Р Газпром 070-2009

  Главная      Учебники - Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..   221  222  223  224  225  226  ..

 

 

 

 

 


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

РЕКОМЕНДАЦИИ ОРГАНИЗАЦИИ


 

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРИМЕНЕНИЮ УНИФИЦИРОВАННЫХ ПОДХОДОВ К ОЦЕНКЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ» В ОБЛАСТИ ТЕПЛО- И ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ


 

Р Газпром 070-2009


 

Издание официальное


 


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Открытое акционерное общество «Газпром промгаз» Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


 

Москва 2010

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАНЫ Открытым акционерным обществом «Газпром промгаз»


     

  2. ВНЕСЕНЫ Управлением энергетики Департамента по транспор- тировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»


     

  3. УТВЕРЖДЕНЫ членом правления, начальником Департамента по транс-

    портировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» 4 августа 2009 г.


     

  4. ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ


     

  5. СРОК ДЕЙСТВИЯ 3 года


 

© ОАО «Газпром», 2009

© Разработка ОАО «Газпром промгаз», 2009

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2010


 


 

Распространение настоящих рекомендаций осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»


 

II

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Термины и определения 1

  3. Особенности инвестиционных проектов ОАО «Газпром»

    в области тепло- и электроэнергетики 3

  4. Основные принципы и методы оценки экономической

    эффективности инвестиционных проектов 4

  5. Исходная информация и предварительные расчеты 5

  6. Учет инфляции, неопределенности и рисков при оценке

    экономической эффективности инвестиционных проектов 7

  7. Учет проектных схем финансирования при оценке

    экономической эффективности инвестиционных проектов 8

  8. Система показателей и алгоритм принятия решений

    o целесообразности реализации проектов 9

    Приложение А (справочное) Пример оценки экономической

    эффективности строительства теплоэлектростанции 11

    Приложение Б (справочное) Пример оценки экономической эффективности строительства когенерационной установки

    для совместного производства тепла и электроэнергии 25

    Библиография 43


     

    III

    Введение


     

    Одним из принципов, на котором строится стратегия ОАО «Газпром», является дивер- сификация и расширение деятельности, в том числе за счет реализации высокоэффективных проектов, связанных с производством и реализацией тепло- и электроэнергии.

    Инвестиции в тепло- и электроэнергетику дают доступ ОАО «Газпром» к важному сег- менту рынка конечной продукции с более высокой добавленной стоимостью. Кроме того, участие в модернизации тепло- и электроэнергетики с использованием самого современного оборудования и технологий позволяет повысить эффективность использования природного газа.

    Целью настоящих рекомендаций является формирование унифицированных ме- тодических подходов к оценке экономической эффективности инвестиционных проектов ОАО «Газпром» в области тепло- и электроэнергетики и выбору оптимальных инвестицион- ных решений.

    Рекомендации разработаны авторским коллективом ОАО «Газпром промгаз» под научным руководством д.э.н. Е.С. Мелехина при участии к.ф.-м.н. А.З. Стопыры, к.э.н. А.Н. Арянина, к.э.н. С.Е. Федоровой, К.Н. Хуршудян, Т.Н. Теленкова.


     

    IV

    РЕКОМЕНДАЦИИ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


     

    image

    МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРИМЕНЕНИЮ УНИФИЦИРОВАННЫХ ПОДХОДОВ К ОЦЕНКЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ» В ОБЛАСТИ ТЕПЛО-

    И ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ


     

    image

    Дата введения – 2010-06-23


     

    1. Область применения


       

      1. Настоящие рекомендации определяют основные принципы и методы оценки эко- номической эффективности, учет инфляции, неопределенности и рисков, проектных схем финансирования при проведении расчетов. Настоящие рекомендации распространяются на предынвестиционные исследования в форме экспертно-аналитических разработок и пред- проектной документации.

      2. Настоящие рекомендации следует применять структурным подразделениям, до- черним обществам и организациям ОАО «Газпром», осуществляющим предынвестицион- ные исследования проектов ОАО «Газпром» в области тепло- и электроэнергетики.


         

    2. Термины и определения


 

В настоящих рекомендациях применены следующие термины с соответствующими определениями:


 

2.1 инвестиционный проект: Обоснование технико-экономической целесообраз- ности, объема и сроков осуществления капитальных вложений, в том числе необходи- мая предпроектная и проектная документация, разработанная в соответствии с законо- дательством Российской Федерации и/или другим применимым законодательством и утвержденная в установленном порядке стандартами (нормами и правилами, в том числе стандартами ОАО «Газпром»).

[Порядок планирования и организации [1], пункт 1.1]

 


 

image

Издание официальное


 

1


 

2.2 предынвестиционные исследования: Экспертно-аналитические разработки, выполняемые, как правило, в форме технико-экономического анализа и предпроектная документация по инвестиционным проектам, которые выполняются на предынвестици- онной стадии проекта в соответствии с действующим законодательством Российской Фе- дерации и внутренними нормативными документами ОАО «Газпром».

[Порядок планирования и организации [1], пункт 1.3]

 


 

2.3 экспертно-аналитические разработки: Разработки, целью которых является формирование базы данных в области предполагаемого проектирования с целью подго- товки требований и условий выполнения предпроектной документации.

[Порядок планирования и организации [1], пункт 1.4]

 


 


 

2.4 предпроектная документация по инвестиционным проектам: Совокупность до- кументов, на основе которых осуществляются предварительное изучение целесообразно- сти выполнения инвестиционного проекта, апробирование и оценка его технических и экономических характеристик.

П р и м е ч а н и е – Этапы разработки предпроектной документации – Инвестиционный замысел, Ходатайство (Декларация) о намерениях, Обоснование инвестиций.

[Порядок планирования и организации [1], пункт 1.5]

 


 

    1. эффективность инвестиционного проекта: Степень соответствия проекта целям и интересам участников проекта, оцениваемая за заданный период жизненного цикла.

    2. организационно-экономический механизм реализации проекта: Форма взаимо- действия участников проекта.


 

2.7 инвестиционный замысел: Документ, содержащий инвестиционную идею, в котором выполнено предварительное изучение спроса и предложения и дана оценка базовых, текущих и прогнозных цен; представлены предложения по организационно- правовой форме реализации инвестиционного замысла; определен состав участников, предполагаемый объем инвестиций, дана предварительная оценка технических возмож- ностей, экономической и коммерческой эффективности предполагаемого к осуществле- нию инвестиционного проекта.

[Порядок планирования и организации [1], пункт 1.6]

 


 


 

2


 

2.8 Ходатайство (Декларация) о намерениях: Предпроектная документация, в ко- торой заказчик (инвестор), исходя из целей инвестирования и дополнительного иссле- дования ситуации на рынке продукции и услуг, с учетом решений и рекомендаций, при- нятых в программах, прогнозах и схемах развития и размещения производительных сил и иных материалов, проводит оценку возможностей инвестирования и достижения на- мечаемых технико-экономических показателей. Ходатайство (Декларация) о намерениях разрабатывается в объеме, достаточном для получения решения местного органа власти о возможности реализации намерений инвестирования в строительство предприятия, зда- ния, сооружения, выдачи и получения предварительных технических условий.

[Порядок планирования и организации [1], пункт 1.7]

 


 


 

2.9 обоснование инвестиций: Предпроектная документация, в которой определе- ны цель инвестирования, назначение и мощность объекта строительства, номенклатура продукции, место (район) размещения объекта с учетом принципиальных требований и условий заказчика (инвестора). На основе необходимых исследований и проработок об источниках финансирования, условиях и средствах реализации поставленной цели, с ис- пользованием максимально возможной информационной базы данных, заказчиком (ин- вестором) проводится оценка возможностей инвестирования и достижения намечаемых технико-экономических показателей.

[Порядок планирования и организации [1], пункт 1.8]

 


 

2.10 схема финансирования: Элемент организационно-экономического механизма реализации проекта, характеризующий источники и условия финансирования проекта.


 

  1. Особенности инвестиционных проектов ОАО «Газпром» в области тепло- и электроэнергетики

    Оценка инвестиционных проектов строительства, расширения, реконструкции или технического перевооружения объектов тепло- и электроэнергетики определяется следую- щими технологическими, экономическими и правовыми особенностями:

    • непрерывность и одновременность процессов производства, передачи, распределе- ния и потребления электроэнергии, практическая невозможность эффективного аккуму- лирования электроэнергии в значительных масштабах;


       

      3

    • значительные колебания режимов потребления отдельных потребителей с харак- терными трендами в суточном, недельном, месячном разрезах, вызванные совокупностью случайных и прогнозируемых процессов;

    • возможность комбинированного производства электрической и тепловой энергии, развитие децентрализованных источников теплоснабжения;

    • регулирование органами государственной власти экономических отношений в об- ласти тепло- и электроэнергетики в соответствии с их полномочиями, установленными за- конодательством Российской Федерации.


       

  2. Основные принципы и методы оценки экономической эффективности инвестиционных проектов

    1. Оценку эффективности инвестиционных проектов в области тепло- и электро- энергетики рекомендуется выполнять на основе следующих принципов:

      • рассмотрение проекта на протяжении всего расчетного периода, включающего предынвестиционную, инвестиционную, эксплуатационную и ликвидационную стадии;

      • прогнозирование денежных потоков, включающих все связанные с осуществлени- ем проекта денежные поступления и расходы за расчетный период времени;

      • учет фактора времени, связанного с неравноценностью денежных поступлений и расходов, получаемых и осуществляемых в разные годы проектного цикла, путем дисконти- рования;

      • сопоставимость условий сравнения различных проектов (вариантов проекта);

      • принцип положительности и максимума эффекта;

      • учет только предстоящих денежных поступлений и выплат;

      • учет наличия разных участников проекта и различных оценок стоимости капитала, выражающихся в индивидуальных значениях нормы дисконта;

      • учет влияния неопределенностей и рисков, сопровождающих реализацию проекта (неполнота и неточность информации относительно динамики денежных поступлений и выплат в течение расчетного периода времени).

        Принципы оценки экономической эффективности едины для всех стадий осущест- вления проекта.

    2. Оценку экономической эффективности инвестиционного проекта следует прово- дить методом сопоставления денежных поступлений и расходов за расчетный период. Нача-


       


       

      4

      ло расчетного периода соответствует дате начала реализации проекта. Продолжительность расчетного периода рекомендуется принимать, исходя из:

      • срока службы до капитального ремонта или, при отсутствии такового, из срока службы до полного физического или морального износа;

      • требуемого срока окупаемости;

      • других причин, связанных со специфическими особенностями проекта.

        На практике расчетный период разбивается на шаги (1, 2, 3,…), в пределах которых производится агрегирование данных, используемых в расчетах. Длительность шагов уста- навливается в годах или долях года – в зависимости от необходимой точности расчетов. Если это не оговаривается особыми требованиями, достаточным является разбиение расчетного периода на шаги длительностью 1 год.

    3. При проведении расчетов поступления и расходы, связанные с проектом, следует выражать в виде денежных потоков по шагам расчетного периода. Для каждого шага расчет- ного периода определяются:

      • приток денежных средств;

      • отток денежных средств;

      • сальдо, равное разности между притоком и оттоком денежных средств. Денежный поток обычно состоит из потоков от отдельных видов деятельности:

      • инвестиционной;

      • операционной;

      • финансовой.

        Рассчитанные денежные потоки, рассредоточенные во времени по шагам расчетно- го периода, приводятся методом дисконтирования к единому моменту времени, в качестве которого рекомендуется принимать конец первого шага. Ставка дисконтирования (норма дисконта) может быть рассчитана в соответствии с Методическими рекомендациями [2], установлена требованиями технического задания или принята на основе внутрикорпора- тивных требований или практики расчетов в ОАО «Газпром».


         

  3. Исходная информация и предварительные расчеты


     

    1. Объем исходной информации, детальность и глубину ее проработки рекомендует- ся определять в зависимости от этапа разработки предпроектной документации, на котором выполняется оценка экономической эффективности.


       


       

      5

    2. На всех этапах разработки предпроектной документации в исходные данные сле- дует включать:

      • цель инвестирования;

      • исследование ситуации на рынке производства и реализации тепло- и электроэнер- гии, определение потенциальной потребности, оценку текущих и прогнозных цен;

      • оценку технических возможностей удовлетворения существующих потребностей в тепло- и электроэнергии, сведения о планируемых к применению технологиях и оборудова- нии, определение проектной мощности производства;

      • оценку капитальных вложений в создание производства;

      • информацию о характере и объемах потребляемых ресурсов и их наличии и стоимо- сти, оценку производственных затрат на производство тепло- и электроэнергии;

      • сведения об экономическом окружении (система налогообложения, условия предо- ставления кредитов и финансового лизинга, наличие государственного регулирования та- рифов на электрическую и тепловую энергию);

      • предложения по организационно-экономическому механизму реализации проекта, определению состава участников, источников финансирования.

    3. На различных этапах разработки предпроектной документации исходные данные могут определяться как по объектам-аналогам или экспертным оценкам, так и непосред- ственным расчетом на основе более детально проработанной исходной информации по про- екту.

    4. На этапах подготовки инвестиционного замысла и Ходатайства (Декларации) о намерениях допускается использование данных, определяемых экспертно или на основе объектов-аналогов. На этапе разработки обоснования инвестиций рекомендуется приво- дить более подробную исходную информацию с обосновывающими расчетами, например:

      • место (район размещения) объекта с учетом принципиальных требований и усло- вий заказчика (инвестора);

      • объем инвестиций с распределением по времени и по технологической структуре;

      • сведения о выручке от реализации продукции с распределением по времени, видам продукции и рынкам сбыта;

      • сведения о производственных издержках с распределением по времени и видам за-

      трат;


       

      • сведения о составе участников и распределении функций между ними.


         

        6

  4. Учет инфляции, неопределенности и рисков при оценке экономической эффективности инвестиционных проектов

    1. При определении экономической эффективности проекта расчеты потоков де- нежных средств рекомендуется выполнять в текущих ценах. Текущими называют цены, сложившиеся на конец первого шага.

    2. При оценке экономической эффективности учет рисков следует осуществлять ис- ходя из их классификации на специфические риски (могут быть как управляемыми, так и не управляемыми участниками инвестиционного процесса) и систематические или рыночные риски (не управляются участниками инвестиционного процесса).

    3. Систематические риски и остаточные риски (специфические риски, не управля- емые участниками инвестиционного процесса) рекомендуется учитывать путем введения премии за риск в ставку дисконтирования. Ставка дисконтирования (норма дисконта) с уче- том премии за риск может быть рассчитана в соответствии с Методическими рекоменда- циями [2], установлена требованиями технического задания или принята на основе внутри- корпоративных требований или практики расчетов в ОАО «Газпром».

      Поскольку управляемые специфические риски, как правило, могут быть учтены не- посредственно в составе денежных потоков, во включении соответствующей премии за риск в ставку дисконтирования нет необходимости. Основным методом учета этих рисков явля- ется использование различных методов корректировки денежных поступлений и выплат по проекту.

      Для тех видов рисков, которые могут быть застрахованы, их учет рекомендуется отра- жать в виде платежей в пользу страховых компаний в составе денежных выплат. Если стра- хование специфических рисков невозможно или нецелесообразно, их учет рекомендуется проводить на основе анализа чувствительности показателей эффективности к изменению влияющих на их величину основных параметров проекта.

    4. Алгоритм проведения анализа чувствительности можно характеризовать следую- щей последовательностью действий:

        • определяется показатель эффективности, по которому проводится анализ;

        • определяется перечень параметров проекта, для которых проводится анализ;

        • оценивается процентное изменение показателя эффективности при изменении каждого параметра проекта в отдельности;

        • рассчитывается показатель чувствительности, представляющий собой отношение процентного изменения показателя эффективности к изменению значения параметра про- екта на один процент по каждому параметру;


           

          7

        • проводится ранжирование параметров по степени важности их влияния на показа- тель эффективности;

        • отбираются критические параметры, которые в наибольшей степени влияют на по- казатель эффективности, и определяются мероприятия по предотвращению возможных не- гативных последствий их изменения.


           

  5. Учет проектных схем финансирования при оценке экономической эффективности инвестиционных проектов

    1. Под проектным финансированием рассматривается внешнее финансирование за счет кредитных ресурсов, базирующееся на эффективности самого проекта и распределе- нии ответственности между его участниками и не требующее дополнительных гарантий или подтверждения платежеспособности организатора проекта.

    2. В классической схеме безрегрессионного проектного финансирования оценка возврата кредита и процентов, выполняемая кредитором по проектному финансированию, осуществляется на основе потоков наличности самого проекта независимо от финансовых характеристик его организатора, поскольку в данном случае на последнего не накладывает- ся юридических обязательств погашения задолженности по проекту или уплаты процентов, вызванных недостаточным поступлением наличности для обслуживания кредита. В то же время, если организатор проекта берет на себя функции эксплуатирующей организации в рамках финансируемого проекта, то у него возникает ответственность по эксплуатацион- ным гарантиям, вытекающим из договора об эксплуатации.

    3. Кроме классической схемы применяются также формы проектного финансирова- ния с ограниченным регрессом на заемщика и с полным регрессом на заемщика, которые отличаются долей риска, принимаемого на себя кредитором и, соответственно, регресси- онными обязательствами заемщика (под регрессом понимается требование о возмещении предоставленной суммы займа).

      Проектное финансирование с ограниченным регрессом на заемщика предполагает детальную оценку всех рисков финансирования проекта и распределение их между всеми участниками проекта. При этом распределение производится таким образом, чтобы каж- дый участник проекта взял на себя зависящие от него риски.

    4. Проектное финансирование с полным регрессом на заемщика предполагает юри- дические обязательства заемщика по полному погашению предоставленной суммы займа.

    5. Основные участники проектного финансирования:

        • организатор;


           


           

          8

        • кредитор;

        • подрядчик;

        • эксплуатирующая организация;

        • поставщик;

        • покупатель продукции.


           

  6. Система показателей и алгоритм принятия решений о целесообразности реализации проектов

    1. В зависимости от этапа разработки предпроектной документации, требований технического задания и организационно-экономического механизма реализации проекта рекомендуется оценивать следующие виды эффективности:

        • эффективность проекта в целом – коммерческая эффективность;

        • эффективность участия в проекте – эффективность проекта для предприятий- участников, для акционеров акционерных предприятий, для структур более высокого уровня.

          Показатели коммерческой эффективности характеризуют с экономической точки зрения технические, технологические и организационные проектные решения. Эффек- тивность участия в проекте определяется с целью проверки заинтересованности в нем всех участников.

    2. На стадии подготовки инвестиционного замысла и Ходатайства (Декларации) о намерениях можно проводить оценку эффективности в два этапа:

        • на первом этапе проводится оценка коммерческой эффективности проекта в целом в целях экономической оценки проектных решений. При недостаточной коммерческой эф- фективности рассматриваются различные формы его поддержки;

        • на втором этапе определяется состав участников и намечается схема финансирова- ния в общих чертах, оцениваются финансовая реализуемость и эффективность проекта с учетом схемы финансирования.

    3. На стадии разработки обоснования инвестиций рекомендуется сразу проводить оценку эффективности проекта с учетом реальных исходных данных по организационно- экономическому механизму реализации проекта и схеме финансирования.

      В качестве выходных форм для расчета эффективности рекомендуются:

        • отчет о прибылях и убытках;

        • отчет о движении денежных средств;

        • расчет показателей эффективности.


           


           

          9

    4. Основными показателями оценки эффективности проектов являются общепри- нятые рыночные критерии, основанные на расчетах денежных потоков проекта:

        • чистый дисконтированный доход;

        • внутренняя норма доходности;

        • дисконтируемый срок окупаемости.

    5. Чистый дисконтированный доход (ЧДД) представляет собой превышение сум- марных денежных поступлений над суммарными расходами проекта с учетом неравноцен- ности денежных потоков, относящихся к различным моментам времени.

      Проект признается эффективным, когда ЧДД положительный. При сравнении аль- тернативных проектов предпочтение следует отдавать проекту с большим значением ЧДД (при условии его положительности).

    6. Внутренняя норма доходности (ВНД) – это такое положительное число Eв, что при норме дисконта Eв чистый дисконтированный доход проекта обращается в 0, при всех больших значениях – отрицателен, при всех меньших значениях – положителен.

      Проекты, у которых ВНД > E, имеют положительный ЧДД; проекты, у которых ВНД < E, имеют отрицательный ЧДД. При сравнении альтернативных проектов предпочте- ние следует отдавать проекту с большим значением ВНД. ВНД может также использоваться для экономической оценки проектных решений, если известны приемлемые значения ВНД (зависящие от области применения) у проектов данного типа.

    7. Дисконтированный срок окупаемости представляет собой продолжительность периода от начала расчетного периода до момента времени, после которого ЧДД становится и в дальнейшем остается неотрицательным.

При оценке эффективности срок окупаемости, как правило, выступает в качестве ограничения. При сравнении альтернативных проектов предпочтение следует отдавать проекту с меньшим сроком окупаемости.

Техническим заданием могут устанавливаться дополнительные требования и усло- вия к перечню и значениям показателей эффективности инвестиционных проектов и уров- ням риска.

Примеры оценки экономической эффективности инвестиционных проектов приве- дены в приложениях А и Б.


 

10

Приложение А

(справочное)


 

Пример оценки экономической эффективности строительства теплоэлектростанции


 

В результате анализа существующей и перспективной потребности в электроэнергии предполагается строительство новой парогазовой ТЭС мощностью 390 МВт. Строительство станции с учетом проведения проектно-изыскательских и пуско-наладочных работ планиру- ется в течение 3 лет. Стоимость строительства ТЭС определена на основе объектов-аналогов и составила 8 000 млн руб. (без НДС).

Финансирование строительства ТЭС предполагается осуществить за счет собствен- ных средств (30 %) и заемных средств (70 %). Предполагается, что кредит предоставляется двумя траншами по 2 800 млн руб. в течение двух лет. Срок предоставления кредита – 12 лет, процентная ставка – 10 %. Льготный период – 2 года, с отнесением платы за обслуживание в течение льготного периода к основной сумме кредита. Выплата основной суммы кредита и процентов по кредиту осуществляется аннуитетными платежами в конце каждого расчет- ного периода, начиная с года ввода ТЭС в эксплуатацию.

На основе анализа существующих годового и суточного графиков потребления элек- троэнергии, а также с учетом перспективного спроса, типа оборудования, определены: годо- вое число часов использования располагаемой мощности, объем производства электроэнер- гии и объем расхода природного газа.

Постоянные и переменные расходы определялись на основе объектов-аналогов. Ежегодные расходы на эксплуатацию и обслуживание парогазовой теплоэлектростанции (включают в себя расходы на персонал, другие административные расходы, а также посто- янные эксплуатационные расходы) составят 150 млн руб. в год. Переменные затраты на про- изводство электроэнергии, без учета топливной составляющей, составляют 40 руб./МВтч. В качестве топлива предусмотрено использование природного газа. Стоимость газа принята на уровне 2 400 руб./1000 м3. Амортизационные отчисления приняты исходя из 20-летнего срока службы основного оборудования электростанции, таким образом ежегодные аморти- зационные отчисления составят 5 % от суммарных капитальных вложений. Расход электро- энергии на собственные нужды составит 4 %.


 


 

11

Продолжительность расчетного периода принята исходя из срока службы основного оборудования – 20 лет. Длительность расчетного шага принята 1 год. Ставка дисконтирова- ния – 10%.

Ставки используемых налогов приняты в соответствии с Налоговым кодексом [3]. Исходные данные и предварительный расчет экономической эффективности про-

екта приведены в таблице А.1, результаты расчета показателей эффективности проекта – в таблице А.2.


 


 

12


 

Р Газпром 070-2009

 

13

 

Т а б л и ц а А.1 – Исходные данные и предварительный расчет экономической эффективности проекта


 


 

Наименование показателя


 

Итог

Годы / Расчетные шаги

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

1

2

3

4

5

6

7

КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ

Капитальные вложения без НДС, млн руб.

8 000

1 600

3 200

3 200

       

ПРОИЗВОДСТВО И РЕАЛИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Число часов использования располагаемой мощности, ч

       

6 344

6 537

6 670

6 756

Объем производства электроэнергии, млн МВтч/год

56,08

     

2,45

2,56

2,63

2,68

Расход электроэнергии на собственные нужды, %

       

4,0 %

4,0 %

4,0 %

4,0 %

Объем реализации электроэнергии, млн МВтч/год

53,83

     

2,36

2,46

2,53

2,58

Тариф на электроэнергию, руб./кВтч

       

1,35

1,35

1,35

1,35

Выручка от реализации электроэнергии, млн руб.

72 676

     

3 181

3 316

3 410

3 477

ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ИЗДЕРЖКИ

Расход газа на производство электроэнергии, млн. м3/год

9 583

     

437

450

460

466

Стоимость газа, руб./1000 м3

       

2 400

2 400

2 400

2 400

Расходы на приобретение газа, млн. руб.

22 999

     

1 049

1 081

1 103

1 117

Постоянные расходы, млн руб.

3 000

     

150

150

150

150

Переменные расходы, млн руб.

2 243

     

98

102

105

107

Амортизация, млн руб.

8 000

     

400

400

400

400

Итого – производственные издержки, млн. руб.

36 243

     

1 697

1 733

1 758

1 775

ИСТОЧНИКИ ФИНАНСИРОВАНИЯ

Акционерный капитал, млн руб.

2 400

1 600

400

400

       

Кредит, млн руб.:

               

- кредиты полученные

5 600

 

2 800

2 800

       

- возврат кредита и процентов

-10 526

     

-1 053

-1 053

-1 053

-1 053

14

 

Р Газпром 070-2009

 


 


 


 

Наименование показателя


 

Итог

Годы / Расчетные шаги

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

1

2

3

4

5

6

7

Величина задолженности на конец периода, млн руб.

   

3 080

6 468

6 062

5 616

5 125

4 585

Проценты, млн руб.:

               

- начисленные

4 926

 

280

588

647

606

562

512

- капитализированные

868

 

280

588

       

- выплаченные

4 058

     

647

606

562

512

СТАВКИ НАЛОГОВ:

- налог на имущество

 

2,2%

2,2%

2,2%

2,2%

2,2%

2,2%

2,2%

- налог на прибыль

 

24%

24%

24%

24%

24%

24%

24%

ОПЕРАЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ

35 103

0

0

0

1 540

1 610

1 658

1 690

Выручка от реализации, млн руб.

72 676

0

0

0

3 181

3 316

3 410

3 477

Производственные издержки, млн руб.

36 243

0

0

0

1 697

1 733

1 758

1 775

Проценты по кредиту, млн руб.

4 058

0

0

647

606

562

512

458

Валовая прибыль, млн руб.

32 375

0

0

-647

878

1 021

1 140

1 244

Налог на имущество, млн руб.

1 848

0

0

0

176

167

158

150

Налогооблагаемая прибыль, млн руб.

30 527

0

0

-647

702

854

981

1 095

Налог на прибыль, млн руб.

7 482

0

0

0

168

205

235

263

Чистая прибыль, млн руб.

23 045

0

0

-647

533

649

746

832

Чистая дисконтированная прибыль, млн руб.

6 762

0

0

-535

401

443

463

470

ИНВЕСТИЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ

-8 000

-1 600

-3 200

-3 200

0

0

0

0

Капитальные вложения, млн руб.

8 000

1 600

3 200

3 200

0

0

0

0

ФИНАНСОВАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ

-2 526

1 600

3 200

3 200

-1 053

-1 053

-1 053

-1 053

Акционерный капитал, млн руб.

2 400

1 600

400

400

0

0

0

0

Кредит, млн руб.

5 600

0

2 800

2 800

0

0

0

0

Погашение кредита, млн руб.

-10 526

0

0

0

-1 053

-1 053

-1 053

-1 053


 

Р Газпром 070-2009

 

15

 

П р о д о л ж е н и е т а б л и ц ы А.1


 


 

Наименование показателя

Годы / Расчетные шаги

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

8

9

10

11

12

13

14

15

КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ

Капитальные вложения без НДС, млн руб.

               

ПРОИЗВОДСТВО И РЕАЛИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Число часов использования располагаемой мощности, ч

6 860

6 964

7 070

7 070

7 070

7 070

7 070

7 070

Объем производства электроэнергии, млн МВтч/год

2,75

2,82

2,87

2,87

2,87

2,87

2,87

2,87

Расход электроэнергии на собственные нужды, %

4,0%

4,0%

4,0%

4,0%

4,0%

4,0%

4,0%

4,0%

Объем реализации электроэнергии, млн МВтч/год

2,64

2,71

2,76

2,76

2,76

2,76

2,76

2,76

Тариф на электроэнергию, руб./кВтч

1,35

1,35

1,35

1,35

1,35

1,35

1,35

1,35

Выручка от реализации электроэнергии, млн руб.

3 558

3 653

3 720

3 720

3 720

3 720

3 720

3 720

ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ИЗДЕРЖКИ

Расход газа на производство электроэнергии, млн м3/год

473

480

487

487

487

487

487

487

Стоимость газа, руб./1000 м3

2 400

2 400

2 400

2 400

2 400

2 400

2 400

2 400

Расходы на приобретение газа, млн руб.

1 134

1 152

1 169

1 169

1 169

1 169

1 169

1 169

Постоянные расходы, млн руб.

150

150

150

150

150

150

150

150

Переменные расходы, млн руб.

110

113

115

115

115

115

115

115

Амортизация, млн руб.

400

400

400

400

400

400

400

400

Итого – производственные издержки, млн руб.

1 794

1 814

1 834

1 834

1 834

1 834

1 834

1 834

ИСТОЧНИКИ ФИНАНСИРОВАНИЯ

Акционерный капитал, млн руб.

               

Кредит, млн руб.:

               

- кредиты полученные

               

- возврат кредита и процентов

-1 053

-1 053

-1 053

-1 053

-1 053

-1 053

   

Величина задолженности на конец периода, млн руб.

3 990

3 337

2 618

1 827

957

0

   

16

 

Р Газпром 070-2009

 


 


 


 

Наименование показателя

Годы / Расчетные шаги

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

8

9

10

11

12

13

14

15

Проценты, млн руб.

               

- начисленные

458

399

334

262

183

96

   

- капитализированные

               

- выплаченные

458

399

334

262

183

96

   

СТАВКИ НАЛОГОВ:

- налог на имущество

2,2%

2,2%

2,2%

2,2%

2,2%

2,2%

2,2%

2,2%

- налог на прибыль

24%

24%

24%

24%

24%

24%

24%

24%

ОПЕРАЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ

1 729

1 777

1 803

1 791

1 776

1 760

1 767

1 773

Выручка от реализации, млн руб.

3 558

3 653

3 720

3 720

3 720

3 720

3 720

3 720

Производственные издержки, млн руб.

1 794

1 814

1 834

1 834

1 834

1 834

1 834

1 834

Проценты по кредиту, млн руб.

399

334

262

183

96

0

0

0

Валовая прибыль, млн руб.

1 365

1 504

1 625

1 704

1 791

1 886

1 886

1 886

Налог на имущество, млн руб.

141

132

123

114

106

97

88

79

Налогооблагаемая прибыль, млн руб.

1 224

1 372

1 501

1 589

1 685

1 790

1 798

1 807

Налог на прибыль, млн руб.

294

329

360

381

404

430

432

434

Чистая прибыль, млн руб.

930

1 043

1 141

1 208

1 281

1 360

1 367

1 373

Чистая дисконтированная прибыль, млн руб.

477

487

484

466

449

433

396

362

ИНВЕСТИЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ

0

0

0

0

0

0

0

0

Капитальные вложения, млн руб.

0

0

0

0

0

0

0

0

ФИНАНСОВАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ

-1 053

-1 053

-1 053

-1 053

-1 053

-1 053

0

0

Акционерный капитал, млн руб.

0

0

0

0

0

0

0

0

Кредит, млн руб.

0

0

0

0

0

0

0

0

Погашение кредита, млн руб.

-1 053

-1 053

-1 053

-1 053

-1 053

-1 053

0

0


 


 

Р Газпром 070-2009

 

17

 

П р о д о л ж е н и е т а б л и ц ы А.1


 


 

Наименование показателя

Годы / Расчетные шаги

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

16

17

18

19

20

21

22

23

КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ

Капитальные вложения без НДС, млн руб.

               

ПРОИЗВОДСТВО И РЕАЛИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Число часов использования располагаемой мощности, ч

7 070

7 070

7 070

7 070

7 070

7 070

7 070

7 070

Объем производства электроэнергии, млн МВтч/год

2,87

2,87

2,87

2,87

2,87

2,87

2,87

2,87

Расход электроэнергии на собственные нужды, %

4,0%

4,0%

4,0%

4,0%

4,0%

4,0%

4,0%

4,0%

Объем реализации электроэнергии, млн МВтч/год

2,76

2,76

2,76

2,76

2,76

2,76

2,76

2,76

Тариф на электроэнергию, руб./кВтч

1,35

1,35

1,35

1,35

1,35

1,35

1,35

1,35

Выручка от реализации электроэнергии, млн руб.

3 720

3 720

3 720

3 720

3 720

3 720

3 720

3 720

ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ИЗДЕРЖКИ

Расход газа на производство электроэнергии, млн м3/год

487

487

487

487

487

487

487

487

Стоимость газа, руб./1000 м3

2 400

2 400

2 400

2 400

2 400

2 400

2 400

2 400

Расходы на приобретение газа, млн руб.

1 169

1 169

1 169

1 169

1 169

1 169

1 169

1 169

Постоянные расходы, млн руб.

150

150

150

150

150

150

150

150

Переменные расходы, млн руб.

115

115

115

115

115

115

115

115

Амортизация, млн. руб.

400

400

400

400

400

400

400

400

Итого – производственные издержки, млн руб.

1 834

1 834

1 834

1 834

1 834

1 834

1 834

1 834

ИСТОЧНИКИ ФИНАНСИРОВАНИЯ

Акционерный капитал, млн руб.

               

Кредит, млн руб.:

               

- кредиты полученные

               

- возврат кредита и процентов

               

Величина задолженности на конец периода, млн руб.

               


 

Р Газпром 070-2009

 

18

 

О к о н ч а н и е т а б л и ц ы А.1


 


 

Наименование показателя

Годы / Расчетные шаги

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

16

17

18

19

20

21

22

23

Проценты, млн руб.:

               

- начисленные

               

- капитализированные

               

- выплаченные

               

СТАВКИ НАЛОГОВ:

- налог на имущество

2,2%

2,2%

2,2%

2,2%

2,2%

2,2%

2,2%

2,2%

- налог на прибыль

24%

24%

24%

24%

24%

24%

24%

24%

ОПЕРАЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ

1 780

1 787

1 794

1 800

1 807

1 814

1 820

1 827

Выручка от реализации, млн руб.

3 720

3 720

3 720

3 720

3 720

3 720

3 720

3 720

Производственные издержки, млн руб.

1 834

1 834

1 834

1 834

1 834

1 834

1 834

1 834

Проценты по кредиту, млн руб.

0

0

0

0

0

0

0

0

Валовая прибыль, млн руб.

1 886

1 886

1 886

1 886

1 886

1 886

1 886

1 886

Налог на имущество, млн руб.

70

62

53

44

35

26

18

9

Налогооблагаемая прибыль, млн руб.

1 816

1 825

1 834

1 842

1 851

1 860

1 869

1 878

Налог на прибыль, млн руб.

436

438

440

442

444

446

449

451

Чистая прибыль, млн руб.

1 380

1 387

1 394

1 400

1 407

1 414

1 420

1 427

Чистая дисконтированная прибыль, млн руб.

330

302

276

252

230

210

192

175

ИНВЕСТИЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ

0

0

0

0

0

0

0

0

Капитальные вложения, млн руб.

0

0

0

0

0

0

0

0

ФИНАНСОВАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ

0

0

0

0

0

0

0

0

Акционерный капитал, млн руб.

0

0

0

0

0

0

0

0

Кредит, млн руб.

0

0

0

0

0

0

0

0

Погашение кредита, млн руб.

0

0

0

0

0

0

0

0


 

Р Газпром 070-2009

 

19

 

Т а б л и ц а А.2 – Результаты расчета показателей эффективности проекта


 


 

Наименование показателя


 

Итог

Годы / Расчетные шаги

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

1

2

3

4

5

6

7

Ставка дисконтирования, %

10%

1,000

0,909

0,826

0,751

0,683

0,621

0,564

Чистый поток денежных средств, млн руб.

23 045

-1 600

-3 200

-3 847

933

1 049

1 146

1 232

Накопленный чистый денежный поток, млн руб.

 

-1 600

-4 800

-8 647

-7 714

-6 665

-5 519

-4 287

Дисконтированный чистый денежный поток, млн руб.

2 423

-1 600

-2 909

-3 179

701

716

711

695

Накопленный дисконтированный чистый денежный поток, млн руб.

 

-1 600

-4 509

-7 688

-6 987

-6 271

-5 559

-4 864

Чистый дисконтированный доход (ЧДД), млн руб.

2 423

             

Внутренняя норма доходности (ВНД), %

13%

             

Срок окупаемости, лет

10

             

Дисконтированный срок окупаемости, лет

16

             


 

Р Газпром 070-2009

 

20

 

П р о д о л ж е н и е т а б л и ц ы А.2


 


 

Наименование показателя

Годы / Расчетные шаги

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

8

9

10

11

12

13

14

15

Ставка дисконтирования, %

0,513

0,467

0,424

0,386

0,350

0,319

0,290

0,263

Чистый поток денежных средств, млн руб.

1 330

1 443

1 541

1 608

1 681

1 760

1 767

1 773

Накопленный чистый денежный поток, млн руб.

-2 957

-1 514

27

1 635

3 316

5 076

6 843

8 616

Дисконтированный чистый денежный поток, млн руб.

683

673

654

620

589

561

512

467

Накопленный дисконтированный чистый денежный поток, млн руб.

-4 181

-3 508

-2 855

-2 235

-1 646

-1 085

-573

-106

Чистый дисконтированный доход (ЧДД), млн руб.

               

Внутренняя норма доходности (ВНД), %

               

Срок окупаемости, лет

               

Дисконтированный срок окупаемости, лет

               


 

Р Газпром 070-2009

 

21

 

О к о н ч а н и е т а б л и ц ы А.2


 


 

Наименование показателя

Годы / Расчетные шаги

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

16

17

18

19

20

21

22

23

Ставка дисконтирования, %

0,239

0,218

0,198

0,180

0,164

0,149

0,135

0,123

Чистый поток денежных средств, млн руб.

1 780

1 787

1 794

1 800

1 807

1 814

1 820

1 827

Накопленный чистый денежный поток, млн руб.

10 397

12 183

13 977

15 777

17 584

19 398

21 218

23 045

Дисконтированный чистый денежный поток, млн руб.

426

389

355

324

295

270

246

224

Накопленный дисконтированный чистый денежный поток, млн руб.

320

709

1 064

1 388

1 683

1 953

2 199

2 423

Чистый дисконтированный доход (ЧДД), млн руб.

               

Внутренняя норма доходности (ВНД), %

               

Срок окупаемости, лет

               

Дисконтированный срок окупаемости, лет

               

В рамках рассматриваемого проекта к числу возможных рисков следует отнести из- менение следующих параметров проекта:

  • капитальные вложения;

  • объем реализации электроэнергии;

  • тариф на электроэнергию;

  • стоимость природного газа;

  • постоянные расходы;

  • переменные расходы;

  • процентная ставка по кредиту.

В качестве показателя эффективности, для которого проводится анализ чувствитель- ности, рассмотрен ЧДД. Изменение значения ЧДД при изменении значения отдельных па- раметров проекта представлены в таблицах А.3 – А.9.

Т а б л и ц а А.3 – Зависимость изменения значения ЧДД от изменения капитальных вложений


 

Изменение капитальных вложений, %

Изменение значения ЧДД, млн руб.

100

2 423

110

1 419

120

415

130

-588

140

-1 592


 

Т а б л и ц а А.4 – Зависимость изменения значения ЧДД от изменения объема реализации электроэнергии


 

Изменение объема реализации электроэнергии, %

Изменение значения ЧДД, млн руб.

100

2 423

90

519

80

-1 384

70

-3 363

60

-5 504


 

Т а б л и ц а А.5 – Зависимость изменения значения ЧДД от изменения тарифа на электро- энергию


 

Изменение тарифа на электроэнергию, %

Изменение значения ЧДД, млн руб.

100

2 423

90

519

80

-1 384

70

-3 363

60

-5 504


 

22

Т а б л и ц а А.6 – Зависимость изменения значения ЧДД от изменения стоимости газа


 

Изменение стоимости газа, %

Изменение значения ЧДД, млн руб.

100

2 423

110

1 817

120

1 211

130

604

140

-2


 

Т а б л и ц а А.7 – Зависимость изменения значения ЧДД от изменения постоянных расходов


 

Изменение постоянных расходов, %

Изменение значения ЧДД, млн руб.

100

2 423

110

2 343

120

2 263

130

2 183

140

2 102


 

Т а б л и ц а А.8 – Зависимость изменения значения ЧДД от изменения переменных расходов


 

Изменение переменных расходов, %

Изменение значения ЧДД, млн. руб.

100

2 423

110

2 364

120

2 306

130

2 247

140

2 188


 

Т а б л и ц а А.9 – Зависимость изменения значения ЧДД от изменения ставки по кредиту


 

Изменение процентной ставки по кредиту, %

Изменение значения ЧДД, млн руб.

100

2 423

110

2 167

120

1 902

130

1 626

140

1 341


 

В таблице А.10 представлено изменение значения ЧДД к изменению значения отдель- ных параметров проекта на 1 %.

Т а б л и ц а А.10 – Изменение значения ЧДД при изменении значения параметров проекта на 1 %


 

Параметры проекта

Изменение значения ЧДД при изменении параметра на 1%, %

Капитальные вложения

4,1

Объем реализации электроэнергии

7,9

Тариф на электроэнергию

7,9


 

23

О к о н ч а н и е т а б л и ц ы А.10


 

Параметры проекта

Изменение значения ЧДД при изменении параметра на 1%, %

Стоимость природного газа

2,5

Постоянные расходы

0,3

Переменные расходы

0,2

Процентная ставка по кредиту

1,1


 

Как следует из таблицы А.10, показатель ЧДД наиболее чувствителен к изменению выручки (определяется объемами реализации электроэнергии и тарифом на электроэнер- гию), капитальных вложений и расходов на приобретение топлива. При дальнейшей про- работке проекта на эти параметры следует обратить особое внимание с целью минимизации рисков.


 

24

Приложение Б

(справочное)


 

Пример оценки экономической эффективности строительства когенерационной установки для совместного производства тепла и электроэнергии


 

В результате анализа существующей и перспективной потребности в тепле и элек- троэнергии районного центра рассматривается строительство когенерационной установки электрической мощностью 2,6 МВт и тепловой мощностью 3,4 Гкал/ч, состоящей из двух модулей на базе газопоршневых двигателей электрической мощностью 1,3 МВт каждый и суммарной тепловой мощностью 3,4 Гкал/ч. Стоимость строительства данной установки со- ставляет 51,9 млн руб. (без НДС), в том числе стоимость оборудования – 46,3 млн руб. (по данным коммерческого предложения официального дистрибьютора оборудования).

Финансирование проекта предполагается осуществить за счет финансового лизинга. Оборудование передается в лизинг сроком на пять лет с последующим выкупом. На период лизинга к оборудованию применяется ускоренная амортизация с коэффициентом 2, норма амортизации в этот период принята 10 %. Оборудование приобретается лизинговой компа- нией в кредит с процентной ставкой 8 %. Размер комиссии лизинговой компании – 2 % от среднегодовой стоимости оборудования. Размер страховых платежей по страхованию обо- рудования – 0,2 % от стоимости оборудования на начало года.

На основе анализа существующих годового и суточного графиков потребления элек- троэнергии и теплоэнергии, а также с учетом перспективного спроса, типа оборудования определены годовое число часов использования располагаемой мощности, объем производ- ства электроэнергии и теплоэнергии и объем расхода природного газа.

Расход электроэнергии на собственные нужды составит 2 %.

В качестве топлива предусмотрено использование природного газа. Стоимость газа принята на уровне 2 800 руб./1000 м3.

Затраты на сервисное обслуживание, включающее замену масла, масляных фильтров и пр., приняты на уровне 0,3 руб./кВтч (по данным коммерческого предложения поставщи- ка оборудования).

Количество эксплуатационного персонала принято равным 8 чел. (3 смены по 2 чел.) плюс 2 человека управленческого персонала со средней заработной платой 15 тыс. руб. в ме- сяц. Таким образом, годовой фонд оплаты труда составит 1,44 млн руб. Начисления на фонд оплаты труда (ЕСН) – 26 %.


 

25

Амортизационные отчисления после выкупа оборудования приняты, исходя из 20-летнего срока службы основного оборудования. Таким образом, ежегодные амортизаци- онные отчисления составят 5% от стоимости оборудования.

Продолжительность расчетного периода принята, исходя из срока службы основного оборудования, – 20 лет. Длительность расчетного шага принята 1 год. Ставка дисконтиро- вания – 10%.

Ставки используемых налогов приняты в соответствии с Налоговым кодексом [3]. Исходные данные и предварительный расчет экономической эффективности про-

екта приведены в таблице Б.1, результаты расчета показателей эффективности проекта – в таблице Б.2.


 


 

26


 

Р Газпром 070-2009

 

27

 

Т а б л и ц а Б.1 – Исходные данные и предварительный расчет экономической эффективности


 


 

Наименование показателя


 

Итог

Годы / Расчетные шаги

2007

2008

2009

2010

2011

2012

1

2

3

4

5

6

КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ

Капитальные вложения без НДС, млн руб.

51,9

51,9

         

- стоимость оборудования

46,3

46,3

         

- ПИР

2,3

2,3

         

- СМР

3,2

3,2

         

ПРОИЗВОДСТВО И РЕАЛИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Число часов использования располагаемой мощности, ч

   

7 000

7 000

7 000

7 000

7 000

Объем производства, млн кВтч/год

364,0

 

18,2

18,2

18,2

18,2

18,2

Расход на собственные нужды, %

   

2,0%

2,0%

2,0%

2,0%

2,0%

Объем реализации, млн кВтч/год

356,7

 

17,8

17,8

17,8

17,8

17,8

Тариф, руб./кВтч

   

1,30

1,30

1,30

1,30

1,30

Выручка от реализации, млн руб.

463,7

 

23,2

23,2

23,2

23,2

23,2

ПРОИЗВОДСТВО И РЕАЛИЗАЦИЯ ТЕПЛОЭНЕРГИИ

Число часов использования располагаемой мощности, ч

   

4 000

4 000

4 000

4 000

4 000

Объем реализации, тыс. Гкал/год

272,0

 

13,6

13,6

13,6

13,6

13,6

Тариф, руб./Гкал

   

750

750

750

750

750

Выручка от реализации, млн руб.

204,0

 

10,2

10,2

10,2

10,2

10,2

ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ИЗДЕРЖКИ

Расход газа на производство, млн м3/год

110,0

 

5,5

5,5

5,5

5,5

5,5

Стоимость газа, руб./1000 м3

   

2 800

2 800

2 800

2 800

2 800

Расходы на приобретение газа, млн руб.

308,0

 

15,4

15,4

15,4

15,4

15,4

Затраты на сервисное обслуживание, млн руб.

109,2

 

5,5

5,5

5,5

5,5

5,5


 

Р Газпром 070-2009

 

28

 

П р о д о л ж е н и е т а б л и ц ы Б.1


 


 

Наименование показателя


 

Итог

Годы / Расчетные шаги

2007

2008

2009

2010

2011

2012

1

2

3

4

5

6

Фонд оплаты платы, млн руб.

28,8

 

1,4

1,4

1,4

1,4

1,4

Отчисления на фонд оплаты труда (ЕСН), млн руб.

7,5

 

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

Амортизация, млн руб.

25,9

           

Итого – производственные издержки, млн. руб.

479,4

 

22,7

22,7

22,7

22,7

22,7

УЧЕТ ЛИЗИНГОВОГО ИМУЩЕСТВА У ЛИЗИНГОДАТЕЛЯ

Балансовая стоимость, млн руб.

51,9

51,9

         

Амортизационные отчисления, млн руб.

25,9

 

5,2

5,2

5,2

5,2

5,2

Стоимость оборудования на начало года, млн руб.

   

51,9

46,7

41,5

36,3

31,1

Стоимость оборудования на конец года, млн руб.

   

46,7

41,5

36,3

31,1

25,9

Стоимость выкупаемого оборудования, млн руб.

25,9

         

25,9

РАСЧЕТ ЛИЗИНГОВОГО ПЛАТЕЖА

Амортизационные отчисления, млн руб.

25,9

 

5,2

5,2

5,2

5,2

5,2

Налог на имущество, млн руб.

4,3

 

1,1

1,0

0,9

0,7

0,6

Проценты за кредит, млн руб.

16,6

 

4,1

3,7

3,3

2,9

2,5

Комиссия по лизингу, млн руб.

3,9

 

1,0

0,9

0,8

0,7

0,6

Страхование имущества, млн руб.

0,4

 

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

Общая сумма лизингового платежа, млн руб.

51,1

 

11,5

10,9

10,2

9,6

8,9

СТАВКИ НАЛОГОВ:

- налог на имущество

 

2,2 %

2,2 %

2,2 %

2,2 %

2,2 %

2,2 %

- налог на прибыль

 

24 %

24 %

24 %

24 %

24 %

24 %

29

 

Р Газпром 070-2009

 


 


 


 

Наименование показателя

Годы / Расчетные шаги

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

7

8

9

10

11

12

13

КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ

Капитальные вложения без НДС, млн руб.:

             

- стоимость оборудования

             

- ПИР

             

- СМР

             

ПРОИЗВОДСТВО И РЕАЛИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Число часов использования располагаемой мощности, ч

7 000

7 000

7 000

7 000

7 000

7 000

7 000

Объем производства, млн кВтч/год

18,2

18,2

18,2

18,2

18,2

18,2

18,2

Расход на собственные нужды, %

2,0%

2,0%

2,0%

2,0%

2,0%

2,0%

2,0%

Объем реализации, млн кВтч/год

17,8

17,8

17,8

17,8

17,8

17,8

17,8

Тариф, руб./кВтч

1,30

1,30

1,30

1,30

1,30

1,30

1,30

Выручка от реализации, млн. руб.

23,2

23,2

23,2

23,2

23,2

23,2

23,2

ПРОИЗВОДСТВО И РЕАЛИЗАЦИЯ ТЕПЛОЭНЕРГИИ

Число часов использования располагаемой мощности, ч

4 000

4 000

4 000

4 000

4 000

4 000

4 000

Объем реализации, тыс. Гкал/год

13,6

13,6

13,6

13,6

13,6

13,6

13,6

Тариф, руб./Гкал

750

750

750

750

750

750

750

Выручка от реализации, млн руб.

10,2

10,2

10,2

10,2

10,2

10,2

10,2

ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ИЗДЕРЖКИ

Расход газа на производство, млн м3/год

5,5

5,5

5,5

5,5

5,5

5,5

5,5

Стоимость газа, руб./1000 м3

2 800

2 800

2 800

2 800

2 800

2 800

2 800

Расходы на приобретение газа, млн руб.

15,4

15,4

15,4

15,4

15,4

15,4

15,4

Затраты на сервисное обслуживание, млн руб.

5,5

5,5

5,5

5,5

5,5

5,5

5,5

30

 

Р Газпром 070-2009

 


 


 

Наименование показателя

Годы / Расчетные шаги

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

7

8

9

10

11

12

13

Фонд оплаты платы, млн руб.

1,4

1,4

1,4

1,4

1,4

1,4

1,4

Отчисления на фонд оплаты труда (ЕСН), млн руб.

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

Амортизация, млн руб.

2,6

2,6

2,6

2,6

2,6

2,6

2,6

Итого – производственные издержки, млн руб.

25,3

25,3

25,3

25,3

25,3

25,3

25,3

УЧЕТ ЛИЗИНГОВОГО ИМУЩЕСТВА У ЛИЗИНГОДАТЕЛЯ

Балансовая стоимость, млн руб.

             

Амортизационные отчисления, млн руб.

             

Стоимость оборудования на начало года, млн руб.

             

Стоимость оборудования на конец года, млн руб.

             

Стоимость выкупаемого оборудования, млн руб.

             

РАСЧЕТ ЛИЗИНГОВОГО ПЛАТЕЖА

Амортизационные отчисления, млн руб.

             

Налог на имущество, млн руб.

             

Проценты за кредит, млн руб.

             

Комиссия по лизингу, млн руб.

             

Страхование имущества, млн руб.

             

Общая сумма лизингового платежа, млн руб.

             

СТАВКИ НАЛОГОВ:

- налог на имущество

2,2 %

2,2 %

2,2 %

2,2 %

2,2 %

2,2 %

2,2 %

- налог на прибыль

24 %

24 %

24 %

24 %

24 %

24 %

24 %

31

 

Р Газпром 070-2009

 


 


 

Наименование показателя

Годы / Расчетные шаги

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

14

15

16

17

18

19

20

21

КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ

Капитальные вложения без НДС, млн руб.:

               

- стоимость оборудования

               

- ПИР

               

- СМР

               

ПРОИЗВОДСТВО И РЕАЛИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Число часов использования располагаемой мощности, ч

7 000

7 000

7 000

7 000

7 000

7 000

7 000

7 000

Объем производства, млн кВтч/год

18,2

18,2

18,2

18,2

18,2

18,2

18,2