Сроком  окупаемости инвестиций с учетом дисконтирования называется продолжительность периода от начального момента до момента окупаемости с учетом дисконтирования. Моментом окупаемости с учетом дисконтирования называется тот наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого текущая чистая текущая стоимость ЧТС (K) становится и в дальнейшем остается неотрицательной (рисунок 7 ).

         

       Рисунок 7 - Графическая интерпретация срока  окупаемости инвестиций с учетом дисконтирования 

       Максимальный  денежный отток с учетом дисконтирования (потребность в финансировании с  учетом дисконта, ДПФ) – максимальное значение абсолютной величины отрицательного накопленного дисконтированного сальдо от инвестиционной и операционной деятельности. Величина ДПФ показывает минимальный дисконтированный объем внешнего (по отношению к проекту) финансирования проекта, необходимый для обеспечения его финансовой реализуемости (рисунок 8).

       

       Рисунок 8 - Графическая интерпретация максимального  денежного оттока с учетом дисконтирования (ДПФ)

 

       3 Обоснование экономической  эффективности инвестиционного  проекта 

       3.1 Характеристика инвестиционного проекта строительства Покровского газоперерабатывающего производства. 

       Проект  представляет собой инвестиции в  комплекс добычи и подготовки нефти  и газа, осуществляемые нефтяной компанией.

       С целью последовательной оценки объемов  капитальных вложений Покровское газоперерабатывающее производство рассматривалось как комплекс, состоящий из следующих компонентов: производство товарного газа; производство сжиженных углеводородов (СУГ); производство товарной нефти (ступень стабилизации); производство моторных топлив (бензин, дизтопливо).

       Первоочередным направлением строительства ГПП является производство товарного газа с процессами компримирования, деэтанизации и низкотемпературной конденсации. Компримирование и подготовка попутного нефтяного газа с целью транспортировки его до газотранспортной сети Газпрома обеспечивает как получение кондиционного газа, что повышает его спрос и цену, так и поддержание дальнейшей добычи нефти и, соответственно, газа. Производство товарного газа является необходимым для дальнейшей добычи углеводородов (УВ) Покровской группы нефтяных месторождений (Оренбургская область) хотя бы на существующем уровне. Отказ от строительства Покровского ГПП приведет либо к резкому сокращению добычи нефти, вплоть до ее прекращения, либо к пагубному воздействию на окружающую среду вследствие сжигания газа, без чего невозможно будет поддержать нефтедобычу на ее текущем уровне. Поэтому строительство газоперерабатывающего производства должно оцениваться в комплексе с дальнейшим развитием добывающих мощностей ЦДНГ месторождений Покровской группы в процессе проведения технико-экономического обоснования строительства ГПП.

       Последующие производства рассматриваются как  возможные дополнительные источники  доходов в силу углубленного использования  извлеченных из недр углеводородов, подготовки нефти до экспортных кондиций, которая будет иметь свободный доступ на мировой рынок, и получения моторных топлив, как для внутренних потребностей, так и для свободной реализации.

       Добыча  УВ и переработка (ГПП) оказывают  взаимное влияние на их экономическое  состояние и производственную программу.

       В процессе проведения технико - экономических  расчетов в ОАО «Гипровостокнефть» рассматривались следующие возможные  варианты строительства:

       1. Оценка комплекса добычи УВ  и производство товарного газа (1 очередь строительства);

       2. Оценка комплекса добычи УВ, производства  товарного газа, производства товарной  нефти (установка стабилизации  нефти), производство СУГ (газо-фракционная  установка) (1+ 2очереди);

       3. Оценка комплекса добычи УВ, производства  товарного газа, УСН (установка стабилизации нефти), ГФУ (газо-фракционная установка), получение моторных топлив (1+2+3 очереди).

       Данная  программа оценки позволила выявить  приоритетный состав ГПП и соответствующую  программу развития нефтяных месторождении  Покровской группы.

       Соответственно составу и мощности ГПП в выше приведенных случаях, которые определены последовательно по мере освоения очередей ГПП, были рассчитаны свои программы добычи нефти и газа.

       Функционирование  ГПП в объеме 1 очереди строительства  будет обеспечиваться планом добычи УВ, практически соответствующим текущему уровню производства ЦДНГ. Для поддержания добычи в обозначенных объемах потребуется пробурить 146 нефтяных и нагнетательных скважин с максимальным числом бурения 12 скважин в год.

       Показатели  перспективного плана добычи нефти и газа под первую очередь ГПП приводятся в приложении А.

       Варианты  добычи нефти под обеспечение  ГПП с вводом второй очереди характеризуется  следующими основными особенностями:

       1. До 2011 года принимается сложившаяся  в настоящее время динамика годовых отборов нефти и попутного газа по разрабатываемым месторождениям Покровской группы;

       2. Для обеспечения выхода на  планируемый уровень годовой  добычи нефти до З млн. т.  по Покровской группе потребуется  в 2010-2016 годах существенное увеличение объемов эксплуатационного бурения для ввода в эксплуатацию проектных добывающих и нагнетательных скважин;

       3. Ввод компрессорной установки  в 2011 году позволит вывести  из бездействия 38 добывающих скважин  с пониженным буферным давлением  на месторождении. Этот ввод добывающих скважин позволит увеличить примерно на 20% годовую добычу нефти по Покровской группе месторождений;

       4. Планируемый выход добычи нефти  по Покровской группе месторождений  на 3 млн. т. в год, в соответствии  с уточненными газовыми факторами по продуктивным объектам, позволит выйти на годовые ресурсы попутного газа в объеме до 2,6 млрд. кубометров в год, а по добыче газа - до 2,4 млрд. кубометров в год.

       Объемы  добычи попутного газа, превышающие  запланированную мощность ГПП в 2 млрд. кубометров в год, в соответствии с рекомендациями технологической схемы разработки предусматривается закачивать в пласт месторождения с целью организации закачки газа высокого давления. Для достижения добычи нефти 3 млн. т. в год потребуется пробурить 355 скважин с годовым количеством в 32 - 35 скважин в течение 2010-2016 годов для создания фонда скважин под необходимый прирост добычи УВ.

       Показатели  перспективного плана добычи нефти  и газа для строительства первых двух очередей ГПП, равно как и  для всех трех очередей приводятся в приложении Б.

       Общий объем капиталовложений на строительство  по всем трем вариантам расчета приведен в таблице 2.

       Осуществленные  на момент расчета инвестиции (к  концу 2009 года) были пересчитаны в  ценах 2009 года. В качестве одной из составляющих оттока денежных средств в нулевой период (2008 год) была представлена величина упущенной выгоды, рассчитанная как возможный доход с учетом реинвестирования от осуществленных инвестиций. Для пересчета использовалась доходность, равная 15% годовых.

       Таблица 2 - Суммарные показатели инвестиций в комплекс переработки и добычи нефти и газа в ценах 2009 года за весь расчетный период (17 лет)

 

         Оценка экономической эффективности  инвестиционного проекта показала  преимущество второго варианта  строительства, характеризующегося  наивысшими показателями экономической  эффективности (см. табл. 3).  

       Таблица 3 - Показатели экономической эффективности по вариантам строительства Покровского ГПП.

 

       Как видно из таблицы 3, наиболее эффективным вариантом инвестирования является строительство двух очередей.

       Первый  вариант реализации инвестиций, кроме  того, что уступает двум другим с  точки зрения критерия экономической  эффективности, не является удовлетворительным и при рассмотрении показателей эффективности использования недр и социальной значимости инвестиционного проекта. Строительство первых двух или всех трех очередей позволяет полностью разработать месторождение, в этом случае степень использования недр составляет единицу (таблица 4).

       При строительстве только в объеме первой очереди в течение проектного периода (17 лет) возможным будет использовать месторождение в два раза меньшей  эффективностью отдачи. Предполагается, что в течение семнадцати лет  при строительстве по второму или третьему вариантам будет извлечено нефти 46,7 млн. тонн и попутного газа 40,6 млн. м3 .

       Строительство по второму и третьему вариантам  более эффективно по сравнению с  первым вариантом реализации проекта  с точки зрения социальной значимости. Ввод в действие всех трех очередей строительства сделал бы возможным создание 847 рабочих мест, реализация второго варианта строительства позволит создать 763 рабочих места. Осуществление строительства лишь в объеме первой очереди сделает возможным увеличение числа работников только на 450 человек.

       Таблица 4 - Показатели использования недр по вариантам строительства ГПП Покровской группы месторождений.

       Инвестиционный  проект связан с суммарными выплатами  налогов за весь период расчета в  ценах декабря 2009 года следующих размерах:

       - при строительстве только первой  очереди будет выплачено 11,36 млн.руб.;

       - при строительстве первых двух  очередей – 21,53 млн.руб.;

       - при строительстве всех очередей  – 22,13 млн.руб. Все расчеты рассматриваемого инвестиционного проекта выполнены в текущих ценах, в национальной валюте.

       Проект  характеризуется приемлемыми показателями оборачиваемости и рентабельности. В качестве недостатка следует отметить лишь высокий уровень дебиторской  задолженности, что объясняется  воздействием всеобъемлющего кризиса неплатежей на экономику страны.

       Таким образом, второй вариант осуществления  проекта строительства Покровского  ГПП является наиболее эффективным  с точки зрения критерия экономической  эффективности, отвечает требованиям  финансовой надежности, экологической безопасности и социальной значимости. И именно этот вариант строительства должен быть рекомендован для реализации (см. приложение В).