В продаже – с 22 сентября*!

1. Какова взаимосвязь оптимального размера фирмы с наличием трансакционных затрат? Объясните.

 

2. Допустим, Вы решили организовать собственный бизнес. Какую форму предприятия Вы бы выбрали? Почему?

 

3. Проанализируйте различные модели управления акционерным обществом. Как распределяется власть в АО при их использовании?

4. Почему возникают и в чем проявляются противоречия между акционерами и менеджерами АО? Какова российская специфика конфликтов внутри АО?

5. Что означает прозрачность корпоративного управления? Обоснуйте ее необходимость под углом зрения микро- и макроэкономики.

ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РАЦИОНАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 

Обоснование выбора экономически целесообразного варианта разра­ботки месторождения предполагает определение критериев оптимальнос­ти. Согласно методике Мирового банка реконструкции и развития в качестве таких критериев используются:

- максимум накопленного потока денежной наличности и чистой теку­щей стоимости;

- минимальный срок окупаемости проекта;

- максимальный коэффициент отдачи капитала;

- максимальная внутренняя норма рентабельности проекта.

Расчет по системе выше перечисленных показателей производится по каждому варианту разработки месторождения по следующей методике:

 

Таблица 4.1 Исходные данные для расчёта экономических показателей

Показатели	Значения
Оптовая цена 1 тонны нефти, руб.
Себестоимость добычи 1 т. нефти, руб.
Условно-переменные затраты на добычу, %

 

 

ПДН_t = B_t - И_t - K_t - H_t, (4.1)

гдеПДН_t - поток денежной наличности полученный в t-ом году, тыс. руб.;

B_t - выручка от реализации продукции в t-ом году, тыс. руб.;

И_t - текущие затраты в t-ом году, тыс. руб.;

K_t - капитальные затраты в t-м году, тыс. руб.;

 

H_t - налоги, выплачиваемые в t-ом году, тыс. руб.

При расчете выручки по формуле (4.2) следует использовать цены предприятия на нефть и газ без учета налога на до­бавленную стоимость:

 

(4.2)

 

где n- количество производимых углеводородных продуктов,

Q_i - объём реализации i-го углеводородного продукта, тыс.т, (млн.м³);

Ц_i - цена на i-й продукт, руб./т (руб./тыс. м³).

Выручка от реализации продукции:

 

1. В_{2015 =} 69,317 x 9000 = 623,85 млн. руб.

2. В₂₀₁₆ = 75,984 x 9000 = 683,85 млн. руб.

3. В₂₀₁₇ = 72,416 x 9000 = 651,74 млн. руб

В_{2018 – 2047} –результаты расчетов представлены в таблице 4.2.

 

Текущие затраты (И_t) представляют собой затраты на добычу нефти без амортизационных отчислений:

И_t =Q_t · У_пер = ∆Q · с/с · dпер,_, (4.3)

где Q_t – дополнительное извлечение нефти в t-ом квартале, тыс. т;

У_пер – условно-переменные затраты, руб./т;

с/с – себестоимость нефти;

dпер - доля условно-переменных затрат;

 

1. И_{t 2015} = 6200 x 69,317 x 0,65 = 279,3 млн. руб.

2. И_{t 2016} = 6200 x 75,984 x 0,65 = 306,2 млн. руб.

3. И_{t 2017} = 6200 x 72,416 x 0,65 = 291,8 млн.руб.

И_{t (2018 – 2047)} –результаты расчетов представлены в таблице 4.2.

 

Капитальные затраты (K_t) представляют собой единовременные зат­раты на создание скважин, объектов промыслового строительства и обо­рудования, не входящего в сметы строек. Данным проектом капитальные затраты не предусмотрены.

Поток денежной наличности:

ПДН_t = B_t - И_t - H_t (4.4)

1.ПДН₂₀₁₅= 623,853 - 279,35 – 68,9 = 275,6 млн. руб.

2.ПДН₂₀₁₆= 683,856 – 306,22 – 75,53 = 302,11 млн. руб.

3.ПДН₂₀₁₇= 651,744 – 291,84 – 71,98 = 287,93 млн. руб.

ПДН_{2018 – 2047} –результаты расчетов представлены в таблице 4.2.

После расчета годовых потоков денежной наличности (ПДН_t) рас­считывается накопленный поток (НПДН_t) за весь период разработки месторождения:

(4.5)

где t – текущий год разработки месторождения;

Т - период разработки месторождения.

1. НПДН₂₀₁₅= 275,60 млн. руб.

2. НПДН₂₀₁₆= 275,60 + 302,11 = 577,71 млн. руб.

3. НПДН₂₀₁₇=-577,71 +25,458=-479,106 млн. руб.

НПДН_2018-2047 –результаты расчетов представлены в таблице 4.2.

Накопленный поток денежной наличности за весь период разработки (НПДН_t) показывает, сколько наличных средств накопится на рас­четном счете предприятия от реализации выбранного варианта разработ­ки месторождения.

Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные пе­риоды времени, то возникает необходимость в их приведении к расчетному году (t_p), предшествующему началу разработки месторожде­ния. Эту процедуру можно осуществить при помощи коэффициента дис­контирования по формуле (4.6):

(4.6)

 

где α_t — коэффициент дисконтирования для t - го года,

 

Е_н — нормативный коэффициент приведения (0,15).

1. α ₂₀₁₅= 1

2. α ₂₀₁₆= (1 + 0,15)^2015-2016 = 0,8696

3. α ₂₀₁₇= (0,8696 + 0,15)^2015-2017= 0,7561

α_2018-2047 –результаты расчетов представлены в таблице 4.2.

 

Дисконтированный годовой поток денежной наличности (ДПДН_t) можно определить по формуле:

ДПДН_t = ПДН_t ∙ a_t (4.7)

1. ДПДН₂₀₁₅= 275,60 × 1= 275,60 млн.руб.

2. ДПДН₂₀₁₆= 302,11 × 0,8696 = 262,7 млн.руб.

3.ДПДН₂₀₁₇= 278,91 × 0,7561 = 217,71 млн.руб.

ДПДН _2018-2047 –результаты расчетов представлены в таблице 4.2.

Накопленный дисконтированный поток денежной наличности пред­ставляет собой чистую текущую стоимость:

(4.8)

Чистая текущая стоимость проекта за весь период разработки место­рождения (ЧТС_t) является важнейшим критерием выбора оптимального варианта разработки месторождения.

1. ЧТС₂₀₁₅= 275,60 млн.руб.

2. ЧТС₂₀₁₆= 275,60 + 262,71 = 538,31 млн.руб.

3. ЧТС₂₀₁₇= 538,31 + 217,71 = 756,02 млн.руб.

ЧТС_2018-2047 –результаты расчетов представлены в таблице 4.2.

 

 

				Показатели
Годы	1.Добыча нефти, тонн	2.Выручка от реализации, млн.руб	3.Текущие затраты, млн.руб	4.Налоги, млн.руб.	5.ПДН, млн.руб.	6.НПДН, млн.руб	7.Коэф. Дисконтирования, млн.руб.	8.ДПДН, млн.руб.	9.ЧТС, млн.руб
		623,85	279,35	68,90	275,60	275,60	1,0000	275,60	275,60
		683,85	306,22	75,53	302,11	577,72	0,8696	262,71	538,31
		651,74	291,84	71,98	287,93	865,64	0,7561	217,71	756,02
		596,16	266,95	65,84	263,37	1129,02	0,6575	173,17	929,20
		533,50	238,89	58,92	235,69	1364,71	0,5718	134,76	1063,95
		462,91	207,28	51,13	204,51	1569,21	0,4972	101,68	1165,63
		390,97	175,07	43,18	172,73	1741,94	0,4323	74,67	1240,30
		319,85	143,22	35,33	141,30	1883,24	0,3759	53,12	1293,42
		269,10	120,50	29,72	118,89	2002,13	0,3269	38,86	1332,29
		222,36	99,57	24,56	98,24	2100,36	0,2843	27,92	1360,21
		190,46	85,29	21,04	84,14	2184,51	0,2472	20,80	1381,01
		157,46	70,51	17,39	69,56	2254,07	0,2149	14,95	1395,96
		141,62	63,42	15,64	62,57	2316,64	0,1869	11,69	1407,66
		121,46	54,39	13,42	53,66	2370,30	0,1625	8,72	1416,38
		105,07	47,05	11,60	46,42	2416,72	0,1413	6,56	1422,94
		87,06	38,99	9,62	38,46	2455,18	0,1229	4,73	1427,67
		71,19	31,88	7,86	31,45	2486,63	0,1069	3,36	1431,03
		59,35	26,58	6,56	26,22	2512,85	0,0929	2,44	1433,46
		51,12	22,89	5,65	22,59	2535,44	0,0808	1,83	1435,29
		41,67	18,66	4,60	18,41	2553,85	0,0703	1,29	1436,58
		35,77	16,02	3,95	15,80	2569,66	0,0611	0,97	1437,55
		28,03	12,55	3,10	12,39	2582,04	0,0531	0,66	1438,21
		24,32	10,89	2,69	10,75	2592,79	0,0462	0,50	1438,70
		18,78	8,41	2,07	8,30	2601,09	0,0402	0,33	1439,04
		15,72	7,04	1,74	6,95	2608,03	0,0349	0,24	1439,28
		12,11	5,42	1,34	5,35	2613,39	0,0304	0,16	1439,44
		9,11	4,08	1,01	4,03	2617,41	0,0264	0,11	1439,55
		1,90	0,85	0,21	0,84	2618,26	0,0230	0,02	1439,57
		1,53	0,69	0,17	0,68	2618,94	0,0200	0,01	1439,58
		1,29	0,58	0,14	0,57	2619,51	0,0174	0,01	1439,59
		0,52	0,23	0,06	0,23	2619,74	0,0151	0,0016	1439,59
		0,49	0,22	0,05	0,22	2619,96	0,0131	0,00	1439,60
		0,32	0,15	0,04	0,14	2620,10	0,0114	0,00	1439,60

Таблица 4.2 – Расчет чистой текущей стоимости

Рисунок 4.1 – Профили накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости

Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определённую степень риска, связанную с природными и ры­ночными факторами (риск изменения цен), то необходимо провести анализ чувстви­тельности к риску рекомендуемого варианта проекта. Для этого выбирается интервал наи­более вероятного диапазона изменения каждого фактора, например: годовая добыча [-10%;+10%]; цены на нефть [-20%;+20%]; текущие затраты [-30%; +30%]; налоги [-20%; +20%]. Результаты расчетов представлены в таблицах 3.

Для каждого фактора определяется зависимость: ЧТС (Q); ЧТС (Ц); ЧТС (З); ЧТС (Н).

 

 

Таблица 4.3 - Сводная таблица значений ЧТС при изменении параметров

ЧТС (Q)	-0,1	1295,64
		1439,6
	0,1	1583,56
ЧТС (Н)	-0,2	1511,6
		1439,6
	0,2	1367,62
ЧТС (З)	-0,3	1789,8
		1439,6
	0,3	1089,4
ЧТС (Ц)	-0,2	1151,68
		1439,6
	0,2	1727,52

 

Полученные зависимости чистой текущей стоимости от факторов изображаются графически. Значения ЧТС на каждой прямой, соответ­ствующие крайним точкам диапазона, соединяются между собой, образуя фигуру, напоминающую «паука» (см. рис 4.2).

 

 

Рисунок 4.2 - Диаграмма чувствительности проекта к риску

 

Если изменения ЧТС при заданной вариации параметров находятся в положительной области, как на рис.4.2, то проект не имеет риска. Если значения ЧТС попадают в отрицательную область, то решение об опти­мальном варианте, выбранном на основе критериев, следует пересмотреть с учетом анализа чувствительности проекта. В связи с этим, можно сделать вывод, что экономическое обоснование эффективности разработки Турнейского яруса Волковского месторождения выполнено верно.

Как показали расчёты, эффективность разработки Турнейского яруса Волковского месторождения по рассмотренному варианту высокая.

 

 

В продаже – с 22 сентября*!

 

Новая Жидкая подводка «Графика» идеально подходит для создания классических стрелок, придающих взгляду особую глубину и выразительность. А вам – несравненную элегантность.

 

Жидкая подводка «Графика» – это:

 

ü Удобная кисточка!

Прокрашивает линию роста ресниц до самых корней.

 

ü Кремовая текстура!

Обеспечивает безупречное нанесение и равномерное распределение.

 

ü Глубокий матовый цвет!

Насыщенный черный цвет гарантируют минеральные угольные пигменты в составе подводки!

 

ü Высокая стойкость!

Жидкая подводка отлично держится в течение дня.