Главная страница

курс. Магистральный газопровод характеризует высокое давление (до 10 мпа), поддерживаемое в системе, большой диаметр труб (1020, 1220, 1420 мм) и значительная протяженность (сотни и тысячи километров)


Скачать 3.32 Mb.
НазваниеМагистральный газопровод характеризует высокое давление (до 10 мпа), поддерживаемое в системе, большой диаметр труб (1020, 1220, 1420 мм) и значительная протяженность (сотни и тысячи километров)
Дата15.05.2023
Размер3.32 Mb.
Формат файлаdoc
Имя файлаPolyana.doc
ТипСборник
#1132598
страница6 из 7
1   2   3   4   5   6   7

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Продолжительность реконструкции
Продолжительность строительно-монтажных работ по реконструкции КС-4 определена согласно СНиП 1.04.03-85*, по формуле:

(3.1)
ТН – продолжительность строительно-монтажных работ;

А1 – коэффициент, равный 9,2 для газокомпрессорных станций;

А2 – коэффициент, равный 0,5 для газокомпрессорных станций;

С – сметная стоимость строительно-монтажных работ в млн. руб. в ценах на 01.01.1991г.

Для данного обьекта (КС-4) сметная стоимость строительно-монтажных работ в ценах на 01.01.1991 года составляет 15,11 млн.руб., что выходит за интервал обьемов СМР в формуле определения продолжительности СМР.

Верхний предел СМР составляет 6,0 млн.руб., поэтому общий обьем СМР поделен на 3 части, каждая из которых составляет 5,04 млн.руб.

Продолжительность строительно-монтажных работ на этот объём СМР составит:

Tобщ =

Общая продолжительность строительно-монтажных работ на весь объём СМР составит:

ТОБЩ = 18+0,5*18+0,5*18 = 36 месяцев, где:

0,5 – коэффициент совмещения по времени ведения строительно-монтажных работ.

Начало реконструкции 2003 год.

Окончание реконструкции 2006 год.
3.2 Состав и сметная стоимость пусковых комплексов
Из-за значительного объёма строительно-монтажных работ, а также с учетом выполнения реконструкции без остановки производственных процессов, все строительно-монтажные работы по согласованию с ООО «Баштрансгаз» поделены на три пусковых комплекса:

  1. пусковой комплекс:

- Агрегат 1.6;

- УППТГ;

- Технологические коммуникации топливного, пускового и импульсного газа;

- Объекты энергетического хозяйства;

- 30% объектов транспортного хозяйства и связи (автодороги и площадки);

  1. пусковой комплекс:

- агрегаты 1.5 и 1.7;

- компрессорная сжатого воздуха;

- ДЭС;

- КТП АВО газа;

- Маслохозяйство;

- Инженерные сети В и К;

- Котельная;

- 30% объектов транспортного хозяйства и связи (автодороги и площадки);

- 30% работ по благоустройству и озеленению территории.

  1. пусковой комплекс:

- агрегаты 1.3 и 1.4;

- установка очистки газа;

- газовая обвязка, включая пятый пусковой контур;

- здание ОСАДУ;

- ливневая канализация;

- оставшиеся объекты транспортного хозяйства и связи;

- оставшиеся работы по благоустройству и озеленению территории.

Сметная стоимость пусковых комплексов ( в ценах на 01.01.1991 г.) приведена в таблице 3.1.

Таблица 3.1- Сметная стоимость пусковых комплексов.


Пусковые комплексы

Всего сметная стоимость, тыс.руб.


СМР, тыс.руб

Ввод пускового комплекса

1 пусковой комплекс

19409,184

5037,827

2004г.

2 пусковой комплекс

19409,184

5037,827

2005г.

3 пусковой комплекс

19409,186

5037,827

2006г.

Всего по объекту:

58227,554

15113,481





3.3 Методика расчета экономической эффективности
Для оценки экономической эффективности инвестиционных проектов могут использоваться следующие критерии:

- чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- индекс доходности (ИД);

- внутренняя норма доходности (ВНД);

- срок окупаемости с учетом фактора времени (дисконтирования).

Чистый дисконтированный доход определяется как сумма следующего вида:

ЧДД=Фд(t0)+ Фд(t1)*a (t1)+ Фд(t2)*a (t2)+...+ Фд(tK)*a (tK)+...+ Фд(T)*a (T) ( )

или

ЧДД= (3.3)

где tK, t – шаги расчета;

Рt – стоимостная оценка результата реализации проекта (приток денежных средств);

Зt – стоимостная оценка затрат, включая капитальные вложения (отток денежных средств);

Т – срок жизни проекта (расчетный период);

Е – ставка (норма) дисконта.

t - Зt), Фд(tK) – поток реальных денег для проекта в целом или отдельного его участника;

a (tK) – коэффициент дисконтирования в момент времени tK.

Расчетный период разбивается на шаги, в пределах которого производится агрегирование данных, используемых для оценки финансовых показателей. Шаги расчета определяются их номерами(0,1,…). Время в расчетном периоде измеряется в годах или долях года и отсчитывается от фиксированного момента, принимаемого за базовый (обычно в качестве базового принимается момент начала или конца нулевого шага).

Норма дисконта (приведения) отражает возможную стоимость капитала, соответствующую возможной прибыли инвестора, которую он мог бы получить на ту же сумму капитала, вкладывая его в другом месте, при допущении, что финансовые риски одинаковы для обоих вариантов инвестирования. Другими словами, норма дисконта должна являться минимальной нормой прибыли, ниже которой предприниматель счел бы инвестиции невыгодными для себя.

Для инвестиционного проекта в качестве нормы дисконта иногда используется ставка процента по долгосрочным ссудам на рынке капитала или ставка процента, которая уплачивается получателем ссуды.
Если разница между стоимостными оценками результатов и затрат Зt постоянна в течение всего срока жизни проекта ((Рt - Зt) – const), то формула (2) может быть преобразована в следующий вид:

ЧДД= (3.4)
В данном случае величина (1-1/(1+Е)Т)/Е получена как сумма членов геометрической прогрессии.

Значения коэффициентов 1/(1+Е)Т и (1-1/(1+Е)Т)/Е можно получить из специальных таблиц дисконтированных величин.

Величину (Рt - Зt) можно представить в виде:

Рt - Зt=(Вttt)-Сtt, (3.5)

где Вt – выручка от реализации продукции (услуг) на t-м шаге;

Аt – амортизационные отчисления по проектируемому объекту t-м шаге;

Лt – ликвидационная стоимость основных фондов на t-м шаге;

Сt – себестоимость продукции (эксплуатационные затраты) на t-м шаге;

Нt – суммарные налоговые выплаты из прибыли на t-м шаге.

В свою очередь:

Вt- Сt= Пt, (3.6)

где Пt – прибыль до налогообложения на t-м шаге.

Следовательно:

Рt - Зttttt= ПЧttt, (3.7)

где ПЧt – чистая прибыль на t-м шаге.

Если рассчитанный ЧДД положителен, то прибыльность инвестиций выше нормы дисконта и проект следует принять. Если ЧДД равен нулю, то прибыльность равна норме дисконта. Если ЧДД меньше нуля, то прибыльность инвестиций ниже нормы дисконта и от этого проекта следует отказаться.

При сравнение альтернативных проектов предпочтение должно отдаваться проекту с большим значением ЧДД.

Индекс доходности (ИД) определяется как отношение суммы дисконтированных эффектов к сумме дисконтированных капитальных вложений:

ИД= (3.8)
или

ИД= (3.9)
Индекс доходности тесно связан с ЧДД. Если ЧДД положителен, то ИД>1. если ЧДД отрицателен, то ИД<1. Если ИД>1, то проект эффективен; если ИД<1, то проект неэффективен.

Внутренней нормой доходности (ВНД) называется такое положительное число ЕВН что при норме дисконта Е= ЕВН чистый дисконтированный доход проекта обращается в 0, при всех больших значениях Е – отрицателен, при всех меньших значениях Е – положителен. Если не выполнено хотя бы одно из этих условий, считается, что ВНД не существует.

Экономический смысл показателя ВНД состоит в том, что он показывает максимальную ставку платы за инвестиции, при которой они остаются безубыточными. Таким образом, ВНД может трактоваться как нижний гарантированный уровень прибыльности инвестиционных затрат.

ВНД определяется из уравнения, которое можно записать в виде

(3.10)
Пример зависимости ЧДД от Е представлен на рисунке 3.1.



Рисунок 4.1 - Пример зависимости ЧДД от нормы дисконта
Для оценки эффективности ИП значение ВНД необходимо сопоставлять с нормой дисконта Е. Инвестиционные проекты у которых ВНД>Е, имеют положительный ЧДД и поэтому эффективны. Проекты, у которых ВНД<Е, имеют отрицательный ЧДД и поэтому неэффективны.

3.4 Эффективность инвестиций
3.4.1 Инвестиции
Общий объём инвестиций на реконструкцию КС-4 «Поляна» ООО «Баштрансгаз» определён согласно сводному сметному расчету в базисном уровне цен на 01.01.1991 г. в сумме 58227,554 тыс. руб. и в текущем уровне цен на 01.01.02 г. – 1327244,055 тыс. руб.

представлена в таблице 3.2.
Таблица 3.2- Структура инвестиций по видам затрат


Показатели

Инвестиции

Строительные работы

Монтажные работы

Оборудование

Прочие

Всего

1. Инвестиции по сводному сметному расчету в базисном уровне цен на 01.01.91г.,

всего:

в том числе:

основные объекты строительства



10488,702
2608,607



4624,779
3807,575


38926,364
36353,619


4187,709
2053,178


58227,554
44822,979

2. Инвестиции по сводному сметному расчету в текущем уровне цен на 01.01.02 г.,

всего:

в том числе:

основные объекты строительства


233399,012
50776,673



104335,002
75152,142




878178,767
683448,044



111331,3
41556,48


1327224,1
850933,34



3.4.2 Эксплуатационные затраты

Топливный газ

Таблица 3.3

Годовой расход топливного газа, тыс. м

Тариф, руб./1000м

Стоимость годового расхода, млн. руб.

92545,2

221,09

20,46



Масло

Таблица 3.4

Марка

Годовой расход рабочего масла, кг

Цена, руб./кг (без НДС)

Стоимость годового расхода, млн. руб.

Рабочее масло

- двигателя «МС-8П»

- нагнетателя ТП-22С

ИТОГО:


7920

9900


16,70

6,72


0,132

0,067

0,199



Электроэнергия

Таблица 3.5

Наименование

Количество

Тариф, руб. (без НДС)

Стоимость,

млн. руб.

Мощность, кВт

670

152 руб./месяц

1,222

Годовой расход электроэнергии, тыс.кВт.час

4000

300

1,200

Итого







2,422



Расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды

Таблица 3.6

Основные категории работающих

Численность,

чел.

Среднегодовая заработная плата 1-го работающего,тыс.руб.

Годовой фонд оплаты труда, млн.руб.

1.Руководители, специалисты и другие служащие

5

81,7

1,144

2.Рабочие

30

50,2

1,506

Итого:

35

59,8

1,914


Отчисления на социальные нужды приняты в размере 38.8% от годового фонда оплаты труда и составляют 0,743 млн. руб.
Амортизационные отчисления
Амортизационные отчисления определены по группам основных фондов в соответствии с Едиными нормами амортизационных отчислений, утвержденными Постановлением Совмина СССР от 22 октября 1990 г. №1072.

Таблица 3.7

Наименование групп основных фондов

Стоимость, млн. руб

Норма амортизационных отчислений, %

Амортизационные отчисления, млн. руб.

Здания, сооружения

253,050

1,5

3,796

Оборудование

1071,859

8,0

85,749

Всего:

1324,909




89,545


Текущий ремонт
В затраты на технический ремонт включены затраты на техническое обслуживание, капитальный ремонт (КР), средний ремонт (СР), предусмотренные в соответствии с «Регламентом на техническое обслуживание» РТМ 108.022.105 и инструкцией по эксплуатации ГПА-16Р «Урал».

В течение расчетного срока эксплуатации равного шести годам, включены затраты на два средних ремонта ( через 12000+-500 часов наработки) и на один капитальный ремонт (через 25000+-1000 часов наработки).
Прочие затраты
В прочие затраты включены следующие затраты:

- содержание аппарата управления;

- содержание и ремонт зданий, сооружений;

- оплата труда вспомогательных рабочих и специалистов, обслуживающих три цеха ГКС;

Структура эксплуатационных затрат представлена в таблице 2.11.
3.4.3 Эффективность инвестиций
Расчет эффективности инвестиций на реконструкцию КС-4 «Поляна» ООО «Баштрансгаз» произведен в соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов», утвержденными Минэкономики РФ и Министерством финансов РФ, Госкомитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике

№ ВК 477 от 21.06.1999 г.

Обоснованием инвестиций предусматривается замена основного оборудования ГТК-10-4, введенного в 1981 г. и имеющего износ 100%, на ГПА-16Р «Уфа» без увеличения годового объёма перекачиваемого газа.

Исходные параметры основного оборудования представлены в таблице 3.8.

Таблица 3.8- Исходные параметры основного оборудования

Наименование параметров

ГТК-10-4

(до реконструкции)

ГПА-16Р «Урал»

(после реконструкции)

1

2

3

Количество агрегатов, шт

8 (1 ремонт., 1 резервн.)

5 ( 1 ремонт., 1 резервн.)

Расход топливного газа, м/час

3600

4674


Продолжение таблицы 3.8

1

2

3

Потребление пускового газа на один запуск, м

1470

589

Удельные потери масла, кг/час

двигателя

нагнетателя



0,9 ТП-22С

0,6 ТП-22С



0,4 МС-8П

0,5 ТП-22С

Мощность, МВт

10

16

Продолжение таблицы 3.8

КПД

27

34

Годовой фонд работы оборудования

6600

6600

Система автоматики

Объём транспорта газа, млн.м/год

Годовой расход топливного газа, млн.м


30951,0
142560,0


30951,0
92545,2



Оценка экономической эффективности инвестиций приведена путем сопоставления капитальных и текущих затрат на реконструкцию и эксплуатацию КС-4 и убытков вследствие упущенной выгоды, возникающих в связи с выводом существующего оборудования по причине морального и физического износа.

Расчет убытка вследствие упущенной выгоды представлен в таблице 4.9.

Таблица 3.9- Убытки вследствие упущенной выгоды

Годы



Выбытие мощности

Тариф за 1000 м газа (без НДС и акциза), руб.

Стоимость годового объема газа, млн. руб.

Убыток от упущенной выгоды, млн. руб.

количество агрегатов

Объем газа, млн. м

реализуемого потребителем

поступающего на КС (расчетный)

реализуемого потребителем

поступающего на КС

1

2

10317,0

300,050

268,00

3095,7

2765,0

330,7

2

4

20634,0

300,050

268,00

6191,2

5529,9

661,3

3

6

30951,0

300,050

268,00

9286,8

8294,8

992,0

4

6

30951,0

300,050

268,00

9286,8

8294,8

992,0

5

6

30951,0

300,050

268,00

9286,8

8294,8

992,0

6

6

30951,0

300,050

268,00

9286,8

8294,8

992,0


Тариф за 1000 м газа, реализуемого потребителям принят в соответствии с Постановлением Федеральной энергетической комиссии РФ от 14 апреля 2000 г. №18/2 и составляет для республики Башкортостан 353,0 (с акцизом, без НДС).

Расчет суммарной цены газа, поступающего на КС-4, с учетом его добычи и магистрального транспорта представлен в таблице 3.10.

Таблица 3.10

Наименование


Дистанция, км

Расстояние, км

Тариф, руб./1000м

Цена за 1000 м

Уренгойгазпром

0

0

55,0

55,0

Сургутгазпром

1481

1481

9,30

137,73

Уралтрансгаз

1860

379

12,17

46,12

Баштрансгаз

(Поляна КС-4, газопровод Челябинск-Петровск)

2080

220

13,25

29,15

Итого:










268,00


Тарифы на услуги газодобывающего предприятия «Уренгойгазпром» и газотранспортных организаций приняты в соответствии с прейскурантом №04-03-28.

Расчет экономической эффективности выполнен на срок эксплуатации оборудования 6 лет, шаг расчета – 1 год.

Норма дисконта принята равной 10%, текущий уровень цен – по состоянию на 01.12.2002г.

Расчет произведен в системе электронных таблиц Excel.

Результаты расчета эффективности представлены в таблицах 3.11 и 3.14.

Показатели эффективности инвестиций характеризуются следующими величинами:

Чистый дисконтированный доход – 886,34 млн. руб.

Срок окупаемости – 3,7 года.

Внутренняя норма доходности – 18,4. Индекс доходности – 1,67.

Таблица 3.11- Структура себестоимости по экономическим элементам



п\п

Экономические элементы

0 год

1 год

2 год

3 год

4 год

5 год

6 год

1

Топливный газ, масло

0

20,70

20,70

20,70

20,70

20,70

20,70

2

Электроэнергия

0

2,40

2,40

2,40

2,40

2,40

2,40

3

Затраты на оплату труда

0,0

1,90

1,90

1,90

1,90

1,90

1,90

4

Отчисления на социальные нужды

0,0

0,70

0,70

0,70

0,70

0,70

0,70

5

Текущий ремонт

0,0

0,40

0,40

19,40

0,40

46,40

0,40

6

Амортизация основных фондов

0,0

89,50

89,50

89,50

89,50

89,50

89,50

7

Прочие затраты, всего

0,0

1,50

1,50

1,50

1,50

1,50

1,50

8

Налог на дорожный фонд

0,0

11,57

23,15

34,72

34,72

34,72

34,72

9

Итого

0,0

128,67

140,25

170,82

151,82

197,82

151,82


Таблица 3.12- Финансовые результаты

№ п\п

Наименование показателей

0 год

1 год

2 год

3 год

4 год

5 год

6 год

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Выручка от реализации продукции (убыток от упущенной выгоды)

0,00

389,06

778,00

1167,06

1167,06

1167,06

1167,06

2

Акциз

0,00

58,36

116,70

175,06

175,06

175,06

175,06

3

Выручка от реализации продукта за минусом акциза

0,00

330,70

661,30

992,00

992,00

992,00

992,00

4

Топливный газ, масло

0,00

20,70

20,70

20,70

20,70

20,70

20,70

5

Электроэнергия

0,00

2,40

2,40

2,40

2,40

2,40

2,40

6

Затраты на оплату труда

0,00

1,90

1,90

1,90

1,90

1,90

1,90

7

Отчисления на социальные нужды

0,00

0,70

0,70

0,70

0,70

0,70

0,70

8

Текущий ремонт

0,00

0,40

0,40

19,40

0,40

46,40

0,40

9

Амортизационные отчисления

0,00

89,50

89,50

89,50

89,50

89,50

89,50

10

Прочие




1,50

1,50

1,50

1,50

1,50

1,50

11

Итого себестоимость




117,10

117,10

136,10

117,10

163,10

117,10

12

Налоги, включаемые в себестоимость, всего

0,00

11,57

23,15

34,72

34,72

34,72

34,72




Продолжение таблицы 3.12

























в том числе






















13

Налог в дорожный фонд

0,00

11,57

23,15

34,72

34,72

34,72

34,72

14

Итого себестоимость

0,00

128,67

140,25

170,82

151,82

197,82

151,82

15

Балансовая прибыль

0,00

202,03

521,05

821,18

840,18

794,18

840,18

16

Налоги за счет балансовой прибыли, всего

0,00

31,46

36,42

41,38

41,38

41,38

41,38




в том числе

























Налог на имущество

0,00

26,50

26,50

26,50

26,50

26,50

26,50




Налог на ЖФ и СКС




4,96

9,92

14,88

14,88

14,88

14,88

16

Балансовая прибыль без местных налогов

0,00

170,57

484,64

779,80

798,80

752,80

798,80

17

Налогооблагаемая прибыль

























Продолжение таблицы 3.12






















18

Налог на прибыль (начисл.)

0,00

51,17

145,39

233,94

239,64

225,84

239,64

19

Чистая прибыль

0,00

119,40

339,24

545,86

559,16

526,96

559,16

20

Платежи в бюджет

0,00

152,56

321,66

485,10

490,80

477,00

490,80




Себестоимость без налогов

0,00

116,40

116,40

135,40

116,40

162,40

116,40




Налоги

0,00

153,26

322,36

485,80

491,50

477,70

491,50


Таблица 3.13- Движение денежных потоков

Наименование показателей

0 год

1 год

2 год

3 год

4 год

5 год

6 год

1

2

3

4

5

6

7

8

А. ПРИТОК РЕАЛЬНЫХ ДЕНЕГ

Источники финансирования






















Собственные ресурсы

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Заемные средства

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Выручка от реализации продукции

0,00

389,06

778,00

1167,06

1167,06

1167,06

1167,06

Итого

0,00

389,06

778,00

1167,06

1167,06

1167,06

1167,06

Б. ОТТОК РЕАЛЬНЫХ ДЕНЕГ

Капитальные вложения

1327,20

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Себестоимость реализованной продукции

0,00

116,40

116,40

135,40

116,40

162,40

116,40

Выплаты по обязательствам

0,00

153,26

322,36

485,80

491,50

477,70

491,50

Погашение основного долга

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Выплаты процентов за кредит

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Итого

1327,20

269,66

438,76

621,20

607,90

640,10

607,90

Сальдо (А-Б)

-1327,20

119,40

339,24

545,86

559,16

526,96

559,16


Таблица 3.14-Расчет интегрального эффекта и внутренней нормы доходности (Егодовой = 0,10).

Наименование показателей




0 год

1 год

2 год

3 год

4 год

5 год

6 год

1




2

3

4

5

6

7

8

Чистая прибыль




0,00

119,40

339,24

545,86

559,16

526,96

559,16

Амортизационные отчисления




0,00

89,50

89,50

89,50

89,50

89,50

89,50

Капитальные затраты




1327,20

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Капитальные затраты дисконтированные




1327,20

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Поток реальных денег







208,90

428,74

635,36

648,66

616,46

648,66

Чистый доход




-1327,20

-1118,30

-689,56

-54,20

594,46

1210,92

1859,58

Коэффициент дисконтирования




1,00000

0,90909

0,82645

0,75131

0,68301

0,62092

0,56447

Поток реальных денег дисконтированный




-1327,20

189,91

354,33

477,36

443,04

382,77

366,15

Чистый дисконтированный доход (ЧДД)




-1327,20

-1137,30

-782,96

-305,61

137,44

520,21

886,36

Индекс доходности (ИД)

1,10500

0,00000

0,14309

0,41007

0,76974

1,10355

1,39196

1,66784

Внутренняя норма доходности (ВНД)

26,40%



















26,40%

При Е=25

Коэффициент дисконтирования




1,00000

0,8

0,64

0,512

0,409

0,327

0,262




























Продолжение таблицы 3.14

Поток реальных денег дисконтированный




-1327,20

167,12

274,39

325,3

265,3

201,582

169,95

Чистый дисконтированный доход (ЧДД)




-1327,20

-1160,08

-885,63

-560,39

-295,09

-93,508

76,442




Рисунок 3.2 - Зависимость ЧДД от нормы дисконта

Таблица 3.15- Определение срока окупаемости инвестиций


Т, года

0

1

2

3

4

5

6

Чистый дисконтированный доход (ЧДД)

-1327,20

-1137,30

-782,96

-305,61

137,44

520,21

886,36



Рисунок 3.3 - График срока окупаемости инвестиций

Т ок =

3.4.4 Выводы
Обоснованием инвестиций рассматривается реконструкция компрессорной станции КС-4 «Поляна» ООО « Баштрансгаз».

Необходимость реконструкции вызвана тем, что основное оборудование компрессорной станции имеет 100% износ и нуждается в замене.

Обоснованием инвестиций рассмотрен вариант замены действующих агрегатов ГТК-10-4 на газоперекачивающие агрегаты ГПА-16Р «Уфа».

Годовой объём транспортируемого газа не увеличивается и составляет 30,9 млрд. м.

Численность рабочих на КС остается без изменения.

Общая стоимость реконструкции в текущем уровне цен на 01.01.2003г. составляет 1327,2 млн.руб., в том числе стоимость основных производственных объектов – 850,9 млн.руб. или 64,1%.

Замена агрегатов позволит уменьшить потери газа.

Показатели эффективности инвестиций при этом характеризуются следующими величинами:

-чистый дисконтированный доход – 886,34 млн.руб;

- срок окупаемости – 3,7 года;

- внутренняя норма доходности – 26,4%.

Исходя из изложенного, реконструкцию КС-4 следует считать необходимой и экономически целесообразной.

1   2   3   4   5   6   7


написать администратору сайта