SCSI интерфейс системного, а не приборного уровня. Определяющий логический и физический уровни. Используется параллельная пересылка данных. Устройства, подключаемые к шине SCSI, могут быть ведущими Initiator и ведомыми Target, причем одно и тоже устройство может быть и ведущим и ведомым.
Есть 4 схемы подключения устройств:
один ведущий и один ведомый;
один ведущий и несколько ведомых;
несколько ведущих и один ведомый;
несколько ведущих и несколько ведомых.
К шине одновременно может быть подключено до 8 устройств, в том числе основной Ehost адаптер SCSI. Для подключения более сильных устройств используют второй host адаптер. Большинство систем позволяют использовать до четырех host адаптеров и тем самым до 28 периферийных устройств.
Host адаптер SCSI имеет собственную BIOS занимающую 16Кбайт в UMB. Для обмена с процессором адаптер использует порты вводов вывода, прерывания IRQ и каналы DMA. Физически SCSI шина это плоский кабель с 50 контактными разъемами для подключения периферийных устройств. Host адаптер имеет разъемы для подключения не только встраиваемых, но и внешних SCSI устройств.
Стандарт определяет 2 способа передачи сигналов: синфазный и дифференциальный. При синфазном сигналы имеют ТТЛ уровни и отрицательную логику. Длина кабеля ограничена 6 метрами. Во втором способе (токовая петля) длина шины до 25 метров. Все не дисковые SCSI устройства используют интерфейс с синфазными сигналами (с общей землей). Для гарантий качества сигналов линии согласуют с обеих сторон терминаторами. Терминаторы устанавливаются на host адаптере и последнем устройстве в магистрали. SCSI шина имеет 8 линий данных сопровождаемых линией четности и 9 управляющих линий. На шине для синфазной передачи все нечетные контакты подключают к нулевому потенциалу. Каждое устройство на магистрали имеет свой адрес (SCSI ID) в диапазоне от 0 до 7. Host адаптер имеет номер 7, адрес загрузочного диска 0, второго диска 1. Обмен между устройствами на магистрали осуществляется по протоколу высокого уровня. В стандарт SCSI входит нормированный список команд CCS обеспечивающий доступ к данным с адресацией логических, а не физических блоков.
Программное обеспечение интерфейса не оперирует числом цилиндров, головок. На магистрали SCSI возможна синхронная и несинхронная передача. Например, для передачи данных ведущему в асинхронном режиме ведомое выдает их на шину данных вместе с сигналом запроса. Данные удерживаются до тех пор, пока от ведущего не примется сигнал подтверждения. Если передача данных происходит в противоположном направлении, ведомый должен выдать сигнал запроса, т.е. готовности к приему данных. Ведущее устройство выдает данные, на шину сопровождая их сигналом. Если оба устройства могут выполнять синхронную передачу данных, ведущее не ждет поступление сигнала подтверждения перед выдачей сигнала запроса для приема следующих данных. После выдачи серии импульсов запроса ведущее устройство сравнивает количество запросов с количеством подтверждений, чтобы удостовериться в успешном приеме группы данных.
В стандарт SCSI 2 включаются спецификации CSS командной поддержки приводов CD ROM, сканеров, коммуникационных устройств оптических накопителей. Введен широкий вариант Wide шины данных предусматривающей дополнительно 24 информационных линии. В этом случае 8 разрядное устройство работает по50 проводному кабелю, устройство большей разрядности связывается дополнительным 68 разрядным проводным кабелем рассчитанным на дифференциальную схему включения. Для повышения пропускной способности магистрали тактовая частота увеличена в 2 раза, что обеспечивает производительность до 10Мбайт в секунду. Это Fast SCSI 2. Совместно Fast и Wide обеспечивают теоретическое быстродействие до 40Мбайт в секунду.
SCSI винчестеры совместимы с другими типами интерфейсов, т.к. используют другие системные ресурсы. В спецификации SCSI 3 возможно подключение более 7 устройств и более длинного кабеля. Выделяется последовательный вариант SCSI, в одном из вариантов которого предполагается использование оптических линий со скоростями передачи от 51Мбайта в секунду до 1Гбайта в секунду.
Существует спецификация ASPI определяющая стандартный программный интерфейс для host адаптера SCSI позволяющая ему общаться с соответствующий операционной системой. Программные модули ASPI (вторичные драйверы) устанавливаются для каждого отдельного устройства, они обеспечивают взаимодействие периферийных устройств с главным адаптером. Основным программным модулем ASPI, с которым связываются вторичные драйверы, является host menager.
Таблица 1 - Классификация инвестиционных проектов
Признак классификации
Виды проектов
1. Направленность
Коммерческие, социальные, связанные с государственными интересами и т.д.
2. Масштаб
Малые, средние, крупные и мегапроекты
3.Характер инвестиционного цикла
С полным и неполным циклом
4. Степень участия государства
- Государственные инвестиции;
- С государственным участием;
- Без государственного участия.
5. Объект инвестирования
- В материальные активы;
- В финансовые активы;
- Нематериальные активы.
6. Уровень влияния на
экономическую ситуацию
- На предприятии;
- В регионе;
- В стране.
7. Взаимодействие с другими
инвестиционными проектами
- Международные;
- Национальные;
- Региональные;
- Межотраслевые и т.д.
10. Степень обязательности
- Обязательные;
- Необязательные.
2 ОПИСАНИЕ ПРОЕКТА
Проект основан на ситуации, типичной для нефтегазодобывающей промышленности.
На территории деятельности газодобывающего предприятия открыто и подготовлено к эксплуатации газовое месторождение.
Службой маркетинга нефтяной компании изучена динамика потребностей в газе на основе программы экономического и социального развития региона на ближайшие 10 - 15 лет, в которой рассмотрены вопросы газификации небольших населенных пунктов, перевода части электростанций на газообразное топливо и пр.
Месторождение чисто газовое, с запасами категории А+В+С1 в объеме 800 млрд. м3. Разработка месторождения предусматривает вариант режима эксплуатации при постоянном дебите в первые десять лет. В последующие годы – эксплуатация при постоянной депрессии на пласт.
В табл. I приложения приведены технологические показатели разработки газового месторождения.
В табл. II и III приложения приведены нормативны капитальных вложений, эксплуатационных затрат, амортизационных отчислений по объектам обустройства месторождения.
3 МЕТОДИКА ЭКОНОМИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ
В настоящее время при оценке нефтегазового инвестиционного проекта применяется методика, основанная на показателях дисконтирования. В этом случае все денежные поступления и денежные оттоки приводятся к единому моменту времени.
Финансовые ресурсы – это деньги, а деньги в данный момент и через определенный период при равной номинальной стоимости имеют разную покупательную способность, т.е. обесцениваются.
Дисконтирование денежных потоков позволяет учесть зависимость между капиталом и временем. Для определенной величины будущего капитала, сопоставимого с текущим уровнем, используется коэффициент наращивания капитала (коэффициент компаундинга), который увеличивает номинал инвестируемых средств, сложенных в процентах.
,
где Ен – процентная ставка или коэффициент дисконтирования, доли ед.;
t – текущий год;
tр – расчетный год.
Для сопоставления будущей ценности капитала с его ценностью в данный момент применяется коэффициент приведения денежной суммы будущего периода к текущему.
С помощью этого коэффициента можно оценить будущие денежные поступления с позиции текущего момента. Этот коэффициент используется при определении дисконтированного периода окупаемости и денежного потока по проекту. В России в настоящее время невозможно точно спрогнозировать
изменение уровня инфляции в долгосрочном периоде, поэтому существует проблема выбора ставки дисконтирования (Ен).
В нефтегазовом инвестиционном проекте Инвестор в первоначальном варианте просчитывает инвестиционный проект по минимальной ставке дисконтирования 10 %. Затем Инвестор просчитывает все варианты инвестиционного проекта при ставке Ен, которая в данный момент установлена ЦБ России.
Экономическая часть проектного документа содержит:
- показатели экономической оценки;
- оценку капитальных вложений и эксплуатационных затрат;
- характеристику налоговой системы;
- источники финансирования;
- технико–экономический анализ вариантов разработки, выбор варианта, рекомендуемого к утверждению;
- анализ чувствительности проекта.
Эффективность оценивается системой расчетных показателей, выступающих в качестве экономических критериев.
Для оценки проекта используются следующие основные показатели эффективности:
- чистая приведенная стоимость (NPV);
- внутренняя норма прибыли (IRR);
- индекс рентабельности инвестиций (PI);
- срок окупаемости капитальных вложений (РР);
- коэффициент эффективности инвестиций (ARR).
В систему оценочных показателей включаются также
- капитальные вложения (инвестиции);
- эксплуатационные затраты;
- доход государства (отчисляемые налоги и платежи).
Чистая приведенная стоимость, или дисконтированный денежный поток, - это сумма прибыли от реализации и амортизационные отчисления, уменьшенные на величину инвестиций, направляемых на освоение нефтегазового месторождения:
,
где NPV – чистая приведенная стоимость;
Пt – прибыль от реализации продукции в t-м году;
Аt – амортизационные отчисления в t-м году;
Кt – капитальные вложения в разработку месторождения в t-м году;
t, tp – соответственно текущий и расчетный год;
Ен – норматив дисконтирования, который устанавливается инвестором самостоятельно, исходя из ежегодного процента возврата, который он хочет иметь на инвестиционный капитал.
Если NPV > 0, то проект следует принять.
Если NPV = 0, то проект не прибыльный и не убыточный.
Если NPV < 0, то проект следует отвергнуть.
Прибыль от реализации – это совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением в них амортизационных отчислений и сумм налогов.
Расчет прибыли производится с обязательным приведением разновременных доходов и затрат к первому расчетному году.
Дисконтирование осуществляется путем деления величины прибыли за каждый год на соответствующий коэффициент дисконтирования:
,
где Пt – прибыль от реализации продукции в t-м году;
Вt – выручка от реализации продукции в t-м году;
Эt – эксплуатационные затраты с амортизацией в t-м году;
Нt – сумма налогов.
Выручка от реализации рассчитывается как произведение цены реализации нефти (газа) на их объемы добычи.
Внутренняя норма прибыли (IRR) представляет собой значение нормы дисконта, при котором сумма чистого дохода от инвестиций равна сумме инвестиций, т.е. капиталовложения окупаются.
Иначе – это значение норматива дисконтирования, при котором величина суммарного денежного потока равна нулю:
Определяемая таким образом норма возврата капитальных вложений сравнивается затем с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. Если расчетное значение IRR равно или больше требуемой инвестором нормы дохода, инвестиции в данный проект оправданы.
Предприятие может принимать любые решения инвестиционного характера, уровень рентабельности которых не ниже авансированного капитала (СС).
Если IRR > CC, то проект следует принять.
Если IRR = CC, то проект не прибыльный и не убыточный.
Если IRR < CC, то проект следует отвергнут
4 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Технологические показатели разработки месторождения представлены в таблице 2.
Таблица 2 – Технологические показатели
Годовой объем добычи
газа, млрд. м3
4-й
5-й
6-й
7-й
8-й
9-й
10-й
11-й
12-й
13-й
Количество добывающих
скважин, шт.
1-й
2-й
3-й
Количество УКПГ, шт.
1-й
2-й
3-й
Длина шлейфа, км
1-й
2-й
3-й
Длина коллекторов, км
1-й
2-й
3-й
Длина магистральных
дорог, км
1-й
2-й
3-й
Установленная рабочая
мощность КС, тыс.кВт
1-й
2-й
3-й
Цена газа, руб/1000м³
5 НОРМАТИВЫ ДЛЯ РАСЧЕТА КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ
Нормативы для расчета капитальных вложений представлены в таблице 3.
Таблица 3 – Нормативы для расчета капитальных вложений
Наименование затрат
Норматив, тыс.руб.
Стоимость одной скважины, вводимой в 1-м году
Стоимость одной скважины, вводимой во 2-м и 3-м году
Стоимость 1 км шлейфа
Стоимость 1 км коллектора-газопровода
Стоимость одной УКПГ
Стоимость 1 км магистральной дороги
Стоимость 1 кВт установленной рабочей мощности компрессорной станции
Прочие капитальные вложения (процент от суммарных капитальных вложений)
30,0
6 НОРМАТИВЫ ДЛЯ РАСЧЕТА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАТРАТ
Нормативы для расчета эксплуатационных затрат представлены в таблице 4.
Таблица 4 – Нормативы для расчета эксплуатационных затрат
Наименование затрат
Норматив
Затраты на материалы, тыс.руб./млрд.м
Заработная плата одного рабочего, тыс.руб./год
Численность ППП на одну скважину, чел.
Затраты на энергию, потребляемую КС, заработную плату обслуживающего персонала, руб/кВт·ч
0,80
Норма амортизационных отчислений по скважинам, % (8,3/100)
8,3
Норма амортизационных отчислений по шлейфам, УКПГ, % (8,3/100)
8,3
Норма амортизационных отчислений по коллекторам, % (3,3/100)
3,3
Норма амортизационных отчислений по КС, % (6,7/100)
6,7
Затраты на ремонт оборудования (в процентах от стоимости скважин, УКПГ, шлейфов, коллекторов)
Потребляемая энергия, тыс.кВт·ч/год
7 НАЛОГОВЫЕ ВЫПЛАТЫ
Налоги и выплаты, которые будут иметь место при разработке месторождения представлены в таблице 5.
Таблица 5–Ставки налоговых выплат
Наименование
Размер, %
Источник налогообложения
1. Налоги, относимые на себестоимость
1.1. Страхование от несчастного случая
0,8
Годовой ФЗП
1.2. Сборы во внебюджетные фонды
Годовой ФЗП
2. Налоги, относимые на финансовый результат
2.1. Налог на имущество
2,2
От основного и оборотного капитала
3. Налог на прибыль
Прибыль
8 РАСЧЕТ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ
Расчет капитальных вложений представлен в таблице 6.
Таблица 6 – Капитальные вложения (тыс.руб.)
Показатель
Год
Итого
1-й
2-й
3-й
Стоимость скважин, тыс.руб.
1 360 000
1 195 200
1 274 880
3 830 080
Стоимость УКПГ, тыс.руб.
1 600 000
800 000
1 600 000
4 000 000
Стоимость шлейфов, тыс.руб.
84 000
60 000
72 000
216 000
Стоимость коллекторов, тыс.руб.
32 000
64 000
96 000
192 000
Стоимость дорог, тыс.руб.
160 000
80 000
72 000
312 000
Затраты на КС, тыс.руб.
40 000
100 000
20 000
160 000
Стоимость прочих капиталовложений, тыс.руб.
982 800
689 760
940 464
2 613 024
Итого
4 258 800
2 988 960
4 075 344
11 323 104
8.1 Затраты на строительство скважин
Затраты на строительство скважин рассчитываются как произведение стоимости одной скважины в данном году на количество скважин, вводимых в данном году.
1-й год 34000·40 = 1360000 тыс.руб.
2-й год 39840·30 = 1195200 тыс.руб.
3-й год 39840·32 = 1274880 тыс.руб.
8.2 Затраты на строительство УКПГ
Затраты на строительство УКПГ рассчитываются как произведение стоимости одной УКПГ на их количество.
1-й год 800000·2 = 1600000 тыс.руб.
2-й год 800000·1 = 800000 тыс.руб.
3-й год 800000·2 = 1600000 тыс.руб.
8.3 Затраты на строительство шлейфов
Затраты на строительство шлейфов рассчитываются как произведение стоимости одного километра шлейфа на его длину.
1-й год 1200·70 = 84000 тыс.руб.
2-й год 1200·50 = 60000 тыс.руб.
3-й год 1200·60 = 72000 тыс.руб.
8.4 Затраты на строительство коллекторов
Затраты на строительство коллекторов рассчитываются как произведение стоимости одного километра коллектора-газопровода на длину коллекторов.
1-й год 3200·10 = 32000 тыс.руб.
2-й год 3200·20 = 644000 тыс.руб.
3-й год 3200·30 = 96000 тыс.руб
8.5 Затраты на строительство дорог
Затраты на строительство дорог рассчитываются как произведение стоимости одного километра магистральной дороги на ее длину.
1-й год 4000·40 = 160000 тыс.руб.
2-й год 4000·20 = 80000 тыс.руб.
3-й год 4000·18 = 72000 тыс.руб.
8.6 Затраты на компрессорные станции
Затраты на компрессорные станции рассчитываются как произведение стоимости 1 кВт установленной мощности станции на установленную рабочую мощность КС.
1-й год 1·40000 = 400000 тыс.руб.
2-й год 1·100000 = 100000 тыс.руб.
3-й год 1·20000 = 20000 тыс.руб.
8.7 Прочие капитальные вложения
Прочие капитальные вложения рассчитываются как процент от суммарных капиталовложений.
1-й год 0,3·3276000 = 982800 тыс.руб.
2-й год 0,3·2299200 = 689760 тыс.руб.
3-й год 0,3·3134880 = 940464 тыс.руб.
9 РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАТРАТ
9.1 Объем реализации
Объем реализации рассчитывается как произведение годового объема добычи газа на цену газа.
4-й год 45000·180 = 8100000 тыс.руб.
5-й год 50000·180 = 9000000 тыс.руб.
6-й год 50000·180 = 9000000 тыс.руб.
7-й год 55000·180 = 9900000 тыс.руб.
8-й год 50000·180 = 9000000 тыс.руб.
9-й год 50000·180 = 9000000 тыс.руб.
10-й год 50000·180 = 9000000 тыс.руб.
11-й год 45000·180 = 8100000 тыс.руб.
12-й год 35000·180 = 6300000 тыс.руб.
13-й год 20000·180 = 3600000 тыс.руб.
9.2 Затраты на материалы
Затраты на материалы рассчитываются как произведение удельных затрат на материалы на годовой объем добычи газа.
4-й год 45·2000 = 90000 тыс.руб.
5-й год 50·2000 = 100000 тыс.руб.
6-й год 50·2000 = 100000тыс.руб.
7-й год 55·2000 = 110000тыс.руб.
8-й год 50·2000 = 100000 тыс.руб.
9-й год 50·2000 = 100000 тыс.руб.
10-й год 50·2000 = 100000 тыс.руб.
11-й год 45·2000 = 90000 тыс.руб.
12-й год 35·2000 = 70000 тыс.руб.
13-й год 20·2000 = 40000 тыс.руб.
9.3 Заработная плата
Затраты на заработную плату определяются, как произведение заработной платы одного рабочего и численности рабочих. Численность рабочих равна произведению числа скважин на численность ППП на одну скважину.
4-й год 114·4·102 = 46512 тыс.руб.
5-й год 114·4·102 = 46512тыс.руб.
6-й год 114·4·102 = 46512тыс.руб.
7-й год 114·4·102 = 46512тыс.руб.
8-й год 114·4·102 = 46512тыс.руб.
9-й год 114·4·102 = 46512 тыс.руб.
10-й год 114·4·102 = 46512тыс.руб.
11-й год 114·4·102 = 46512тыс.руб.
12-й год 114·4·102 = 46512тыс.руб.
13-й год 114·4·102 = 46512тыс.руб.
9.4 Сборы во внебюджетные нужды
Сборы во внебюджетные нужды рассчитываются как произведение годового фонда заработной платы на размер налога:
4-й год 46512·0,3 = 13953,6 тыс.руб.
5-й год 46512·0,3 = 13953,6 тыс.руб.
6-й год 46512·0,3 = 13953,6 тыс.руб.
7-й год 46512·0,3 = 13953,6 тыс.руб.
8-й год 46512·0,3 = 13953,6 тыс.руб.
9-й год 46512·0,3 = 13953,6 тыс.руб.
10-й год 46512·0,3 = 13 953,6 тыс.руб.
11-й год 46512·0,3 = 13 953,6 тыс.руб.
12-й год 46512·0,3 = 13 953,6 тыс.руб.
13-й год 46512·0,3 = 13 953,6 тыс.руб.
9.5 Затраты на энергию для КС
Затраты на энергию для компрессорных станций рассчитываются как произведение затрат на энергию, потребляемую КС, заработную плату обслуживающего персонала на потребляемую энергию:
4-й год 0,80·840960 = 672 768 тыс.руб.
5-й год 0,80·840960 = 672 768 тыс.руб.
6-й год 0,80·840960 = 672 768 тыс.руб.
7-й год 0,80·840960 = 672 768 тыс.руб.
8-й год 0,80·840960 = 672 768 тыс.руб.
9-й год 0,80·840960 = 672 768 тыс.руб.
10-й год 0,80·840960 = 672 768 тыс.руб.
11-й год 0,80·840960 = 672 768 тыс.руб.
12-й год 0,80·840960 = 672 768 тыс.руб.
13-й год 0,80·840960 = 672 768 тыс.руб.
9.6 Затраты на ремонт оборудования
Затраты на ремонт оборудования рассчитываются как процент от стоимости скважин, УКПГ, шлейфов, коллекторов:
4-й год 0,04·(3830080+4000000+216000+192000) = 329 523,2 тыс.руб.
5-й год 0,04·(3830080+4000000+216000+192000) = 329 523,2 тыс.руб.
6-й год 0,04·(3830080+4000000+216000+192000) = 329 523,2 тыс.руб.
7-й год 0,04·(3830080+4000000+216000+192000) = 329 523,2 тыс.руб.
8-й год 0,04·(3830080+4000000+216000+192000) = 329 523,2 тыс.руб.
9-й год 0,04·(3830080+4000000+216000+192000) = 329 523,2 тыс.руб.
10-й год 0,04·(3830080+4000000+216000+192000) = 329 523,2 тыс.руб.
11-й год 0,04·(3830080+4000000+216000+192000) = 329 523,2 тыс.руб.
12-й год 0,04·(3830080+4000000+216000+192000) = 329 523,2 тыс.руб.
13-й год 0,04·(3830080+4000000+216000+192000) = 329 523,2 тыс.руб.
9.7 Страхование от несчастного случая
Страхование от несчастного случая рассчитывается как произведение годового фонда заработной платы на размер налога:
4-й год 46512·0,008 = 372,096 тыс.руб.
5-й год 46512·0,008 = 372,096 тыс.руб.
6-й год 46512·0,008 = 372,096 тыс.руб.
7-й год 46512·0,008 = 372,096 тыс.руб.
8-й год 46512·0,008 = 372,096 тыс.руб.
9-й год 46512·0,008 = 372,096 тыс.руб.
10-й год 46512·0,008 = 372,096 тыс.руб.
11-й год 46512·0,008 = 372,096 тыс.руб.
12-й год 46512·0,008 = 372,096 тыс.руб.
13-й год 46512·0,008 = 372,096 тыс.руб.
9.8 Амортизация скважин
Амортизация скважин рассчитывается как произведение нормы амортизационных отчислений по скважинам на их стоимость:
0,083·3 830 080 = 317 896,64 тыс.руб.
9.9 Амортизация шлейфов и УКПГ
Амортизация шлейфов и УКПГ рассчитывается как произведение нормы амортизационных отчислений по шлейфам и УКПГ на их стоимость:
0,083·(4000000+216000) = 349 928 тыс.руб.
9.10 Амортизация коллекторов
Амортизация коллекторов рассчитывается как произведение нормы амортизационных отчислений по коллекторам на их стоимость:
0,033·192000 = 6336 тыс.руб.
9.11 Амортизация КС
Амортизация КС рассчитывается как произведение нормы амортизационных отчислений по КС на их стоимость:
0,067·160000 = 10 720 тыс.руб.
Расчет эксплуатационных затрат представлен в таблице 7.
Индекс рентабельности инвестиций PI рассчитывается по формуле:
.
PI=8775,4/8712=1,0073
PI>1, проект рекомендуется принять.
10.8 Срок окупаемости проекта
Срок окупаемости проекта – это то время, за которое произойдет полный возврат капитала, вложенного в проект.
4-й год -4258,8-2988,9-4075,3+5443 = -5880,1 тыс. руб.
5-й год -4258,8-2988,9-4075,3+5443 +6155 = 274,9 тыс. руб.
PP = 11598/11323.1 = 1.02
Срок окупаемости проекта составляет 1,02 года
10.9 Коэффициент эффективности проекта
Коэффициент эффективности проекта определяется по формуле:
.
ARR=
Выводы:
1 Чистый приведенный эффект NPV.
При ставке дисконтирования ЕН = 35% NPV = 63.34 тыс. руб. (NPV>0),
2. Индекс рентабельности инвестиций PI.
При ставке дисконтирования ЕН = 35% PI = 1,0073>1, следовательно проект рекомендуется принять.
3. Срок окупаемости проекта
PP = 1,02 года.
4.Внутренняя норма прибыли, т.е. коэффициент эффективности инвестиций
IRR=35%
5. Коэффициент эффективности проекта ARR=0,84
График денежных потоков
График денежных потоков представлен на рисунке 2.
Рисунок 2 – График денежных потоков
Таблица 12 – Расчет для построения диаграммы денежных потоков
Год
- 1-й
-2-й
-3-й
4-й
5-й
6-й
7-й
8-й
9-й
10-й
11-й
12-й
13-й
Годовой доход,
тыс. руб.
-4 258,8
-2 988,96
-4 075,34
5 443
6 155
6 155
6 155
6 155
6 155
5 443
4 020
1 885
35%
-
-
-
3230.4
4301.08
4781.12
5748.65
5401.64
5595.45
5741.64
5172.2
3871.88
1883.55
Денежный поток
-4 258,8
-2 214,04
-2 239,2
2 212,6
1 853,92
1 373,88
1 138,35
753,36
559,55
413,36
270,8
148,12
51,45
Рисунок 3 – Диаграмма денежных потоков
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Згонникова В.В. Экономика инвестиционных проектов нефтегазового производства: Учебно-методические указания по подготовке курсовых и дипломных работ студентами нефтегазовых специальностей. – Архангельск: Изд-во АГТУ, 2003.–18с.
2. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. – М.:Минтопэнерго, 1996г.
3. Справочное руководство по проектированию, разработки и эксплуатации нефтяных и газонефтяных месторождений. – М.: Недра, 1983
ФГБОУ ВПО «Российская академия народного хозяйства и государственной службы при Президенте Российской Федерации»
,
,
,
.
.
