Финансовый анализ инвестиционного проекта

Размещено на http://allbest.ru

Содержание

Введение

1. Характеристика объекта инвестирования

1.1 Основные направления реализации инвестиционного проекта по реконструкции газового месторождения

1.2 Основные направления реконструкции газового месторождения

2. Оценка необходимых инвестиций и источников их формирования

2.1 Необходимость реализации проекта по реконструкции газового месторождения

2.2 Определение инвестиционных вложений и потребности в оборотных средствах

2.3 Источники финансирования, необходимые для реализации проекта реконструкции газового месторождения

3. Экономическая оценка инвестиционного проекта по реконструкции газового месторождения «Медвежье»

3.1 Обоснование уровня цен, эксплуатационных затрат

3.2 Оценка рисков, связанных с реализацией проекта по реконструкции газового месторождения

3.3 Оценка социально-экономической эффективности от реализации проекта на предприятии

4. Эколого-экономическая оценка воздействия инвестиционного проекта на окружающую среду

4.1 Оценка воздействия инвестиционного проекта на окружающую среду

4.2 Оценка влияния экологических мероприятий на экологическую эффективность проекта

Заключение

Список используемой литературы



Введение

По мере выработки ресурсов месторождений природного газа происходит неизбежное естественное снижение (падение) объемов добычи. Падение объемов добычи происходит на всех разрабатываемых месторождениях, раньше или позже, в зависимости от первоначальных запасов, содержащихся в газоносной толще, интенсивности извлечения, специфических условий залегания и существующих ограничений добычи. В условиях падения добычи газа на каждом конкретном газовом месторождении необходимо принять решение о целесообразности дальнейшей его эксплуатации, возможно - о необходимости строительства и обустройства дополнительных скважин или проведении комплексной реконструкции всего газового месторождения. Все указанные мероприятия относятся к числу достаточно дорогостоящих: принятию управленческого решения об их начале должна предшествовать оценка потребностей вресурсах, определение потребности в финансовых и иных ресурсах, масштабы землеотвода на проведение реконструкции, иные статьи затрат.

Помимо обязательной оценки потребности в финансовых ресурсах, при принятии управленческих решений о закрытии газовых промыслов на месторождении или, наоборот, о реконструкции месторождения, необходимо учитывать целый ряд социальных и экологических факторов. Газовая отрасль - один из сильнейших факторов антропогенного воздействия на окружающую среду, обуславливающий коренную перестройку ландшафтов в районах разработки месторождений газа. Наконец, большинство газовых промыслов в Российской Федерации размещено в регионах проживания малочисленных коренных народов Крайнего Севера со специфическим жизненным укладом и традициями природопользования; реконструкция газовых месторождений неизбежно скажется на условиях их жизни. Закрытие газовых промыслов, в свою очередь, также грозит негативными социальными последствиями, прежде всего, в связи с тем, что размещенные в регионах добычи газа рабочие поселки и города сильно привязаны к месторождениям, и вся деятельность их населения связана либо непосредственно с газовыми промыслами, либо с обслуживающими промыслы производствами.

Целью настоящего проекта является обоснование реконструкции Медвежьего газового месторождения, производимой Управлением капитального строительства (УКС) ООО «Газпром добыча Надым» в соответствии с утвержденной ОАО «Газпром» программой реконструкции.

Оценку производимой реконструкции Медвежьего газового месторождения необходимо производить при непосредственном учете целого ряда социальных и экологических факторов. Совокупное значение социально-экономических и экологических составляющих оценки определяют актуальность комплексного эколого-экономического обоснования проекта реконструкции газового месторождения.

Достижение поставленной цели требует решения следующих задач:

1) дать комплексную эколого-экономическую характеристику газового месторождения «Медвежье», рассмотреть основные технико-экономические показатели и провести их анализ, выявить необходимость проведения реконструкции газового месторождения;

2) произвести оценку необходимых инвестиций и источников их формирования для проведения реконструкции газового месторождения;

3) осуществить экономическую оценку инвестиционного проекта по реконструкции газового месторождения, провести анализ затрат и результатов в сфере природопользования и управления качеством окружающей среды на месторождении в связи с его реконструкцией;

4) рассчитать и проанализировать показатели экономической ценности проекта и надежности инвестиций, определить уровень рисков при реализации инвестиционного проекта и определить его бюджетную эффективность;

5) оценить влияние мероприятий по реконструкции газового месторождения на показатели деятельности газодобывающего предприятия и на состояние окружающей природной среды.

Объектом исследования является газовое месторождение «Медвежье», эксплуатируемое с 1972 г., дальнейшая добыча газа на котором, в связи с общей выработкой месторождения, требует проведения реконструкции.

Предметом исследования является обоснование проекта реконструкции Медвежьего газового месторождения в соответствии принятой ОАО «Газпром» очередной программой реконструкции основных фондов по добыче и транспортировке газа.

Дипломный проект включает введение, четыре главы основной части, заключение. В первой главе дается эколого-экономическая характеристика реконструируемого месторождения, анализируется динамика показателей эксплуатации месторождения, выявляются проблемы, предопределяющие необходимость его реконструкции. Во второй главе производится оценка необходимых инвестиций и источников их формирования для осуществления инвестиционного проекта реконструкции газового месторождения. В третьей главе осуществляется экономическая оценка инвестиционного проекта реконструкции газового месторождения, анализируются показатели экономической ценности проекта и надежности инвестиций, определяется уровень риска инвестиционного проекта и его бюджетная эффективность. В четвертой главе производится оценка эколого-экономических последствий реализации проектных мероприятий по реконструкции газового месторождения.



1. Характеристика объекта инвестирования

1.1 Основные направления реализации инвестиционного проекта по реконструкции газового месторождения

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром Добыча-Надым» - российское газодобывающее предприятие, старейшее предприятие газовой промышленности России на Крайнем Севере [39, С.5]. 100 % уставного капитала предприятия принадлежит ОАО «Газпром». ООО »Газпром Добыча-Надым» было зарегистрировано в 2008 г. после реорганизации и последующего переименования ООО «Надымгазпром» - первого предприятия газовой промышленности на Крайнем Севере. С предприятием связано развитие газовой отрасли в этих сложных природных условиях, а также начало разработки месторождений природного газа в Приполярье и за Полярным кругом еще в далеком 1971 г. Производственное объединение «Надымгазпром» было основано в 1971 г. решением Министерства газовой промышленности CCCP, основной целью предприятия была изначально определена добыча газа в Тюменской области.Тогда же, с 1971 г. началась добыча природного газа с месторождения Медвежье, с 1978 г. были произведены первые, разведочные выходы на Ямбургскую газоконденсатную площадь и на месторождение Юбилейное. В 1980-х г. был добыт первый триллион кубометров «голубого топлива».

Основные направления деятельности ООО «Газпром добыча Надым» -- добыча и подготовка газа, газового конденсата, ведение геологоразведочных работ и выполнение функций заказчика на объектах инвестиционного и собственного строительства.

Базовый город, где расположены основные управляющие подразделения предприятия - Надым (Ямало-Ненецкий автономный округ). Сегодня ООО «Газпром добыча Надым» ведет свою деятельность в Надым-Пур-Тазовском газоносном регионе и на полуострове Ямал, где сосредоточены основные эксплуатируемые в настоящее время месторождения предприятия.

Среди активов предприятия - одно из крупнейших в мире газовых месторождений, Медвежье, для разработки ресурсов которого изначально и было создано предприятие. Помимо месторождения Медвежье, добыча газа ведется также на Юбилейном и Ямсовейском газовых месторождениях Надым-Пур-Тазовского газоносного региона, а также на Бованенковском месторождении на полуострове Ямал[55]. Первый газ с Бованенковского месторождения был подан в магистральный газопровод Бованенково-Ухта в июле 2012 года, а официальное открытие нового месторождения состоялось 23 октября 2012 года[55]. Помимо того, предприятие располагает лицензиями на разработку двух других крупнейших газовых месторождений полуострова Ямал - Новопортовского и Харасавэйского. На последних в настоящее время идет процесс строительства месторождения, обустройства и подготовки промысла к промышленной эксплуатации.

Организационно-производственная структура ООО «Газпром добыча Надым» отвечает выполняемым им задачам и осуществляемой хозяйственной деятельности. Сегодня в состав Общества входят 16 филиалов, в числе которых, помимо газодобывающих управлений, специализированные подразделения технологической связи, транспорта, снабжения, ремонта и выпуска нестандартного оборудования, медико-санитарного обеспечения, культурного обслуживания, сервиса, другие специализированные подразделения. Возглавляет предприятие и является ведущим исполнительным органом, в соответствии с Уставом, генеральный директор. Капитальным строительством и обустройством газовых месторождений на полуострове Ямал и в Надым-Пур-Тазовском газоносном регионе занимается специализированное подразделение ООО »Газпром добыча Надым» - Управление капитального строительства (УКС), базирующееся также в г. Надым.

Добыча газа ведется на 12 действующих газовых промыслах, ежегодный объем добычи природного газа -- около 60 млрд. куб. м.[13] За всю историю предприятия с эксплуатируемых им месторождений было добыто свыше 2,5 трлн. куб. м. природного газа (рубеж в 2,5 трлн. куб. м. добычи газа был достигнут в июле 2012 г.)[13]. По такому показателю, как объемы добычи газообразного углеводородного топлива, ООО «Газпром добыча Надым» входит в число крупнейших газодобывающих компаний мира.

На ООО «Газпром добыча Надым» обеспечивается рациональную систему разработки Медвежьего, Юбилейного, Ямсовейского и Бованенковского месторождений. Большой объем работы направлен на перспективное развитие производства: обустройство месторождений полуострова Ямал, а также ведение геологоразведочных работ в Надым-Пур-Тазовском регионе. В компании внедрена система экологического менеджмента ISO 14001:2004.

Как уже отмечалось выше, ресурсную базу ООО «Газпром добыча Надым» составляют газовые месторождения Западной Сибири. Как известно по имеющимся статистическим данным, в Надым-Пур-Тазовской нефтегазоносной области Ямало-Ненецкого автономного округа, добывается до 80% российского природного газа[10, С.3]. В настоящее время большинство открытых и эксплуатируемых газовых месторождений, приуроченных к осадочным породам сеноманской толще, вступает или уже вступило в стадию падающей добычи[10, С.3]. Как отмечают эксперты, добыча природного газа и иное полезное использование месторождений, вступивших в позднюю стадию эксплуатации, сопровождается ухудшением технико-экономических показателей и постоянным ростом эксплуатационных затрат, что ведет к снижению устойчивости работы газодобывающего предприятия[18]. Это означает, что на существующих, долгое время разрабатываемых площадях добычу углеводородного сырья в будущем придется вести со значительно большими издержками, а для повышения эффективности газодобычи будет необходимо провести комплекс горно-технических и эксплуатационных мероприятий, направленных на повышение степени извлечения газа из газоносной толщи и отработки месторождений. На повышение эффективности добычи газа на уже эксплуатируемом более 40 лет газовом месторождении «Медвежье» направлена программа реконструкции газовых промыслов месторождения.

Рисунок 1.1 - Динамика добычи газа на Медвежьем месторождении в 1974-2006 гг., млрд. куб. м.[39, С.5]

Ныне Медвежинское газопромысловое управление включает 9 газовых промыслов, в составе которых имеется установка комплексной подготовки газа (УКПГ) и дожимная компрессорная станция (ДКС).

Медвежье месторождение является зрелым месторождением, что предполагает естественное падение добычи газа. Обычно в течение 20 лет на месторождении газ отбирается достаточно технологично, затем строятся дополнительные скважины, что продлевает срок еще на лет10.А потом нужна коренная реконструкция. В недрах останется около 20 % низконапорного газа, который можно будет отбирать с рентабельностью после модернизации. Это дополнительные млрд м3 газа только на Медвежьем.

Модернизация предполагает оптимизацию всех технологических операций добычи.

В рамках модернизации вместо 9 промыслов на Медвежьем останется 6. В технологических цехах, пунктах сепарации газа, на ДКС, в галерее нагнетателей и других объектах промысла управление будет производиться дистанционно, оборудование будет работать автоматически.В результате реконструкции работу на Медвежьем потеряют более 240 чел, все они будут трудоустроены на других объектах.

На Медвежьем месторождении в настоящее время ведется цикл геологических работ по изучению запасов углеводородов, расположенных на более низких глубинах, ниже отложений. Изучаются и возможности вовлечения в процесс добычи перспективных площадей, которые расположены в районе действующих промыслов. К приоритетным направлениям исследований также относится пангодинская группа месторождений-спутников.

Необходимость реконструкции вызвана не только падением добычи на месторождении, но и многочисленными несоответствиями действующего ныне технологического комплекса современным нормам по охране труда и пожарной безопасности. В настоящее время «Надымгазпром», эксплуатирующий это месторождение, имеет целый ряд предписаний от Госпожнадзора и экологических надзорных органов.

Кроме того, в советский период освоения Медвежьего, когда ускоренными темпами и любой ценой выполнялись планы по вводу в эксплуатацию технологических объектов, на месторождении объективно нарушены многие технические параметры и нормативы. Так, например, на УКПГ (установке комплексной подготовки газа) сваи газопроводов заглублены не на 9-10 м, как того требовал проект, кроме того, использовались сваи меньшего требуемого диаметра. В результаты в вечной мерзлоте они начинают выдавливаться наружу, что создает угрозу безопасности всего комплекса. Реконструкция давно эксплуатируемых газовых месторождений направлена, прежде всего, на извлечение остаточных запасов природного газа из газоносной толщи. По имеющимся данным, остаточные запасы газа в истощенных месторождениях Западной Сибири оцениваются несколькими триллионами куб.м., что является существенным резервом развития газовой промышленности.

Кроме того, применяемые до сих пор установки по очистке промышленных и бытовых стоков не соответствуют нормам, поэтому будет произведена их замена на максимально удовлетворяющие нормам установки «ЕРШ-100».

1.2 Основные направления реконструкции газового месторождения

Реализуемый в настоящее время проект модернизации реконструкции газовых промыслов на Медвежьем месторождении предусматривает комплексную оптимизацию всех технологических операций газодобычи, применение технологий, повышающих отдачу газа газоносным пластом[10, С.3], увеличение степени автоматизации технологических процессов и отдельных производств. В рамках реализуемого проекта модернизации произойдет сокращение количества промыслов - вместо 9 газовых промыслов на Медвежьем в эксплуатации останется 6[37].

Одновременно с реконструкцией газового месторождения будет производится внедрение современных автоматизированных производственных линий, существенно увеличится участие дистанционных методов контроля технологических процессов газодобычи. В технологических цехах, пунктах сепарации газа, на дожимных компрессорных станциях (ДКС), в галерее нагнетателей и других объектах промысла управление будет производиться дистанционно, оборудование будет работать автоматически.

При планировании и осуществлении реконструкции газового месторождения важно оценивать те социальные последствия, которые могут вызвать реализуемые мероприятия. Сокращение численности персонала на промыслах, прежде всего, связывается с ростом автоматизации технологических процессов, осуществляемым в рамках модернизации газовых месторождений внедрением современных автоматизированных производственных линий. В частности, при реконструкции месторождения существенно увеличится использование дистанционных методов контроля технологических процессов газодобычи, значительно шире будет использоваться дистанционное управление на отдельных объектах промысла, существенно возрастет доля технологического оборудования, которое будет работать автоматически. На рисунке 1.2 представлен схематически жизненный цикл месторождения.

Рисунок 1.2 - Жизненный цикл месторождения

Рассмотрим основные цели работ по повышению эффективности управления основными фондами на газовом месторождении:

- Обеспечение проектных объемов добычи газа и нормативного качества товарной продукции;

- Обеспечение технической и экологической безопасности технологий и оборудования;

- Сокращение технологических потерь газа, увеличение производства товарной продукции;

- Сокращение энерго- и ресурсозатрат;

- Снижение темпов роста себестоимости добычи газа.

Пути повышения эффективности использования основных фондов, в рамках комплексных программ реконструкции Медвежьего месторождения:

- Замена физически изношенного и морально устаревшего оборудования;

- Замена технологического оборудования, имеющего избыточную мощность;

- Переобвязка ГПА для увеличения числа ступеней компримирования;

- Переобвязка технологических цехов осушки газа для обеспечения качества подготовки газа;

- Объединение потоков пластового флюида от нескольких УКПГ для эффективного использования мощностей;

- Вывод части оборудования из эксплуатации и его ликвидация.

Одним из способов повышения эффективности использования основных фондов на газовом месторождении Медвежье можно считать ликвидацию на трех промыслах ДКС, цеха сепарации и осушки газа и систем инженерного обеспечения Медвежьего месторождения (рисунок 1.3).

На рисунке 1.3 представлен результат реализации проекта ««Газовые промыслы Медвежьего месторождения. Реконструкция и техперевооружение. 2-й этап строительства».

Инвестиции в модернизацию, реконструкцию и техническое перевооружение объектов добычи углеводородного сырья решают стратегическую задачу ОАО «Газпром» по обеспечению энергетической безопасности России 2011-2015 годов и надежности поставок углеводородов, и направлены на:

- повышение эффективности функционирования основныхфондов объектов добычи газа;

- поддержание проектных объемов добычи газа;

- обеспечение требуемого уровня надежности ибезопасности эксплуатации промыслов.

Рисунок 1.3 - Результат ликвидации на трех промыслах: ДКС, цеха сепарации и осушки газа и систем инженерного обеспечения Медвежьего месторождения



2. Оценка необходимых инвестиций и источников их формирования

2.1 Необходимость реализации проекта по реконструкции газового месторождения

Реконструкция и модернизация объектов обустройства газовых месторождений в условиях падающей добычи решает стратегическую задачу энергетической безопасности России. Ее актуальность определяется целым рядом факторов. В первую очередь необходимостью обеспечения проектного уровня добычи углеводородного сырья и надежностью эксплуатации технологического оборудования объектов на месторождениях, введенных в эксплуатацию 15, 20 и более лет тому назад. Старое оборудование стало причиной падающей добычи, но, тем не менее, оно обеспечивает сегодня более половины общей добычи.

В 2010 г. была разработана и одобрена постановлением Правления Газпрома Комплексная программа реконструкции и техперевооружения добычи газа на 2011-2015 гг.

Учитывая необходимость выполнения значительных объемов работ и возможные ограничения по суммарным капитальным вложениям, для обоснования выбора первоочередных объектов, в соответствие с действующими антикризисными мероприятиями, все 2507 мероприятий, планируемых на пятилетку, ранжированы по приоритетности с точки зрения достижения целей, которыми являются обеспечение надежности поставок газа потребителям на внутреннем и внешнем рынках.

Наиболее приоритетным направлением признана реконструкция предельно изношенного оборудования основного производства. Вторым по значимости -- модернизация оборудования, обеспечивающая проектные объемы добычи углеводородов на основных, промышленных объектах -- скважинах, установках комплексной подготовки газа, дожимных компрессорных станциях. На третьей позиции -- мероприятия, реализация которых направлена на повышение экономической эффективности.

Поддержание объемов добычи углеводородов обеспечивается за счет следующих мероприятий. На дожимных компрессорных станциях это модернизация нагнетателей, реконструкция запорной регулирующей арматуры с переходом на горячую серию с рабочими температурами до 200 °С, замена автоматизированных систем управления технологическими процессами, бурение боковых стволов и ряд других мероприятий.

На распределительной сети планируется замена трубопроводов меньшего диаметра. Также будет произведена реконструкция установок для генерации метанола, насосная подача конденсата на низкотемпературную абсорбцию, насосная перекачка конденсата и другие.

В рамках реконструкции объектов добычи выполняется комплексно-инновационная работа общим объемом более 50 млрд руб. Ее важные моменты -- бурение боковых стволов, комплекс работ по оптимизации эксплуатации скважин, склонных к обводнению.

Пример мероприятия по повышению энергоэффективности -- это внедрение системы автоматического управления аппаратами воздушного охлаждения.

Реализация таких масштабных инвестиционных проектов, конечно, требует систематического мониторинга и экономического анализа результатов. Ежегодно готовятся результирующие отчеты, на основании которых в дальнейшем формируются показатели планов социально-экономического развития компании.

В процессе реализации программы отрабатываются перспективные решения (к примеру, распределенное комбинированное газовое месторождение) с целью последующего тиражирования.

Актуален и вопрос загрузки мощностей. Было время, когда месторождения были на максимуме наполненности, а сегодня есть задача оптимизации незагруженного оборудования. По оценкам экспертов, на некоторых месторождениях высвобождается до 40 % и более мощностей. Необходима их консервация и реконструкция.

Помимо прочего, ведется работа в направлении укрупнения промыслов, что позволяет существенно сократить эксплуатационные расходы.

Стратегические и инвестиционные решения, реализуемые в области модернизации и технического перевооружения объектов добычи углеводородного сырья, решают стратегическую задачу ОАО «Газпром» по обеспечению надежности поставок газа. Также они направлены на повышение эффективности функционирования основных фондов объектов добычи газа, поддержание проектных объемов добычи газа, обеспечение требуемого уровня надежности и безопасности эксплуатации газодобывающих объектов.

Инновационные технические решения, апробация которых происходит на объектах ОАО «Газпром» в рамках реализации мероприятий Комплексной программы реконструкции 2011-2015 гг., показавшие свою эффективность в части совершенствования технологических процессов и повышения коэффициента газоотдачи на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, станут основой разрабатываемой Комплексной программы реконструкции и технического перевооружения объектов добычи углеводородного сырья на 2016-2020 гг.

2.2 Определение инвестиционных вложений и потребности в оборотных средствах

На Медвежьем месторождении сбор газа от скважин производится на девять установок комплексной подготовки газа (УКПГ). К каждой УКПГ подключено от 23 до 81 скважины. Газ собирается по лучевой, коллекторной или индивидуальной схеме. Шлейфы запроектированы на максимальное начальное давление 11 МПа, поэтому в настоящее время при фактических давлениях 1,5 - 2,0 МПа, несмотря на физический износ, имеют значительный запас прочности.

В период падающей добычи режимы эксплуатации систем сбора газа осложняются выносом пластовой воды и песка, снижением расходов и скоростей газового потока в трубах, что приводит к их загрязнению и снижению гидравлической эффективности.

Смысл проекта заключается в следующем. На головных участках шлейфов проводится замена труб на меньший диаметр, при котором будет обеспечиваться самоочистка шлейфа. В начале участка, где шлейфы проходят в одном коридоре, скважины подключаются к одному - двум шлейфам, остальные выводятся из эксплуатации. Для подогрева газа в этом работающем шлейфе предусматривается подача необходимых объемов теплого газа, который будет отбираться перед блоком аппаратов воздушного охлаждения (АВО) на дожимно компрессорных станциях (ДКС). Для подачи тёплого газа будут использоваться шлейфы, выведенные из эксплуатации.

Замену труб на головных участках шлейфов предлагается выполнить из полиэтиленовых труб, которые можно будет поместить внутрь существующего шлейфа (разбив его на несколько отдельных участков). В этом случае труба существующего шлейфа будет играть роль защитного кожуха.

Проектом предусмотрено выполнение реконструкции ДКС на УКПГ. Сроки проведения работ по реконструкции объектов показаны в таблице 2.1.

На ДКС необходима модернизация существующих газоперекачивающих агрегатов ГТН-6, которая включает в себя доработку газотурбинного привода и установку нового центробежного компрессора. После проведения модернизации газотурбинного привода его номинальная мощность будет составлять 5,0 МВт, а номинальная частота вращения силовой турбины 10000 об/мин.



Таблица 2.1 - Газовые промыслы Медвежьего месторождения. Реконструкция и техперевооружение

Наименование объекта	2014	2015	2016	2017
Газовый промысел №9	+	+	+	+
Газовый промысел №8	+	+	+	+
Коллектор ДУ-700 (УКПГ-7, УКПГ-6)	+	+	+	+
Сборный пункт СП-7 (УКПГ-7)	+	+	+	+
Газовый промысел №6	-	+	+	+
Коллектор Ду 700 (УКПГ-5, УКПГ-6)	-	+	+	+
Сборный пункт СП-5 (УКПГ-5)	-	-	+	+
Газовый промысел №4	+	+	+	+
Газовый промысел №1	+	+	+	+
Газовый промысел №3	+	+	+	+
Коллектор ГУ-500, дооборудование	-	-	+	+
Сборный пункт СП-2 (УКПГ-2)	-	+	+	+
Ликвидация УКПГ-3	+	+	+	+
Ликвидация УКПГ-6	+	+	+	+

В таблице 2.2 представлен баланс времени по реконструкции скважин.

Таблица 2.2 - Прогнозируемый баланс времени на реконструкцию на 2014 год

№	Показатели	Ед. изм.	2014 г.
1	2	3	4
1	Количество бригад	ед.	15
2	Количество вахт (среднее по выходу)	ед.	47
3	Время, затраченное на ремонты (по табелю)	в/час	68 087
4	Выполненный объем работ:	в/час	102 266
4.1.	Реконструкция	в/час	8 442
4.2.	Ликвидация скважин	в/час	2 931
5	Производительное время	в/час	93 839
6	Непроизводительное время	в/час	8 418
6.1.	-по техническим причинам, в.т.ч.	в/час	833
6.1.1.	ремонт подъемника	в/час	723
6.1.2.	ремонт оборудования	в/час	107
6.1.3.	ремонт ДЭС	в/час	3
6.2.	- по организационным причинам, в т.ч.	в/час	5 054
6.2.1.	ожидание техники	в/час	278
6.2.2.	ожидание технологических жидкостей	в/час	340
6.2.3.	ожидание геофизики	в/час	3820
6.2.4.	отсутствие хим.реагентов, спецтехники	в/час	616
6.3.	- прочие причины, в т.ч.	в/час	2 531
6.3.1.	по метеоусловиям	в/час	571,5
6.3.2.	отсутствия подъездных путей	в/час	878
6.3.3.	ожидание принятия решения Заказчиком	в/час	981,5
7	Средняя продолжительность одного ремонта	в/час	317

В 2014 году среднее количество вахт составит 47 единиц, что на 2% выше показателя 2013 года. В течение 2014 года запланировано поступление материально-технических ресурсов (МТР) на сумму 268 105 тыс. руб. (таблица 2.3).

Таблица 2.3 - Плановое поступление МТР в 2014 году

Показатель	Сумма, тыс. рублей
Поступление необходимых материалов для реконструкции	91 715
Поступление электроэнергии, топлива	9 898
Оприходование от списания МПЗ и ремонта ОС	1 160
Приобретено за наличный расчет (вспомогательные материалы)	87
Оприходовано от ликвидации ОС и инвентаря	82
Изготовлено из собственных материалов	5
Итого:	261 198,00

Для оперативного решения производственных задач в 2014 году необходимо осуществление взаимодействия между филиалами в части передачи МТР.

Плановый расход производственных запасов в 2014 году составит255192 тыс. руб. в том числе:

- израсходовано на нужды производства и прочие расходы на сумму 254 597 тыс. руб. (таблица 2.4).



Таблица 2.4 - Плановый расход МТР на нужды производства и прочие внереализационные расходы в 2014 году

Назначение расходов	Сумма, тыс. рублей
Израсходовано на производство	254 597
Прочие непроизводственные расходы	595
Итого:	255 192

Исходные характеристики для проекта реконструкции газового месторождения Медвежьеприведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Затраты по реализации проекта реконструкции газового месторождения, тыс. руб.

№	Наименование работ и затрат	Года	Итого
		2014	2015	2016	2017
1.	Общестроительные работы по модернизации месторождения	144996	127505	127505	127505	527509,5
2.	Ликвидация скважин			188593	188593	377186
3.	Материальные ресурсы	255192	271779	289445	308259	1124676
	ИТОГО	400188	399284	605543	624357	2029371

2.3 Источники финансирования, необходимые для реализации проекта реконструкции газового месторождения

Для обеспечения финансового воплощения проекта, существует необходимость в финансировании в размере 2029,371 млн. руб.

На реализацию некоторых проектов в области инфраструктуры имеется возможность получить денежные средства из бюджета Российской Федерации на паритетной основе.

Главным препятствием для получения бюджетных средств на реализацию программ по реконструкции и комплексному развитию служит отсутствие проектно-сметных документов проектов (либо отсутствие средств на подготовку таковых).

Финансирование рентабельного комплекса мер имеют возможность производить коммерческие банки (в данное время период финансирования - до 5 лет) и государственной корпорации «Внешэкономбанк» (сроки финансирования от 5 до 30 лет, сумма проектов от 2 млрд. руб). Как при всяком кредитовании в качестве обеспечения требуется предоставить залог (гарантию). Подготовка пакета документов занимает от 3 месяцев (коммерческие банки) до года (ГК «Внешэкономбанк»).

Проектное финансирование предполагает формирование схем финансирования программ с привлечением нескольких ресурсов финансирования. К примеру, при воплощении проекта по строительству нового жилого района: средства инвестиционного фонда можно привлечь на формирование сетевой инфраструктуры, а средства инвесторов (банков) на строительство зданий.

Отдельно можно рассмотреть схемы формирования частно-государственных партнерств (привлечение частного бизнеса для более действенного и качественного выполнения задач, которые относятся к общественному сектору при условии компенсации издержек, распределения рисков, обязательств и компетенций). Главные затратные мероприятия по программам реконструкции можно выполнить, передавая муниципальное имущество в лизинг управляющей компании (или частному бизнесу). Такие проекты готов финансировать «Внешэкономбанк».

По программе, утвержденной УКС ООО «Газпром добыча Надым» и инвестором определены источники финансирования инвестиционных издержек (капитальных инвестиций):

1) бюджетное финансирование,

2) заёмные средства (кредит);

3) собственный капитал инвестора.

Ресурсом капитальных инвестиций служат средства:

- 20% привлечённых средств-заёмные средства (кредит), привлекаемые финансирующей организацией (инвестором) или УКС ООО «Газпром добыча Надым», сумма кредита составит 405,87 млн. рублей;

- 80% привлеченных средств - собственный капитал инвестора.

Инвестиционные ресурсы привлекаются на следующих условиях:

1) Обслуживание инвестиционных ресурсов:

- обслуживание займа - 12% годовых, начисление процентов ежемесячно с момента привлечения займа;

- бюджетные средства предоставляются организации без обслуживания.

Начало возврата заемных средств инвестиционных ресурсов начинается с момента ввода в работу объекта инвестиций, возврат привлеченных инвестиций производится равными долями, ежемесячно.

Бюджетные средства не подлежат возврату.

Период, на который привлекаются инвестиционные ресурсы:

Заемные средства - 4 года по объекту инвестиций на срок реализации проекта.

В соответствии с принятым планом финансирования, возврат тела займа производится ежемесячно, равными долями с момента ввода объекта в работу по окончании полной реконструкции. Период использования привлеченных займов, направляемых на реконструкцию объекта инвестиций, составляет 4 года.

Дата, на которую планируется начало привлечения займов, направляемых на реконструкцию газового месторождения, - 01.01.2014 г., расчетный период возврата займа, направляемого на реконструкцию объекта инвестиций, - 31.12.2017 г. Таким образом, суммарный период использования займами -4 года.

За все время использования заемными средствами начисляются % по их обслуживанию. Величина процентов по заёмным средствам составляет 12% годовых. Расчет размера средств, направленных на уплату процентов по займу, представлены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 -Расчет погашения процентов и суммы кредита, млн. руб.

Статья	Месяц
	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год
Кредит	405,87
Обслуживание долга (проценты)	101,47	101,47	101,47	101,46
Обслуживание долга (собственно заём)	48,7	36,53	24,35	12,18
Итого, платеж	150,17	138	125,82	113,64

Фактический возврат займа и его обслуживание относится на амортизационные отчисления по объектам инвестирования (из расходов, формирующих тариф на газ) и на наценку в составе тарифа.



3. Экономическая оценка инвестиционного проекта по реконструкции газового месторождения «Медвежье»

3.1 Обоснование уровня цен, эксплуатационных затрат

Для расчета показателей экономической эффективности проведения КРС цена реализации газа принята в соответствии с рекомендациями Департамента экономической экспертизы и ценообразования ОАО «Газпром». Согласно письму ОАО «Газпром» от 29.03.13 на 2013 год цена реализации газа принята в размере 1661 р./1000 м³.

Эксплуатационные расходы на дополнительную добычу газа приняты на основе формы 20-газ ООО «Газпром добыча Надым» за 2013 год. На месторождении Медвежье затраты на дополнительную добычу газа составят 296,36 р./1000 м³. НДПИ и налог на прибыль учтены в соответствии с действующим законодательством на 2013 год. Затраты на проведение КРС приняты по фактическим данным ООО «Газпром добыча Надым».

Таблица 3.1 - Прогнозируемая дополнительная добыча из скважин, после проведения реконструкции

Годы	Дополнительная добыча, млн. м3 газа
2014	951, 0
2015	1 425,8
2016	1 425,8
2017	1 425,8

В таблице 2.5 представлен прогноз доходов и расходов в результате реализации проекта по реконструкции скважин месторождения Медвежье.



Таблица 3.2 - Прогноз доходов и расходов в результате реализации проекта по реконструкции скважин месторождения Медвежье, млн. руб.

Наименование показателя	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год
Выручка	1579,61	2368,25	1603,36	1011,72
Эксплуатационные расходы	281,84	422,55	422,55	422,55
Затраты на проведение реконструкции и ликвидации	400,19	399,28	605,54	624,36
Прибыль от реализации	897,58	1546,42	1340,16	1321,34
Налог на прибыль (20%)	179,52	309,28	268,03	264,27
Чистая прибыль	718,06	1237,14	1072,13	1057,07

Планируется, что в 2014 г. объем реализованной продукции составит 1579,61млн. руб., в 2015-2017 гг. - 2368,25млн. руб. В таблице 3.3 представлены основные параметры проекта.

Таблица 3.3 - Основные параметры проекта по реконструкции

Наименование показателя	Единица измерения	Значение показателя по годам
		2014	2015	2016	2017
Объем реализованной продукции	млн. руб.	1579,61	2368,25	2368,25	2368,25
Эксплуатационные расходы	млн. руб.	281,84	422,55	422,55	422,55
Объем инвестиций при реконструкции, в том числе	млн. руб.	400,19	399,28	605,54	624,36
на работы по реконструкции	млн. руб.	145	127,50	127,5	127,5
на работы по ликвидации	млн. руб.			188,59	188,59
на материальные ресурсы	млн. руб.	255,19	271,78	289,45	308,26
Финансовые ресурсы на реализацию проекта, в т.ч.	млн. руб.	400,19	399,28	605,54	624,36
собственные средства (80%)	млн. руб.	320,15	319,43	484,43	499,49
заемные средства (20%)	млн. руб.	80,04	79,86	121,11	124,87
Процентная ставка за кредит	%	12
Налог на прибыль	%	20
Выплата долгосрочных кредитов	млн. руб.	101,47	101,47	101,47	101,46
Уплата процентов за кредит	млн. руб.	48,70	36,53	24,35	12,18

Из таблицы 3.3 следует, что для осуществления проекта потребуется привлечение банковского кредита. Процентная ставка планируется на уровне 12%. Планируется осуществлять выплату основного долга ежеквартально равными частями в течение 4 лет. При этом размер годовой выплаты основного долга составит 101,47млн. руб. Выплачиваемые банку проценты уменьшаются равномерно по мере сокращения задолженности.

При увеличении выпуска товарной продукции в новых условиях издержки возрастают пропорционально. Однако, эффект от внедрения проекта по реконструкции газового месторождения позволяет значительно снизить затраты на оплату труда и страховые взносы, а также затраты на материалы, которые непосредственно входят в состав полной себестоимости. Таким образом, в новых условиях издержки уменьшены на сумму эффекта в денежном выражении от реконструкции газового месторождения.

На рисунке 3.1 представлена запланированная динамика выручки на период с 2014 г. по 2017 г.

Рисунок 3.1 Прогноз динамики выручки при реализации проекта по реконструкции газового месторождения

Согласно проведенным расчетам и данным рисунка 3.1 можно сделать вывод о том, что всего прирост выручки за 2014-2017 гг. составит 8684,36 млн. рублей. Причиной роста чистой прибыли является увеличение объема производства.



3.2 Оценка рисков, связанных с реализацией проекта по реконструкции газового месторождения

Основными видами рисков проектов являются:

- Страновой риск - возможность потерь, вызванных размещением средств и ведением инвестиционной деятельности в стране с неустойчивым социальным и экономическим положением.

- Отраслевой риск - риск, связанный с изменением ситуации в определённой отрасли. В основе этого риска лежит цикличность развития отраслей, переориентация экономики, истощение ресурсов конкретного вида, изменения спроса на рынках и др.

- Региональный риск - это риск потерь в связи с неустойчивым состоянием экономики региона. Особенно присущмонопродуктовым регионам.

- Временной риск - это возможность потерь вследствие неправильного определения времени осуществления вложений в инвестиционные объекты и времени их реализации, сезонных и циклических колебаний.

- Риск ликвидности - риск потерь при реализации инвестиционного объекта вследствие изменения оценки его инвестиционного качества.

- Кредитный риск - риск потери средств или потери инвестиционным объектом первоначального качества и стоимости из-за несоблюдения обязательств со стороны эмитента, заёмщика или его поручителя. Данный вид риска в наибольшей степени присущ банковской деятельности. Связан с возможным ростом расходов при предоставлении кредитов по «плавающей» ставке, имеющей тенденцию к росту, снижением платёжеспособности заёмщика.

- Операционный риск - риск потерь, возникающих в результате того, что в деятельности субъекта, осуществляющего инвестиции, имеются неполадки в компьютерных системах обработки информации и др.

- Инвестиционный риск представляет собой вероятность возникновения финансовых потерь в виде снижения капитала и утраты дохода, прибыли вследствие неопределённости усилий инвестиционной деятельности.

Простые риски определяются при участии экспертов, знакомых с существом проблемы. Для оценки были привлечены три эксперта из числа работников организации: главный инженер, главный бухгалтер, экономист. Каждому эксперту предоставляется перечень рисков и предлагается оценить вероятность их наступления, руководствуясь следующей системой оценок:

0,00 - риск рассматривается как несуществующий;

0,25 - риск, скорее всего, не реализуется;

0,50 - о наступлении события ничего определенного сказать нельзя;

0,75 - риск, скорее всего, проявится;

1,00 - риск наверняка реализуется.

В таблице 3.4 представлены оценки экспертов по простым рискам реализации проекта по реконструкции газового месторождения.

Таблица 3.4 - Оценки экспертов по проекту

Виды рисков	Оценки экспертов	Средняя вероятность
	1	2	3
Страновой риск	0,15	0,5	0,15	0,267
Отраслевой риск	0,25	0,25	0,18	0,227
Региональный риск	0,05	0,15	0,25	0,150
Временной риск	0,25	0,25	0,45	0,317
Риск ликвидности	0,75	0,75	0,5	0,667
Кредитный риск	0,25	0,6	0,25	0,367
Операционный риск	0	0,25	0,25	0,167
Инвестиционный риск	0,1	0,15	0,05	0,167
Прочие виды рисков	0,25	0,25	0,1	0,200
Итого				0,281

Средняя вероятность неуспеха проекта в целом равна 0,281, т.е. доля того, что риск по разработанному проекту произойдет, очень мал.

Распределение риска графически проиллюстрировано на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 Диаграмма рисков внедряемого проекта на предприятии

Как видно на рисунке 3.2 наиболее вероятным для данного проекта является риск ликвидности, а также кредитный и временной риск, что частично обусловлено кризисным состоянием всей мировой экономики.

Реализация данного проекта также сопряжена с рядом потенциальных рисков.

Обстоятельства, обусловливающие возникновение рисков:

1. Превышение фактической стоимости мероприятий проекта над плановой.

Причины:

- изменения в законодательстве Российской Федерации;

- фактический уровень инфляции, превышающий уровень инфляции, учтенный при планировании программы;

- иные изменения, влияющие на стоимость реализации проекта.

2. Нехватка финансовых средств при реализации мероприятий проекта.

Причины:

- временные разрывы между периодом поступления денежных средств от реализации услуг со сроками финансирования проекта (превышающие запланированные);

- неточность прогнозирования стоимости работ для реализации проекта.

3. Несвоевременность реализации мероприятий по модернизации объектов в рамках выполнения проекта по причине несвоевременного выполнения работ подрядными организациями.

Из трех вышеперечисленных факторов риска наиболее реальным представляется недостаточное финансовое обеспечение. Именно недостаточное или несвоевременное финансирование содержит угрозу срыва инвестиционного проекта.

Все выше перечисленное может привести к следующим последствиям:

- привлечение заемных средств, что приведет к значительному удорожанию стоимости проекта;

- использование собственных средств предприятия.

Возмещение данных расходов возможно лишь за счет доходов предприятия от регулируемых видов деятельности, что может привести к срыву выполнения производственных программ по теплоснабжению.

3.3 Оценка социально-экономической эффективности от реализации проекта на предприятии

Финансирование деятельности предприятия может осуществляться из различных источников, в том числе и инвестиционных. За пользование авансированными ресурсами оно уплачивает проценты, дивиденды, вознаграждения и за счет этого складываются расходы на поддержание своего экономического потенциала. Показатель, характеризующий относительный уровень этих расходов, называется «ценой» авансированного капитала - он рассчитывается по формуле средней арифметической взвешенной. Он отражает минимум возврата на вложенный в деятельность предприятия капитал и его рентабельность.

Экономический смысл данного показателя заключается в том, что предприятие может принимать любые решения инвестиционного характера, уровень рентабельности которых не ниже текущего значения показателя CC - ставки сравнения или коэффициента дисконтирования, которая включает три составляющих [11]:

СС = И + ПР + Р, (3.1)

где: И - темп инфляции;

ПР - минимальная реальная норма прибыли;

Р - коэффициент, учитывающий степень риска.

Темп инфляции примем по 2013 году - 6,5%; минимальная реальная норма прибыли = 12% (ставка по кредиту); Р = 0,281, рассчитан в пункте 3.2.

СС = 6,5 + 12 + 0,28 = 18,78 %

Под минимальной нормой прибыли, на которую может согласиться предприниматель (ставка отказа, отсечения), понимается наименьший гарантированный уровень доходности сложившийся на рынке капиталов, т. е. нижняя граница стоимости капитала.

Расчет чистой приведенной стоимости (NPV) [12]

Критерий NPV - метод оценки эффективности финансовых операций и инвестиционных проектов. Он рекомендован к применению ООН и Всемирным банком.

Данный метод основан на сопоставлении величины исходной инвестиции IC с общей суммой дисконтированных чистых денежных поступлений, создаваемых ею в течение прогнозируемого срока.

Поскольку приток денежных средств распределен во времени, он дисконтируется с помощью коэффициента i, устанавливаемого аналитиком (инвестором) самостоятельно, по ежегодному приросту возврата, который он хочет или может иметь на инвестируемый капитал.

Если известны прогнозируемые значения годовых денежных поступлений: R₁, R₂, ..., R_n в течение n лет, которые будет создавать инвестиция IC, то накопленная величина дисконтированных доходов R будет рассчитываться по следующей формуле:

R = ?_kR_k/ (1+i)^k (3.2)

а чистый приведенный эффект NPV будет равен разности:

NPV = ?ⁿ_k=1R_k/ (1+i)^k- IC (3.3)

Если проект предполагает не разовую инвестицию, а последовательное инвестирование финансовых ресурсов в течение m лет, то формула для расчета NPV принимает следующий вид:

NPV = ?ⁿ_k=1R_k/ (1+i)^k- ?ⁿ_k=1 IC/ (1+i)^t (3.4)

Об эффективности инвестиционного проекта судят по NPV[38]:

если NPV > 0, то проект эффективен, он будет ежегодно приносить больше чем i процентов прибыли от вложенных средств;

если NPV = 0 - такой проект нейтрален, он ежегодно будет приносить ровно i процентов прибыли;

если NPV < 0 - проект неэффективен, он будет приносить меньше i процентов прибыли ежегодно.

В общем случае при переменной ставке дисконтирования расчетная формула для определения эффективности проекта будет иметь следующий вид:

NPV = R₁/(1+i₁) + R₂/(1+i₂) + … + R_n/((1+i₁) (1+i₂) …(1+i_m)) - IC (3.5)



где i_m - ставка дисконтирования прогнозного периода m = 1, 2, … ,n.

Расчет NPV проекта представлен в таблице 3.4

Индекс рентабельности - это отношение приведенных доходов, ожидаемых от инвестиции, к сумме инвестированного капитала[35].

В отличие от NPV индекс рентабельности является относительным показателем, поэтому им удобно пользоваться при выборе одного проекта из альтернативных, имеющих примерно одинаковые значения NPV, либо при комплектовании портфеля инвестиций с максимальным суммарным значением NPV. С помощью этого индекса можно упорядочивать независимые проекты для создания оптимального портфеля при ограниченности сверху общего объема инвестиций.

Рентабельность капиталовложений характеризует уровень доходности на единицу капитальных вложений.

Индекс рассчитывается по формуле:

r = ?_kR_k/(1+i)^k / IC = ?_kR_k*v^k / IC (3.6)

Если капитальные затраты распределены во времени, т.е. представляют собой некоторый поток, то для расчета индекса используется следующее выражение:

r = ?_kR_k* v^k+n1 / ?_tIC_t*v^t (3.7)

где t - срок получения дохода.

Рассчитанное значение индекса сравнивают с единицей:

если r > 1, то проект принимается;

если r < 1, то проект отвергается;

если r = 1, то проект считается ни прибыльным, ни убыточным.

Индекс рентабельности является мерой устойчивости самого инвестиционного проекта и предприятия, которое его реализует.

Срок окупаемости - продолжительность периода, в течение которого сумма чистых доходов, дисконтированных на момент завершения инвестиций, равна сумме инвестиций, т.е. сколько лет требуется для возмещения стартовых инвестиций[44]:

?ⁿ_k=1R_k / (1+i)^k = ?^m_k=1IC_t (3.8)

В этом случае NPV = 0.

Внутренняя норма доходности - это ставка дисконтирования, при которой сумма приведенных доходов от инвестиционного проекта равна величине инвестиций, т.е. ставка при которой вложения окупаются, но не приносят прибыль[44].

Величина этой ставки определяется «внутренними» условиями, характеризующими инвестиционный проект. Она рассчитывается итерационным методом, дисконтирующий множитель определяется из условий равенства NPV = 0. Итерационная процедура предполагает предварительный выбор двух значений коэффициента дисконтирования i₁ и i₂, при которых функция NPV меняет свой знак, и последующее применение формулы:

IRR = i₁ + NPV(i₁) / (NPV(i₁) - NPV(i₂)) * (i₂-i₁) (3.9)

где i₁ - значение процентной ставки в дисконтном множителе, при котором NPV(i₁)<0 или NPV(i₁)>0;

i₂ - значение процентной ставки в дисконтном множителе, при котором NPV(i₂) >0 или NPV(i₂) <0.

Внутренняя норма доходности показывает максимально допустимый уровень расходов, которые могут быть произведены при реализации данного проекта.

Например, если для реализации проекта используется банковская ссуда, то значение IRR показывает верхнюю границу допустимого уровня банковской процентной ставки СС, превышение которой делает проект убыточным. Если IRR >CC, то проект следует принять; если IRR < СС - проект отвергается; если IRR = СС - проект имеет нулевую прибыль.

Поскольку IRR показывает не абсолютную эффективность проекта, а относительную - по сравнению с операциями на финансовом рынке, то он может использоваться для выбора альтернативного вложения финансовых средств. В зарубежной практике IRR применяют в качестве первого шага количественной оценки эффективности капиталовложений. Для дальнейшего анализа отбирают те инвестиционные проекты, у которых этот показатель не ниже 15-20%.

Произведем расчет показателей эффективности проекта в таблице 3.5

Таблица 3.5 - Расчет и динамика чистого дисконтированного дохода, млн. руб.

Наименование показателя	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	Итого
Выручка	1579,61	2368,25	2368,25	2368,25	8684,36
Эксплуатационные расходы	281,84	422,55	422,55	422,55	1549,49
Инвестиции	400,19	399,28	605,54	624,36	2029,37
Погашение суммы кредита	101,47	405,88	405,88	405,88	1319,09
Погашение суммы процентов	48,70	36,53	24,35	12,18	121,76
Прибыль от реализации

Страница:

•  1 
•  2 

дипломная работа "Финансовый анализ инвестиционного проекта" скачать

Подобные документы

• Условия реализации инвестиционного проекта на предприятии

  Анализ инвестиционной деятельности предприятия. Направления и условия реализации инвестиционного проекта. Расчет денежных потоков, выбор рациональной схемы финансирования проекта. Оценка показателей его экономической эффективности и надежности инвестиций.
  
  курсовая работа [117,0 K], добавлен 21.10.2011
  

• Экономическая оценка инвестиционного проекта по внедрению нового оборудования на предприятие

  Экономическое обоснование и разработка инвестиционного проекта по замене изношенного оборудования на мебельной фабрике. Выбор источников финансирования инвестиционного проекта. Расчет планируемой прибыли и убытков, анализ чувствительности проекта.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 22.03.2015
  

• Оценка эффективности инвестиционного проекта на примере ОАО "Саянскхимпласт"

  Характеристика понятия инвестиционного проекта и проектного цикла. Анализ финансового состояния предприятия ОАО "Саянскхимпласт". Особенности расчета эффективности и целесообразности инвестиционного проекта строительства газоперерабатывающего комплекса.
  
  дипломная работа [153,0 K], добавлен 08.07.2010
  

• Оценка финансовой устойчивости инвестиционного проекта

  Теоретические аспекты определения эффективности инвестиционного проекта. Показатели оценки финансовой надежности проекта и методика их определения. Краткая характеристика инвестиционного проекта. Оценка коммерческой эффективности инвестиционного проекта.
  
  курсовая работа [161,2 K], добавлен 23.01.2009
  

• Оценка эффективности инвестиционного проекта производства полиэтилен ОАО "Нижнекамскнефтехим"

  Инвестиции, их роль и функции в условиях рыночной экономики России. Экономическая оценка реализации проекта по производству полиэтилена. Анализ рисков инвестиционного проекта. Основные факторы риска. Анализ чувствительности инвестиционного проекта.
  
  дипломная работа [758,7 K], добавлен 30.11.2010
  

• Экономическая эффективность разработки и реализации инвестиционного проекта

  Описание инвестиционного проекта. План производства и реализации продукции. Определение производственных издержек. Обоснование результативности деятельности организаций в рамках проекта в целом. Коммерческая оценка эффективности проекта для инвестора.
  
  курсовая работа [236,7 K], добавлен 08.12.2010
  

• Оценка эффективности инвестиционного проекта по производству элитной косметики

  Характеристика финансового состояния ООО "Мир Beauty". Особенности реализации инвестиционного проекта по расширению ассортимента и количества выпускаемой продукции. Определение финансовой состоятельности и дисконтированного срока окупаемости проекта.
  
  контрольная работа [34,2 K], добавлен 18.10.2013
  

• Разработка инвестиционного проекта и оценка его эффективности (на примере ООО "Юниорстрой")

  Методика оценки экономической эффективности инвестиционного проекта. Понятие денежного потока. Анализ инвестиционной привлекательности ООО "Юниорстрой". Выбор оптимального источника финансирования инвестиционного проекта. Расчёт простой нормы прибыли.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 17.09.2012
  

• Анализ эффективности инвестиционного проекта ООО "Суворовская птицефабрика"

  Разработка инвестиционного проекта ООО "Суворовская птицефабрика" по замене изношенных основных средств, оценка эффективности данного проекта. Рекомендации по эффективному управлению рисками в процессе реализации данного инвестиционного проекта.
  
  дипломная работа [143,4 K], добавлен 24.11.2010
  

• Разработка инвестиционного проекта и его обоснование

  Сущность инвестиций и инвестиционного плана. Методы оценки эффективности инвестиционного проекта. Текущее финансовое и экономическое состояние предприятия, целесообразность внедрения инвестиционного проекта ООО "Аптека "Фарма-Плюс", оценка эффективности.
  
  курсовая работа [58,7 K], добавлен 24.08.2011
  

Другие документы, подобные "Финансовый анализ инвестиционного проекта"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам