Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Ключевые слова: мощность, себестоимость, рентабельность, производительность, материальный баланс, основные фонды, срок окупаемости, дисконтирование, оборотные средства, инвестиция и т.д.
Цель работы: рассчитать эффективность проекта реконструкции.
Объект исследования: ОАО «Газпром нефтехим Салават» установка АВТ-4, цех №14.
В данной курсовой работе был произведен расчет эффективности инвестиционного проекта реконструкции установки АВТ-4 в цехе №14. Приведены расчеты: анализ использования производственной мощности, расчеты производственной программы и производственной мощности, материального баланса установки до и после реконструкции, расчет ФЗП и себестоимости продукции, а также расчет основных технико-экономических показателей и эффективность инвестиционного проекта. Приводится анализ рынка данной продукции.
Курсовая работа содержит: страниц 46, рисунков 12, таблиц 14.
Содержание
С.
Введение 4
1 Анализ рынка бутиловых спиртов 6
2 Анализ использования производственной мощности 18
3 Расчет производственной мощности и материального баланса 21
4 Расчет баланса рабочего времени и фондов заработной платы 23
5 Расчет себестоимости продукции до и после реконструкции 29
6 Расчет основных технико-экономических показателей 35
Заключение 45
Список используемой литературы 46
Введение
Процесс производства на современных предприятиях осуществляется на базе непрерывного совершенствования техники, технологии, организации производства и широкого использования достижений науки и передовой техники. Систематическое совершенствование производства на базе высшей техники — непреложные требования основных законов рыночной экономики и важное средство повышения эффективности производства. Ежегодно на предприятиях в результате ввода новой техники и совершенствования действующей, улучшения организации производства, труда и управления достигается повышение технико-экономического уровня производства, значительный рост производительности труда, снижение издержек производства, увеличение прибыли и рентабельности.
Основные направления совершенствования производства – разработка и внедрение новых технологических процессов, новых и более совершенных средств автоматизации, механизация производственных процессов. На всех нефтеперерабатывающих предприятиях внедрены новые технологические процессы: каталитический риформинг, изомеризация, комбинированные, получение присадок и т. д. Еще большими темпами внедряются новые процессы в связи с необходимостью улучшения качества продукции, углубления переработки нефти, развития нефтехимического производства.
Автоматизация производственных процессов, обеспечивая большую экономию живого труда, создает условия для совершенствования технологии, более полного использования производственных мощностей, сокращения потерь и повышения качества продукции. Современная нефтеперерабатывающая промышленность характеризуется высокой степенью автоматизации производства. Важное направление совершенствования производства - модернизация действующей техники, совершенствование технологического режима. Как показывает опыт, в результате реконструкции действующих технологических установок достигается значительный прирост мощностей, увеличивается выход целевой продукции, сокращаются потери и материальные затраты.
Существенное значение для повышения эффективности производства имеет совершенствование организации производства, управления и труда на основе применения более рациональных форм специализации, комбинирования, кооперирования, разделения труда, его оплаты и др.
Постоянно на предприятиях разрабатываются мероприятия по комплексному использованию нефтяного и газового сырья, сведению к минимуму его потерь, улучшению использования основных фондов, снижению расходных норм материальных и энергетических затрат, механизации работ по ремонту и обслуживанию оборудования.
Эффективность мероприятий по совершенствованию производства во многом зависит от их организации и планировании. Наиболее быстрое и эффективное с наименьшими затратами внедрение этих мероприятий достигается при тщательной организации и четком планировании.
Целью курсовой работы является расчет эффективности инвестиционного проекта реконструкции установки АВТ-4, цех №14.
1 Анализ рынка продукции нефтеперерабатывающих заводов
В последние годы состояние и структура нефтепереработки в мире радикально изменились. Кувейт, Саудовская Аравия, Объединенные Арабские Эмираты, Китай, Индия активно строят и вводят в эксплуатацию все новые мощности по нефтепереработке и нефтехимии. Общей мировой тенденцией, наиболее ярко выраженной в промышленно развитых странах, стало ужесточение экологического законодательства, направленное на снижение вредных выбросов при сжигании топлив, а также на постоянный рост требований к качеству нефтепродуктов.
Экономический кризис крайне неблагоприятно сказался на развитии всей нефтепереработки в мире. Низкий уровень спроса оказался ключевым фактором, негативно повлиявшим на маржу отрасли в целом. И хотя мировой спрос постепенно восстанавливается, и мировая экономика медленно выходит из финансового кризиса, на отрасль продолжают оказывать влияние кризисные тенденции: снижение спроса и уменьшение цен на нефтепродукты, существенное увеличение их коммерческих запасов, ввод новых мощностей в Азии (прежде всего крупнейшего НПЗ в Индии).
С 2003 до 2008 гг. мировая нефтепереработка переживала период взлета, сменившийся в настоящее время затяжным кризисом. В декабре 2009 – январе 2010 гг. мировая маржа нефтепереработки была близка к нулевой отметке. Спрос на дистилляты значительно упал и продолжает падать. Уровень загрузки НПЗ снизился до рекордно низких значений: в Европе до 70 – 75%, а в США – до рекордных 80%. Особенно трудно пришлось высокотехнологичным заводам, а также предприятиям, получающим прибыль за счет переработки дешевых высокосернистых сортов нефти в светлые нефтепродукты высокой стоимости: резкое сокращение ценового дифференциала между сортами нефти разного качества оказало дополнительное отрицательное влияние на результативность их деятельности.
Поскольку в Азии и на Ближнем Востоке появилось огромное количество новых НПЗ, то многие заводы в США также оказались под угрозой закрытия. Кроме этого, в США резко упал спрос на бензин, что не характерно для данного региона, и активно проводится политика перехода на альтернативные источники энергии и использование этанола. Активная работа по переходу на переработку тяжелых канадских нефтей в США позволит им отказаться от части поставок нефти из стран Ближнего Востока и других регионов. Эти факторы повлияют на снижение цен на нефтяное сырье и приведут к уменьшению экспортного потенциала нефти России.
Происходящие в настоящее время структурные изменения на мировом рынке химической и нефтехимической продукции, появление новых сильных игроков на традиционных рынках сбыта российской продукции серьезно усложняют позиции российских компаний в борьбе за рынки сбыта. Это относится к вопросам реализации и сырья, и продукции. Конкурентоспособна только высокотехнологичная и качественная продукция высокого уровня или, как это не парадоксально – дешевые полуфабрикаты. Выходом из сложившейся ситуации является ускорение модернизации нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности России для удовлетворения потребностей внутреннего рынка и экспорта высококачественных, обладающих добавочной стоимостью нефтепродуктов вместо экспорта сырой нефти.
В настоящее время нефтепереработка России существенно отстает в своем развитии от промышленно развитых стран мира. Суммарная установленная мощность нефтепереработки в России на сегодняшний день 270 млн тонн год. В России в настоящее время действует 27 крупных НПЗ (мощностью от 3,0 до 19 млн тонн нефти в год) и около 200 мини-НПЗ. Часть из мини-НПЗ не имеют лицензий Ростехнадзора и не включены в Государственный реестр опасных производственных объектов. Правительством РФ решено: разработать регламент по ведению Минэнерго РФ реестра НПЗ в Российской Федерации, осуществить проверку мини-НПЗ на соответствие требованиям подключения НПЗ к магистральным нефтепроводам и/или нефтепродуктопроводам. Крупные же заводы России, в основном, имеют длительные сроки эксплуатации: количество предприятий, пущенных в эксплуатацию более 60 лет назад – максимальное (рис. 1).
Рисунок 1 - Сроки эксплуатации российских НПЗ
Качество выпускаемых нефтепродуктов серьезным образом отстает от мирового. Доля бензинов, удовлетворяющих требованиям Евро 3,4, составляет 38% от всего объема выпускаемого бензина, а доля дизельного топлива, удовлетворяющего требованиям класса 4,5, всего лишь 18%. Объем переработки нефти в 2010 г. составил около 236 млн тонн, при этом было произведено: бензина – 36,0 млн тонн, керосина – 8,5 млн тонн, дизтоплива – 69,0 млн тонн (рис. 2).
Рисунок 2 - Переработка нефти и производство нефтепродуктов в РФ, млн. т.
При этом объем переработки нефтяного сырья по сравнению с 2005 г. увеличился на 17%, что при весьма низкой глубине переработки нефти привело к выпуску значительного количества нефтепродуктов низкого качества, которые не востребованы на внутреннем рынке и поставляются на экспорт в качестве полуфабрикатов. Структура же производства продукции на российских НПЗ за предыдущие десять лет (2000 – 2010 гг.) практически не изменилась и серьезно отстает от мирового уровня. Доля выработки топочного мазута в России (28%) в несколько раз выше аналогичных показателей в мире – менее 5% в США, до 15% в Западной Европе. Качество автомобильных бензинов улучшается вслед за изменением структуры парка автомобилей в РФ. Доля выпуска низкооктановых автобензинов А-76(80) сократилась с 57% в 2000 г. до 17% в 2009 г. Увеличивается также количество малосернистого дизельного топлива. Вырабатываемый в России бензин в основном используется на внутреннем рынке (рис. 3).
Рисунок 3 - Производство и распределение топлива, млн. т.
При общем объеме экспорта дизельного топлива из России в дальнее зарубежье в количестве 38,6 млн тонн дизельное топливо класса Евро-5 составляет около 22% , т. е. остальные 78% – топливо, не соответствующее европейским требованиям. Оно реализуется, как правило, по более низким ценам или как полуфабрикат. При увеличении общего производства мазута за последние 10 лет резко возросла доля мазута, реализуемого на экспорт (в 2009 г. – 80% от всего произведенного мазута и более 40% от суммарного экспорта нефтепродуктов).
К 2020 г. рыночная ниша по мазуту в Европе для российских производителей будет крайне мала, поскольку весь мазут будет преимущественно вторичного происхождения. Поставка в другие регионы крайне затратна из-за высокой транспортной составляющей. Вследствие неравномерного размещения предприятий отрасли (большинство НПЗ размещены в глубине страны) увеличиваются транспортные затраты.
Технический уровень большинства НПЗ также не соответствует передовому мировому уровню. В российской нефтепереработке основными проблемами отрасли, после низкого качества получаемых нефтепродуктов, остаются низкая глубина переработки нефти – (в России – 72%, в Европе – 85%, в США – 96%), отсталая структура производства – минимум вторичных процессов, и недостаточный уровень процессов, улучшающих качество получаемых продуктов. Еще одна проблема – высокая степень износа основных фондов, и, как следствие, повышенный уровень энергопотребления. На российских НПЗ около половины всех печных агрегатов имеют КПД 50 – 60% при среднем показателе на зарубежных заводах – 90%.
Значения Индекса Нельсона для основной массы российских НПЗ ниже среднего значения этого показателя в мире (4,4 против 6,7) (рис. 4). Максимальный индекс российских НПЗ – около 8, минимальный порядка 2, что связано с невысокой глубиной переработки нефти, недостаточным уровнем качества нефтепродуктов и технически устаревшим оборудованием.
Рисунок 4 - Индекс Нельсона на НПЗ в РФ
Наличие на НПЗ процессов прямой перегонки нефти и установок, улучшающих качество прямогонных фракций, позволяют получить глубину не более 60%, наличие процессов переработки вакуумного газойля увеличивает глубину переработки до 75 – 80% , и только переработка гудрона и тяжелых остатков вторичных процессов позволяет перейти рубеж в 85 – 90% (рис. 5). Модернизация при сегодняшнем уровне развития технологических процессов в России потребует колоссальных затрат.
Рисунок 5 - Изменение глубины переработки нефти
Из 27 российских НПЗ уже на 18 заводах есть углубляющие процессы. 10 лет назад таких заводов было 11, к 2008 г. стало 16. Перейти рубеж в 75% сможем при наличии на всех НПЗ вторичных процессов. Основными процессами, углубляющими переработку нефти, являются деструктивные процессы, такие как коксование и все виды крекингов. Каталитический крекинг имеется на 13 заводах, из них только на 8 – современные процессы. На 5 заводах – настоящий гидрокрекинг, на 5 предприятиях – процесс коксования и на 9 – процесс висбрекинга (рис. 6). В 2008 г. таких установок было всего 6.
Рисунок 6 - Процессы углубления переработки нефти
Выходом из сложившейся ситуации является ускорение модернизации нефтеперерабатывающей промышленности России в направлении строительства установок, углубляющих переработку.
В рамках стратегии предполагается увеличение глубины переработки нефти до 85%. К 2020 г. планируется, что качество 80% выпускаемого бензина и 92% дизельного топлива будут соответствовать ЕВРО 5. При этом следует учитывать, что в Европе уже к 2013 г. будут введены более жесткие, экологические требования к топливам, соответствующие Евро 6. Тем не менее среди планируемых к строительству компаниями 57 новых установок по улучшению качества: по гидроочистке, риформингу, алкилированию и изомеризации (табл. 1). Модернизация заводов с целью выполнения требований регламента в первую очередь связана с увеличением доли процессов, улучшающих качество нефтепродуктов. А углубляющие процессы отошли на второй план, их внедрение отодвинулось на более отдаленную перспективу.
Таблица 1 - Ввод установок, повышающих качество нефтепродуктов, до 2020 г.
Для увеличения глубины переработки нефтяного сырья запланировано построить около 30 установок и несколько реконструировать (табл. 2). Среди процессов, позволяющих, наряду с углублением нефтепереработки, получать качественные компоненты топлив, в основном два типа процессов – каталитический крекинг (высокооктановый компонент бензинов, сырье для нефтехимии) и гидрокрекинг (высокооктановые компоненты автобензинов с низким содержанием серы, низкозастывающие Д.Т. с ультранизким содержанием серы и авиакеросин).
Таблица 2 - Ввод до 2020 г. установок, углубляющих нефтепереработку
Для увеличения доли высококачественных нефтепродуктов в экспортируемой товарной продукции необходимо осуществить коренную модернизацию действующих НПЗ и построить новые, прежде всего экспортно-ориентированные нефтеперерабатывающие и нефтехимические комплексы на терминалах магистральных нефтепроводов в пограничных и приморских центрах. Такие комплексы запланированы. Часть из этих проектов находится на стадии реализации. Значительный объем работ по модернизации осуществляет ОАО «НК «Роснефть» на принадлежащих ей НПЗ. Ведется строительство Туапсинского НПЗ, планируется построить НПЗ в Приморске и Грозном.
Таблица 3 – Основные показатели работы некоторых НПЗ России, т.
|
Мощность завода, млн т |
|||
|
Наименование НПЗ |
2008 г. |
2009 г. |
2010 г. |
|
Салаватский НПЗ |
6,4 |
5,6 |
6,6 |
|
Комсомольский НПЗ |
7,3 |
7,0 |
8,0 |
|
Куйбышевский НПЗ |
6,5 |
6,5 |
6,5 |
|
Сызранский НПЗ |
8,9 |
8,9 |
8,9 |
|
Ачинский НПЗ |
7,0 |
7,0 |
7,0 |
|
Ангарский НПЗ |
11,0 |
11,0 |
11,0 |
Рисунок 7 - Динамика изменения цен на автомобильное топливо
Рисунок 8 - Динамика цен на Нефть, USD/баррель
Для решения стратегических задач по развитию нефтепереработки России необходимо усиление роли государства, прежде всего в части жесткого контроля за реализацией основных положений техрегламента на нефтепродукты; совершенствование таможенного и налогового регулирования нефтепереработки с целью стимулирования производства нефтепродуктов с высокими потребительскими свойствами и углубления переработки нефти; а также обеспечение производства высокотехнологичной продукцией за счет внедрения новых инновационно-направленных российских разработок.
2 Анализ использования производственной мощности
Для анализа использования производственной мощности оборудования установки составим таблицу 4.
Таблица 4 – Работа оборудования
|
Показатели |
По плану, ч |
Фактически, ч |
|
Число календарных часов |
8760 |
8760 |
|
в том числе: |
||
|
Работы |
7920 |
7608 |
|
Простоев |
840 |
1152 |
|
из них по причинам: |
||
|
капитальный ремонт |
792 |
792 |
|
текущий ремонт |
0 |
0 |
|
отсутствие сырья |
0 |
312 |
|
Реконструкция |
0 |
0 |
|
производственный инцидент |
0 |
48 |
|
Резерв |
48 |
0 |
Определим общее отклонение в выпуске продукции от производственной мощности:
∆Q = Qфакт – M, (1)
где Qфакт – фактическая мощность, Qфакт = 2368627 т;
М – плановая мощность, М = 2390565 т.
Подставляя числовые значения, получим
∆Q = 2368627 – 2390565 = -21938 т.
Определим отклонение в выпуске продукции за счет изменения времени работы установки:
∆Qt = (tфакт – tплан) ∙ Пплан, (2)
где tфакт – фактическое время работы установки;
tплан – плановое время работы установки;
Пплан – плановая суточная производительность установки по паспорту.
Подставляя числовые значения, получим
∆Qt = (317 – 330) ∙ 7244 = -94172 т.
Определим отклонение в выпуске продукции за счет изменения среднесуточной производительности:
∆Qп = (Пфакт – Пплан) ∙ tфакт; (3)
Подставляя числовые значения, получим
∆Qп = (7472 – 7244) ∙ 317 = 72276 т.
Общее отклонение в выпуске продукции:
∆Q = ∆Qt + ∆Qп; (4)
Подставляя числовые значения, получим
∆Q = -94172 + 72276 = -21896 т.
Резерв в выпуске продукции за счет ликвидации внеплановых остановок:
∆Qt = ∆t ∙ Пплан, (5)
где Пплан – плановая суточная производительность установки по паспорту.
∆Qt = (330-317) ∙ 7244 = 94172 т.
Резерв в выпуске за счет роста производственного оборудования:
∆Qп = t факт ∙ ∆П, (6)
где tфакт – фактическое время работы установки;
∆Qп = (7244 – 7472) ∙ 317 = 72276 т.
Общий резерв в выпуске продукции:
∆Q = ∆Qt + ∆Qп; (7)
∆Q = 94172 + 72276 = 166448 т.
Определим показатели использования производственной мощности:
Коэффициент экстенсивной нагрузки
(8)
Подставляя числовые значения, получим
Коэффициент интенсивной нагрузки
(9)
Подставляя числовые значения, получим
Коэффициент интегральной нагрузки
(10)
Подставляя числовые значения, получим
Вывод: фактически установка проработала меньше, чем по плану на 312 часов. Это обусловлено тем, что оборудование простояло без работы 312 часов из-за отсутствия сырья, и 48 часов из-за производственного инцидента на установке АВТ-4.
3 Расчет производственной мощности и производственной программы
Производственная мощность установки – это максимально возможный объём переработки сырья или выпуска продукции за год при полном использовании оборудования во времени и по производительности.
Производственная мощность установки до реконструкции рассчитывается по формуле:
(11)
где Е - количество однотипных аппаратов, агрегатов;
П- производительность 1-го аппарата в единицу времени;
tкал - время календарное;
tн.прост - время нормативных простоев.
Подставляя числовые значения, получим
М1 = 1∙7472∙(365-33) = 2480704 т/г.
Производственная мощность установки после реконструкции увеличилась на 20 % и составляет
М2 =2480704∙1,2=2976845 т/г.
Составляем материальный баланс установки до и после реконструкции с указанием количества взятых и полученных продуктов, технологических потерь и отходов (см. таблицу 11).
Таблица 5 – Материальный баланс установки
|
Наименование продуктов |
До реконструкции |
После реконструкции |
||
|
Т |
% |
т |
% |
|
|
Взято: |
||||
|
Нефть обессоленная |
2469044,69 |
99,53 |
2962853,83 |
99,53 |
|
Обезвож. ловуш. продукт |
9426,68 |
0,38 |
11312,01 |
0,38 |
|
Бенз. от гидроб. кер. и диз. |
1240,35 |
0,05 |
1488,42 |
0,05 |
|
Нестаб. бензин гидрокрек. |
992,28 |
0,04 |
1190,74 |
0,04 |
|
Итого |
2480704,00 |
100,00 |
2976845,00 |
100,00 |
|
Получено: |
||||
|
Бензин прямогонный |
396912,64 |
16,00 |
506063,65 |
17,00 |
|
Фракция керосина |
573042,62 |
23,10 |
717419,65 |
24,10 |
|
Кер. газ. фракция |
267916,03 |
10,80 |
351267,71 |
11,80 |
|
Сумма светлых |
1237871,30 |
49,90 |
1574751,01 |
52,90 |
|
Вакуумный газойль |
483737,28 |
19,50 |
580484,78 |
19,50 |
|
Рефлюкс АЕТ |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
|
Полугудрон |
353004,18 |
14,23 |
334299,69 |
11,23 |
|
Сырье для пр-ва битума |
327452,93 |
13,20 |
392943,54 |
13,20 |
|
Жирный газ |
37210,56 |
1,50 |
44652,68 |
1,50 |
|
Затем. фр. вак. газойля |
27287,74 |
1,10 |
32745,30 |
1,10 |
|
Потери |
14140,01 |
0,57 |
16968,02 |
0,57 |
|
Итого |
2480704,00 |
100,00 |
2976845,00 |
100,00 |
Таблица 6 – Материальный баланс целевых продуктов
|
Бензин прямогонный |
396912,64 |
32,06 |
506063,65 |
32,14 |
|
Фракция керосина |
573042,62 |
46,29 |
717419,65 |
45,56 |
|
Кер. газ. фракция |
267916,03 |
21,64 |
351267,71 |
22,31 |
|
Сумма светлых |
1237871,29 |
100,00 |
1574751,01 |
100,00 |
4 Расчет баланса рабочего времени и фонда зарплаты
Баланс рабочего времени одного рабочего составляется для определения максимально возможного и эффективного фонда времени. Его составляют исходя из принятого режима работы, продолжительности отпуска, фактических данных о количестве невыходов по болезни и другим причинам.
Расчёт баланса рабочего времени начинается с определения календарного и максимально возможного фонда времени. В условиях непрерывного производства максимально возможный фонд времени равен разности между календарным фондом времени и числом невыходов по графику сменности.
Эффективный фонд рабочего времени определяется исключением из максимально возможного всех невыходов и перерывов в работе, разрешённых трудовым законодательством: очередного и дополнительного отпуска, дней болезни и других незапланированных невыходов.
Длительность отпуска планируется исходя из его продолжительности на данном производстве. Все остальные невыходы принимаются на основе отчетных данных за предшествующий год, которые отражаются в статистической отчётности по труду и заработной плате.
Таблица 7 – Расчет баланса рабочего времени
|
Показатели |
Непрерывное производство, 8-ми часовой рабочий день, 5-ти бригадный график |
Периодическое производство, 8-ми часовой рабочий день |
||
Дни |
Часы |
Дни |
Часы |
|
|
1. Календарный фонд времени |
365 |
2920 |
365 |
2920 |
|
Выходные |
121 |
968 |
104 |
832 |
|
Праздничные |
- |
- |
10 |
80 |
|
2. Максимально-возможный фонд времени |
244 |
1952 |
254 |
2008 |
|
Отпуск |
28 |
192 |
28 |
192 |
|
Болезни |
- |
- |
- |
- |
|
Выполнение государственных и общественных обязанностей |
1 |
8 |
1 |
8 |
|
Отпуск по учебе |
1 |
8 |
1 |
8 |
|
Сокращенный рабочий день накануне праздника |
- |
- |
- |
10 |
|
3. Эффективный фонд времени |
214 |
1712 |
221 |
1750 |
Оплата по тарифу за отработанное время определяется
ФЗПтариф = n ∙ t ∙ T, (12)
где n – число работников одной группы по оплате;
t – отработанное время;
Т – тарифная ставка.
Премия рассчитывается по формуле
П = ФЗПтариф ∙ Пр, (13)
где Пр = 0,5 - процент, выплачиваемый в качестве премии.
Также на предприятиях с непрерывным производством предусмотрены ряд доплат, к таким относятся:
Доплата за работу в ночное время
; (14)
Доплата за руководство бригадой
Друк = 0,1 ∙ ФЗПтариф; (15)
Доплата за учеников
Дуч = с ∙ nуч ∙ n, (16)
где с – размер оплаты за одного ученика;
nуч – количество учеников.
Часовой фонд заработанной платы определится как
ФЗПчас = ФЗПтариф + П + Дночь + Друк + Дуч; (17)
Доплата за работу в праздничные дни вычислится по формуле
(18)
Дневной фонд заработанной платы тогда составит
ФЗПднев = ФЗПчас + Дпразд; (19)
Оплата за отпуск составит
(20)
где tотпуск – время отпуска.
Оплата за выполнение государственных обязанностей производится следующим образом
(21)
где tго – время выполнения государственных обязанностей.
Оплата, когда работник находится на учёбе
(22)
где tотпуск – время учёбы.
Годовой фонд заработной платы будет складываться из
ФЗПгод = ФЗПднев + О + ГО + У; (23)
Районный коэффициент для Республики Башкортостан составляет 0,15, а выплаты по ней соответственно составят
Р = 0,15 ∙ ФЗПгод; (24)
Общий фонд заработной платы составит
ФЗПобщ = ФЗПгод + Р; (25)
Среднемесячная зарплата рабочего рассчитается по формуле
. (26)
Для удобства результаты расчётов представим в виде таблицы 8 .
Фонд заработной платы ИТР и служащих рассчитывается на основе должностных окладов и доплат за вредные условия труда.
Фонд заработной платы рассчитывают в соответствии с плановой численностью работников по категориям, профессиям, квалификациям, балансом рабочего времени, действующими формами и системами заработной платы.
Таблица 8 – Расчет ФЗП
|
Профессия |
Разряд |
Форма оплаты |
Условия труда |
Численность рабочих |
Отработано дней |
Часовая тарифная ставка |
Заработок по тарифу |
Премия |
Доплата за работу в ноч. Время, руб |
Доплата за руководство, руб |
Доплата за учеников, руб |
Часовой ФЗП |
Доплата за праздники, руб |
Оплата очередного отпуска, руб |
Дневной ФЗП, руб |
Оплата ученического отпуска, руб |
Оплата гос. Обязанностей |
Годовой фонд ЗП, руб |
Районный коэффициент |
Общий ФЗП, руб |
|
|
% |
руб |
||||||||||||||||||||
|
Ремонтная группа |
|||||||||||||||||||||
|
Слесарь по ремонту тех. уст. |
4 |
Повремен-ная |
СВ |
1 |
221 |
54 |
95472 |
50 |
47736 |
0 |
0 |
0 |
143208 |
0 |
18144 |
143208 |
0 |
0 |
161352 |
24203 |
185555 |
|
Водитель автомобиля I группы |
|
|
СН |
1 |
221 |
27 |
48266 |
50 |
24133 |
0 |
0 |
0 |
72400 |
0 |
9173 |
72400 |
0 |
0 |
81572 |
12236 |
93808 |
|
Итого |
|
279363 |
|||||||||||||||||||
|
Резервуарный парк установок АВТ |
|||||||||||||||||||||
|
Оператор товарный |
5 |
Повремен-ная |
СВ |
5 |
214 |
83 |
710480 |
50 |
355240 |
53286 |
0 |
0 |
1119006 |
0 |
146412 |
1119006 |
0 |
0 |
1265418 |
189813 |
1455231 |
|
Слесарь по ремонту тех. уст. |
5 |
Повремен-ная |
СВ |
2 |
221 |
60 |
212160 |
50 |
106080 |
|
0 |
0 |
318240 |
0 |
40320 |
318240 |
0 |
0 |
358560 |
53784 |
412344 |
|
Оператор товарный |
4 |
Повремен-ная |
СВ |
27 |
214 |
75 |
3466800 |
50 |
1733400 |
260010 |
0 |
0 |
5460210 |
0 |
714420 |
5460210 |
0 |
0 |
6174630 |
926195 |
7100825 |
|
Итого |
|
8968399 |
|||||||||||||||||||
|
Установка АВТ-4 |
|||||||||||||||||||||
|
Оператор технолог. установок |
6 |
Повремен-ная |
СВ |
5 |
214 |
90 |
770400 |
50 |
385200 |
102720 |
77040 |
7500 |
1342860 |
21600 |
178527 |
1364460 |
6376 |
6376 |
1555739 |
233361 |
1789100 |
|
Оператор технолог. установок |
5 |
Повремен-ная |
СВ |
10 |
214 |
83 |
1423663 |
50 |
711832 |
189822 |
0 |
0 |
2325316 |
39916 |
309470 |
2365232 |
0 |
0 |
2674702 |
401205 |
3075907 |
|
Машинист технолог. насосов |
5 |
Повремен-ная |
СВ |
6 |
214 |
83 |
854198 |
50 |
427099 |
113893 |
0 |
0 |
1395190 |
23949 |
185682 |
1419139 |
0 |
0 |
1604821 |
240723 |
1845544 |
|
Оператор технолог. установок |
4 |
Повремен-ная |
СВ |
5 |
214 |
75 |
639747 |
50 |
319874 |
85300 |
0 |
0 |
1044921 |
17937 |
139065 |
1062858 |
0 |
0 |
1201923 |
180288 |
1382211 |
|
Итого |
8092763 |
||||||||||||||||||||
|
Общее |
|
17340526 |
Таблица 9 – Расчет заработной платы ИТР
|
Должность |
Кат. перс |
Группа по опл. |
Кол-во шт. ед. |
Должн. оклад |
Надбавки в руб. |
Всего за месяц в руб. |
Всего за год в руб. |
|
|
вред |
район |
|||||||
|
Начальник цеха |
рук |
II |
1 |
15472 |
2320 |
2668 |
20460 |
245520 |
|
Заместитель начальника цеха |
рук |
1 |
13694 |
2054 |
2362 |
18110 |
217320 |
|
|
Механик |
спец |
1 |
12861 |
1929 |
2218 |
17008 |
204096 |
|
|
Инженер-технолог |
спец |
1 |
11374 |
1706 |
1962 |
15042 |
180504 |
|
|
Техник по учету |
спец |
1 |
5800 |
870 |
6670 |
80040 |
||
|
Итого |
77290 |
927480 |
||||||
|
Резервуарный парк установок АВТ |
||||||||
|
Начальник резервуарного парка |
рук |
1 |
10717 |
1607 |
1848 |
14172 |
170064 |
|
|
Механик |
спец |
1 |
10062 |
1509 |
1735 |
13306 |
159672 |
|
|
Итого |
27478 |
329736 |
||||||
|
Установка АВТ-4 |
||||||||
|
Начальник установки |
рук |
II |
1 |
12119 |
1817 |
2090 |
16026 |
192312 |
|
Механик установки |
спец |
1 |
11374 |
1706 |
1962 |
15042 |
180504 |
|
|
Итого |
31068 |
372816 |
||||||
|
Общее |
135836 |
1630032 |
5 Расчет себестоимости продукции до и после реконструкции
Себестоимость продукции – важнейший экономический показатель работы установки. Расчет себестоимости единицы продукции производится путём составления калькуляции себестоимости.
Основой для составления калькуляции себестоимости служат производственная программа установки, материальный баланс процесса, нормы расхода сырья, материалов, топлива, энергии, стоимость основных фондов, годовые нормы амортизации, данные расчета фонда заработной платы, нормы расходов на текущий ремонт, цеховых и общезаводских расходов, плановые и отчётные калькуляции себестоимости продукция до реконструкции.
Составляется калькуляция себестоимости по статьям затрат. В нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности принята следующая номенклатура статей затрат:
1) сырье, основные материалы, полуфабрикаты за вычетом потерь и отходов;
2) вспомогательные материалы на технологические цели;
3) топливо и энергия на технологические цели:
а) топливо;
б) пар;
в) вода;
г) электроэнергия;
д) сжатый воздух;
4) заработная плата производственного персонала (основная и дополнительная);
5) отчисления на социальное страхование;
6) расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, в том числе:
а) амортизация;
б) текущий ремонт;
7) цеховые расходы;
8) общезаводские расходы;
9) внепроизводственные расходы.
Количество сырья, перерабатываемое из установки, принимается согласно материальному балансу процесса с учетом потерь и возвратных отходов. Количество вспомогательных материалов, топлива, энергии определяется исходя из норм их расхода на единицу сырья процесса или готовой продукции путём умножения этих величин на объём переработки сырья или получения готовых продуктов. Цены на единицу расходуемого сырья, полуфабрикатов, вспомогательных материалов, топлива и энергии принимаются по данным калькуляции себестоимости до реконструкции.
Сумма основной и дополнительной зарплаты производственного персонала принимается по данным предыдущих расчётов. Отчисления на социальное страхование принимаются в размере 35,6 % от суммы основной и дополнительной заработной платы. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования включают затраты на содержание, амортизацию и текущий ремонт производственного оборудования. Сумму амортизации основных фондов установки рассчитывают по действующим нормам амортизационных отчислений и среднегодовой стоимости основных фондов. Цеховые, общезаводские, внепроизводственные расходы являются постоянными расходами, их общая сумма с изменением объёма производства не меняется, поэтому в калькуляции себестоимости продукции после реконструкции их сумма принимается по плановой или фактической калькуляции себестоимости.
Последовательность определения себестоимости единицы продукции:
1) рассчитываются общие затраты на производство по всем статьям расходов;
2) определяется стоимость некалькулируемой продукции путём умножения её количества на принятую условную оценку;
3) из общих затрат вычитается стоимость некалькулируемой продукции;
4) полученная разность, то есть затраты, относимые на основную продукцию, делятся на объём производства.
Расчёт себестоимости продукции установки отражается в калькуляционном листе по форме, приведённой в таблицах 10, 11.
Расчёт калькуляции себестоимости после реконструкции или модернизации должен завершаться сравнением полученной себестоимости с её уровнем до реконструкции. Естественно, что такое сравнение должно быть сопоставимым. Это означает, что калькуляция себестоимости до и после реконструкции имеет только те различия, которые непосредственно обусловлены реконструкцией или модернизацией оборудования или средств автоматизации. Все же остальные параметры калькуляции, которые не затрагиваются проведением реконструкции, должны быть идентичны между собой. Такими независимыми факторами могут быть: качество сырья, цены, нормы, производительность, условно - постоянные расходы и др.
Себестоимость продукции до и после реконструкции составила соответственно С1 = 8282 руб. и С2 = 8030 руб. Таким образом, мы констатируем уменьшение себестоимости на 252 рубля наряду с увеличением постоянных расходов по причине увеличения амортизационных выплат.
Амортизационные выплаты с учетом того, что норма амортизации составляет 10 % определим по формуле
(27)
Подставляя числовые значения, получим
тыс. руб.
Таблица 10 – Себестоимость продукции до реконструкции.
|
Статьи затрат |
Ед. изм. |
Норма расхода |
На весь выпуск |
||
|
Количество |
Цена, руб. |
Сумма, тыс.руб. |
|||
|
1. Сырье и материалы |
т. |
|
|
|
|
|
Нефть обессоленная |
|
|
2469044,69 |
6207,80 |
15327335,63 |
|
Обезвож. Ловуш. Продукт |
|
|
9426,68 |
2398,60 |
22610,83 |
|
Бенз. От гидроб. Кер. И диз. |
|
|
1240,35 |
8985,03 |
11144,58 |
|
Нестаб. Бензин |
|
|
992,28 |
11497,80 |
11409,04 |
|
ИТОГО: |
|
|
2480704,00 |
|
15372500,08 |
|
2. Вспомогательные материалы |
т. |
|
|
|
|
|
Сода каустическая |
|
0,000024 |
60,73 |
10431,87 |
633,58 |
|
Аммиак |
|
0,000008 |
20,78 |
2987,68 |
62,08 |
|
ТАЛ-25-13-Р |
|
0,000023 |
57,38 |
63986,07 |
3671,67 |
|
ИТОГО: |
|
|
|
|
4367,33 |
|
3. Топливно-энергетические затраты |
|
|
|
|
|
|
Топливо |
|
0,018904 |
46894,94 |
3582,54 |
168003,02 |
|
Пар |
|
0,029397 |
72924,52 |
432,05 |
31507,03 |
|
Вода |
|
0,006248 |
15499,68 |
715,36 |
11087,85 |
|
Электроэнергия |
|
0,008245 |
20452,46 |
962,61 |
19687,74 |
|
Сжатый воздух |
|
0,003472 |
8613,67 |
293,50 |
2528,11 |
|
Азот |
|
0,000437 |
1084,03 |
1900,29 |
2059,97 |
|
Итого: |
|
|
|
|
234873,74 |
|
4. Постоянные расходы |
|
|
|
|
|
|
З/п основная |
|
|
|
|
17340,52 |
|
Отчисления на соц.страх. |
|
|
|
|
6242,59 |
|
капитальный ремонт |
|
|
|
|
14897,56 |
|
Амортизация |
|
|
|
|
23389,12 |
|
Текущий ремонт |
|
|
|
|
6304,70 |
|
Внутризаводская перекачка |
|
|
|
|
49688,78 |
|
Цеховые расходы |
|
|
|
|
20949,90 |
|
Тех.обслуж.оборудов. |
|
|
|
|
1299,96 |
|
Услуги лаборатории |
|
|
|
|
870,00 |
|
ИТОГО: |
|
|
|
|
140983,14 |
Продолжение таблицы 10 – Себестоимость продукции до реконструкции.
|
Статьи затрат |
Ед. изм. |
Норма расхода |
На весь выпуск |
||
|
Количество |
Цена, руб. |
Сумма, тыс.руб. |
|||
|
5. Некалькулируемая продукция |
|
|
|
|
|
|
Вакуумный газойль |
|
|
483737,28 |
5573,00 |
2695867,86 |
|
Полугудрон |
|
|
353004,18 |
3540,00 |
1249634,80 |
|
Сырье для битума |
|
|
327452,93 |
3881,00 |
1270844,82 |
|
жирный газ |
|
|
37210,56 |
3672,00 |
136637,18 |
|
Затем.фр. Вак.газойля |
|
|
27287,74 |
3624,00 |
98890,77 |
|
Потери |
|
|
14140,01 |
3451,00 |
48797,17 |
|
ИТОГО: |
|
|
1242832,70 |
|
5500672,60 |
|
6. Полная себестоимость продукции |
|
|
1237871,30 |
|
10252051,70 |
Таблица 11 – Себестоимость продукции после реконструкции.
|
Статьи затрат |
Ед. изм. |
Норма расхода |
На весь выпуск |
||
|
Количество |
Цена, руб. |
Сумма, тыс.руб. |
|||
|
1. Сырье и материалы |
т. |
|
|
|
|
|
Нефть обессоленная |
|
|
2962853,83 |
6207,80 |
18392804,01 |
|
Обезвож. Ловуш. Продукт |
|
|
11312,01 |
2398,60 |
27132,99 |
|
Бенз. От гидроб. Кер. И диз. |
|
|
1488,42 |
8985,03 |
13373,50 |
|
Нестаб. Бензин |
|
|
1190,74 |
11497,80 |
13690,89 |
|
ИТОГО: |
|
|
2976845,00 |
|
18447001,38 |
|
2. Вспомогательные материалы |
т. |
|
|
|
|
|
Сода каустическая |
|
0,000024 |
72,88 |
10431,96 |
760,30 |
|
Аммиак |
|
0,000008 |
24,93 |
2987,68 |
74,50 |
|
ТАЛ-25-13-Р |
|
0,000023 |
68,86 |
63986,07 |
4406,01 |
|
ИТОГО: |
|
|
|
|
5240,81 |
Продолжение таблицы 11 – Себестоимость продукции после реконструкции.
|
Статьи затрат |
Ед. изм. |
Норма расхода |
На весь выпуск |
||
|
Количество |
Цена, руб. |
Сумма, тыс.руб. |
|||
|
3. Топливно-энергетические затраты |
|
|
|
|
|
|
Топливо |
|
0,018904 |
56273,94 |
3582,54 |
201603,64 |
|
Пар |
|
0,029397 |
87509,43 |
432,05 |
37808,45 |
|
Вода |
|
0,006248 |
18599,62 |
715,36 |
13305,43 |
|
Электроэнергия |
|
0,008245 |
24542,96 |
962,61 |
23625,30 |
|
Сжатый воздух |
|
0,003472 |
10336,42 |
293,50 |
3033,74 |
|
Азот |
|
0,000437 |
1300,84 |
1900,29 |
2471,97 |
|
Итого: |
|
|
|
|
281848,52 |
|
4. Постоянные расходы |
|
|
|
|
|
|
З/п основная |
|
|
|
|
17340,526 |
|
Отчисления на соц.страх. |
|
|
|
|
6242,59 |
|
капитальный ремонт |
|
|
|
|
14897,56 |
|
Амортизация |
|
|
|
|
78389,12 |
|
Текущий ремонт |
|
|
|
|
6304,701 |
|
Внутризаводская перекачка |
|
|
|
|
49688,78 |
|
Цеховые расходы |
|
|
|
|
20949,90 |
|
Тех.обслуж.оборудов. |
|
|
|
|
1299,96 |
|
Услуги лаборатории |
|
|
|
|
870,00 |
|
ИТОГО: |
|
|
|
|
195983,14 |
|
5. Некалькулируемая продукция |
|
|
|
|
|
|
Вакуумный газойль |
|
|
580484,78 |
5573,00 |
3235041,68 |
|
Полугудрон |
|
|
334299,69 |
3540,00 |
1183420,90 |
|
Сырье для битума |
|
|
392943,54 |
3881,00 |
1525013,88 |
|
жирный газ |
|
|
44652,68 |
3672,00 |
163964,64 |
|
Затем.фр. Вак.газойля |
|
|
32745,3 |
3624,00 |
118668,97 |
|
Потери |
|
|
16968,02 |
3451,00 |
58556,64 |
|
ИТОГО: |
|
|
1402094,01 |
|
6284666,71 |
|
6. Полная себестоимость продукции |
|
|
1574750,99 |
|
12645407,14 |
6 Расчет основных технико-экономических показателей
Для установления эффективности реконструкции рассчитаем основные технико-экономические показатели, произведем их комплексный анализ и сравнение с показателями установки до реконструкции.
Основные технико-экономические показатели рассчитываются следующим образом.
Стоимость основных фондов до реконструкции равна 500000000 тыс. руб.
Стоимость основных фондов после реконструкции рассчитывается по формуле
Ф2 = Ф1 +. (28)
∆К – дополнительные капитальные вложения которые требуются для реконструкции;
Подставив числовые значения, получим
Уровень фондоотдачи
(29)
где ФOi – фондоотдача в i-м периоде, руб/руб;
Qi – объём производства в i-м периоде, руб;
Фi – стоимость основных производственных фондов в i-м периоде, руб.
Определяем цену одной тонны продукции:
(30)
Подставляя числовые значения, получим
Ц = 1,05 8282 = 8696 руб.
Определяем фондоёмкость продукции
(31)
Подставляя числовые значения, получим
.
Определяем фондовооружённость продукции
(32)
где – фондовооружённость в i-м периоде, руб/чел;
r = 189 – число рабочих, занятых в материальном производстве, чел;
r = 215 – число работников, занятых в материальном производстве, чел.
Подставляя числовые значения, получим
для рабочих
для работников
Прибыль
ПР = (Ц – С) Q, (33)
Подставляя числовые значения, получим
ПР1 = (8696 – 8282) 1237871 = 512602505 руб.,
ПР2 = (8696 – 8030) 1575751 = 1048941648 руб.
Уровень производительности труда
(34)
где r = 62 – численность рабочих, чел.,
r = 71 – численность работников, чел.
Подставляя числовые значения, получим
для рабочих
;
;
для работников
;
;
Рентабельность продукции
(35)
где
Уровень рентабельности производства
(36)
где П – прибыль, Ф – стоимость основных фондов,
= 0,06 Ф – оборотные средства.
;
;
Условная годовая экономия:
(37)
;
Таблица 12 – Технико-экономические показатели
|
Показатель |
До реконструкции |
После реконструкции |
|
Абсолютные показатели |
||
|
Суточная производительность, т |
6796,4 |
8155,7 |
|
Дни работы |
365 |
365 |
|
Мощность установки, т |
2480704 |
2976845 |
|
Объем переработанного сырья, т |
2480704 |
2976845 |
|
Выход целевой продукции, % |
49,9 |
52,9 |
|
Численность работников, чел. |
71 |
71 |
|
Стоимость основных фондов, руб. |
500000000 |
555000000 |
|
Относительные показатели |
||
|
Себестоимость 1 т продукции, руб. |
8282 |
8030 |
|
Производительность труда, т/чел. |
34939,5 |
41927,4 |
|
Фондоотдача, руб./руб. |
21,53 |
24,67 |
|
Фондоемкость, руб./руб. |
0,0464 |
0,0405 |
|
Фондовооруженность, руб./чел. |
8951612 |
7816901 |
|
Рентабельность продукции, % |
5 |
8,3 |
|
Рентабельность производства, % |
96,72 |
178,3 |
|
Показатели экономической эффективности |
||
|
оптимистический |
пессимистический |
|
|
Чистый дисконтированный доход, тыс. руб. |
74751241 |
121599655,8 |
|
Внутренняя норма доходности, % |
54,64 |
58,9 |
|
Срок окупаемости, лет |
2,63 |
2,94 |
|
Дисконтированный срок окупаемости, лет |
2,79 |
3,13 |
7 Эффективность инвестиционного проекта
Проводят два вида расчета: пессимистический (10 лет) и оптимистический (5 лет).
Оценка экономической эффективности инвестиционного проекта предполагает определение следующих показателей:
Амортизация в оптимистическом расчете составляет 20 % от капитальных вложений:
А = 0,2 К, (38)
где А – амортизация, руб;
∆К – капитальные вложения которые требуются для реконструкции;
Амортизация в пессимистическом расчете составляет 10 % от капитальных вложений:
А = 0,1 К, (39)
Чистый доход – накопленный доход за расчётный период.
ЧД = Σ ДПi (40)
где ДПi – денежный поток;
ДП = ЧП + А – К, (41)
где ЧП – чистая прибыль; А – амортизация; К – кап.вложения.
Чистый дисконтированный доход
ЧДД = Σ(ДПi ∙ ki), (42)
где ki – коэфф.дисконтирования.
ki = 1/(1 + r)t ; (43)
где r – ставка дисконта;
t – число лет, отделяющих год вложения средств от года их приведения.
Внутренняя норма доходности
ВНД = r1 + (ЧДД + /(ЧДД + – ЧДД – )) ∙ (r2 – r1) (44)
где r1 – ставка дисконта, при которой ЧДД положителен.
r2 – ставка дисконта, при которой ЧДД отрицателен.
Срок окупаемости
Т = t – + НДП + /(НДП + – НДП – ) (45)
где НДП – накопленный денежный поток,
t – – количество периодов с отрицательным значением НДП.
Дисконтированный срок окупаемости
Тд = t – + НДДП + /(НДДП + – НДДП – ) (46)
где НДДП – накопленный дисконтированный денежный поток,
t – – кол-во периодов с отрицательным значением НДДП.
Все расчеты сведены в таблицах 20 и 21.
На основании выполненных расчетов строим следующие графики
Рисунок 9 – График зависимости чистого дисконтированного дохода от ставки дисконта для оптимистического расчета
Рисунок 10 – График зависимости дисконтированного денежного потока и накопленный денежный поток по годам для оптимистического расчета
Рисунок 11 – График зависимости чистого дисконтированного дохода от ставки дисконта для пессимистического расчета
Рисунок 12 – График зависимости дисконтированного денежного потока и накопленный денежный поток по годам для пессимистического расчета
Таблица 13 – Расчет эффективности инвестиционного проекта (оптимистический расчет на 5 лет), руб.
|
Годы |
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1 Кап.вложения |
55000000 |
|
|
|
|
|
|
2 Амортизация |
0 |
11000000 |
11000000 |
11000000 |
11000000 |
11000000 |
|
3 Остаточная стоимость |
55000000 |
44000000 |
33000000 |
22000000 |
11000000 |
0 |
|
4 Валовая прибыль |
- |
30000000 |
30000000 |
30000000 |
30000000 |
30000000 |
|
5 Налоги |
- |
7210000 |
6968000 |
6726000 |
6484000 |
6242000 |
|
5.1 Налог на прибыль |
- |
6000000 |
6000000 |
6000000 |
6000000 |
6000000 |
|
5.2 Налог на имущество |
- |
1210000 |
968000 |
726000 |
484000 |
242000 |
|
6 Чистая прибыль |
0 |
22790000 |
23032000 |
23274000 |
23516000 |
23758000 |
|
7 Денежный поток |
-55000000 |
33790000 |
34032000 |
34274000 |
34516000 |
34758000 |
|
8 НДП |
-55000000 |
-21210000 |
12822000 |
47096000 |
81612000 |
116370000 |
|
9 Ставка дисконтирования |
1 |
0,909090909 |
0,826446281 |
0,751314801 |
0,683013455 |
0,620921323 |
|
10 ДДП |
-55000000 |
30718181,82 |
28125619,83 |
25750563,49 |
23574892,43 |
21581983,35 |
|
11 НДДП |
-55000000 |
-24281818,18 |
3843801,653 |
29594365,14 |
53169257,56 |
74751240,91 |
|
12 NPV |
74751240,91 |
|
|
|
|
|
|
13 Внутренняя норма доходности IRR |
54,64% |
|
|
|
|
|
|
14 Срок окупаемости с начала реализации проекта PP |
2,63 |
|
|
|
|
|
|
15 Дисконтированный срок окупаемости с начала реализации проекта |
2,79 |
|
|
|
|
|
Таблица 14 – Расчет эффективности инвестиционного проекта (пессимистический расчет на 10 лет), руб.
|
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
|
1 Кап.вложения |
55000000 |
||||||||||
|
2 Амортизация |
0 |
5500000 |
5500000 |
5500000 |
5500000 |
5500000 |
5500000 |
5500000 |
5500000 |
5500000 |
5500000 |
|
3 Остаточная стоимость |
55000000 |
49500000 |
44000000 |
38500000 |
33000000 |
27500000 |
22000000 |
16500000 |
11000000 |
5500000 |
- |
|
4 Валовая прибыль |
- |
30000000 |
30000000 |
30000000 |
30000000 |
30000000 |
30000000 |
30000000 |
30000000 |
30000000 |
30000000 |
|
5 Налоги |
- |
7210000 |
7089000 |
6968000 |
6847000 |
6726000 |
6605000 |
6484000 |
6363000 |
6242000 |
6121000 |
|
5.1 Налог на прибыль |
- |
6000000 |
6000000 |
6000000 |
6000000 |
6000000 |
6000000 |
6000000 |
6000000 |
6000000 |
6000000 |
|
5.2 Налог на имущество |
- |
1210000 |
1089000 |
968000 |
847000 |
726000 |
605000 |
484000 |
363000 |
242000 |
121000 |
|
6 Чистая прибыль |
0 |
22790000 |
22911000 |
23032000 |
23153000 |
23274000 |
23395000 |
23516000 |
23637000 |
23758000 |
23879000 |
|
7 Денежный поток |
-55000000 |
28290000 |
28411000 |
28532000 |
28653000 |
28774000 |
28895000 |
29016000 |
29137000 |
29258000 |
29379000 |
|
8 НДП |
-55000000 |
-26710000 |
1701000 |
30233000 |
58886000 |
87660000 |
116555000 |
145571000 |
174708000 |
203966000 |
233345000 |
|
9 Ставка дисконтирования |
1 |
0,909090 |
0,826446 |
0,751314 |
0,683013 |
0,620921 |
0,564473 |
0,513158 |
0,466507 |
0,424097 |
0,385543 |
|
10 ДДП |
-55000000 |
25718181 |
23480165 |
21436513 |
19570384 |
17866390 |
16310474 |
14889795 |
13592625 |
12408248 |
11326876 |
|
11 НДДП |
-55000000 |
-29281818 |
-5801652 |
15634861 |
35205245 |
53071635 |
69382109 |
84271905 |
97864531 |
110272779 |
121599655 |
|
12 NPV |
121599655,8 |
||||||||||
|
13 Внутренняя норма доходности IRR |
58,9% |
||||||||||
|
14 Срок окупаемости с начала реализации проекта PP |
2,94 |
||||||||||
|
15 Дисконтированный срок окупаемости с начала реализации проекта |
3,14 |
Заключение
В курсовой работе был произведен расчёт экономической эффективности реконструкции установки АВТ-4, цех № 14.
В ходе расчёта было установлено, что реконструкция, произведённая на установке, привела к снижению себестоимости на 272 рубля за 1 тонну продукции, что может оцениваться как позитивный сдвиг в сторону увеличения прибыли.
Увеличились также следующие показатели: стоимость основных фондов за счет средств на реконструкцию на 55000000 тыс. руб., прибыль – на 30000000 руб., фондовооруженность и фондоемкость изменились незначительно. Эти изменения свидетельствует о проведённых капиталовложениях на сумму увеличения этих показателей.
Проведенные мероприятия привели к небольшому увеличению рентабельности производства на 96,72%. Также это положительным образом сказалось на производительности труда, что отразилось в калькуляции себестоимости после реконструкции – доля зарплаты в структуре себестоимости сократилась. Условно-годовая прибыль в результате проведения модернизации составила 1048941648 рублей. Внутренняя норма доходности составила 58,9%, чистый дисконтированный доход равен 121599655,8 рублей, что говорит об эффективности проекта. Оптимистичный срок окупаемости с начала реализации проекта 2,63 года.
Список используемой литературы
1 Лунева Н.Н. Методические указания к выполнению курсовой работы по дисциплине «Экономика и организация производства» для студентов специальности 25.04.00. – Уфа:УГНТУ, 1999.
2 Самуэльсон П.А. Экономика. Т1 – Москва: «Алфавит», 1993.
3 Егоров В.И., Злотникова Л.Г. Экономика нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. -М.: Химия, 1979.-352с.
4 Шах А.Д. Организация, планирование и управление предприятием химической промышленности.- М.: Высшая школа,1981 г , 432 с.
5 Н. П. Любушин. Анализ финансового состояния организации.-М.: Эксмо, 2006.
6 Н. Л. Зайцев.Экономика, организация и управление предприятием.-М.: Инфра-М, 2007.
7 Экономическая теория: Учебник для вузов / Под ред. Камаева В. Д. 6-е изд., перераб. и доп. - М.: ВЛАДОС, 2000.
8 Экономическая теория: Учебник для экономических специальностей вузов /Под ред. Добрынина А. И., Тарасевича Л. С. - 3-е изд., доп. и испр. - СПб.: Питер, 2000.