение затрат на проведение ремонта газопровода со сплошной заменой изоляцииΔИp2 = ΔL2 · C2,(8)где ΔL2 – уменьшение протяжённости ремонтируемых участков с заменой изоляции;C2 – стоимость ремонта одного километра трубопровода со сплошной заменой изоляции;ΔИp2 = (48,71 – 31,83) · 2,744 = 46,319 млн.р.ΔИp3 – затраты на проведение ремонтных работ по устранению локальных дефектовΔИp3 = n · C3,(9)гдеn – количество локальных дефектов;C3 – затраты на ремонт одного локального дефекта;ΔИp3 = 236 · 0,137 = 32,332 млн.р.ΔИpп – снижение затрат на подготовительно-заключительные работы при проведении ремонтаΔИpп = ΔL1 · Срп,(10)где ΔL1 – уменьшение протяжённости ремонтируемых участков с заменой трубы;C1 – затраты на подготовительно-заключительные работы на один километр трубы;ΔИpп = (11,547 – 6,436) · 1,334 = 8,586 млн.р.По формуле определяем увеличение прибыли за счёт снижения затрат на ремонтные работы в году tΔПрt = 96,340 + 46,319 – 32,332 + 8,586 = 118,913 млн.р.Предотвращённый ущерб от аварий и отказов в году t складывается из:ущерба от повреждения линейной части газопровода; ущерба от потери газа;Предотвращённый ущерб от аварий и отказов в году t определяем по формуле ΔПуt = ,(11)где nу – количество опасных дефектов не обнаруженных при обследовании газопровода по старой технологии;У – удельный ущерб от одной аварии;Т – оставшийся нормативный срок службы .Т = 10 лет;ΔПуt = 11∙20,3/10 = 22,33 млн.р.Снижение затрат на гидроиспытания в расчёте принимаем равным нулю (ΔПгt = 0).Текущие затраты на проведение диагностики (ΔИдt) складываются из текущих затрат Центра технической диагностики (ЦТД) и текущих затрат самого предприятия эксплуатирующего газопровод.Текущие затраты ЦТД включают:затраты на пропуск снаряда-калибра и профилемера – 1,122 млн.р.;затраты на пропуск очистных устройств (скребков) – 1,611 млн.р.;затраты на пропуск дефектоскопа – 15,493 млн. р.Итого 18,226 млн.р.Текущие затраты предприятия эксплуатирующего газопровод состоят из затрат на подготовительно-заключительные работы и составляют 0,161 млн.р. Следовательно: ΔИдt = 18,226 + 0,161 = 18,387 млн.р.Определяем прирост прибыли в результате применения КСОН на базе внутритрубной диагностикиΔПt = 118,913 + 22,330 + 0 – 18,387 = 122,856 млн.р.Капитальные вложения предприятия в диагностику составили 30,989 млн.р. Они включают в себя:затраты на реконструкцию камер приёма и пуска внутритрубных снарядов;затраты на покупку очистных устройств (скребков);затраты на создание системы диагностики в расчёте на данный участок.Капитальные вложения Центра технической диагностики, отнесённые на объём комплексной диагностики предприятия, составляют 93,873 млн.р.Общие капитальные вложения в диагностику участка газопровода составляют 124,863 млн.р.Для анализа эффективности КСОН воспользуемся следующими критериями:чистый дисконтированный доход (ЧДД);индекс доходности (ИД);внутренняя норма доходности (ВНД);период возврата инвестиций (Ток).ЧДД определяется по формуле:,(12)где Рt – стоимостная оценка результатов осуществления проекта за год t;Зt – стоимостная оценка текущих затрат на осуществление диагностики в году t;Е – норма (ставка) дисконта, Е = 20%;К – капитальные вложения в диагностику.Величину можно записать в виде= ΔПчt + Аt + Лt,(13)где ΔПчt – прирост чистой прибыли предприятия;Аt – амортизационные отчисления за год t, 5 % от К;Лt – ликвидационная стоимость основных фондов в году t, принимаем равным нулю, Лt = 0.ΔПчt = ΔПt – Нt,(14)где Нt – суммарные налоговые выплаты из прибыли за год t, включает в себя налог на прибыль (ставка налога – 15,5% от величины балансовой прибыли) и налог на имущество Ниt (ставка налога – 2% от капитальных вложений в диагностику).Ниt = 0,02 · (К – t · 0,05 · К),(15)где t порядковый номер года (0 – 9) начиная с 2011г.Нt = 0,155 · (Пt – Ниt).Расчёт ЧДД сведен в таблицу. ЧДД = 64,556 млн.рИндекс доходности ИД определяется как отношение приведённых эффектов к сумме капитальных вложений;(16);Так как ЧДД > 0, то применение КСОН экономически эффективно.Срок окупаемости Ток характеризует период времени, начиная с которого результаты внедрения диагностики превышают первоначальные капитальные вложения и другие затраты. При определении срока окупаемости с учётом фактора времени используется следующая зависимость,(17)Расчёт срока окупаемости удобнее проводить графоаналитически. На графике точка пересечения линии интегрального экономического эффекта и оси абсцисс есть искомая величина Ток.Рисунок 5 Определение срока окупаемости инвестиций.,где Эn-1, Эn – интегральный экономический эффект за период tn-1 и tn соответственно.Таблица 6 Оценка экономической эффективности КСОНв млн.р.ПоказателиГоды0123456789101.Прирост прибыли–122,85622,3322,3322,3322,3322,3322,3322,3322,3322,332.Капитальные вложения124,863––––––––––3.Амортизация–6,2436,2436,2436,2436,2436,2436,2436,2436,2436,2434.Налог на имущество–2,4972,3722,2482,1231,9981,8731,7481,6231,4981,3735.Налогооблагаемая прибыль–120,35919,95820,08220,20720,33220,45720,58220,70620,83220,9576.Налог на прибыль–18,6563,0933,1133,1323,1513,1713,1903,2103,2293,2487.Чистая прибыль ΔПчр–124,863101,70316,86516,96917,07517,18117,28617,39217,49617,60317,7098.Чистый денежный поток (Рt-Зt’-Кt)–-16,91723,10823,21223,31823,42423,52923,63523,73923,84623,9529.Коэффициент дисконтирования–0,8330,6940,5790,4820,4020,3350,2790,2330,1940,16210.Чистый денежный поток с учётом дискотирования–-14,09216,04013,44011,2399,4167,8826,5945,5314,6263,88011.Накопленный дисконтированный денежный поток–-14,0921,94815,38826,62736,04343,92550,51956,05060,67664,55612.ЧДД––––––––––64,556№ п/п№№ глав и расчетовНаименование глав, объектов, работ и затратСметная стоимость работ, тыс.руб.Общая сметная стоимостьСтроит. работМонтаж. работОборуд.Прочие12345678Глава 1. Подготовка территории строительства115% главы 2Отвод и подготовка территории21132,737   21881,093Глава 2. Основные объекты строительства2Объектно-сметный расчетЖилой дом140884,9102400,642588,4  145873,95Глава 3. Объекты подсобного и обслуживающего назначенияГлава 4. Объекты энергетического хозяйства37% главы 2Сети электроснабжения9861,944168,045  10029,989Глава 5. Объекты транспортного хозяйства и связиГлава 6. Наружные сети и сооружения водоснабжения и канализации47% главы 2Водоснабжение, канализация, теплоснабжение, газификация9861,944168,045 181,188 10211,177Глава 7. Благоустройство и озеленение территории54% главы 2Благоустройство территории5635,39696,026  5834,958ИТОГО по главам 1-7187376,9302832,755 2769,588 193831,166Глава 8. Временные здания и сооружения61,10% итого гл. 1-7Временные здания и сооружения2061,146   2061,146ИТОГО по главам 1-8189438,0772832,755 2769,588 195892,312Глава 9. Прочие работы и затраты72,60% итого гл. 1-8Дополнительные затраты при производстве работ в зимнее время4925,39073,652  5093,20081,70% итого гл. 1-8 (гр.8)Средства на премирование за ввод в эксплуатацию объекта   3330,1693330,16992,00% итого гл. 1-8 (гр.8)Средства на охрану объекта   3917,8463917,846Итого по главе 94925,39073,652 7248,01612341,216ИТОГО по главам 1-9194363,4672906,407 7248,016208233,527Глава 10. Содержание дирекции. Технический надзор102,00% итого гл. 1-9 (гр.8)Технический надзор4164,6704164,670Глава 11. Расход на подготовку эксплуатационных кадровГлава 12. ПИР. Авторский надзор117,00% итого гл. 1-9 (гр.8)ПИР.Авторский надзор   14576,34714576,347ИТОГО по главам 1-12194363,4672906,407 2769,58825989,033226974,545122,0% итого 1-12Резерв средств на непредвиденные расходы2915,45243,59641,544 389,8353404,618Всего по сводному сметному расчету197278,9192950,0032811,13226378,868230379,1631318,00%НДС35510,205531,001506,0044748,19641468,249Всего с НДС232789,1243481,0033317,13631127,065271847,4121415,00% главы 8В том числе возвратные суммы-309,172Затраты на проведение внутритрубной диагностики окупятся через 1,89 года. Трубопровод эксплуатируется с 1974 года, то есть в 2007 году истек нормативный срок эксплуатации газопровода. Тем не менее, в результате проведения внутритрубной диагностики и устранения наиболее опасных дефектов удаётся продлить срок службы трубопровода на 10–15 лет, при работе на режимах с пониженной производительностью и обеспечить безопасность работы трубопровода на этих режимах. Высокое значение ЧДД указывает на высокую эффективность диагностики, развитие которой обеспечит дальнейшее повышение надёжности и в конечном счёте снизит затраты на транспортировку газа.ЗаключениеВ процессе проведенного исследования на предприятии выявлено ряд проблем, которые:снижают уровень эффективного управления хозяйственной деятельности;создают неоправданные финансовые потери;тормозят рост финансовой устойчивости и стабильности.Одна из наиболее важных задач, которых необходимо решить в целях улучшения хозяйственной деятельности – повышение качества оказания услуг и выполнения работ. Необходимо обратить внимание на количество заявленных претензий от клиентов, что также снижает уровень стабильности и конкурентоспособности. Компания должна стремиться к самому высокому уровню качества выполняемых работ.По результатам проведенного анализа структуры расходов и доходов можно сделать вывод, что предприятию необходимо придерживаться в развитии хозяйственной деятельности следующих направлений:- повышать объемы оказания услуг с одновременным снижением себестоимости единицы услуги;- снижение затрат должны стоять одним из важнейших направлений перспективного развития предприятия в целях повышения устойчивости и стабильности фирмы;- повышение качества выполнения работ.Список использованных источниковГОСТ Р ИСО 17666-2006 Менеджмент риска. Космические системы / СПС «Консультантплюс»;ГОСТ Р 52806-2007 Менеджмент рисков проектов. Общие положения / СПС «Консультантплюс»;ГОСТ Р 51897-2002 Менеджмент риска. Термины и определения / СПС «Консультантплюс»;ГОСТ Р 51609-2000 Изделия медицинские. Классификация в зависимости от потенциального риска применения. Общие требования / СПС «Консультантплюс»;ГОСТ Р 51901.4-2005 Менеджмент риска. Руководство по применению при проектировании / СПС «Консультантплюс»;ГОСТ Р 51901.12-2007 Менеджмент риска. Метод анализа видов и последствий отказов / СПС «Консультантплюс»;ГОСТ Р 51901-2002 Управление надежностью. Анализ риска технологических систем / СПС «Консультантплюс»;ГОСТ Р ИСО 9001-2000 Системы менеджмента качества. Требования / СПС «Консультантплюс»;Волков О.И. Экономика предприятия: учебник /под ред. проф. О. И. Волкова. – Изд.2-е, перераб. и доп. – М.: ИНФРА-М, 2000. – 520с.;Воронина Л.А., Шапошников А.М. Повышение конкурентоспособности регионального банка // Экономический анализ: теория и практика. 2013. № 16;Галицкая С.В. Финансовый менеджмент. Финансовый анализ. Финансы предприятий: Учебное пособие / С.В.Галицкая. – М.: Эксмо, 2010. – 595 с.;Ковалева, А.М. Финансы фирмы: учебник / А.М.Ковалева, М.Г.Лапуста, Л.Г.Скамай; – Изд. 2-е, перераб. и доп. – М.: ИНФРА, 2005. – 416 с.;Комплексный экономический анализ хозяйственной деятельности: учебное пособие / под ред.проф. М.А.Вахрушиной. - М.: Вузовский учебник, 2010. – 463 с.;Савицкая Г.В. Анализ хозяйственной деятельности предприятия: учебное пособие /– Изд. 4-е, испр. и доп. – М.: ИНФРА-М, 2010. – 288;Селезнева Н.Н. Анализ финансовой отчетности организации.: учебное пособие / Н.Н.Селезнева, А.В. Ионова. - изд.3-е, перераб. и доп.. – М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2007. – 584 с.;Стандартизация и регламентация в сфере безопасности: Реалии и перспективы / П.Г. Белов, А.И. Гражданкин, А.В. Денисов, Н.А. Махутов. [Электронный ресурс] Режим доступа: http://safety.fromru.com/std_regl/std_regl.htm.Управление организацией: учебник / под ред.А.Г.Поршнева, З.П. Румянцевой, Н.А. Саломатина. – изд 2-е, перераб. и доп. - М.: Инфра-М, 2000. 338с.Фатхутдинов, Р.А. Производственный менеджмент: учебник / изд. 6-е. – Спб: ПИТЕР, 2009. – 494 с.;Хаксвер, К. Управление и организация в сфере услуг / Пер. с англ. под ред. В.В. Кулибановой. – 2-е изд. – СПб.: Питер, 2009;Экономика фирмы: учебник / Под общей ред. Проф. Н.П.Иващенко. – М.: ИНФРА-М, 2007. – 527 с.