Объёмы капитальных вложений необходимых для реализации проекта представлены в таблице 4.1.
Таблица 4.1
| Наименование показателя | Объёмы капитальных вложений млн. руб. |
| Объекты промышленно-производственные – всего, из них 2001 | 89583.9 |
| - линейная часть | 82085.5 |
| - компрессорные станции 2001 | 7498.44 |
Расчёт основных технико-экономических показателей.
Объём годового поступления газа ( Qпост) в проектируемую систему магистральных газопроводов представлен в табл.4.2.
Таблица 4.2.
| Год | Объём годового поступления газа в систему магистральных газопроводов, млрд.м3/год |
| 2002 | 82,235 |
Расход газа на собственные нужды (Qс.н.) определяется по каждой компрессорной станции (КС) по формуле:
где N – суммарная мощность работающих на КС газоперекачивающих агрегатов, тыс. кВт;
Yt – удельный расход топлива, м3/кВт ч
t – число часов работы КС в год, ч.
Расход газа на собственные нужды:
Расчёт расхода газа на собственные нужды представлен в табл.4.3.
Таблица 4.3 Расход газа на собственные нужды
| Год | Количество КС, шт | Количестворабочих ГПА на всех КС, шт. | Суммарная мощность работающих ГПА, тыс.кВт. | Удельный расход топлива, м3/кВт ч | Число часов работы КС в год, ч. | Объём газа на собственные нужды, млн.м3/год |
| 2002 | 8 | 108 | 1094 | 0,402 | 8760 | 3853,9 |
Норма технически неизбежных потерь газа (Qпот.) устанавливается в процентах к общему объёму поступления (Qпост.) газа в газотранспортную систему .
|
|
|
Согласно опыту эксплуатации аналогичных газотранспортных систем норма технически неизбежных потерь газа принимается равной 0,16 % .
Расчёт объёма технически неизбежных потерь представлен в табл.4.4
Объём технически неизбежных потерь.
Таблица 4.4
| Год | Объём годового поступления газа в систему магистральных газопроводов, млрд.м3/год. | Объём технически неизбежных потерь газа, млн.м3/год. |
| 2002 | 82,235 | 131,58 |
При планировании и анализе работы магистральных газопроводов используется показатель объёма транспортируемого газа, который определяется как разность между объёмом поступления и расходом газа на собственные нужды и потерями его при транспортировке и хранении:
Расчёт расхода объёма транспортируемого газа представлен в табл.4.5
Таблица 4.5 Объём транспортируемого газа
| Год | Объём годового поступления газа в систему магистральных газопроводов, млн.м3/год | Объём газа на собственные нужды, млн.м3/год | Объём технически неизбежных потерь газа, млн.м3/год | Объём транспортируемого газа, млн.м3/год |
| 2002 | 82235 | 3853,9 | 131,58 | 78249,52 |
Производственная деятельность предприятия характеризуется показателем транспортной работы (Атр). Объём транспортной работы определяется суммой произведений количества поданного газа каждому потребителю на расстояние от наиболее удалённого поставщика, включая длину газопровода-отвода , с учётом разницы расстояний между поставщиками в месте присоединения последнего отвода к газопроводу, то есть:
|
|
|
где Пк- объём поступления газа k-ому потребителю, млрд.м3 (k=1,…,m);
Lk – расстояние от максимально удалённого источника поступления газа до места отбора газа к k-ому потребителю, км;
Объём транспортной работы представлен в табл.4.6
Таблица 4.6
| Год | Объём транспортируемого газа, млн.м3/год | Расстояние от максимально удалённого источника поступления газа до места отбора газа к k-ому потребителю, км | Объём транспортной работы, млрд.м3 км/год |
| 2002 | 78249,52 | 1003.8 | 78546,87 |
Объём тарифной выручки (ТВ) в стоимостном выражении определяем путём умножения величины транспортной работы (Атр) на установленный тариф (Т) , объём тарифной выручки представлен в табл.4.5
Таблица 4.5
| Год | Объём транспортной работы, млн.м3 км/год | Тариф, руб/тыс.м3 100км | Тарифная выручка, млн.руб. |
| 2002 | 78546,87 | 27 | 2120765,5 |
|
|
|
Тариф принят равным действующим в настоящее время тарифам за перекачку газа по территории Российской Федерации.
Расчёт численности работников производится по 2001 году. Планирование численности работников связано прежде всего с показателем использования рабочего времени. Среднее число часов и дней работы одного работника в год определяется на основе баланса рабочего времени, который включает три этапа:
1) расчёт среднего фактического числа рабочих дней;
2) установление средней продолжительности рабочего дня;
3) определение среднего ( эффективного ) фонда рабочего времени.
Таблица 4.6 Баланс рабочего времени
| Показатели | Единицы измерения | Величина |
| Календарный фонд времени | Дни | 365 |
| Выходные и праздничные дни | Дни | 114 |
| Номинальный фонд времени | Дни | 251 |
| Неявки на работу* в том числе - очередные и все виды отпусков - выполнение гос. обязанностей - отпуска по болезни | Дни Дни Дни | 16,84 0,62 10,2 |
| Реальный фонд времени | Дни | 223,34 |
| Номинальная продолжительность рабочего дня | Дни | 7,8 |
| Годовой эффективный фонд рабочего времени (одного рабочего) | Часы | 1742 |
*Неявки на работу – данные статистического учёта по обществу
|
|
|
Вторым этапом планирования численности является определение норм обслуживания.
Руководствуясь действующими в Обществе «Нормативами численности руководящих работников, специалистов, служащих и рабочих», определяется состав персонала. В соответствии с последним определяется явочная численность, по формуле:
На основании баланса рабочего времени
К=1.12(251/223.34)
Где К – коэффициент среднесписочного состава и является частным от деления номинального фонда рабочего времени на планируемое число рабочих дней.
Явочная численность персонала.
Общая явочная численность персонала 2001 год
,
где Чсп – нормативная численность специалистов 2000 год, Чсп=518 чел.;
Чраб. – нормативная численность рабочих 2001 год, Чраб.=1078 чел.;
Чя.об.=518+1078=1596 чел.
Среднесписочная численность 2000 год:
в том числе:
специалистов – 579 человек;
рабочих – 1208 человек.
Нормы обслуживания для расчёта плановой численности приняты в зависимости от объектов обслуживания и сменности персонала ( двухсменная работа по 12 часов ).
Расчёт производительности труда.
Объём товарного газа ( Qтов. ) в расчёте на одного работника , занятого в транспорте газа, определяется по формуле:
Объём товарного газа в расчёте на одного работника.
Объём транспортной работы ( Атр ) в расчёте на одного работника, занятого в транспорте газа ( Чоб ) находим по формуле:
.
Таблица 4.8 Объём транспортной работы в расчёте на одного работника
| Год | Объём транспортной работы, млрд.м3/год | Общая численность (Чоб) , чел. | Объём транспортной работы в расчёте на одного работника, млрд.м3/чел |
| 2002 | 78546,87 | 1596 | 49,21 |
Расчёт фонда заработной платы на 2001 год.
Для планирования фонда заработной платы используются типовые положения по оплате труда работников газовой промышленности и действующая тарифная сетка ОАО Газпром.
Средний тарифный оклад рабочих – 2500 рублей , специалистов – 3500 рублей.
Для определения часовой тарифной ставки используется номинальный фонд рабочего времени:
,
где С – часовая тарифная ставка;
Тн – номинальный фонд времени, Тн=251.
tр.д. – номинальная продолжительность рабочего дня, tр.д.=8 час.
Среднемесячное количество часов работы принимаемое при определении тарифной ставки:
,
,
следовательно часовая тарифная ставка рабочего:
,
где Зокл.р. – средний тарифный оклад рабочего, Зокл.р.=2500 р.
,
Часовая ставка специалиста:
,
где Зокл.сп – средний тарифный оклад специалиста, Зокл.сп.=3500 р.
,
Общий годовой тарифный фонд может быть рассчитан на основе средней тарифной ставки, численности персонала и годового эффективного фонда рабочего времени.
Расчёт тарифного фонда заработной платы.
Таблица 4.9
| Наименование категорий персонала
| Часовая тарифная ставка | Численность | Эффективный ФРВ (час.) | Тарифный фонд заработной платы |
| Специалисты | 20.9 | 579 | 1742 | 21080116,2 |
| Рабочие | 14.9 | 1208 | 1742 | 31354606,4 |
| Всего | 1787 | 52434722.6 |
Структура годового фонда заработной платы.
Таблицы 4.10
| № | Элементы фонда зарплаты. | Затраты на заработную плату в год, руб. |
| 1. | Оплата по тарифным ставкам (тарифной фонд заработной платы) | 52434722.6 |
| 2. | Доплата за работу в ночное время. | 3284065,6 |
| 3. | Доплата за работу в праздничные дни | 93768 |
| 4. | Прочие виды доплат и надбавок | 10486,92 |
| 5. | Текущая премия | 50279889,552 |
| 6. | Надбавка по районному коэффициенту | 8050231,5 |
| 7. | Оплата очередных и дополнительных отпусков. | 5803202,6 |
| 8. | Оплата за выполнение государственных обязанностей | 171332,65 |
| 9. | Всего | 120127699,4 |
Расчёт материально-технического обеспечения.
Потребность в конкретном виде материально-технического ресурса проектируемого газотранспортного предприятия находим по формуле:
,
где Нij – норма расхода i-того материала на единицу продукции (работ) j на период t;
Bj – объём производства j-е вида работ на период t.
Расчёт потребности в основных горюче-смазочных материалах.
Расчёт потребности в основных горюче-смазочных материалах приведен в табл.4.11
Потребность в основных горюче-смазочных материалах.
Таблица 4.11
| Показатели | Объём работ км/год | Наработка маш/час | Норма расхода на единицу работ 
| Норма расхода на единицу работ 
| Потребность литров |
| А) Бензин | |||||
| Грузовые авто | 680520 | - | 25.9 | 176254.7 | |
| Легковые авто | 441600 | - | 14 | 61824 | |
| Спец. авто | 423200 | - | 71.6 | 303011.2 | |
| Автобусы | 800800 | - | 32.6 | 261060.8 | |
| ИТОГО: | 802150.7 | ||||
| Б)Диз. топливо | |||||
| Грузовые авто | 997854 | 41.8 | 417102.9 | ||
| Строительно-дорожные машины | 49400 | 17.2 | 849680 | ||
| Спец. авто | 407400 | 102 | 415548 | ||
| Прочие механизмы | 800 | 13.5 | 10800 | ||
| ИТОГО: | 1693130.9 |
Расчёт потребности в турбинных маслах.
Расчёт потребности в турбинных маслах приведён в табл. 8.2.15.
Таблица 4.12
| № КС | Количество ГПА на КС | Типы ГПА | Объём работы КС, маш.час. | Норма расхода масла, кг/маш. час | Потребность на эксплуатацию, база, тонн. |
| 1 | 8 | ГТК-10 | 8760 | 1,1 | 77 |
| 2 | 8 | ГТК-10 | 8760 | 1,1 | 77 |
| 3 | 8 | ГТК-10 | 8760 | 1,1 | 77 |
| 4 | 7 | ГТК-10 | 8760 | 1,1 | 67.4 |
| 5 | 7 | ГТК-10 | 8760 | 1.1 | 67.4 |
| 6 | 6 | ГТК-10 | 8760 | 1,1 | 57.8 |
| 7 | 7 | ГТК-10 | 8760 | 1,1 | 67.4 |
| 8 | 3 | ГТК-10 | 8760 | 1,1 | 28.9 |
| Итого | 54 | ГТК-10 | 8760 | 1,1 | 520.3 |
Потребность в основных материалах.
Потребность в основных материалах приведена в табл. 4.13
Потребность в основных материалах.
Таблица 4.13
| Наименование материала | Единица измерения | Норма расхода | Потребность на эксплуатацию |
| Прокат | кг./млн.м^3 | 1.5 | 61.5 |
| Трубы | кг./млн.м^3 | 1.0 | 41 |
| Деловая древесина | м^3/млн.м. | 0.006 | 0.246 |
| Цемент | кг./млн.м^3 | 1.2 | 49.2 |
| Стекло | м^3/млн.м. | 0.15 | 6.15 |
| Масла прочие | кг./млн.м^3 | 0.25 | 10.25 |
| Метанол | кг./млн.м^3 | 4.8 | 196.8 |
| Одорант | кг./млн.м^3 | 0.4 | 16.4 |
| Нефтебитумы | кг./млн.м^3 | 0.3 | 12.3 |
Расчёт себестоимости, прибыли и рентабельности.
Определение затрат по статье электроэнергия покупная базируется на расчёте общей потребности как для производственных, так и для хозяйственных нужд. Стоимость электроэнергии определяется по прейскуранту № 09-01. Прейскурант предусматривает двухставочные тарифы.
По двухставочному тарифу оплачивается электроэнергия, расходуемая на всех промплощадках ЛПУмг с присоединённой мощностью свыше 750 киловольт –ампер. Двухставочный тариф состоит из основной и дополнительной платы. Основная предусматривает годовую оплату за 1 кВт заявленной потребителем мощности. Под заявленной мощностью имеется в виду наибольшая получасовая мощность в кВт ( не ниже 500 кВт), отпускаемая потребителям в часы суточного максимума нагрузки энергосистемы.
Дополнительная плата двухставочного тарифа предусматривает оплату за киловатт-час потребляемой электроэнергии, учтённой счётчиком.
В данном проекте расчёт потребности в электроэнергии проводится укрупнённо по формуле:
где Nэ – установленная мощность КС;
t – число часов работы агрегата в год;
n – индивидуальная норма расхода электроэнергии в год.
Расходы электроэнергии по КС на прочие нужды принимаются равными 10% для КС.
Зная потребность в электроэнергии данной КС и тариф, определяем стоимость потреблённой электроэнергии. Вся эта сумма составляет дополнительную плату за электроэнергии, а основная плата складывается из оплаты за заявленную максимальную нагрузку установленной мощности, умноженной на тариф заявленной мощности.
Общая стоимость потребляемой электроэнергии по каждой КС приведена в табл.8.2.21.
Общая стоимость потребляемой электроэнергии по каждой КС.
Таблица 4.14
| Название КС | Стоимость потребляемой электроэнергии по основной плате, тыс.руб. | Стоимость потребляемой электроэнергии по дополнительной плате, тыс. руб. | Общая стоимость потребляемой электроэнергии, тыс.руб. |
| КС 1 | 1000 | 1360 | 2360 |
| КС 2 | 1000 | 1360 | 2360 |
| КС 3 | 1000 | 1360 | 2360 |
| КС 4 | 1000 | 1360 | 2360 |
| КС 5 | 1000 | 1360 | 2360 |
| КС 6 | 1000 | 1360 | 2360 |
| КС 7 | 1000 | 1360 | 2360 |
| КС 8 | 1000 | 1360 | 2360 |
| Всего | 8000 | 10880 | 18880 |
Затраты связанные с расходом газа на собственные нужды определяем исходя из объёма газа идущего на собственные нужды и цены покупки газа.
Затраты связанные с расходом газа на собственные нужды приведены в табл. 8.2.22.
Стоимость газа на собственные нужды принята равной 55.75 
(средняя цена продажи газа по трассе Ухта-Грязовец).
Затраты связанные с расходом газа на собственные нужды.
Таблица 4.15
| Год | Объём газа на собственные нужды, млн.м3/год | Стоимость газа на собственные нужды, руб тыс.м3 | Затраты , тыс.руб. |
| 2002 | 3853,9 | 55.75 | 214854,9 |
Стоимость потерь газа при транспортировке и хранении определяются произведением средневзвешенной цены покупки газа на объём потерь и приведена в табл. 4.16.
Стоимость потерь газа при транспортировке и хранении принята равной 55.75 ( средняя цена продажи газа на участке Ухта-Грязовец).
Стоимость потерь газа при транспортировке и хранении.
Таблица 4.16
| Год | Объём технически неизбежных потерь газа, млн.м3/год | Стоимость потерь газа при транспортировке и хранении, руб/тыс.м3 | Затраты, тыс.руб. |
| 2002 | 131,58 | 55.75 | 7329 |
Для определения суммы амортизационных отчислений производится группировка основных фондов в соответствии с их структурой, установленными нормами амортизационных отчислений по группам основных производственных фондов (табл. 4.17).
Структура основных производственных фондов и норм амортизации по группам ОПФ.
Таблица 4.17
| Группа ОПФ | Структура ОПФ | Среднегодовая стоимость ОПФ, млн.руб. | Норма амортизации | Амортизационные отчисления, млн.руб. |
| Линейная часть | 91.6 | 82085.5 | 3 | 2462.5 |
| Компрессорная станция | 8.4 | 7498.4 | 3 | 224.9 |
| Всего | 100 | 89583.9 | 2687.5 |
Затраты по экономическим элементам.
Таблица 4.18
| Затраты по экономическим элементам. | Год 2002 | |
| Млн.руб. | % | |
| Заработная плата | 120.12 | 2.9 |
| Отчисления на соц. страхование | 46.25 | 1.14 |
| Электроэнергия покупная | 18.88 | 0.47 |
| Газ на собственные нужды | 214.85 | 5.3 |
| Потери газа | 7.33 | 0.18 |
| Материалы всего | 20.96 | 0.52 |
| Амортизация ОПФ | 1791.7 | 66.34 |
| Итого | 2220.07 | 76.9 |
| Прочие денежные расходы | 666.03 | 23.1 |
| Всего затрат на транспорт газа | 2886.1 | 100 |
Прочие денежные расходы принимаются равными 30% от суммы затрат всех вышеперечисленных экономических элементов.
Отчисления на социальное страхование производится в размере 38.5% от всего фонда заработной платы.
Себестоимости 1000 куб.м. товарного газа приведена в табл. 4.19
Себестоимость товарного газа.
Таблица 4.19
| Год | Объём транспортируемого газа, млн.м3/год. | Общая сумма затрат на транспорт газа, млн.руб. | Себестоимость товарного газа, руб/тыс.м3. |
| 2002 | 78249.52 | 2886.5 | 27.1 |
В таблице 4.20 приведены основные экономические показатели.
Таблица 4.20
| Показатели | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | |||||
| Объем перекачки, [млрд.м3/год] | 0 | 82,235 | 82,235 | 82,235 | 82,235 | 82,235 | 82,235 | 82,235 | 82,235 | 82,235 | |||||
| Тарифная выручка, [млн. руб.] | 0 | 30098,01 | 30098,01 | 30098,01 | 30098,01 | 30098,01 | 30098,01 | 30098,01 | 30098,01 | 30098,01 | |||||
| Кап. вложения, [млн. руб.] | 89583,9 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||||
| Эксплутац. затраты, [млн. руб.] | 0 | 2886,1 | 2886,1 | 2886,1 | 2886,1 | 2886,1 | 2886,1 | 2886,1 | 2886,1 | 2886,1 | |||||
| В т.ч. на амортизацию [млн. руб.] | 0 | 1791,7 | 1791,7 | 1791,7 | 1791,7 | 1791,7 | 1791,7 | 1791,7 | 1791,7 | 1791,7 | |||||
| Прибыль, [млн. руб.] | 0 | 21192,31 | 21192,31 | 21192,31 | 21192,308 | 21192,308 | 21192,308 | 21192,308 | 21192,308 | 21192,308 | |||||
| Сумма налога на прибыль по ставке, [млн. руб] | 0 | 6357,692 | 6357,692 | 6357,692 | 6357,6924 | 6357,6924 | 6357,6924 | 6357,6924 | 6357,6924 | 6357,6924 | |||||
| Чистая прибыль, [млн. руб.] | 0 | 14834,62 | 14834,62 | 14834,62 | 14834,6156 | 14834,6156 | 14834,6156 | 14834,6156 | 14834,6156 | 14834,6156 | |||||
| Поток наличности (деньги на руках), [млн. руб.] | 0 | 16626,32 | 16626,32 | 16626,32 | 16626,3156 | 16626,3156 | 16626,3156 | 16626,3156 | 16626,3156 | 16626,3156 | |||||
| Чистый поток наличности, [млн. руб.] | -89583,9 | 16626,32 | 16626,32 | 16626,32 | 16626,3156 | 16626,3156 | 16626,3156 | 16626,3156 | 16626,3156 | 16626,3156 | |||||
| ЧТС, [млн. руб.] | -78928,5 | 12906,4 | 11371,3 | 10018,7 | 8827,1 | 7777,2 | 6852,1 | 6037,1 | 5319,0 | 4686,4 | |||||
| Внутр. норма рентабельности (ЧТС=0), [млн. руб.] | -77517,9 | 12449,2 | 10772,4 | 9321,5 | 8066,0 | 6979,6 | 6039,5 | 5226,1 | 4522,2 | 3913,1 | |||||
| Результат, [млн. руб.] | -78928,5 | -66022,2 | -54650,9 | -44632,2 | -35805,1 | -28028,0 | -21175,8 | -15138,7 | -9819,7 | -5133,3 | |||||
| НДС | 0,2 |
| |||||||||||||
| Тариф на перекачку | 45,75 | [руб./тыс.м3.] |
| ||||||||||||
| Налог на прибыль | 0,3 |
| |||||||||||||
| Нормативный коэфф. | 0,135 |
| |||||||||||||
| ВНР | 0,1556538 |
| |||||||||||||
| НДС | 0,2 |
| |||||||||||||
| Показатели | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 | |||||
| Объем перекачки, [млрд.м3/год] | 82,235 | 82,235 | 82,235 | 82,235 | 82,235 | 82,235 | 82,235 | 82,235 | 82,235 | 82,235 | |||||
| Тарифная выручка, [млн. руб.] | 30098,01 | 30098,01 | 7072,21 | 7072,21 | 7072,21 | 7072,21 | 7072,21 | 7072,21 | 7072,21 | 7072,21 | |||||
| Кап. вложения, [млн. руб.] | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||||
| Эксплутац. затраты, [млн. руб.] | 2886,1 | 2886,1 | 2886,1 | 2886,1 | 2886,1 | 2886,1 | 2886,1 | 2886,1 | 2886,1 | 2886,1 | |||||
| В т.ч. на амортизацию [млн. руб.] | 1791,7 | 1791,7 | 1791,7 | 1791,7 | 1791,7 | 1791,7 | 1791,7 | 1791,7 | 1791,7 | 1791,7 | |||||
| Прибыль, [млн. руб.] | 21192,308 | 21192,308 | 2771,668 | 2771,668 | 2771,668 | 2771,668 | 2771,668 | 2771,668 | 2771,668 | 2771,668 | |||||
| Сумма налога на прибыль по ставке, [млн. руб] | 6357,6924 | 6357,6924 | 831,5004 | 831,5004 | 831,5004 | 831,5004 | 831,5004 | 831,5004 | 831,5004 | 831,5004 | |||||
| Чистая прибыль, [млн. руб.] | 14834,6156 | 14834,6156 | 1940,1676 | 1940,1676 | 1940,1676 | 1940,1676 | 1940,1676 | 1940,1676 | 1940,1676 | 1940,1676 | |||||
| Поток наличности (деньги на руках), [млн. руб.] | 16626,3156 | 16626,3156 | 3731,8676 | 3731,8676 | 3731,8676 | 3731,8676 | 3731,8676 | 3731,8676 | 3731,8676 | 3731,8676 | |||||
| Чистый поток наличности, [млн. руб.] | 16626,3156 | 16626,3156 | 3731,8676 | 3731,8676 | 3731,8676 | 3731,8676 | 3731,8676 | 3731,8676 | 3731,8676 | 3731,8676 | |||||
| ЧТС, [млн. руб.] | 4129,0 | 3637,9 | 719,4 | 633,8 | 558,5 | 492,0 | 433,5 | 381,9 | 336,5 | 296,5 | |||||
| Внутр. норма рентабельности (ЧТС=0), [млн. руб.] | 3386,0 | 2930,0 | 569,1 | 492,4 | 426,1 | 368,7 | 319,0 | 276,1 | 238,9 | 206,7 | |||||
| Результат, [млн. руб.] | -1004,3 | 2633,5 | 3352,9 | 3986,8 | 4545,2 | 5037,3 | 5470,8 | 5852,7 | 6189,2 | 6485,7 | |||||
|
|
|
| |||||||||||||
| НДС | 0,2 |
|
| ||||||||||||
| Тариф на перекачку | 55,75 | [руб./тыс.м3.] |
| ||||||||||||
| Налог на прибыль | 0,3 |
|
| ||||||||||||
| Нормативный коэфф. | 0,135 |
|
| ||||||||||||
| ВНР | 0,1556538 |
|
| ||||||||||||
| Показатели | 2021 | 2022 | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | 2028 | 2029 | 2030 | Всего | ||||
| Объем перекачки, [млрд.м3/год] | 82,235 | 82,235 | 82,235 | 82,235 | 82,235 | 82,235 | 82,235 | 82,235 | 82,235 | 82,235 | 2384,815 | ||||
| Тарифная выручка, [млн. руб.] | 7072,21 | 7072,21 | 7072,21 | 7072,21 | 7072,2 | 7072,21 | 7072,21 | 7072,21 | 7072,21 | 7072,21 | 458377,89 | ||||
| Кап. вложения, [млн. руб.] | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 89583,9 | ||||
| Эксплутац. затраты, [млн. руб.] | 2886,1 | 2886,1 | 2886,1 | 2886,1 | 2886,1 | 2886,1 | 2886,1 | 2886,1 | 2886,1 | 2886,1 | 83696,9 | ||||
| В т.ч. на амортизацию, [млн. руб.] | 1791,7 | 1791,7 | 1791,7 | 1791,7 | 1791,7 | 1791,7 | 1791,7 | 1791,7 | 1791,7 | 1791,7 | 51959,3 | ||||
| Прибыль, [млн. руб.] | 2771,668 | 2771,668 | 2771,668 | 2771,67 | 2771,7 | 2771,668 | 2771,668 | 2771,67 | 2771,668 | 2771,668 | 283005,41 | ||||
| Сумма налога на прибыль по ставке, [млн. руб] | 831,5004 | 831,5004 | 831,5004 | 831,5 | 831,5 | 831,5004 | 831,5004 | 831,5 | 831,5004 | 831,5004 | 84901,624 | ||||
| Чистая прибыль, [млн. руб.] | 1940,168 | 1940,1676 | 1940,168 | 1940,17 | 1940,2 | 1940,168 | 1940,168 | 1940,17 | 1940,168 | 1940,168 | 198103,79 | ||||
| Поток наличности (деньги на руках), [млн. руб.] | 3731,868 | 3731,8676 | 3731,868 | 3731,87 | 3731,9 | 3731,868 | 3731,868 | 3731,87 | 3731,868 | 3731,868 | 250063,09 | ||||
| Чистый поток наличности, [млн. руб.] | 3731,868 | 3731,8676 | 3731,868 | 3731,87 | 3731,9 | 3731,868 | 3731,868 | 3731,87 | 3731,868 | 3731,868 | 160479,19 | ||||
| ЧТС, [млн. руб.] | 261,2 | 230,2 | 202,8 | 178,7 | 157,4 | 138,7 | 122,2 | 107,7 | 94,9 | 83,6 | 8062,9 | ||||
| Внутр. норма рентабельности (ЧТС=0), [млн. руб.] | 178,9 | 154,8 | 133,9 | 115,9 | 100,3 | 86,8 | 75,1 | 65,0 | 56,2 | 48,7 | 0,0 | ||||
| Результат, [млн. руб.] | 6746,9 | 6977,1 | 7179,9 | 7358,5 | 7515,9 | 7654,6 | 7776,8 | 7884,5 | 7979,3 | 8062,9 | |||||
| НДС | 0,2 |
|
| ||||||||||||
| Тариф на перекачку | 55,75 | [руб./тыс.м3.] |
| ||||||||||||
| Налог на прибыль | 0,3 |
|
| ||||||||||||
| Нормативный коэфф. | 0,135 |
|
| ||||||||||||
Литература
1. Юфин В.А., Москва, Недра 1978 г., «Трубопроводный транспорт нефти и газа».
2. Деточенко А.В. и др., Москва, Недра 1978 г., «Спутник газовика».
3. СНиП 2.05.06-85, Москва 1985г, «Магистральные газопроводы»
4. Справочное пособие, Москва, Недра 1987г., «Эсплуатационнику магистральных газопроводов»
5. Шпатаковский М.М., Методические указания, Москва ГАНГ 1991г.,
6. Белоусов В.Д. и др., Москва ГАНГ 1983г., «Технологический расчет газопроводов».
7. Комарова Л.А., Москва, Недра 1989г., «Экономика транспорта и хранения нефти и газа».
8. Гриценко А.И., Миляев В.Б., Р.Г.Рыбальский, «Методические рекомендации по расчету параметров выброса газовой смеси и ее рассеивания в атмосфере при аварийных разрывах газопроводов», Москва, ГАНГ, ВНИИГАЗ, 1992г.
9. Бородавкин П.П., Москва, Недра 1979г., «Подводные трубопроводы»
10. Самойлов Б.В., Москва, Недра 1995 г., «Сооружение подводных трубопроводов»
11. Поршаков Б.П., Москва 1992г., «Газотурбинные установки».
12. «Регламент по техническому обслуживанию подводных переходов магистральных газопроводов через водные преграды», РД 51-3-96.
Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 205; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!