Решение задачи на контрольном примере

2020-02-03

188

Обсуждений (0)

0.00 из 5.00 0 оценок

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 5 678 Следующая ⇒

Расчет экономического эффекта составлен на основании фактических исходных данных ОАО «Татнефть» за 9 месяцев 2006 года (таблице 3.2.3.1). Дополнительные капвложения в новом варианте по сравнению с базовым составляют 58,4 тыс.руб. Среднее увеличение дебита скважин, достигаемое при внедрении нового оборудования, составляет 1%. Кроме того, достигается снижение простоя скважин на 26 часов в год. Уменьшение энергозатрат вследствие уменьшения потребления электроэнергии составляет 5%.

Оценка экономического эффекта за расчётный период представлена в таблице 3.2.3.2 Расчётный период охватывает время осуществления инвестиций и период эксплуатации оборудования. Период инвестирования предшествует моменту внедрения мероприятия. Инвестиции осуществляются в два этапа: в третьем квартале закупается оборудование, в четвёртом – выполняются строительно-монтажные работы. Моментом приведения является квартал начала финансирования работ по внедрению мероприятия. Расчёт за первый год учёта эффекта выполнен в поквартальной разбивке.

Чистый дисконтированный доход за весь период работы оборудования равен 139.7 тыс.руб. потребность в дополнительном финансировании поданному мероприятию представлена дисконтированными дополнительными затратами на внедрение до начала получения эффекта (дополнительные инвестиции плюс затраты на НИОКР.) Сумма потребности составляет 71,4 тыс.руб. Индекс дисконтированной доходности дополнительных затрат равен 2,0.

Расчёт сопоставимых амортизации и налога на имущество по вариантам представлен в таблице 3.2.3.3 Данные показатели используются при расчёте эффекта ха квартал и рассчитываются делением суммы дисконтированных амортизации и налога на имущество на сумму годовых коэффициентов дисконтирования за срок службы оборудования.

В расчёте экономической эффективности за квартал (таблица 3.2.3.4) сопоставимая стоимость единовременных затрат (инвестиций и затрат на ПРС) определяется в размере ¼ от годовой сопоставимой стоимости. Годовая сопоставимая стоимость определяется как отношение приведённой суммы единовременных затрат к сумме годовых коэффициентов дисконтирования за срок службы оборудования. Выручка от реализации дополнительно добытой нефти, а также все затраты по операционной деятельности рассчитываются по результатам работы за квартал. Амортизация и налог на имущество рассчитываются в размере ¼ от годовой сопоставимой стоимости. Среднеквартальная эффективность мероприятия составляет 11,0 тыс.руб.за счёт снижения затрат (коэффициент к=0,5).

При расчёте удельного эффекта квартала внедрения (таблица 3.2.3.5) предусматривается внедрение оборудования с середины квартала (45 дней работы). Отнесение сопоставимой стоимости единовременных затрат амортизации и налога на имущество скважин осуществляется в части 45/365 от годовой сопоставимой стоимости. Рассчитанный эффект квартала внедрения составляет 5,5 тыс.руб., в том числе 5.39 тыс.руб. за счёт дополнительной добычи нефти и 2,11 тыс.руб. за счёт снижения затрат.

Результаты расчёта подтверждают эффективность предлагаемого мероприятия.

Результаты расчёта приведены в таблицах3.2.3.1-3.2.3.5

Исходные данные для расчета экономического эффекта

Таблица 3.2.3.1

№ п/п	Наименование показателей	Ед.изм.	Показатели		Основание
№ п/п	Наименование показателей	Ед.изм.	Базовый	Новый	Основание
1	Затраты на НИОКР	тыс.руб		1300,0	ТатНИПИнефть
2	Объем внедрения,всего В том числе	свк.		90	_”_
2.1	1 год	_”_		30	_”_
2.2	2 год	_”_		30	_”_
2.3	3 год	_”_		30	_”_
3	Капвложения, всего В том числе	тыс.руб	178,6	237,0	_”_
3.1	Стоимость оборудования(СУ)	_”_	165,98	200,0	_”_
3.2	СМР	_”_	12,6	37,0	_”_
4	Норма амортизации	%	25,0%		Классификатор ОФ
5	Сокращение длины колонны НКТ	м		150,0	НГДУ АН
6	Средняя длина колонны НКТ	_”_	1200,0	1050,0	_”_
7	Длина 1 НКТ	_”_	8,0		_”_
8	Количество высвобождаемых НКТ	шт.		19,0	п.5/п.7
9	Стоимость 1 НКТ	тыс.руб	4,25		УТНС
10	Длина 1 насосной штанги		8,0		НГДУ АН
11	Количество высвобождаемых насосных штанг	шт.		19,0	п.5/п.10
12	Стоимость 1 насосной штанги	тыс.руб	1,17		УТНС
13	Срок службы оборудования		4		_”_
14	Время на 1 СПО при ПРС	час.	7,8	6,8	Единые нормы времени на КРС
15	Количество СПО на 1 ПРС	шт.	1,5		Управление по ремонту скважин и ПНП ОАО «ТН»
16	Затраты времени на проведение СПО при ПРС	час/рем	11,7	10,2	п.15*п.16

Исходные данные для расчета экономического эффекта

Таблица 3.2.3.1(продолжение таблицы)

17	Стоимость 1 бр.-часа ПРС	руб.	4987,0		ОАО «ТН» за 10 мес. 2006 г.
18	Межремонтный период скважин	сут.	788,0		ОАО «ТН» январь 2007 г.
19	Среднесуточный дебит скважины по жидкости	м3	20,0		НГДУ АН
20	Обводненность продукции		60%		_”_
21	Прирост среднесуточного дебита нефти за счет оптимизации режима работы скважины			1%	ТатНИПИнефть
22	Плотность нефти	т/м3	0,87
23	Среднесуточный дебит скважины по нефти	т/сут.	6,96	7,03	НГДУ АН
24	Снижение простоя скважины в год,всего	час./год		26	_”_
25	Коэффициент эксплуатации скважин		0,918	0,921	0,918+26/365/24=0
26	Средневзвешанная цена товарной нефти без НДС, ЭП	руб./т	6042,4		ОАО «ТН» за 9 мес.2006 г.
27	Условно-переменные затраты на добычу нефти	_”_	168,36		_”_
27.1	В т.ч. энергозатраты на подъем жидкости		35,05		_”_
28	Коммерческие расходы	_”_	286,7		_”_
29	Затраты ЦНИПР на 1 динамометрирование	руб.	210,5		ТатНИПИнефть
30	Количество выездов на динамометрирование	шт./год	12		_”_
31	Уменьшение затрат на э/энергию			5,0%	НГДУ АН
32	Средняя потребляемая мощность при дебите скважины по жидкости 20м3/сут.	КВт	10,0	9,5	_”_
33	Стоимость электроэнергии	Руб./кВт*ч	0,81		Свод затрат по ОАО «ТН» за 9 мес.2006 г.
34	Затраты ЦАП	Тыс.руб		3	НГДУ АН
35	Ставки налогов и отчислений
35.1	НДПИ	Руб./т	2267		ОАО «ТН» за 9 месяцев 2006 г.
35.2	Налог на прибыль	%	24,0%		Налоговый кодекс
35.3	Налог на имущество	_”_	2,2%		_”_
36	Норма дисконта	_”_	12,0%		УИ ОАО «ТН»

Исходные данные для расчета экономического эффекта

Таблица 3.2.3.1(окончание таблицы)

37	Обратный коэффициент возврата капитала
37.1	За 4 года	Доли ед.	3,402	п.3 табл 3
37.2	За 3 года	_”_	2,690	_”_

Расчет экономического эффекта от использования микробиологического воздействия на пласт

Таблица 3.2.3.2

№ п/п	Показатели	«0» год		Использование мероприятия							всего
		«0» год		1 год				2 год	3 год	4 год
		3 кв	4 кв	1 кв	2 кв	3 кв	4 кв	2 год	3 год	4 год
Коэффициенты шага
1	Норма дисконта	12,0%	12,0%	12,0%	12,0%	12,0%	12,0%	12,0%	12,0%	12,0%
	Время от момента приведения до начала шага, годы	0,00	0,25	0,50	0,75	1,00	1,25	1,50	2,50	3,50
2	Коэффициент дисконтирования	1,000	0,972	0,945	0,919	0,893	0,868	0,844	0,753	0,673
Инвестиционная деятельность
3	Вложения в приобретение осн.ср-в	34,0	24,4								58,4
3.1	Базовый вариант	166,0	12,6								178,6
3.2	Новый вариант	200,0	37,0								237,0
4	Увеличение или уменьшение оборотного капитала
4.1	Базовый вариант
4.2	Новый вариант

Расчет экономического эффекта от использования микробиологического воздействия на пласт

Таблица3.2.3.2 (продолжение таблицы)

5	Альтернативная стоимость вложенного имущества на момент начала его использования
5.1	Базовый вариант
5.2	Новый вариант
6	То же на момент прекращения его использования в проекте
6.1	Базовый вариант
6.2	Новый вариант
7	Сальдо по инвестиционной деятельности f(m)=п.6-сумма стр.3-5		-34,0	-24,4										-58,4
Операционная деятельность
8	Дополнительная добыча нефти,т				5,8		5,8	5,8		5,8	23,4	23,4	23,4
9	Выручка				33,7		33,7	33,7		33,7	134,7	134,7	134,7	538,6
10	Производственная себестоимость без НДС
10.1	Базовый вариант, всего				29,0		29,0	28,9		28,8	114,8	172,1	112,8	515,4
В том числе
10.1.1		Затраты на электроэнергию			16,3	16,3		16,3	16,3		65,1	65,1	65,1	260,6
10.1.2		Затраты на проведение СПО при ПРС										58,3
10.1.3		Затраты на исследование скважин			0,6	0,6		0,6	0,6		2,5	2,5	2,5	10,1

Расчет экономического эффекта от использования микробиологического воздействия на пласт

Таблица3.2.3.2 (продолжение таблицы)

10.1.4	Амортизация	11,2	11,2	11,2	11,2	44,6	44,6	44,6	178,6
	Остаточная стоимость оборудования на начало шага	178,6	167,4	156,3	145,1	133,9	89,3	44,6
10.1.5	Налог на имущество	1,0	0,9	0,8	0,8	2,5	1,5	0,5	7,9
10.2	Новый вариант, всего	61,0	46,5	46,4	46,3	184,4	233,9	181,8	800,2
В том числе
10.2.1	Условно-переменные затраты на добычу дополнительной нефти без энергозатрат на подъем жидкости	0,8	0,8	0,8	0,8	3,1	3,1	3,1	12,5
10.2.2	Затраты на электроэнергию	15,7	15,7	15,7	15,7	62,7	62,7	62,7	250,8
10.2.3	Затраты на проведение СПО при ПРС						50,9
10.2.4	Затраты ЦАП на обслуживание	0,8	0,8	0,8	0,8	3,0	3,0	3,0	12,0
10.2.5	НДПИ	13,3	13,3	13,3	13,3	53,0	53,0	53,0	212,2
10.2.6	Амортизация	14,8	14,8	14,8	14,8	59,3	59,3	59,3	237,0
	Остаточная стоимость оборудования на начало шага	237,0	222,2	207,4	192,6	177,8	118,5	59,3
10.2.7	Налог на имущество	1,3	1,2	1,1	1,0	3,3	2,0	0,7	10,4

Расчет экономического эффекта от использования микробиологического воздействия на пласт

Таблица 3.2.3.2 (окончание таблицы)

10.2.8	Удельные затраты на НИОКР			14,4
10.2.9	То же для целей налогооблажения			3,6	3,6		3,6	3,6					14,4
11	Изменение производственной себестоимости			32,0	17,5		17,5	17,5		69,6	61,8	69,0	284,7
12	То же без амортизации			28,3	13,8		13,8	13,8		55,0	47,2	54,4	226,3
13	Изменение налогооблагаемой прибыли			12,5	12,6		12,6	12,6		65,1	72,9	65,7	253,9
14	Изменение налога на прибыль			3,0	3,0		3,0	3,0		15,6	17,5	15,8	60,9
15	Чистая прибыль			9,5	9,5		9,6	9,6		49,4	55,4	49,9	193,0
16	Сальдо по операционной деятельности f(m)=п.9-п.12-п.14	0,0	0,0	2,4	16,8		16,8	16,8		64,0	70,0	64,5	251,4
17	Денежный поток проекта-экономический эффект	-34,0	-24,4	2,4	16,8		16,8	16,8		64,0	70,0	64,5	193,0
18	Накопленная сумма	-34,0	-58,4	-56,1	-39,3		-22,4	-5,6		58,5	128,4	193,0
19	Дисконтированный денежный поток	-34,0	-23,7	2,2	15,4		15,0	14,6		54,0	52,7	43,4	139,7
20	Накопленная сумма	-34,0	-57,7	-55,5		-40,1	-25,1		-10,4	43,6	96,3	139,7
21	Дисконтированные дополнительные затраты												71,4
22	Индекс дисконтированной доходности дополнительных затрат												2,0
Справочно
	Изменение производственной себестоимости без учета условно-переменных затрат на добычу нефти и НДПИ			17,9		3,5	3,4		3,4	13,4	5,6	12,8	60,1

Расчёт годовых сопоставимых амортизации и налога на имущество

Таблица 3.2.3.3

№ п\п	Наименование	«0» год		Использование мероприятия				итого
		«0» год		1 год	2 год	3 год	4 год
		3 кв	4 кв	1 год	2 год	3 год	4 год
1	Порядковый номер шага	-0,50	-0,25	0,00	1,00	2,00	3,00
2	Коэффициент дисконтирования	1,058	1,029	1,000	0,893	0,797	0,712
3	Сумма коэффициентов дисконтирования			1,000	1,893	2,690	3,402
Базовый вариант
4	Остаточная стоимость на начало шага			178,58	133,9	89,3	44,6
5	Амортизация			44,6	44,6	44,6	44,6	178,6
6	Налог на имущество			3,4	2,5	1,5	0,5	7,9
7	Дисконтированная амортизация			44,6	39,9	35,6	31,8	151,9
8	Дисконтированный налог на имущество			3,4	2,2	1,2	0,3	7,2
9	Сопоставимая амортизация			151,9/3,402=44,6	44,6	44,6	44,6
10	Сопоставимый налог на имущество			7,2/3,402=2,1	2,1	2,1	2,1
Новый вариант
11	Остаточная стоимость на начало шага			237,0	177,8	118,5	59,3
12	Амортизация			59,3	59,3	59,3	59,3	237,0
13	Налог на имущество			4,6	3,3	2,0	0,7	10,4
14	Дисконтированная амортизация			59,3	52,9	47,2	42,2	201,6
15	Дисконтированный налог на имущество			4,6	2,9	1,6	0,5	9,5
16	Сопоставимая амортизация			201,6/3,402=59,3	59,3	59,3	59,3
17	Сопоставимый налог на имущество			9,5/3,402=2,8	2,8	2,8	2,8

Расчёт экономического эффекта от использования нового оборудования за квартал

Таблица 3.2.3.4

№ п/п	Показатели	Базовый вариант	Новый вариант
Инвестиционная деятельность
1	Вложения в пробретение осн.срв	(1661,058+12,61,029)/3,402/4=13,9	(2001,058+371,029)/3,402/4=18,3
2	Увеличение или уменьшение оборотного капитала
3	Альтернативная стоимость вложенного имущества на момент начала его использования
4	То же на момент прекращения его использования в проекте
5	Денежный поток по инвестиционной деятельности		13,9-18,3=-4,4
Операционная деятельность
6	Объем дополнительной добычи нефти, т		0,0120(1-60/100)0,87365/4*0,921=5,8
7	Выручка от реализации дополнительно добытой нефти		5,8*(6042,4-286,7)/1000=33,4
8	Производственная себестоимость, всего	16,3+4,3+0,6+11,2+0,5=32,9	0,8+15,7+3,8+0,8+13,1+14,8+0,7+1,1=50,8
8.1	Условно-переменные затраты на добычу дополнительной нефти без энергозатрат на подъем жидкости		5,8*(168,36-35,05)/1000=0,8
8.2	Затраты на электроэнергию	0,811024365/40,918/1000=16,3	0,951,010,811024365/40,921/1000=15,7
8.3	Затрты на проведение СПО при ПРС	498711,70,797/2,69/4/1000=4,3	498710,20,797/2,69/4/1000=16,3
8.4	Затраты на исследование скважин	210,5*12/4/1000=0,6
8.5	Затраты на обслуживание ЦАП		¾=0,8
8.6	НДПИ		5,8*2267/1000=13,1
8.7	Амортизация	44,6/4=11,2	59,3/4=14,8
8.8	Налог на имущество	2,1/4=0,5	2,8/4=0,7
8.9	Удельные затраты на НИОКР		1300/90/4/3,402=1,1
9	Налогооблагаемая прибыль		33,4-(50,8-32,9)=15,5
10	Налог на прибыль		15,5*0,24=3,7
11	Чистая прибыль		15,5*3,7=11,8
12	Денежный поток по операционной деятельности		11,8+(14,8-11,2)=15,4

Расчёт экономического эффекта от использования нового оборудования за квартал

Таблица 3.2.3.4 (окончание таблицы)

13	Денежный поток проекта - экономический эффект	15,4-4,4=11,0
13.1	От экономии ресурсов	(16,3+4,3+0,6-(15,7+3,8+0,8+1,10,5))(1-0,24)=0,3
13.2	От доп.добычи нефти	11-0,3=10,7

2020-02-03

188

Обсуждений (0)

0.00 из 5.00 0 оценок

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 5 678 Следующая ⇒

Обсуждение в статье: Решение задачи на контрольном примере

Обсуждений еще не было, будьте первым... ↓↓↓