Файл: Особенности стоимостной оценки участков недр, содержащих твердые полезные ископаемые.docx

Канско-Ачинский бассейн расположен на юге Восточной Сибири в Красноярском крае вдоль Транссибирской магистрали и дает 12% добычи угля в России. Бурый уголь этого бассейна является самым дешевым в стране, поскольку добыча осуществляется открытым способом. Из-за низкого качества уголь малотранспортабелен и поэтому на базе крупнейших разрезов (Ирша-Бородинского, Назаровского, Березовского) действуют мощные тепловые электростанции.

Печорский бассейн является крупнейшим в европейской части и дает 4% добычи угля в стране. Он удален от важнейших промышленных центров и находится в Заполярье, добыча ведется только шахтным способом. В северной части бассейна (Воркутинское, Воргашорское месторождения) добывают коксующиеся угли, в южной (Интинское месторождение) — преимущественно энергетические. Основными потребителями печорского угля являются Череповецкий металлургический завод, предприятия Северо-Запада, Центра и Центрального Черноземья.

Донецкий бассейн в Ростовской области является восточной частью каменноугольного бассейна, расположенного на Украине. Это один из старейших районов добычи угля. Шахтный способ добычи обусловил высокую себестоимость угля. Добыча угля с каждым годом сокращается и в 2007 г. бассейн дал лишь 2,4% общероссийской добычи.

Иркутско-Черемховский бассейн в Иркутской области обеспечивает низкую себестоимость угля, так как добыча осуществляется открытым способом и дает 3,4% угля в стране. Из-за большой удаленности от крупных потребителей используется на местных электростанциях.

Южно-Якутский бассейн (3,9% общероссийской добычи) находится на Дальнем Востоке. Располагает значительными запасами энергетического и технологического топлива, причем вся добыча ведется открытым способом.

К перспективным угольным бассейнам относятся Ленский, Тунгусский и Таймырский, расположенные за Енисеем к северу от 60-й параллели. Они занимают обширные пространства в слабоосвоенных и малообжитых районах Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Параллельно с созданием угольных баз межрайонного значения шло широкое освоение местных угольных бассейнов, что дало возможность приблизить добычу угля к районам его потребления. При этом в западных регионах России добыча угля сокращается (Подмосковный бассейн), а в восточных — резко возрастает (месторождения Новосибирской области, Забайкальского края, Приморья.

---

2. 1   2   3   4

---

Экономическая оценка месторождений

Технологические показатели разработки газового месторождения

Таблица 1

Год разработки	Годовой объем добычи газа, млрд.м3	Количество добывающих скважин, шт.	Количество УКПГ, шт.	Длина шлейфа, км	Длина коллекторов, км	Длина магистра-льных дорог, км	Установленная рабочая мощность КС, тыс.кВт	Цена газа, руб. за 1000м3
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	-	40	2	70	40	40	40	180
2	-	30	1	50	20	20	100
3	-	32	2	65	30	18	20
4	40
5	50
6	55
7	55
8	50
9	50
10	50
11	45
12	35
13	20

---

Таблица 2

№ п/п	Наименование затрат	Норматив, тыс. руб.
1	Стоимость одной скважины, вводимой в 1-м году	34000
2	Стоимость одной скважины, вводимой во 2-м и 3-м году	39840
3	Стоимость 1 км шлейфа	1200
4	Стоимость 1км коллектора-газопровода	3200
5	Стоимость одной УКПГ	800000
6	Стоимость 1 км магистральной дороги	4000
7	Стоимость 1 кВт установленной рабочей мощности компрессорной станции	1,0
8	Прочие капитальные вложения (процент от суммарных капитальных вложений)	30,0

Нормативы для определения эксплуатационных затрат и амортизационных отчислений

Таблица 3

№ п/п	Наименование затрат	норматив
1	Затраты на материалы, тыс. руб./млрд. м3	2000
2	Заработная плата одного рабочего, тыс. руб./год	62,4
3	Численность ППП на одну скважину, чел.	7
4	Затраты на энергию, потребляемую КС, заработную плату обслуживающего персонала, руб./кВт*ч	0,80
5	Норма амортизационных отчислений по скважинам, %	0,083
6	Норма амортизационных отчислений по шлейфам, УКПГ, %	0,083
7	Норма амортизационных отчислений по коллекторам, %	0,033
8	Норма амортизационных отчислений по КС, %	0,067
9	Затраты на ремонт оборудования (в процентах от стоимости скважин, УКПГ, шлейфов, коллекторов)	4,0
10	Потребляемая энергия, тыс. кВт*ч/год	840960

---

Для определения потока реальных денег по годам расчетного периода необходимо вычислить налоги и выплаты, которые будут иметь место при разработке месторождения.

Таблица 4

Наименование	Размер, %	Источник налогообложения
1.Налоги, относимые на себестоимость 1.1 Налог на пользователей автодорог 1.2 Страхование от несчастного случая 1.3 Единый социальный налог 2. Налоги, относимые на финансовый результат 3. Налог на прибыль	1,0 0,8 35,6 2,0 24,0	Выручка от реализованной продукции Годовой ФЗП Годовой ФЗП От основного и оборотного капитала Прибыль

Таблица 5

№ п/п	Показатели	Год			ИТОГО
		1-й	2-й	3-й
1.	Стоимость скважин	1360,0	1195,2	1274,88	3830,08
2.	Стоимость УКПГ	1600,0	800,0	1600,0	4000,0
3.	Стоимость шлейфов	84,0	60,0	78,0	222,0
4.	Стоимость коллекторов	128,0	64,0	96,0	288,0
5.	Стоимость дорог	160,0	80,0	72,0	312,0
6.	Затраты на КС	0,04	0,1	0,02	0,16
7.	Стоимость прочих капиталовложений	986,41	672,99	929,67	2589,07
	ИТОГО	4274,45	2916,29	4028,57	11241,31

Расчет чистой приведённой стоимости (NPV) (чистый приведённый эффект)

	Год	1-й	2-й	3-й	4-й	5-й	6-й	7-й	8-й	9-й	10-й	11-й	12-й	13-й	ИТОГО
1.	годовой доход	-4274,45	-2916,29	-4028,57	7200	9000	9900	9900	9000	9000	9000	8100	6300	3600	69780,69
2.	r=10%, (1+0,1)n	1,10	1,21	1,33	1,46	1,61	1,77	1,95	2,14	2,36	2,59	2,85	3,14	3,45
3.	NPV	-3885,86	-2410,16	-3029	4931,507	5590,062	5593,22	5076,923	4205,607	3813,559	3474,903	2842,105	2006,369	1043,478	29252,72
4.	r=25%, (1+0,25)n	1,25	1,56	1,95	2,44	3,05	3,81	4,76	5,96	7,45	9,31	11,64	14,55	18,19
5.	NPV	-3419,56	-1869,42	-2065,93	2950,82	2950,82	2598,425	2079,832	1510,067	1208,054	966,7025	695,8763	432,9897	197,9109	8236,59
6.	r=35%, (1+0,35)n	1,35	1,82	2,46	3,32	4,48	6,05	8,17	11,03	14,89	20,11	27,14	36,64	49,47
7.	NPV	-3166,26	-1602,36	-1637,63	2168,675	2008,929	1636,364	1211,75	815,9565	604,4325	447,5385	298,4525	171,9432	72,77138	3030,562

---