- •О т ч е т
- •Введение
- •Теоретические основы оценки экономической эффективности инвестиций
- •Понятие и виды инвестиционных проектов
- •Методы оценки экономической эффективности инвестиционного проекта
- •Характеристика объекта исследования
- •История предприятия
- •Исходные данные
- •Предположения и допущения для оценки экономической эффективности вариантов реконструкции
- •Макроэкономические показатели и сценарные условия
- •Параметры проекта
- •Капитальные вложения
- •Объемы добычи и расходы на добычу продукции
- •Доходная составляющая
- •Показатели экономической эффективности проекта
Предположения и допущения для оценки экономической эффективности вариантов реконструкции
В работе использованы следующие предположения и допущения:
расчет показателей экономической эффективности произведен по денежным потокам, определенным в реальных ценах (без учета инфляции);
в налоговом окружении проекта учитываются налоговые платежи в соответствии с действующим налоговым законодательством;
при оценке экономической эффективности не учитывается потребность в оборотном капитале.
Макроэкономические показатели и сценарные условия
Расчет показателей экономической эффективности основан на следующих предположениях и сценариях:
денежные потоки рассчитываются в той же валюте, в которой предусматривается приобретение ресурсов и оплата продукции;
заработная плата включается в состав операционных издержек (с учетом отчислений);
при расчете учитываются налоги, сборы, отчисления и т.п., предусмотренные законодательством, а также установленные законом налоговые льготы.
Параметры проекта
Показатели эффективности рассчитаны исходя из следующих параметров:
валюта проекта – рубли:
горизонт расчета – 16 лет (1 год продолжительность реконструкции + 15 лет период коммерческой эксплуатации принятый, согласно сроку амортизации основного и вспомогательного оборудования)
период коммерческой эксплуатации – 15 лет;
шаг расчета – 1 год;
ставка дисконтирования с учетом средней степени риска – 10 %;
налоги (НДПИ, НДС, на прибыль, на имущество предприятия, страховые взносы);
влияние инфляции проектом не учитывается;
источник финансирования – средства ОАО «Газпром».
Капитальные вложения
Стоимость капитальных вложений представлена в виде сводного сметного расчета и определена в соответствии с требованиями Методики определения стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации МДС 81-35.2004, введенной в действие с 09.03.2004г. постановлением Госстроя России от 05.03.2004г. № 15/1. Расчет капитальных вложений смотри в Приложении А.
Таблица 3.2 - Структура капитальных вложений и основных производственных фондов
Наименование |
в том числе: |
Всего | ||
СМР |
Оборудование |
Прочие | ||
Всего сметная стоимость строительства, в том числе: |
1 326,97 |
939,44 |
180,06 |
2 446,48 |
- НДС |
202,42 |
143,30 |
27,47 |
373,19 |
-основные производственные фонды: |
1 124,55 |
796,14 |
152,60 |
2 073,29 |
Кроме того |
|
|
|
|
Монтаж 2-х комплектов СПЧ в 2024 г |
|
55,12 |
|
55,12 |
НДС |
|
9,92 |
|
9,92 |
Монтаж 2-х комплектов СПЧ в 2025 г |
|
55,12 |
|
55,12 |
НДС |
|
9,92 |
|
9,92 |
Объемы добычи и расходы на добычу продукции
Прогнозный объем добычи принят исходя из данных отчета о научно-исследовательской работе «Прогноз сырьевой базы Сосногорского ГПЗ на период до 2035г.», выполненной филиалом ООО «ВНИИГАЗ»-«Севернипигаз» в г.Ухта в 2008г. (данные приведены условно – приближено к прогнозным данным) смотри Приложение Б.
Себестоимость добычи газа и ЖУВ (жидких углеводородов) определена исходя из фактических затрат представленных предприятием, с учетом изменения себестоимости компримирования газа на ДКС. Изменение себестоимости компримирования газа и эксплуатационных расходов в результате реконструкции ДКС приведено в Приложении В настоящей работы.
Объемы добычи, транспорта и переработки ЖУВ суммарно за расчетный период.
Таблица 5.1 Объемы добычи, транспорта и переработки ЖУВ
Показатель |
Единица измерения |
«без проекта» |
«с проектом» |
Изменение |
Добыча газа |
|
19343,1 |
28587,6 |
9244,5 |
в том числе по месторождениям |
|
|
|
|
Вуктыльское НГКМ |
млн.м3 |
14435,9 |
19 067,9 |
4 632,0 |
Западно-Соплесское НГКМ |
млн.м3 |
796,6 |
1 447,9 |
651,3 |
Югидское НГКМ |
млн.м3 |
1769,7 |
3 346,0 |
1 576,3 |
Северо-Вуктыльская залежь |
млн.м3 |
18,0 |
34,5 |
16,5 |
Объем газлифтного газа |
млн.м3 |
2400,0 |
4 800,0 |
2 400,0 |
Потери газа |
млн.м3 |
77,1 |
108,7 |
31,6 |
|
|
|
|
|
Добыча ЖУВ |
|
1424,8 |
2188,7 |
763,9 |
в том числе по месторождениям |
|
|
|
|
Вуктыльское НГКМ |
тыс.т |
621,1 |
850,6 |
229,5 |
Западно-Соплесское НГКМ |
тыс.т |
79,9 |
145,7 |
65,8 |
Югидское НГКМ |
тыс.т |
542,9 |
870,9 |
328,0 |
Северо-Вуктыльская залежь |
тыс.т |
56,8 |
112,4 |
55,6 |
Печоро-Кожвинское НГКМ |
тыс.т |
124,1 |
209,1 |
85,0 |
|
|
|
|
|
Транспорт газа |
млн.м3 |
19343,1 |
28587,6 |
9244,5 |
|
|
|
|
|
Транспорт Жув |
тыс.т |
1424,8 |
2188,7 |
763,9 |
|
|
|
|
|
Переработка ЖУВ |
тыс.т |
1424,8 |
2188,7 |
763,9 |
Таблица 5.2 Эксплуатационные расходы суммарно за рассматриваемый период
№ п/п |
Наименование показателей |
Единица измерения |
"без проекта" |
"с проектом" |
изменение |
1 |
Эксплуатационные расходы |
млн.руб. |
47 260,93 |
76 963,64 |
29 702,71 |
2 |
Производственные расходы |
млн.руб. |
41 441,18 |
64 342,65 |
22 901,47 |