Инновационная деятельность на предприятии

 

 

Расчет показателей по годам.

 

Таблица 3 - Расчет денежного потока

 

N п/п	Наименование показателей	ГОДЫ
		2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015
1	Количество работающего  оборудования	20	56	95	95	95	75	39
2	Количество переработанной нефти в год (годовая производительность единицы оборудования Х количество работающего оборудования).	110х 20         2200	110х 56         6160	110х 95         10450	110х 95         10450	110х 95         10450	110х 75         8250	110х 39 -- в тыс. барр.       4290
3	Объем реализации продукции (средняя цена 1 л. переработанной нефти  Х количество перерабатываемой нефти  в год в год).	36х 2200             79,2	36х 6160             221,76	36х 10450             376,2	36х 10450             376,2	36х 10450             376,2	36х 8250             297	36х 4290     -- в млн. руб.   154,44
4	Текущие расходы (текущие  затраты на 1 руб. реализованной продукции  Х объем реализации продукции).	0,62х 79,2         195,62	0,62х 221,76         49,1	0,52х 376,2         137,49	0,52х 376,2         195,62	0,52х 376,2         195,62	0,55х 297         163,35	0,55х 154,44 -- в млн. руб.   84,94
5	Амортизация производственного  оборудования (балансовая стоимость  пр. установки с учетом монтажных работ Х количество пр.установок Х норма амортизации)	2,25х 20х0,2           9	2,25х 56х0,2           25,2	2,25х 95х0,2           42,75	2,25х 95х0,2           42,75	2,25х 95х0,2           42,75	2,25х 75х0,2           33,75	2,25х 39х0,2   -- в млн. руб.   17,55

Продолжение таблицы 3

 

6	Износ приспособлений целевого назначения (20% от амортизации производственного  оборудования)	9х0,2       1,8	25,2х 0,2       5,04	42,75х0,2       8,55	42,75х0,2       8,55	42,75х0,2       8,55	33,75х0,2       6,75	17,55х 0,2 -- в млн. руб. 3,51
7	Амортизация производственного  здания (балансовая стоимость здания Х норма амортизации)	20 х 0,04 -- в млн. руб. 0,8
8	Налогооблагаемая прибыль (объем реализации – текущие расходы – амортизация производственного оборудования – износ приспособлений целевого назначения – амортизация производственного здания)	79,2 -49,1 -9 -1,8 -0,8               18,5	221,76 -137,49 -25,2 -5,04 -0,8             53,23	376,2 -195,62 -42,75 -8,55 -0,8             128,48	376,2 -195,62 -42,75 -8,55 -0,8             128,48	376,2 -195,62 -42,75 -8,55 -0,8             128,48	297 -163,35 -33,75 -6,75 -0,8             92,35	154,44 -84,94 -17,55 -3,51 -0,8       -- в млн. руб.   47,64
9	Налог на прибыль -- в млн. руб.	5,55	15,97	38,54	38,54	38,54	27,7	14,3
10	Чистая прибыль (налоговая  прибыль – налог на прибыль)	18,5-5,55       12,95	53,23-15,97       37,26	128,48-38,54       89,94	128,48-38,54       89,94	128,48-38,54       89,94	92,35-27,7       64,65	47,64-14,3 -- в млн. руб. 33,34
11	Чистый денежный поток (чистая прибыль + амортизация производственного  оборудования + износ приспособлений целевого назначения + амортизация  производственного здания)	12,95 +9 +1,8 +0,8       24,55	37,26 +25,2 +5,04 +0,8       68,3	89,94 + 42,75 +8,55 +0,8     68,3	89,94 + 42,75 +8,55 +0,8     142,04	89,94 + 42,75 +8,55 +0,8     142,04	64,65 + 33,75 +6,75 +0,8     105,95	33,34 + 17,55 +3,51 +0,8 -- в млн. руб. 55,2

 

Расчет показателей эффективности  целесообразно начать с расчета  дисконтированных величин денежного потока и инвестиционных вложений

В процессе дисконтирования обычно проводится приведение будущих затрат и результатов к настоящему времени. Коэффициенты дисконтирования рассчитываются по формуле сложных процентов:

К = 1/((1+i)^t, где                                                                                                         (1)

к - коэффициент дисконтирования;

i – ставка дисконта;

t – время (год

 

Таблица 4 - Расчет дисконтированных величин  денежного потока и инвестиционных вложений

 

Годы	Чистый денежный поток	Инвестиции-онные вложения	Коэффициент дисконтиро-вания	Дисконти-рованный денежный поток	Дисконти-рованные инвести-циионные вложения
2008	----	170,5	1	---	170,5
2009	24,55	45	0,855	20,990	38,475
2010	68,3	81	0,731	49,927	59,211
2011	142,04	---	0,534	75,849	---
2012	142,04	---	0,456	64,770	---
2013	105,95	---	0,390	41,320	---
2014	55,2	---	0,333	18,382	---
Итого:	680,12	384,25	---	359,871	322,942

 

Рассчитывая, непосредственно, показатели эффективности инновационного проекта, следует проанализировать следующие показатели:

Чистый приведенный доход представляет собой величину разностей результатов  инвестиционных затрат за расчетный  период, приведенных к одному моменту  времени, т.е. с учетом дисконтирования  денежного потока (результатов) и инвестиционных вложений (затрат):

ЧПД = ДП – ИС, где                                                                                       (2)

ДП – сумма дисконтированного  денежного потока;

ИС – сумма дисконтированных инвестиционных вложений.

ЧПД = 359,871 – 322,942 = 36,929 (млн.руб.).

Индекс доходности определяется как  отношение приведенных доходов  к приведенным на ту же дату инновационным  расходам. ИД показывает сколько дохода получает инвестор в результате осуществления  этого проекта на каждый вложенный рубль. Расчет индекса доходности ведется по формуле:

ИД = ДП / ИС                                                                                                  (3)

ИД = 359,871 / 322,942 = 1,114

Период окупаемости – это  минимальный временной интервал от начала осуществления проекта, за пределами которого чистый приведенный доход становится не отрицательным. Иными словами, это период, начиная с которого инвестиционные вложения покрываются суммарными результатами от реализации проекта. Период окупаемости определяется по формуле:

ПО = ИС / ДП ср., где                                                                                     (4)

ДП ср. – сумма дисконтированного  денежного потока в среднем за год.

ПО = 322,942 / (359,871 / 7) = 322,942 / 51,41 = 6,282 (года).

Определение показателя внутренней нормы  доходности может производиться  с помощью метода последовательных операций: выбираются 2 значения ставки дисконта К1 и К2, таким образом  чтобы в этом интервале ЧПД  поменял свое значение с положительного на отрицательное. Среднее значение интервала к ВНД, при котором ЧПД = 0.

ВНД = k, при которой ЧПД = 0, где k – ставка дисконта.

Для определения ВНД используем данные таблицы 5 и 6.

 

 

 

 

Таблица 5 – Данные для оценки ВНД (коэффициент дисконтирования для ставки 21%)

 

Годы	Чистый денежный поток	Инвестиционные вложения	Коэффициент дисконтирования для  ставки 21%	Дисконтированный денежный поток	Дисконтированные инвестиционные вложения
2008	-	170,5	1	-	170,5
2009	24,55	45	0,826	20,278	37,170
2010	68,3	81	0,683	46,649	55,323
2011	142,04	87,75	0,564	80,111	49,491
2012	142,0	-	0,467	66,333	-
2013	142,04	-	0,386	54,827	-
2014	105,95	-	0,319	33,798	-
2015	55,2	-	0,263	14,518	-
Итого:	680,12	384,25	-	316,514	312,484

 

ЧПД(21%)=316,514-312,484=4,03 млн. руб.

 

Таблица 6 – Данные для оценки ВНД (коэффициент дисконтирования для ставки 22%)

 

Годы	Чистый денежный поток	Инвестиционные вложения	Коэффициент дисконтирования для  ставки 22 %	Дисконтированный денежный поток	Дисконтированные инвестиционные вложения
2008	-	170,5	1	-	170,5
2009	24,55	45	0,820	20,131	36,900
2010	68,3	81	0,672	45,898	54,432
2011	142,04	87,75	0,551	78,264	48,350
2012	142,04	-	0,451	64,060	-
2013	142,0	-	0,370	52,555	-
2014	105,9	-	0,303	32,103	-
2015	55,2	-	0,249	13,745	-
Итого:	680,12	384,25	-	306,755	310,182

 

ЧПД(22%)=306,755-310,182=-3,427 млн.руб.

Формула для расчета внутренней нормы доходности:

ВНД=К1+(ЧПД1/(ЧПД1-ЧПД2))х(К2-К1);

К1=21%; ЧПД1=4,03;

К2=22%; ЧПД2=-3,427;

ВНД=0,21+(4,03/(4,03+3,427))х(0,22-0,21)=0,2154=21,54%;

Комплекс переработки нефти  по сравнению с полной классической схемой содержит меньшее количество оборудования. Удельные затраты энергии  не выше, чем у крупных НПЗ, и  составляют примерно 1 МДж на 1 кг нефти.

Предлагаемая технология легко встраивается в классический процесс нефтепереработки и может быть внедрена как при строительстве нового НПЗ, так и при модернизации существующего НПЗ для значительного увеличения глубины переработки нефти и остатков нефтеперерабатывающих производств. Технология может быть эффективно использована нефтедобывающими предприятиями, удаленными от НПЗ [11].