Оценка экономического потенциала компании Сибур в области переработки газа

Введение
Глава 1. Теоретические основы оценки экономического потенциала нефтегазовых компаний
1.1. Сущность категории «экономический потенциал предприятия»
1.2. Методические подходы к оценке экономического потенциала предприятия
1.3. Анализ тенденций развития нефтегазового комплекса России
Глава 2. Анализ экономического потенциала ЗАО «Сибур Холдинг»
2.1. Общая характеристика компании
2.2. Анализ основных показателей деятельности компании
Глава 3. Направления повышения экономического потенциала ЗАО «Сибур Холдинг» в области переработки газа
3.1. Проектные мероприятия
3.2. Оценка влияния реализации проектных мероприятий на экономический потенциал компании
Заключение
Список использованной литературы
Приложения

Прокладка газопроводов – подземная.Программно-технический комплекс «ТЕЛЕГАЗ» предназначен для дистанционного контроля и управления технологическими объектами линейных участков газопровода в составе автоматизированных систем диспетчерского управления процессом транспортирования газа.Комплекс обеспечивает:телеизмерение технологических параметров;телеконтроль состояния и телеуправление крановыми узлами;архивирование и документирование полученной информации и действий оператора в течение длительного времени (средствами ПО верхнего уровня).Состав:пульт управления (на диспетчерском пункте КС): ПЭВМ — 1 шт.;модем на 4 канала — 1 шт.;устройство документирования — 1 шт.на линейных участках газопровода: устройство контролируемого пункта (УКП) - до 99 шт. на каждом из 7-ми направлений;блок управления краном (БУКР) — 14 шт.;аккумуляторная батарея.Технические характеристики: Информационная емкость комплекса при использовании одного УКП и одного БУКР: 21 аналоговый вход (ТТ): напряжение, ток, сопротивление (конфигурируются под конкретные измеряемые параметры: давление, температуру и т.п.);28 дискретных входов (ТС);21 дискретный выход (ТУ), — мощные выходы: ток до 1А, напряжение до 220В.Канал связи — выделенные телефонные линии связи; кабельные двух– и четырех проводных линий связи. Скорость передачи данных — 300 бит/с. Быстродействие: время доставки единичного аварийного сигнала ТС — не более 20 с;время телепередачи команды ТУ — не более 1 с.Питание: от сети переменного тока напряжением (220±22)В (50±1)Гц;от аккумуляторной батареи 12В, 24Ач.Потребление УКП от аккумуляторной батареи — 0,4А. При пропадании питания сохранение всех функций — не менее 2-х суток (аккумулятор 24 Ач). Условия эксплуатации: УКП, БУКР: рабочий диапазон температур от -25°С до +50°С (иней, роса).Модем, ПЭВМ: рабочий диапазон температур от +15°С до +45°С; питание: от сети переменного тока напряжением (220±22) В (50±1)Гц.Габаритные размеры, масса: УКП — 292х325х170 мм; масса — не более 5 кг.БУКР — 335х132х237 мм; масса — не более 5 кг.Состав комплекса СЛТМ Южно-Приобского ЛПУ МГ: пульт управления и 14 устройств на линейных участках газопровода.На линейных участках устройства будут установлены в металлических неотапливаемых боксах.Линия связи — выделенная двухпроводная; скорость обмена — 300 бит/с. Магистральное подключение: 3 направления с длиной линии связи от 0,8 до 80 км. 3.2. Оценка влияния реализации проектных мероприятий на экономический потенциал компанииВнедрение проекта позволяет получить экономический эффект за счет реализации факторов экономической эффективности (Приложение 1)Исходные данные для расчета коммерческой эффективности проекта представлены в Приложении 2.Оценка изменения технико-экономических показателей, в результате реализации проекта, проведена с учетом статистических данных, предоставленных эксплуатирующей организацией ЗАО «Сибур Холдинг».Результаты анализа изменения технико-экономических показателей сведены в таблицу 13.Таблица 13Анализ изменения ТЭП№ п/пИзменение показателяВеличина изменения, %Обоснование1Повышение производительности при транспортировке газа0,6«Временные методические указания по определению коммерческой эффективности новой техники»2Сокращение потребления газа на собственные нужды1,5«Временные методические указания по определению коммерческой эффективности новой техники»3Сокращение технологических потерь,%отсутствует«Временные методические указания по определению коммерческой эффективности новой техники»4Снижение затрат на капитальный ремонт3%«Временные методические указания по определению коммерческой эффективности новой техники»5Снижение затрат на текущий ремонт3%«Временные методические указания по определению коммерческой эффективности новой техники»Капитальные вложенияОбщий объем инвестиций определен сводным сметным расчетом в текущем уровне цен на 01.01.2012 г. – 317836,22 тыс. руб.Структура капитальных вложений по видам затрат представлена в таблице 14.Таблица 14Структура капвложений по видам затратНаименованиеИнвестиции, тыс. руб.строительные работымонтажные работыоборудованиепрочие затратывсегоИнвестиции по сводному сметному расчету в текущем уровне цен на 01.01.2011г. (с НДС)103565,0167369,3686611,860290,05317836,22(без НДС)87766,9657092,6873399,8350682,21268941,68Продолжительность реконструкции – 24 месяца.Основные фондыВ стоимость основных фондов не включаются следующие затраты:НДС – 48894,54 тыс.руб.Стоимость вводимых фондов составляет – 268941,68 тыс. руб.Текущие издержкиРасчет текущих издержек производится в соответствии с данными, определенными в отдельных частях проекта, с использованием исходных данных, представленных Южно-Приобским ЛПУ ЗАО «Сибур Холдинг».Установленная мощность электроприемников блок-контейнеров, кВт:средства телемеханизации, связи – 5,25;электроосвещение – 2,2;силовые электроприемники – 30.Годовое потребление электроэнергии, кВтч:средства телемеханизации, связи – 45990;электроосвещение – 388,8;силовые электроприемники – 4320.Стоимость материальных затрат определена, исходя из потребности в материальных ресурсах и местных тарифов на 01.01.2012 года, и приведена в таблице 15.Таблица 15Стоимость материальных затратНаименованиеГодовой расход, (1000 кВтч)Тариф за единицу, руб. (без НДС)/(1000 кВтч)Стоимость годового расхода, млн.руб.Электроэнергия, кВт.ч50,710600,05Итого:0,05Принятые проектные технические решения не предусматривают увеличение численности обслуживающего персонала с соответствующим увеличением фонда оплаты труда, без изменения существующей организации труда службы КИПиА и телемеханики и форм ее обслуживания. Косвенные затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание систем включены в прочие расходы.Нормы амортизационных отчислений определены в соответствии с постановлением Правительства РФ от 01.01.2002г. «О классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы» - пятая группа (имущество со сроком полезного использования свыше 7 лет до 10 лет включительно).Норма амортизационных отчислений принята равной 10 %, сумма амортизационных отчислений составляет 26,89 млн. руб.Расходы на ремонт основных средств ориентировочно приняты в размере 0,8 % от стоимости основных средств и составляют 2,15 млн. руб.Прочие расходы приняты в размере 28,8% от суммы эксплуатационных затрат и составляют 0,63млн. руб.Структура текущих издержек представлена в таблице 16.Таблица 16Структура текущих издержекНаименование элементов затратСумма, млн. руб.1. Прямые расходы1.1. Материальные затраты0,051.2. Затраты на ремонт основных средств2,151.3. Амортизационные отчисления26,891.4. Затраты на оплату труда01.5. ЕСН (26%)02. Косвенные расходы2.1. Прочие затраты0,63 Итого:29,72Основные технико-экономические показателиОсновные технико-экономические показатели представлены в таблице 17.Таблица 17Основные ТЭПыНаименование показателейЕдиницы измеренияПоказателиГодовой объем транспортировки газа:млрд.нм³164,1Общая стоимость строительства (без НДС):в текущем уровне цен на 1.10.2012 г., всего в том числе:- строительно-монтажные работы– оборудование- прочиемлн. руб.млн. руб.млн. руб.млн. руб.268,941144,86073,39950,392Продолжительность реконструкциимес.24Дополнительный доход, всего:157,43- за счет повышения производительностимлн.руб.137,11- за счет снижения затрат на капитальный и текущий ремонты линейной части МГмлн. руб.6,42- за счет сэкономленного газа на собственные нуждымлн. руб.9,38- чистый доход от сэкономленного газа на собственные нуждымлн. руб.4,82Производственные затратымлн.руб.29,72Прирост балансовой (валовой) прибылимлн.руб.123,18Прирост чистой прибылимлн.руб.93,62Внутренняя норма доходности%37,59Срок окупаемости- простойлет3- дисконтныйлет4Расчет эффективности инвестиций произведен на срок реконструкции и эксплуатации 12 лет с учетом продолжительности строительства и срока службы оборудования, шаг расчета составляет 1 год, норма дисконта – 10%. Расчет эффективности инвестиций представлен в Приложении3.ЗаключениеПовышение конкурентоспособности предприятий в условиях быстрого изменения факторов среды функционирования практически невозможно без ориентации на их внутренние возможности, экономический потенциал. В процессе проведенного исследования были сделаны следующие теоретические выводы: в теории и практике менеджмента, экономической теории сложилось несколько подходов к определению сущности экономического потенциала предприятия.На наш взгляд, экономический потенциал представляет собой совокупность ресурсов и их свойств, обеспечивающих достижение конкурентоспособности предприятия на рынке; Экономический потенциал предприятия представляет собой систему, состоящую из следующих взаимосвязанных подсистем: маркетингового, производственного, инновационного, инвестиционного, кадрового, управленческого и финансового потенциалов, имеющих императив активной адаптации к факторам внешней среды. Мы предлагаем использовать управление потенциалом в качестве универсального способа обеспечения конкурентоспособности предприятия на основе трансформации источника конкурентных преимуществ в его конкурентные преимущества. Это обусловлено тем, что только обладая конкурентными преимуществами фирма может эффективно приспособиться к факторам внешней среды и сама оказывать влияние на их формирование. Основной задачей данной работы являлась подготовка проекта повышения экономического потенциала компании в области переработки газа за счет реконструкции и техперевооружения средств телемеханизации систем магистральных трубопроводов ЗАО «Сибур Холдинг».В ЗАО «Сибур Холдинг» в настоящее время сформирована и успешно функционирует комплексная система диагностики и мониторинга технического состояния производственных объектов. Организационная структура диагностики линейной части включает в себя подразделения Департамента, научные и инжиниринговые компании, отделы эксплуатации магистральных газопроводов газотранспортных обществ, инженерно-технические центры.Система диагностического обслуживания обеспечивает надежную эксплуатацию газопроводов за счет своевременного обнаружения, анализа и ранжирования дефектов, принятия решений о необходимом техническом обслуживании оборудования.Назрела необходимость создания условий для осуществления анализа и прогноза технического состояния по единой технологии и критериям для всех газопроводов ЗАО «Сибур Холдинг» с постановкой и решением следующих задач:Разработка и осуществление анализа для всех магистральных газопроводов с периодом 1 раз в год с выдачей ежегодных отчетов по техническому состоянию газопроводов в границах ЛПУ, газотранспортных обществ и в целом по ЗАО «Сибур Холдинг».Оптимизация проведения диагностических и ремонтно-восстановительных работ по результатам анализа, в т.ч. переизоляции.Вывод отдельных ниток и всей единой газотранспортной системы на гарантированное проектное давление и поддержание их дальнейшей безаварийной эксплуатации.Создание единой технологии анализа технического состояния газопроводов и критериев оценки, с автоматизированным сбором и обработкой информации.Для решения поставленных задач представляется необходимым внедрение системы линейной телемеханики «ТЕЛЕГАЗ».Система линейной телемеханики (СЛТМ) «ТЕЛЕГАЗ» предназначена для обеспечения оперативного контроля состояния технологических объектов линейной части газопровода, станций катодной защиты и автоматизированного управления ими.Основными целями создания СЛТМ являются:обеспечение управления технологическим оборудованием линейной части магистрального газопровода в нормальных и аварийных режимах работы;аварийная защита линейной части газопровода путем дистанционного отключения участков газопровода;обеспечение персонала достаточной, достоверной и своевременной информацией о ходе технологического процесса и состоянии технологического оборудования магистрального газопровода для ведения оперативного управления;повышение эксплуатационной надежности линейной части магистрального газопровода;повышение степени аварийной защиты линейной части магистрального газопровода;сокращение ошибок оперативного персонала.Проектом предусматривается реконструкция и техническое перевооружение средств телемеханизации систем магистральных газопроводов на участке Южно-Приобского ЛПУ.По итогам реконструкции и технического перевооружения средств телемеханики систем магистральных газопроводов предусмотрены следующие финансовые результаты:дополнительный доход от транспортировки газа – 157,43 млн. руб.;текущие издержки – 29,72млн. руб.;общая стоимость на строительство без НДС, всего:в текущем уровне цен на 01.01.2011 г. – 268,941 млн. руб.;в том числе СМР – 144,86 млн. руб.;балансовая прибыль – 123,18 млн. руб.;чистая прибыль – 93,62 млн. руб.;внутренняя норма доходности – 37,59%;срок окупаемости:простой – 3 года;дисконтированный – 4 года.Исходя из изложенного, реконструкцию и техническое перевооружение средств телемеханизации систем магистральныхгазопроводов Южно-Приобского ЛПУ следует считать необходимой и экономически целесообразной.Список использованной литературыБелолипецкий В.Г. Финансы фирмы: Курс лекций/ Под.ред. И.П. Мерзлякова. -М.: ИНФРА-М, 2010.- 298с.Большая советская энциклопедия. — М., 1977, с. 1067.Донцова Л.В., Никифорова Н.А. Анализ бухгалтерской отчетности.- М.: Изд-во «Дело и сервис», 2010. - 224с.Берл Густав. Мгновенный бизнес-план. Двенадцать быстрых шагов к успеху. М.: Дело ЛТД, 2010.Бланк И.А. Финансовый менеджмент: учеб. / под ред. И.А. Бланк. – 3-е изд. – М.: ТК Велби, Проспект, 2009. – 560 с.Дранко О.И. Финансовый менеджмент: учеб. / под ред. О.И. Дранко. – 2-е изд. – М.: ТК Велби, Проспект, 2010. – 487с.Ильинский А.А., Шамалов Ю.В. Стратегические приоритеты развития нефтегазового комплекса России в современных условиях // Нефтегазовая геология. Теория и практика: электр. науч. журн ВНИГРИ. – СПб., 2008. № 3. URL: http://www/ngtp.ru.Клепиков Ю.Н. Оценка уровня и стратегия улучшения использования экономического потенциала предприятия: Автореф. дис. канд. экон. наук. — Белгород 1999. – 34 с.Колчин С.П. Финансовый менеджмент: учеб. / С.П.Колчин. - 3-е изд. - М.: ТК Велби, Проспект, 2009. - 560с. Коровин Н.Г. Экономический потенциал национальной экономики. – М.: Наука, 2010. – 365 с.Любушин Н.П. Анализ финансового состояния организации: учеб. / Н.П. Любушин. - М.: Эксмо, 2010. - 256с. - (Высшее экономическое образование).Окорокова Л.Г. Ресурсный потенциал предприятий. — СПб.: СПбГТУ, 2010. – 206 с.Отчет ОАО «Сургутнефтегаз» за 2011 г. URL: http://www.surgutneftegaz.ru.Официальный сайт компании «British Petrolium». URL: http://www.bp.com/sectiongenericarticle800.doс.Пелих А.С. Бизнес-план или как организовать собственный бизнес. - М.: Ось-89, 2010.Подольский Ю.В. Нефтяной потенциал России. Проблемы его оценки и освоения // Нефтегазовая геология. Теория и практика: электр. науч. журн. ВНИГРИ. – С б., 2008. № 3. URL: http://www/ngtp.ru.Поляков О.В. Практическое руководство по составлению бизнес-плана и оценка эффективности инвестиционного проекта. - М.: МПТР, 2010. - 130 с.Ресурсный потенциал экономического роста. – М.: Путь России, 2012. – 334 с.Свободин В.А. Вопросы определения и эффективности производственного потенциала // АПК: экономика, управление. — 2011. — № 3.Секерин В.Д. Маркетинг: Учеб.-практ. пособие / В.Д. Секерин. - 2-е изд., испр. и доп. - М.: Бизнес-шк. «Интел-Синтез», 2009. - 349 с.Сухова Л.Ф. Анализ финансового состояния и бизнес-план торговой организации потребительской кооперации. - М.: Финансы и статистика, 2010.Селезнев Н.Н. Финансовый анализ. Управление финансами: учеб. / Н.Н. Селезнев. - 2-е изд. - М.: ЮНИТИ-ДИАНА,2009. - 639с.Финансовое управление фирмой / Под ред. В.И. Терехина.- М.: ОАО «Изд-во «Экономика», 2010. - 350 с.Финансовый менеджмент: Учебное пособие/ Под ред. проф. Е.И.Шохина.- М.:ИД ФБК-ПРЕСС, 2009.-408с.ХрамцоваТ.Г. Методология исследования социально-экономического потенциала потребительской кооперации: Дис. докт. экон. наук. — Новосибирск: СибУПК, 2002. – 156 с.Экономика предприятия: учеб. / А.И. Ильин [и др.]; под ред. А.И. Ильина. - 3-е изд. – М.: Новое знание, 2010. - 698с. - (Экономическое образование).ПриложенияПриложение 1Факторы измененияТехнико-экономические показатели, изменяющиеся при реализации проектаФакторы, вызывающие изменение технико-экономических показателейТранспортировка газаПовышение производительности технологического оборудования линейной части магистрального газопровода в нормальных и аварийных режимах работы;Расход газа на собственные нуждыЭкономия расхода газа на собственные нужды за счет обеспечения персонала достаточной, достоверной и своевременной информацией о ходе технологического процесса и состоянии технологического оборудования магистрального газопровода для ведения оперативного управленияЗатраты на капитальный и текущий ремонт технологического оборудованияУменьшение частоты и объемов капитальных и текущих ремонтов оборудования за счет оптимизации режимов его эксплуатации и повышения эксплуатационной надежности линейной части магистрального газопроводаПриложение 2Исходные данные№ п/пПоказателиВеличинаОбоснование1Область внедренияЛПУ МГ2Капитальные вложения в СЛТМ (без НДС) тыс.руб. в текущем уровне цен на 01.01.2011 г.268941,68Сводный сметный расчет3Инвестиционный период24 месяцаПроект4График осуществления инвестиций (млн.руб.)В 1-й год – 134,942-й год – 134Проект5Затраты на эксплуатацию СЛТМ тыс.руб./годВ том числе:Среднегодовые расходы на оплату труда (млн.руб.)0Проект Отчисления с заработной платы –(26%) (млн.руб.)0ст. 241 НК РФРасходы на электроэнергию(млн.руб.)0,05ПроектРасходы на ремонт основных средств (в % от стоимости основных средств)0,8%Определены укрупнено, как по аналогичным проектам в размере 0,8% от стоимости вводимых основных средств Прочие расходы (в % от стоимости основных средств)28,8%Определены укрупнено, как по аналогичным проектам в размере 28,8% от суммы эксплуатационных затратНорма амортизации10%Нормы амортизационных отчислений определены в соответствии с постановлением Правительства РФ от 01.01.2002г. «О классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы» - пятая группа (имущество со сроком полезного использования свыше 7 лет до 10 лет включительно).6Среднегодовые затраты на текущий ремонт оборудования линейной части магистрального газопровода (без учета НДС, млн.руб.)7,626Данные ЗАО «Сибур Холдинг»7Среднегодовые затраты на капитальный ремонт оборудования линейной части магистрального газопровода (без учета НДС, млн.руб.)795Данные ЗАО «Сибур Холдинг»8Показатель удельной чистой прибыли руб./1000 м3518Данные ЗАО «Сибур Холдинг»9Плановый объем товаротранспортной работы (ТТР) на 2007 год (млрд.м3) по на участке Лонг-Юганского ЛПУ164,1Данные ЗАО «Сибур Холдинг»10Стоимость газа используемого на собственные нужды (руб./1000 м3)938Данные ЗАО «Сибур Холдинг»11Средний одноставочный тариф на ТТР (руб./тыс.куб.м. на 100 км)24,43Данные ЗАО «Сибур Холдинг»12Налог на прибыль 20%НК РФ13Налог на имущество0%НК РФ14Расчетный период10 летВ соответствии с нормативным сроком службы оборудования (по данным проекта)15Норма дисконта10%Данные ЗАО «Сибур Холдинг»16Шаг расчета1 год17Максимально допустимый срок окупаемости6 летДанные ЗАО «Сибур Холдинг»Приложение 3Расчет эффективности инвестицийЕд.изм.Итого0123456789101112Объем транспортируемого газа Южно-Приобским ЛПУ «без Проекта»млрд.куб.м.164,1164,1164,1164,1164,1164,1164,1164,1164,1164,1164,1164,1164,1увеличение производительности «с Проектом»%00,6%0,6%0,6%0,6%0,6%0,6%0,6%0,6%0,6%0,6%0,6%Прирост объема транспортируемого газа Южно-Приобским ЛПУ «с Проектом»млрд.куб.м.000,98460,98460,98460,98460,98460,98460,98460,98460,98460,98460,9846Протяженность участка ТТГскм.5,75,75,75,75,75,75,75,75,75,75,75,75,7средний тариф на транспортировку ТТГ за 2011 г.руб./тыс.куб.м. на 100 км.24,4324,4324,4324,4324,4324,4324,4324,4324,4324,4324,4324,4324,43Δ тарифа на транспортировкуВыручка от увеличения ТТРмлн.руб.0,000,00137,11137,11137,11137,11137,11137,11137,11137,11137,11137,11137,11Затраты на электроэнергию «без проекта»млн.руб.0,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,00Затраты на электроэнергию «с проектом»млн.руб.000,050,050,050,050,050,050,050,050,050,050,05Δ затрат на электроэнергиюмлн.руб.0,500,000,000,050,050,050,050,050,050,050,050,050,050,05оплата труда «без проекта»млн.руб.0,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,00оплата труда «с проектом»млн.руб.000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,00Δ оплаты трудамлн.руб.0,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,00Δ отчисления с ЗПмлн.руб.26%000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,00Прочие затраты «без проекта»млн.руб.0,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,00Прочие затраты «с проектом»млн.руб.28,80%0,000,000,630,630,630,630,630,630,630,630,630,630,63Δ Прочих затратмлн.руб.6,340,000,000,630,630,630,630,630,630,630,630,630,630,63Ремонтный фонд в процентах от стоимости основных фондов «без проекта»млн.руб.0,8%0,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,00Ремонтный фонд в процентах от стоимости основных фондов «с проектом»млн.руб.0,8%0,000,002,152,152,152,152,152,152,152,152,152,152,15Δ Ремонтного фонда в процентах от стоимости основных фондовмлн.руб.0,8%0,000,002,152,152,152,152,152,152,152,152,152,152,15Среднегодовые затраты на капитальный и текущий ремонт оборудования линейной части МГ «без проекта»млн.руб.802,630,00802,63802,63802,63802,63802,63802,63802,63802,63802,63802,63802,63802,63Среднегодовые затраты на капитальный и текущий ремонт оборудования линейной части МГ «с проектом»млн.руб.802,63802,63802,63796,20796,20796,20796,20796,20796,20796,20796,20796,20796,20796,205ΔСнижение затрат на капитальный и текущий ремонт оборудования линейной части МГмлн.руб.3,0%802,630,006,426,426,426,426,426,426,426,426,426,426,421008Цена газа на собственные нужды.руб./тыс.куб.м938938938938938938938938938938938938Объем газа на собственные нужды «без проекта»млрд.куб.м.0,620,620,620,620,620,620,620,620,620,620,620,620,62Объем газа на собственные нужды «с проектом»млрд.куб.м.0,620,620,610,610,610,610,610,610,610,610,610,610,61Объем сэкономленного газа на собственные нуждымлрд.куб.м.0,000,00-0,01-0,01-0,01-0,01-0,01-0,01-0,01-0,01-0,01-0,01-0,01Экономия газа на собственные нуждымлн.руб.0,000,00-9,38-9,38-9,38-9,38-9,38-9,38-9,38-9,38-9,38-9,38-9,38АМОРТИЗАЦИЯ «без проекта»млн.руб.0,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,00АМОРТИЗАЦИЯ «с проектом»млн.руб.26,8926,8926,8926,8926,8926,8926,8926,8926,8926,8926,89Δ АМОРТИЗАЦИЯмлн.руб.0,000,0026,8926,8926,8926,8926,8926,8926,8926,8926,8926,8926,89Эксплуатационные затратымлн.руб.0,000,0013,9313,9313,9313,9313,9313,9313,9313,9313,9313,9313,93Прибыль до налогообложениямлн.руб.123,18123,18123,18123,18123,18123,18123,18123,18123,18123,18123,18Налог на прибыльмлн.руб.29,5629,5629,5629,5629,5629,5629,5629,5629,5629,5629,56Чистая прибыльмлн.руб.93,6293,6293,6293,6293,6293,6293,6293,6293,6293,6293,62Капитальные вложениямлн.руб.268,94134,94134,00Величина удельной чистой прибылируб./тыс.куб.м518518518518518518518518518518518518518Чистый доход от сэкономленного газа на собственные нуждымлн.руб.0,000,004,824,824,824,824,824,824,824,824,824,824,82Денежный потокмлн.руб.984,33-134,94-134,00125,33125,33125,33125,33125,33125,33125,33125,33125,33125,33125,33Ставка дисконта%8,00%8,00%8,00%8,00%8,00%8,00%8,00%8,00%8,00%8,00%8,00%8,00%8,00%8,00%Коэффициент дисконтирования10,925930,857340,793830,735030,680580,630170,583490,540270,500250,463190,428880,397114Дисконтированный поток денежных средствмлн.руб.519,64532-134,94-124,074107,44799,488492,118885,295278,977173,126967,710162,694558,050553,750549,76894Кумулятивный чистый поток денежных средствмлн.руб.-134,94-259,014-133,69-8,36116,97242,29367,62492,95618,27743,60868,93994,251119,58Внутренняя норма доходности проекта37,59%Кумулятивный дисконтированный поток денежных средствмлн.руб.-134,94-259,014-151,567-52,078340,0405125,336204,313277,44345,15407,844465,895519,645569,4143