Расчет инвестиционной привлекательнсти проекта. Инновационный менеджмент (стр. 5 из 7)
Таблица 5.
Структура затрат на производство продукции в нефтегазоперерабатывающей отрасли.
| Вид затрат | |||
| Сырье и основные материалы | Вспомогательные материалы, топливо, энергия | Оплата труда | Амортизация |
| 74% | 13% | 4% | 6% |
Удельные производственные, операционные, общехозяйственные и административные расходы на тонну выпуска продукции по годам реализации проекта (руб/т):
| 2006 – 261 | 2007 – 266 | 2008 – 342 | 2009 – 228 |
Предположим, что в течение оставшихся лет реализации проекта удельные производственные, операционные, общехозяйственные и административные расходы на тонну выпуска продукции останутся неизменными и составят среднее значение за период с 2006 по 2009 год: 275 руб/т.
Производственные издержки по годам реализации проекта (млрд руб):
| 2006 – 2.909 | 2007 – 5.5 | 2008 – 5.9 | 2009 – 9.6 |
Таким образом, с 2006 по 2009 год суммарные издержки составили 23,909 млрд руб. Размер кап.вложений за годы реализации проекта составит 56 млрд руб. Предположим, что в течение оставшихся трех лет реализации проекта (с 2010 по 2012 год) оставшийся размер кап.вложений (32,091 млрд руб) будет распределен следующим образом:
2010 – 10,16 млрд руб
2011 – 10,16 млрд руб
2012 – 11,271 млрд руб
Объем переработки нефти по годам реализации проекта (млн т нефти):
| 2006 – 3.39 | 2007 – 4.42 | 2008 – 4.68 | 2009 – 5.01 |
Предположим, что наращивание мощностей к завершению проекта будет проходить следующим образом:
2010 – 7,07 млн т
2011 – 9,8 млн т
2012 – 12 млн т
Выработка нефтепродуктов из 1 т нефти на действующем НПЗ:
0,47 т – мазут
0,33 т – дизельное топливо
0,2т – бензин (в том числе прямогонный)
Выработка нефтепродуктов из 1 т нефти после модернизации:
0,05 т – мазут
0,75 т – дизельное топливо
0,2 т - бензин (в том числе прямогонный)
Действующий ТНПЗ.
Первоначальная стоимость ОПС составляет 60 млрд руб.
При расчете показателей действующего НПЗ предположим, что модернизация не производится и завод функционирует в обычном режиме.
Цены на нефть для НПЗ
Предположим, что средняя цена составляет 5 тыс руб за тонну нефти.
Цены на нефтепродукты, тыс.руб/т
Предположим, что цены на нефтепродукты (см. табл.6) стабильны в течение всего срока использования ТНПЗ.
Таблица 6.
Цены на нефтепродукты.
| 2009 | |
| Бензин (в том числе прямогонный) | 14,9 |
| Дизельное топливо | 14,5 |
| Мазут | 9,6 |
Расчет суммарной величины издержек и отдельных составляющих приведен в Приложении 1 и 2.
К показателям эффективности проекта относится прибыль от реализации продукции (работ, услуг) (Преал) и от финансово-хозяйственной деятельности (ПФХД), прибыль отчетного периода (Потч.пер.), чистая прибыль (Пчист), общая рентабельность активов (ROTA), рентабельность собственного капитала (ROE) и рентабельность инвестиций (ROI), которые определяются по следующим формулам:
·
где:
- выручка от реализации продукции без НДС; 
- затраты на производство продукции, относимые на себестоимость;Расчет прибыли от реализации приведен в табл. 7.
Таблица 7.
Прибыль от реализации продукции
| Год | Расчет | Преал (млн долл) |
| 2006 | 33099-27495 | 5604 |
| 2007 | 49216-38495 | 10721 |
| 2008 | 68991-55986 | 13005 |
| 2009 | 46826-37698 | 9128 |
| 2010 | 63047-49548 | 13499 |
·
где: %к получ. - суммы, причитающиеся компании в соответствие с процентами по государственным облигациям, депозитам и др.; % к уплате - процентные выплаты компанией другим участникам бизнеса%; 
– доходы от участия в других организациях (доходы полученные от вкладов компании в уставные капиталы других компаний); 
– операционные доходы (доходы от сдачи имущества в аренду и реализации списанных с баланса ОС); 
– операционные расходы (расходы, связанные с реализацией ОС (затраты на погрузку, демонтаж, транспорт ОС), с обслуживанием ценных бумаг (консультационных услуг), затраты на содержание законсервированных объектов.Расчет прибыли от финансово-хозяйственной деятельности приведен в табл. 8.
Таблица 8.
Прибыль от финансово-хозяйственной деятельности
| Год | Расчет | ПФХД (млн долл) |
| 2006 | 5604+135-724+17+3130-4073 | 4089 |
| 2007 | 10721+214-1470+23+19040-15157 | 13371 |
| 2008 | 13005+375-1112-7+7656-4478 | 15439 |
| 2009 | 9128+516-605+112+7131-3331 | 12951 |
| 2010 | 13499+547-580+60+7711-3211 | 18026 |
·
где:
- внереализационные доходы (включают штрафы и др. виды санкций за нарушение хозяйственных договоров, признанные должником, прибыль прошлых лет, выявленная в отчетном периоде, дебиторская задолженность, поступившая в погашение задолженности прошлых лет, признанной безнадежной к получению, суммы страхового возмещения убытков от стихийных бедствий, пожаров, аварий); 
- внереализационные расходы (убытки прошлых лет, выявленные в отчетном году, расходы по долгам, убытки от списания задолженности, по которой истек срок давности, потери от стихийных бедствий, а также штрафы, пени, неустойки, выплачиваемые энергетической компанией, судебные издержки, арбитражные сборы);Расчет прибыли отчетного периода в табл. 9.
Таблица 9.
Прибыль отчетного периода
| Год | Расчет | Потч.пер. (млн долл) |
| 2006 | 4089+18-885 | 3222 |
| 2007 | 13371+9024-723 | 21672 |
| 2008 | 15439+1170-312 | 16297 |
| 2009 | 12951+76-708 | 12319 |
| 2010 | 18026+66-276 | 17816 |
·
где:
– налоги, выплачиваемые за счет прибыли (налог на имущество, налог на прибыль); 
– затраты, относимые на прибыль (экологические платежи за сверхнормативные выбросы и сбросы и т.п.);Расчет чистой прибыли приведен в табл. 10.
Таблица 10.
Чистая прибыль
| Год | Расчет | Пчист.. (млн долл) |
| 2006 | 3222-540 | 2682 |
| 2007 | 21672-4906 | 16766 |
| 2008 | 16297-1904 | 14393 |
| 2009 | 12319-2000 | 10319 |
| 2010 | 17816-2644 | 15172 |
·
где суммарные активы – это собственные активами компании и инвестиции;
Расчет общей рентабельности активов приведен в табл. 11
Таблица 11.
Общая рентабельность активов
| Год | Расчет | ROTA(%) |
| 2006 | 2682/46790 | 5,73 |
| 2007 | 16766/74805 | 22.4 |
| 2008 | 14393/77513 | 18.7 |
| 2009 | 10319/83232 | 12.4 |
| 2010 | 15172/93829 | 16.2 |
·
;Расчет рентабельности собственного капитала приведен в табл. 12.
Таблица 12.
Рентабельность собственного капитала.
| Год | Расчет | ROE(%) |
| 2006 | 2682/21875 | 12.3 |
| 2007 | 16766/28440 | 58.9 |
| 2008 | 14393/38903 | 37.0 |
| 2009 | 10319/44831 | 23.0 |
| 2010 | 15172/54535 | 27.8 |
·
.Расчет рентабельности инвестиций по всей компании приведен в табл. 13, по проекту модернизации ТНПЗ – в табл.14.
Таблица 13.
Рентабельность инвестиций (общая)
| Год | Расчет | ROI(%) |
| 2006 | 2682/6516 | 41,16 |
| 2007 | 16766/20095 | 83.43 |
| 2008 | 14393/10822 | 133,00 |
| 2009 | 10319/8788 | 117,42 |
| 2010 | 15172/12439 | 121,97 |
Таблица 14.
Рентабельность инвестиций (модернизация ТНПЗ)
| Год | Расчет | ROI(%) |
| 2006 | 2682/103.89 | 2581 |
| 2007 | 16766/196.43 | 8535 |
| 2008 | 14393/210.71 | 6831 |
| 2009 | 10319/342.85 | 3010 |
| 2010 | 15172/362.86 | 4181 |
Значительный скачок чистой прибыли в 2007 году произошел из-за приобретения активов ЮКОСа. В 2008 году мировой экономический кризис не привел к значительному падению прибыли благодаря высоким ценам на нефть. Дальнейшее падение прибыли вызвано последствиями кризиса. Однако рентабельность активов и собственного капитала остается на высоком уровне.