Оценка эффективности разработки газового месторождения
В таблице 11 представлена исходная информация для расчета технологических показателей.
Таблица 11
Показатели |
Значение |
1. Запасы, млрд. |
350 |
2. Средний начальный рабочий дебит, тыс. м3 /сут. |
700 |
3. Начальное пластовое давление, атм. |
100 |
4. Коэффициент фильтрационных сопротивлений: А, атм2/(тыс.) В, атм2/(тыс.) |
0,17 0,000052 |
5. Допустимая депрессия на пласт, атм. |
2,5 |
6. Глубина, м |
1000 |
Расчет технологических показателей производится на основе технологического режима постоянного дебита с учетом ограничений на допустимую депрессию на пласт. Графики отбора газа задавались тремя параметрами, величины которых изменялись в следующих интервалах:
длительность периода нарастающей добычи от 1 до 4 лет;
отбор за период постоянной добычи от 45% до 60%;
конечная газоотдача определялась рентабельным сроком разработки отдельного месторождения, рассчитанным на базе положительного денежного потока на завершающем этапе.
Для расчета капитальных вложений, эксплуатационных затрат и налогов следует пользоваться укрупненными нормативами, представленными в таблице 12.
Таблица 12
№ п/п |
Наименование показателей |
Норматив |
Примечание |
|||
Единица измерения |
Значе-ние |
|||||
1. ЦЕНА (без НДС и акциза) |
||||||
1.1 |
Цена газа предприятия |
руб./тыс. м3 |
80,00 |
|
||
1.2 |
Цена продажи потребителям |
руб./тыс. м3 |
200,00 |
|
||
2. ПЛАТЕЖИ И НАЛОГИ |
||||||
2.1 |
Налог на имущество |
% |
2 |
Среднегодовая стоимость имущества |
||
2.2 |
Налог на прибыль |
% |
20 |
Налогооблага-емая прибыль |
||
2.3 |
Плата за землю (роялти) |
% |
16 |
Выручка |
||
2.4 |
Отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы |
% |
10 |
Выручка |
||
2.5 |
Налог на пользователей дорог |
% |
2,5 |
Выручка |
||
2.6 |
Налог на содержание жилищного фонда |
% |
1,5 |
Выручка |
||
2.7 |
Плата за землю |
тыс. руб./ га |
10,00 |
|
||
2.8 |
Отчисления на социальные нужды, в том числе пенсионный фонд федеральный фонд медицинского страхования фонд социального страхования территориальный фонд медицинского страхования |
%
% % % % |
34
26,,0
2,1 2,9
3,0 |
ФОТ
ФОТ
ФОТ ФОТ
ФОТ |
||
3. КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ |
||||||
3.1 |
Бурение Стоимость бурения скважины Глубина скважины |
млн. руб./ км км |
5,273 1,25 |
|
||
3.2 |
Газопроводы-шлейфы: стоимость протяженность |
млн. руб./ км млн. руб./ км км/скв. |
2,68 1,50 |
|
||
3.3 |
УКПГ |
млн.руб./млрд. м3 |
31,849 |
|
||
3.4 |
Коллектор |
млн. руб./ км |
11,073 |
60 км |
||
3.5 |
Дороги: стоимость протяженность |
млн. руб./ км км/скв. |
6,539 1,50 |
|
||
3.6 |
ДКС: норматив на мощность норматив на станцию |
млн. руб./ МВт км/скв. |
3,69 50,62 |
|
||
3.7 |
Прочие |
% |
30 |
|
||
3.8 |
Инфраструктура |
% |
10 |
|
||
4. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАТРАТЫ |
||||||
4.1 |
Заработная плата: средняя заработная плата 1 чел. количество работающих |
тыс. руб./ мес. чел./скв. |
36,00 4,0 |
|
||
4.2 |
Вспомогательные материалы и электроэнергия |
руб./тыс. м3 |
0,169 |
|
||
4.3 |
Ремонт |
% |
3 |
|
||
4.4 |
Затраты по КС |
млн. руб./ МВт в год |
0,62 |
|
||
4.5 |
Прочие |
% |
30 |
|
||
5. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ДАННЫЕ |
||||||
5.1 |
Нормы амортизационных отчислений: скважины УКПГ дороги газосборная сеть ДКС прочие инфраструктура |
% % % % % % % |
8,33 10,00 5,00 6,67 10,00 5,00 5,00 |
|
||
5.2 |
Норма дисконта (норматив приведения разновременных затрат) |
% |
10,00 |
|
||
Приложение 11
Значения средневзвешенных регулируемых и нерегулируемых цен, соответствующих зоне деятельности ОАО Мосэнергосбыт по г. Москве в феврале 2014 г.
|
Средневзвешенный тариф покупки электрической энергии на оптовом и розничном рынках по регулируемым договорам по Москве для покупателей, осуществляющих расчеты по двухставочному тарифу |
руб./МВт-ч. |
75,37 |
|
Средневзвешенный тариф покупки мощности на оптовом и розничном рынках по регулируемым договорам по Москве для покупателей,. осушествляющих расчеты по двухставочному тарифу |
руб./МВт в мес. |
209 160,30 |
|
Средневзвешенный тариф покупки электрической энергии (мощности) на оптовом и розничном рынках по регулируемым договорам по Москве для покупателей, осуществляющих расчеты по одноставочному тарифу, дифференцированному по ЧЧМ* |
|
|
|
or 7001 часов и выше |
коп/кВт ч |
108,83 |
|
от 6001 до 7000 часов |
коп/кВт ч |
113,98 |
|
от 5001 до 6000 часов |
коп/кВт ч |
121,00 |
|
5000 часов и менее |
коп/кВт ч |
131,15 |
|
Средневзвешенный тариф покупки электрической энергии (мощности) на оптовом и розничном рынках по регулируемым договорам по Москве для покупателей, осуществляющих расчеты по одноставочному тарифу, дифференцированному по зонам суток |
|
|
|
ночная зона |
коп/кВт ч |
75,37 |
|
полупиковая зона |
коп/кВт ч |
131,15 |
|
пиковая зона |
коп/кВт ч |
131,15 |
|
Средневзвешенный тариф покупки мощности на оптовом и розничном рынках по регулируемым договорам по Москве для покупателей,. осушествляющих расчеты по двухставочному тарифу, дифференцированному по зонам суток |
руб./МВт в мес. |
209 160,30 |
|
Средневзвешенный тариф покупки электрической энергии на оптовом и розничном рынках по регулируемым договорам по Москве для покупателей, осуществляющих расчеты по двухставочному тарифу, дифференцированному по зонам суток |
|
|
|
ночная зона |
коп/кВт ч |
75,37 |
|
полупиковая зона |
коп/кВт ч |
75,37 |
|
пиковая зона |
коп/кВт ч |
75,37 |
|
Средневзвешенная нерегулируемая цена электрической энергии для покупателей, осуществляющих расчеты по двухставочному тарифу |
коп./кВт-ч |
85,717 |
|
Средневзвешенная нерегулируемая цена мощности для покупателей, осуществляющих расчеты по двухставочному тарифу |
руб./МВт в мес. |
344 448,18 |
|
Средневзвешенная нерегулируемая цена электрической энергии для покупателей, осуществляющих расчеты по одноставочному тарифу, дифференцированному по ЧЧМ |
|
|
|
or 7001 часов и выше |
коп/кВт ч |
139,048 |
|
от 6001 до 7000 часов |
коп/кВт ч |
146,796 |
|
от 5001 до 6000 часов |
коп/кВт ч |
157,362 |
|
5000 часов и менее |
коп./кВт-ч |
177,622 |
|
Средневзвешенная нерегулируемая цена электрической энергии для покупателей, осуществляющих расчеты по двухставочному тарифу, дифференцированному по зонам суток |
|
|
|
ночная зона |
коп/кВт ч |
72,304 |
|
полупиковая зона |
коп/кВт ч |
86,741 |
|
пиковая зона |
коп/кВт ч |
144,809 |
|
Средневзвешенная нерегулируемая цена электрической энергии (мощности) для покупателей, осуществляющих расчеты по одноставочному тарифу, дифференцированному по зонам суток |
|
|
|
ночная зона |
коп/кВт ч |
72.304 |
|
полупиковая зона |
коп/кВт ч |
147,820 |
|
пиковая зона |
коп/кВт ч |
205,888 |
|
Средневзвешенный тариф покупки электрической энергии на оптовом и розничном рынказх по регулируемым договорам по Моск. обл. для покупателей, осуществляющих расчеты по двухставочному тарифу |
коп/кВт ч |
62,97 |
|
Средневзвешенный тариф покупки мощности на оптовом и розничном рынказх по регулируемым договорам по Моск обл для покупателей, осуществляющих расчеты по двухставочному тарифу |
руб./МВт в мес. |
171 527,30 |
|
Средневшешенный тариф покупки электрической энергии (мощности) на оптовом и розничном рынках по регулируемым договорам по Моск. обл. для покупателей, осуществляющих расчеты по одноставочному тарифу, дифференцированному по ЧЧМ – число часов максимума электронагрузок |
|
|
|
or 7001 часов и выше |
коп/кВт ч |
90,42 |
|
от 6001 до 7000 часов |
коп/кВт ч |
94,64 |
|
от 5001 до 6000 часов |
коп/кВт ч |
100,40 |
|
5000 часов и менее |
коп/кВт ч |
108,71 |
|
Средневзвешенный тариф покупки электрической энергии (мощности) на оптовом и розничном рынках по регулируемым договорам по Моск. обл. для покупателей, осуществляющих расчеты по одноставочному тарифу. дифференцированному по зонам суток |
|
|
|
ночная зона |
коп/кВт ч |
62 97 |
|
полупиковая зона |
коп/кВт ч |
108,71 |
|
пиковая зона |
коп/кВт ч |
108,71 |
|
Средневзвешенная нерегулируемая цена электрической энергии для покупателей, осуществляющих расчеты на розничном рынке по двухставочному тарифу |
коп/кВт ч |
85,717 |
|
Средневзвешенная нерегулируемая цена мощности для покупателей, осуществляющих расчеты на розничном рынке по двухставочному тарифу |
руб./МВт в мес. |
344 448,18 |
|
Средневзвешенная нерегулируемая цена электрической энергии (мощности) для покупателей, осуществляющих расчеты на розничном рынке по одноставочному тарифу дифференцированному по ЧЧМ |
|
|
|
or 7001 часов и выше |
коп/кВт ч |
139,048 |
|
от 6001 до 7000 часов |
коп/кВт ч |
146,796 |
|
от 5001 до 6000 часов |
коп/кВт ч |
157,362 |
|
5000 часов и менее |
коп/кВт ч |
172,622 |
|
Средневзвешенная нерегулируемая цена электрической энергии (мощности) для покупателей, осуществляющих расчеты на розничном рынке по одноставочному тарифу |
|
|
|
ночная зона |
коп/кВт ч |
72,304 |
|
полупиковая зона |
коп/кВт ч |
147,820 |
|
пиковая зона |
коп/кВт ч |
205,888 |
* ЧЧМ – число часов максимума электронагрузок
Приложение 12
Кадастровая
стоимость 1 га сельскохозяйственных
угодий в среднем по субъекту РФ
определяется умножением расчетного
рентного дохода
на срок капитализации Тк, равный 33 годам.
Расчетный рентный доход определяется посредством суммирования дифференциального и абсолютного рентных доходов.
Дифференциальный
рентный доход
определяется по формуле:
,
руб., (19)
где
– оценочная продуктивность 1 га с.х.
угодий, руб.;
– цена производства валовой продукции,
руб.
На землях, где нет
дифференциального рентного дохода,
кадастровая стоимость устанавливается
на основе абсолютного рентного дохода
в зависимости от региона, бонитета
и местоположения земельного участка:
Кадастровая
стоимость здания, сооружения (т.е. объекта
недвижимости)
определяется по формуле:
,
руб., (20)
где
– удельная стоимость единицы площади
(объема) здания (сооружения), руб./кв. м
(пог. м, куб. м);
– площадь (объем, длина) здания (сооружения), кв. м (пог. м, куб. м).
Приложение 13
Тарифы на электрическую энергию, реализуемую потребителям в 2012 году |
||||||||||
№ п/п |
Показатель (группы потребителей с разбивкой тарифа по ставкам) |
Единица измерения |
Диапазоны напряжения |
|||||||
ВН |
CН-I |
СН-II |
НН |
|||||||
1 |
Базовые потребители (тарифы указываются без НДС) |
|||||||||
|
Одноставочный тариф |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
||||
|
Двухставочный тариф |
|
|
|
|
|
||||
|
- плата за мощность |
руб./МВт. мес. |
|
|
|
|
||||
|
- плата за энергию |
коп./кВт. ч |
|
I |
|
|
||||
|
Тарифы, дифференцированные по зонам |
|
|
|
|
|
||||
|
- ночная зона |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
||||
|
- полупиковая зона |
коп./кВт. ч |
|
|
|
|
||||
|
- пиковая зона |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
||||
1.2 |
Базовые потребители, получающие электрическую энергию и мощность с шин (распределительного устройства) генераторного напряжении |
|||||||||
|
||||||||||
|
Одноставочный тариф |
коп./кВт. ч |
|
|
|
|
||||
|
Двухставочный тариф |
|
|
|
|
|
||||
|
— плата за мощность |
руб. МВт мес. |
|
|
|
|
||||
|
- плата за энергию |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
||||
|
Тарифы, дифференцированные по зонам |
|
|
|
|
|
||||
|
- ночная зона |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
||||
|
- полупиковая зона |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
||||
|
- пиковая зона |
коп./кВт. ч |
|
|
|
|
||||
2 |
Прочие потребители (тарифы указываются без НДС) |
|||||||||
2.1 |
ЭСО, снабжающие электрической энергией (мощностью) население и (или) бюджетные организации (каждое ЭСО выделяется отдельной строкой) |
|||||||||
|
Одноставочный тариф |
от 7000 и выше |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
|||
|
от б000 до 7000 часов |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
||||
|
от 5000 до 6000 часов |
коп./кВт. ч |
|
|
|
|
||||
|
от 4000 до 5000 часов |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
||||
|
от З000 до 4000 часов |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
||||
|
от 2000 до 3000 часов |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
||||
|
Двухставочный тариф |
|
|
|
|
|
||||
|
- плата за мощность |
руб./МВт мес. |
|
|
|
|
||||
|
- плата за энергию |
коп./кВт. ч |
|
|
|
|
||||
|
Тарифы, дифференцированные по зонам |
|
|
|
|
|
||||
|
- ночная зона |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
||||
|
- полупиковая зона |
коп./кВт. ч |
|
|
|
|
||||
|
- пиковая зона | |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
||||
2.2. |
ЭС0, снабжающие электрической энергией (мощностью) население и (или) бюджетные организации, получающие электрическую энергию и мощность с шин (распределительного устройства) генераторного напряжения (каждое ЭСО выделяется отдельной строкой) |
|||||||||
|
Одноставочный тариф |
от 7000 и выше |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
от б000 до 7000 часов |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
от 5000 до 6000 часов |
коп./кВт. ч |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
от 4000 до 5000 часов |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
от З000 до 4000 часов |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
от 2000 до 3000 часов |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
Двухставочный тариф |
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
- плата за мощность |
руб./МВт мес. |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
- плата за энергию |
коп./кВт. ч |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
Тарифы, дифференцированные по зонам |
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
- ночная зона |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
- полупиковая зона |
коп./кВт. ч |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
- пиковая зона | |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
2.3. |
Иные прочие потребители, включая ЭСО, за исключением потребителей, указанных в пп. 2.1 и 2.2 |
|||||||||||||||||||||||||
|
Одноставочный тариф |
от 7000 и выше |
коп./кВт ч |
143,44 |
|
205,92 |
233,07 |
|||||||||||||||||||
|
от б000 до 7000 часов |
коп./кВт ч |
155,58 |
|
227,44 |
256,91 |
||||||||||||||||||||
|
от 5000 до 6000 часов |
коп./кВт. ч |
163,31 |
|
257,56 |
290,30 |
||||||||||||||||||||
|
менее 5000 часов |
коп./кВт ч |
|
|
277,65 |
|
||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
Тарифы, дифференцированные по зонам суток |
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
- ночная зона (21.00-8.00) |
коп./кВт ч |
115,81 |
|
189,68 |
224,46 |
||||||||||||||||||||
|
- полупиковая зона (11.00-18.00) |
коп./кВт. ч |
156,22 |
|
230,64 |
266,99 |
||||||||||||||||||||
|
- пиковая зона |(8.00-11.00; 18.00-21.00) |
коп./кВт ч |
185,41 |
|
277,46 |
319,14 |
||||||||||||||||||||
|
Двухставочный тариф |
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
- плата за мощность |
руб./МВт мес. |
425000 |
|
753130 |
834724 |
||||||||||||||||||||
|
- плата за энергию |
коп./кВт. ч |
70,58 |
|
76,81 |
89,97 |
||||||||||||||||||||
|
Двухставочный тариф, дифференцированный по зонам суток |
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
- плата за мощность |
руб./МВт мес. |
|
|
753130 |
|
||||||||||||||||||||
|
- плата за энергию |
коп./кВт. ч |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
-ночная зона (21.00-8.00) |
|
|
|
67,80 |
|
||||||||||||||||||||
|
-полупиковая зона (11.00-18.00) |
|
|
|
76,81 |
|
||||||||||||||||||||
|
- пиковая зона |(8.00-11.00; 18.00-21.00) |
|
|
|
88,70 |
|
||||||||||||||||||||
2.4. |
Бюджетные потребители (тарифы указываются без НДС) |
|||||||||||||||||||||||||
|
Одноставочный тариф |
от 7000 и выше |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
от б000 до 7000 часов |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
от 5000 до 6000 часов |
коп./кВт. ч |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
менее 5000 часов |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
Двухставочный тариф |
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
- плата за мощность |
руб./МВт мес. |
425000 |
|
753130 |
834724 |
||||||||||||||||||||
|
- плата за энергию |
коп./кВт. ч |
70,58 |
|
76,81 |
89,97 |
||||||||||||||||||||
|
Тарифы, дифференцированные по зонам суток |
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
- ночная зона (21.00-8.00) |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
- полупиковая зона (11.00-18.00) |
коп./кВт. ч |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
- пиковая зона |(8.00-11.00; 18.00-21.00) |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
2.5 |
Потребители, подключенные к шинам РУПЭ (генераторное напряжение) (тарифы указываются без НДС) |
|
||||||||||||||||||||||||
|
Одноставочны тариф |
от 7000 и выше |
коп./кВт ч |
148,06 |
|
148,06 |
148,06 |
|
||||||||||||||||||
|
от 6000 до 7000 часов |
коп./кВт ч |
154,23 |
|
154,23 |
154,23 |
|
|||||||||||||||||||
|
от 5000 до 6000 часов |
коп./кВт. ч |
169,95 |
|
169,95 |
169,95 |
|
|||||||||||||||||||
|
менее 5000 |
коп./кВт. ч |
192,65 |
|
192,65 |
192,65 |
|
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
Двухставочный тариф |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
- плата за мощность |
руб./МВт- мес. |
468181 |
|
468181 |
468181 |
|
|||||||||||||||||||
|
- плата за энергию |
коп./кВт ч |
67,80 |
|
67,80 |
67,80 |
|
|||||||||||||||||||
|
Тарифы, дифференцированные по зонам суток |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
- ночная зона (21.00-8.00) |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
- полупиковая зона (11.00-18.00) |
коп./кВт ч |
|
1 |
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
- пиковая зона (8.00-11.00;18.00-21.00) |
коп./кВт ч |
|
Г |
|
|
|
|||||||||||||||||||
2.6 |
Потребители, подключенные к сетям ОАО "ФСК" (тарифы указываются без НДС) |
|
||||||||||||||||||||||||
|
Одноставочный тариф |
от 7000 и выше |
коп./кВт ч |
128,11 |
|
128,11 |
128,11 |
|
||||||||||||||||||
|
от 6000 до 7000 часов |
коп./кВт- ч |
136,34 |
|
136,23 |
136,34 |
|
|||||||||||||||||||
|
от 5000 до 6000 часов |
коп./кВт. ч |
147,55 |
|
147,35 |
147,55 |
|
|||||||||||||||||||
|
менее 5000 |
коп./кВт ч |
163,75 |
|
163,75 |
163,75 |
|
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
i |
Двухставочный тариф |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
- плата за мощность |
руб./МВт. мес. |
334082 |
|
334082 |
334 082 |
|
|||||||||||||||||||
|
- плата за энергию |
коп./кВт ч |
74,66 |
|
74,66 |
74,66 |
|
|||||||||||||||||||
|
Тарифы, дифференцированные по зонам суток |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
- ночная зона (21.00-8.00) |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
- полупиковая зона (11.00-18.00) |
коп./кВт ч |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
- пиковая зона (8.00-11.00;18.00-21.00) |
коп./кВт. ч |
1 |
1 |
1 |
|
|
|||||||||||||||||||
4
|
Тариф на покупку электрической энергии на цели компенсации технологического расхода э/энергии для организаций, оказывающих услуги по передаче э/энергии |
коп./кВт ч |
115,59 |
] |
115,59 |
115, 59 |
|
|||||||||||||||||||
Приложение 14
Понятие инвестиционной привлекательности и подходы к ее оценке
Инвестиционная привлекательность горного предприятия – состояние его хозяйственного развития, при котором с высокой долей вероятности в приемлемые для инвестора сроки инвестиции могут дать удовлетворительный уровень прибыльности или может быть достигнут другой положительный эффект.
Инвестиционная привлекательность зависит как от внешних факторов, характеризующих уровень развития отрасли и региона расположения рассматриваемого предприятия, так и от внутренних факторов – деятельности внутри предприятия.
Оценку инвестиционной привлекательности предприятия оценщик может осуществлять с помощью следующих трех подходов:
1. Доходный подход;
2. Затратный (имущественный) подход;
3. Сравнительный (рыночный) подход.
Сравнительный подход осуществляет сопоставимую оценку ценовым мультипликатором недавно проданного аналогичного предприятия с оцениваемым. Текущая рыночная стоимость определяется величиной собственного (акционерного) капитала и долга в стоимостном выражении.
Использование подходов оценки стоимости объектов предложен условным, но удовлетворяющим требованиям практики, примером оценки подземного автопаркинга.
Сравнительный подход не рассматривается по причине отсутствия случая продажи аналогичного объекта.
Метод анализа иерархий (МАИ), применяемый для оценки стоимости объекта, рассмотрен на стр. 43 – 47 Горного журнала №11 2008г.
Экономическая характеристика подземного автопаркинга
Основным функциональным значением объекта является использование подземного пространства как паркинг для легковых автомашин, где будет одновременно осуществляться технический осмотр машин, их ремонт и естественно, охрана – таким образом, вокруг трехсекционного дома будет больше пространства для зеленых мест, мест отдыха.
Габариты проектируемого объекта (подземного паркинга) составляют в плане «72*35м», высота 3 м.
Экономические затраты на внедрение предлагаемой технологической сметы
При разработке технологической карты на земляные работы в пояснительной записке должен быть осуществлен выбор экскаваторов, бульдозеров и количество транспорта для доставки строительных материалов. Для доставки бетонной смеси на объект используют специальные автобетоновозы и автобетоносмесители. В основной технологической карте необходимо проанализировать работу бетононасоса при устройстве монолитной железобетонной фундаментной плиты подземной автостоянки закрытого типа.
Все цены, т.е. арендная стоимость, тарифная ставка звена рабочих, годовые затраты и др., взяты на основании данных 2011г. Подсчитана годовая продолжительность работы каждого механизма, машины, затраты труда на укладку 1м куб. бетонной смеси, стоимости машино-смены и др.
При укладке бетонной смеси в фундаментную плиту автостоянки используется бетононасос С-284А., производительность которого 40 м3 /ч. Интенсивность бетонирования с учетом снижения подачи бетона при применении одного перегрузочного бункера 40*0,6=24м3.
При использовании бетононасоса:
- затраты времени на укладку бетонной смеси – 0,05 час.;
- себестоимость укладки бетонной смеси – 37,3 руб.;
- бытовая производительность – 61992 мЗ/год;
- меньше используется людей по сравнению с краном-бадьей.
Оценка земельного участка
Рыночная стоимость для здания, определенная в рамках затратного подхода, составляет 15 млн. руб., срок эксплуатации здания 80 лет, ставка дохода 15% годовых. Коэффициент капитализации для земли равен 10%. Чистый операционный доход, приносимый единым объектом недвижимости, составляет 2850000 рублей в год.
1). Коэффициент капитализации здания с учетом срока эксплуатации. Кзд=г+Кв=г+1/п=15+1/80=16,25%,
где Кзд – коэффициент капитализации для здания;
r – ставка дохода;
Кв – ставка возврата капитала;
п — срок эксплуатации здания.
2). Часть дохода, относящаяся к зданию, равна:
ЧОДзд=Сзд*Кзд=15000000*0,1625=2437500руб,
где ЧОДзд – чистый операционный доход, относящийся к зданию;
Сзд – стоимость здания.
3). Часть дохода, относящегося к земельному участку:
ЧОДзем=ЧОДобщ-ЧОДзд=2850000-2437500=412500руб.,
где ЧОДобщ — общий доход в год от эксплуатации единого объекта недвижимости.
4). Стоимость земли определяется путем капитализации части дохода, отнесенного к земле:
Сзем=ЧОДзем/Кзем=412500/0,1=4125000руб.
Оценка имущества затратным и доходным подходами
Основой затратного подхода является балансовая стоимость предприятия, сформированная на базе учета расходов в сметной документации нового строительства или реконструкции предприятия.
Стоимостную оценку имущественного комплекса при затратном подходе можно определить по формуле:
,
где
–
восстановительная стоимость чистых
активов (собственного капитала), руб.;
– восстановительная
стоимость всех активов предприятия,
руб.;
– текущая стоимость
обязательств предприятия, в данном
случае равна нулю.
Sч.a=15000000+412500=15412500 руб.
При доходном подходе оценка стоимости имущественного комплекса предполагает, что стоимость объекта должна быть сопоставима не с прошлым, а с будущими потоками доходов. Реализация данного подхода возможна посредством использования формулы:
,
где – рыночная стоимость объекта имущественного комплекса предприятия, оцененных по методу доходного подхода, руб.;
– рассматриваемый период;
– коэффициент
дисконтирования, доля;
реальная ставка
дисконтирования;
– суммарный
показатель отдачи на капитал, руб.;
– денежный поток, руб.;
— текущая стоимость
реверсии, руб.,
;
– восстановительная
стоимость объекта недвижимости в
рассматриваемом периоде,
,
руб.
Spd = 19799352 руб.
Пути повышения инвестиционной привлекательности предприятия
В настоящее время среди предпринимателей становится популярным и эффективным инновационный механизм привлечения средств частных инвесторов, который получил название государственно-частное партнерство (ГЧП). Главной целью государственного партнерства и частных инвесторов является передача оптимального количества рисковых проектов частному сектору. При этом оптимальная направленность предусматривает необходимость согласованного и не императивного перераспределения рисков и доходов тому участнику, инфраструктурного проекта, который сможет более эффективно управлять рисками. Для достижения целей предусматривается объединение профессиональных знаний и совместных финансовых источников.
Анализ финансовой выгоды осуществляется по системе, включающей в себя необходимые ключевые критерии, учитывающие объемы выпускаемой продукции, инновационность.
Концессионные соглашения (КС). Новой формой взаимоотношений между государством и бизнесом в области эффективного использования имущества, находящегося в государственной и муниципальной собственности, является КС, заключаемое на основании ФЗ. Этот закон регулирует отношения, возникшие в связи с подготовкой, заключением, исполнением и прекращением концессионных соглашений, а так же гарантии прав и интересов сторон. Однако КС – это смешанный договор, который содержит в себе элементы таких договоров, как например, договоры строительного подряда и аренды.
Приложение 15
Оценка стоимости
бизнеса (богатства) горной компании
осуществляется по формуле:
,
руб.,
но чтобы можно было пользоваться этой формулой, следует выполнить ряд требований:
Разделить рассматриваемый период функционирования компании на прогнозный и постпрогнозный (терминальный) периоды (например, 6 и 6 лет соответственно).
Принять к сведению, что приведенная стоимость денежного потока, создаваемого в течение прогнозного периода, называется приведенной стоимостью (в формуле первое слагаемое выражения).
Второе слагаемое выражения называется продленной стоимостью (терминального периода).
Установить ключевые факторы стоимости, характеризующие прибыль , налог на прибыль , темпы роста компании
,
рентабельность инвестированного
капитала
,
средневзвешенные затраты на капитал
.
Эти факторы преобразуются в стоимостной
показатель, учитывающий долгосрочную
перспективу компании, и оказывают
влияние на принятие конкурентоспособных
и компромиссных решений.В литературных источниках формула по определению называется моделью дисконтированного денежного потока (ДДП), где – прогнозный период, =1, 2, 3, 4, 5, 6;
–
постпрогнозный период,
=6.
– прибыль в следующем за прогнозным
периодом году (т.е.
=t+1=6+1=7;
– чистая прибыль по годам периода t.
Подставив числовые значения переменных в формулу модели ДДП, получим следующие результаты решения.
Если рентабельность
новых инвестиций
=27,58%, темпы роста
=7%,
средневзвешенные
затраты на капитал
=10%,
то
=15085609.
Приведенная стоимость свободного денежного потока за период 1 – 6 лет – 2463,8 д.ед. (приложение 16).
Приведенная продленная стоимость – 15085609 д.ед.
Совокупная стоимость – 1508059 д.ед.
П
риложение
16
Рис. 6. Схема формирования стоимости денежного потока
Приложение 17
Алгоритм определения акционерной добавленной стоимости (SVA – Shareholder Value Added), д. ед.
По результатам деятельности компании имеются следующие показатели, достаточные для определения величины SVA:
продолжительность прогнозного периода – 5 лет;
чистая операционная прибыль на начало рассматриваемого периода – 30000 ден. единиц;
темпы прироста чистой операционной прибыли – 20%;
установленная норма приростных инвестиций во внеоборотные активы и рабочий капитал – 55% от величины прироста чистой операционной прибыли;
средневзвешенные затраты на капитал (WACC – Weighted Average Cost of Capital) ( ), =15%;
темпы прироста приведенной остаточной стоимости – 3%.
Определить величину SVA.
Последовательные действия, связанные с определением величины SVA.
Таблица 13
№ п/п |
Наименование показателей |
Годы |
|||||
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
||
1 |
Чистая операционная прибыль EBIT |
30000 |
36000 |
43200 |
51840 |
62208 |
74650 |
2 |
Прирост чистой операционной прибыли |
|
6000 |
7200 |
8640 |
10368 |
12442 |
3 |
Приростные инвестиции (с.2·0,55) |
|
3300 |
3960 |
4752 |
5702 |
6843 |
4 |
Чистый денежный поток – NCF (с.1-с.3) |
|
32700 |
33240 |
47088 |
56506 |
67807 |
5 |
Средневзвешенные затраты на капитал – , % |
|
15 |
15 |
15 |
15 |
15 |
6 |
Остаточная стоимость (реверсия – RV (с.1:с.5) |
200000 |
240000 |
238000 |
345600 |
414720 |
497667 |
7 |
Текущий коэффициент дисконтирования 1/1,15t |
|
0,87 |
0,76 |
0,66 |
0,57 |
0,5 |
8 |
Приведенная стоимость чистого денежного потока (с.4·с.7) |
|
28449 |
29822 |
31078 |
32208 |
33904 |
9 |
Приведенная стоимость остаточной стоимости (с.6·с.7) |
200000 |
208800 |
218880 |
228096 |
236390 |
248834 |
10 |
Прирост приведенной остаточной стоимости (с.9·0,03) |
|
6264 |
6566 |
6843 |
7092 |
7465 |
|
Добавленная акционерная стоимость – SVA (с.8+с.10) |
|
34713 |
36388 |
29662 |
39300 |
41369 |
Приложение 18
Определение уровня
экономической добавленной стоимости
и экономической прибыли
.
Дано
Сумма инвестированного капитала =2 млн. руб.
Рентабельность к инвестициям =16%. Средневзвешенные затраты на капитал =15%. Определить величину показателя экономической добавленной стоимости .
Решение
=
2·106(16-15)=20000
руб.
Выводы. Компания не "проедает" ранее накопленные средства, а создает добавленную стоимость (богатство) для ее развития.
Дано
Объем продаваемой продукции равен 2 млн. т.
Цена единицы
продукции
=1200
руб./т.
Альтернативные издержки составляют 87,5% от суммы продаж.
Определить величину экономической прибыли .
Решение
,
=2·106·1200-2400000000·0,875=300000000 руб.
Приложение 19
Капитальные вложения в целом по Новомосковскому ПХГ по вариантам строительства и вариантам газопроводов — подключения представлены в таблицах 14.
Таблица 14
Расчет капитальных вложений в строительство Новомосковского ПХГ
Вариант 1.1 — площадка г. Новомосковска
-
№№ п/п
Наименование объектов
Сметная стоимость, (млн.руб.)
строительно-монтажных работ
оборудов.прис-пособлений и пр. инвентаря
прочих затрат
общая стоимость
I
Внешнее электроснабжение
83,558
0,000
83,558
II
Площадка технологических скважин ПХГ
всего: в том числе:
1261,942
25,563
569,746
1857,251
1
Водорассольный комплекс
136,885
25,563
23,074
185,522
2
Строительство скважин всего: в том числе:
237,443
0,000
151,808
389,251
2.1
Эксплуатационные (технологические)
203,157
0,000
129,887
333,044
2.2
Водозаборные
3,611
0,000
2,309
5,920
23
Сеть контрольно-наблюдательных скважин:
30,675
0,000
19,612
50,286
2.3.1
водозаборные
3,611
0,000
2,309
5,920
2.3.2
на rpyнтовые воды
10,881
0,000
6,957
17,839
2.3.3
на грунтовые воды
16,182
0,000
10,346
26,528
3
Строительство подземных резервуаров
887,614
0,000
265,132
1152,746
4
Буферный газ
0,000
0,000
129,732
129,732
III
Площадка компрессорной станции
1226,279
1108,506
98,559
2430,344
IV
Газопровод подключений к МГ Ямбург — Тула II Ду 700 L=20 км
514,286
42,665
60,643
617,588
Всего по ПХГ:
3086,060
1176,733
725,947
4988,741
НДС:
555,491
211,812
130,671
897,973
Всего по ПХГ с НДС:
3641,551
1388,545
856,618
5886,714
ъ
Таблица 15
Расчет капитальных вложений в строительство Новомосковского ПХГ
Вариант 1.2 — площадка г. Новомосковска
№№ п/п |
Наименование объектов |
Сметная стоимость, (млн. руб.) |
|||
строительно- монтажных работ |
оборудов.,прис- пособлений и пр.инвентаря |
прочих затрат |
общая стоимость |
||
I |
Внешнее электроснабжение |
83,558 |
0,000 |
|
83,558 |
II |
Площадка технологических скважин ПХГ всего: в том числе: |
1261,942 |
25 563 |
569,746 |
1857,251 |
1 |
Водорассольный комплекс |
136,885 |
25,563 |
23,074 |
185,522 |
2 |
Строительство скважин всего: в том числе: |
237,443 |
0,000 |
151,808 |
389,251 |
2.1 |
Эксплуатационные (технологические) |
203,157 |
0,000 |
129,887 |
333,044 |
2.2 |
Водозаборные |
3,611 |
0,000 |
2,309 |
5,920 |
2.3 |
Сеть контрольно-наблюдательных скважин: |
30,675 |
0,000 |
19,612 |
50,286 |
2.3.1 |
водозаборные |
3,611 |
0,000 |
2,309 |
5,920 |
2.3.2 |
на грунтовые воды |
10,881 |
0,000 |
6,957 |
17,839 |
2.3.3 |
на грунтовые воды |
16,182 |
0,000 |
10,346 |
26,528 |
3 |
Строительство подземных резервуаров |
887,614 |
0,000 |
265,132 |
1152,746 |
4 |
Буферный газ |
0,000 |
0,000 |
129,732 |
129,732 |
III |
Площадка компрессорной станции |
1226,279 |
1108,506 |
95,559 |
2430,344 |
IV |
Газопровод подключения к МГ Горький -- Центр Ду 700 L=52 км |
1280,671 |
60,325 |
106,445 |
1447,441 |
|
Всего по ПХГ: |
3852,450 |
1194,393 |
771,750 |
5818,593 |
|
НДС: |
693,441 |
214,991 |
138,915 |
1047,347 |
|
Всего по ПХГ с НДС: |
4545,891 |
1409,384 |
910,665 |
6865,940 |
Использованная литература
Налог на прибыль организаций НК РФ, часть вторая, Россия, гл. 25. М.: "Ось–89", 2001.
ГК РФ ст. 130, 132.
Ястребинский М.А., Белинский Г.М., Гусева Н.М. Методические указания для выполнения экономической части курсовой, дипломной работы или дипломного проекта специальности 0903, 0906. М.: МГГУ, 1998.
Выходцева Г.П., Худько Е.В. Методические указания по выполнению экономической части дипломных проектов по специальности 130403 "Открытые горные работы". М.: МГГУ, 2010.
Ястребинский М.А. Экономика добычи и переработки строительных горных пород. Учебник, 2-ое изд. М.: Высшая школа, 1990.
Горный журнал №№ 11, 12, 2008.
Финансово-кредитный энциклопедический словарь. М.: "Финансы и статистика", 2002.
1 ПБУ – правила бухгалтерского учета.
2 МСФО – международные стандарты финансовой отчетности.
3 Например, только переменные затраты при маржинальном методе учета и использования метода сумм покрытия постоянных затрат
4 Дирижизм экономический – dirigisme—обосновывающий необходимость, направления и формы государственного регулирования экономики [7].
Бонитет – совокупный почвенный балл (показатель плодородия почв).