Основные принципы стоимостной оценки запасов углеводородного сырья при обосновании минимального размера разового платежа на стадии лицензирования объектов. Стоимостная оценка нефти


МЕТОДЫ ОЦЕНКИ СТОИМОСТИ НЕФТЕГАЗОВЫХ КОМПАНИЙ

Статья посвящена выявлению оптимального метода оценки стоимости нефтегазовых компаний. Дан обзор методов оценки нефтегазовых компаний, их применение в ситуации высокой неопределенности в отрасли. Рассмотрено применение метода реальных опционов. Выявлены риски, сопряженные с оценкой стоимости месторождений. Даны рекомендации для учета экономических рисков при проведении оценки с помощью внедрения метода Монте-Карло в метод реальных опционов.

 

Ключевые слова: оценка стоимости, нефтегазовые компании, доходный подход, метод дисконтирования денежных потоков, метод доказанных запасов, метод реальных опционов, стохастические методы оценки, метод Монте-Карло.

 

Общепринятой методикой при проведении оценки нефтегазовых активов на сегодняшний день принята методика, основанная на доходном подходе.

Основными методами доходного подхода, используемыми при оценке нефтегазовых компаний, являются:

  • метод дисконтирования денежных поток (ДДП)
  • метод доказанных запасов

Суть метода ДДП в приведении будущих денежных потоков предприятия к текущей стоимости. Для его использования необходимо соблюдение того, что оценщик сможет с достаточной степенью вероятности спрогнозировать будущие денежные потоки [11].

Применение данного метода для оценки нефтегазовых компаний описано многими авторами [6], [8].

Необходима высокая квалификация оценщика и условие минимальной неопределенности среды для точного исполнения сделанных прогнозов. Для того, чтобы снизить уровень неопределенности, оценщик может прибегнуть к сценарному подходу, когда рассматриваются несколько вариантов (чаще три – оптимистичный, пессимистичный и наиболее вероятный). Однако, даже такое решение ситуации не сильно повышают гибкость метода, так как в итоге рассматривается усредненный вариант.

Для оценки нефтегазодобывающих активов необходимо строить долгосрочные прогнозы, чаще всего период прогнозирование превышает 20 лет. Достичь минимального уровня неопределенности на протяжении такого длительного промежутка времени практически невозможно с учетом того количества факторов, которые подвергаются влиянию неопределенности среды (цены на углеводороды, уровень инфляции, индексы цен по статьям затрат, курс валюты и др.).

Метод доказанных запасов применяется для определения стоимости нефтегазовых компаний на основе будущей доходности от реализации доказанных запасов компаний [9].

Согласно данному подходу, будущая доходность от реализации доказанных запасов компании равна разности суммарного дохода и суммарных затрат от реализации запасов. Причем,

Где,

Vнефти – объем запасов нефти,

рнефти – цена нефти,

Vгаза – объем запасов газа,

ргаза – цена газа,

ТС – транспортные издержки,

Tax – налоги и сборы (экспортные и таможенные пошлины, портовые сборы, акцизы и НДС, другие налоги).

Суммарные затраты включают в себя операционные издержки, затраты на возобновление и восстановление шахт, амортизацию, коммерческие и управленческие расходы, затраты на обслуживание долга и прочие.

Вычисленную таким образом будущую доходность делят на количество лет, на которое рассчитан объем имеющихся запасов, и дисконтированием получают чистый годовой доход.

Однако, как и в методе ДДП в методе доказанных запасов исходят из гипотезы отсутствия волатильности цен на нефть и газ, постоянного значения издержек и налогов и других экономических показателей. Т.е. все исходные показатели детерминированы.

Оценка нефтегазовых компаний имеет ряд особенностей, в том числе экономических – это многоэтапность проектов добычи углеводородов, экономические показатели разработки месторождения. А значит, встает вопрос о справедливости использования детерминированных методов при оценке нефтегазовых компаний/активов. На конференции ЕАГО «Нефтегазовая геология и геофизика – 2014» специалистами нефтегазовой отрасли было подчеркнуто, что данные подходы считаются очень субъективными, а их применение в последнее время считается плохим тоном.

В настоящее время на практике отдают предпочтение методу реальных опционов, под которым понимают возможность гибкого управления проектом [13]. Если в детерминированных методах оценщики стараются избежать неопределенности (в том числе рассматривая несколько сценариев)

Напомним, что запасы подразделяются на несколько категорий (возможные, вероятные, доказанные: неразработанные, разработанные неэкспуатируемые и разработанные эксплуатируемые) и перевод запасов из одной категории в другую и является освоением месторождения. Именно с этим процессом и связано использование метода реальных опционов.

Например, в работе Паддока, Сейгела и Смита [4] освоение запасов включается в себя три этапа: разведку, подготовку и эксплуатацию. И получение лицензии на разведку месторождения можно считать правом, но не обязанностью (опционом) на его возможную разработку в случае, если результаты разведки покажут, что разработка экономически целесообразна. И аналогично на дальнейшие стадии освоения месторождения. В развитие данного метода применительно к нефтегазодобычи внесли большой вклад работа Ингерсолла и Росса [3], которые исследовали изменение процентной ставки и ее влияние на выбор срока инвестирования в проект, работа Бреннана и Шварца [1], в которой они исследовали опционы на изменение уровня добычи в зависимости от изменения цен на ресурсы. Пиндайк [5] в своей работе рассмотрел модель, в которой учел связь цен на нефть и решений об инвестировании. Также есть работы, в которых рассматривается опцион на выбор момента реализации продукции, например, работа Кортасара и Шварца [2].

Все работы оказали большое влияние на использование метода реальных опционов. Но сейчас в практике российских нефтяных компаний наибольшую важность имеет опцион на дальнейшую разработку месторождения [7].

Данный опцион предполагает, что при проведении геологоразведочных работ качество и объем доказанных запасов месторождения могут быть неудовлетворительными для дальнейшей разработки месторождения. В таком случае у инициаторов проекта есть право приостановить разработку или вовсе от нее отказаться.

С учетом данного опциона рассчитывается показатель ожидаемой денежной стоимости запасов (Expected Monetary Value – EMV):

   ,

где:

ЧДД – чистый дисконтированный доход,

КЗ – капитальные затраты,

kуспеха – коэффициент геологического успеха.

В данном случае при оценке проекта разработки месторождения под капитальными затратами подразумевают затраты на проведение геологоразведочных работ.

Модель позволяет учесть геологический риск – риск того, что доказанные запасы окажутся недостаточными для обеспечения экономической целесообразности проекта с учетом затрат, необходимых для эксплуатации месторождения.

Однако, экономические риски даже при применении метода реальных опционов остаются нерешенными. Учесть их можно применив стохастические методы оценки. Среди стохастических методов оценки можно выделить метод Монте-Карло.

Метод Монте-Карло – название группы численных методов, в основе которых получение множества реализаций случайного процесса с тем условием, что вероятностные характеристики этого процесса будут совпадать с аналогичными величинами решаемой задачи.

Метод Монте-Карло позволяется учесть сразу несколько факторов внешней среды и показывает качественные результаты в условиях риска и неопределенности. Для того чтобы правильно определить, какие факторы внешней среды оказывают наибольшее воздействие на результат проекта проводится анализ чувствительности. Исследуя влияние множества факторов на конечный результат – норму внутренней доходности и/или чистый дисконтированный доход – оценщик может выбрать наиболее критичные.

Обоснованность выбора метода Монте-Карло также подтверждает практика его использования в отрасли.

В области нефтегазодобычи применение данного метода описано, например, для расчета величины запасов месторождения [10], а также для определения оптимальных темпов добычи нефти и оптимальное количество скважин, необходимых для добычи.

Также есть рекомендации к применению данного метода для определения показателей инвестиционной привлекательности проекта разработки месторождения, например, в работе Лукашова А. В. [12]. Адаптировав рекомендации применительно к оценке месторождения, был разработан алгоритм расчета ЧДД проекта разработки месторождения, который представлен на рисунке 1

 

Рисунок 1. Алгоритм расчета чистого дисконтированного дохода проекта разработки месторождения методом Монте-Карло

Источник: рисунок автора

 

Согласно разработанному алгоритму, сначала необходимо построить исходную модель расчета ЧДД и рассчитать его методом Монте-Карло, что подразумевает под собой подстановку случайных чисел в качестве определенных заранее параметров (в данной модели это объем добычи нефти и мировая цена на нефть). Далее необходимо определить минимальное, максимальное и среднее значение ЧДД и на основе этих значений построить гистограмму распределения частот.

Таким образом, внедрение метода Монте-Карло при использовании метода реальных опционов для оценки активов нефтегазовых компаний позволит в определенной степени учесть экономические и геологические риски, связанные с оценкой.

 

Список литературы:

  1. Brennan, M. Evaluating natural resource investments. / Brennan, M and E. Schwartz // J. of Bus. – 1985 – №58 – с. 135-158.
  2. Cortazar G. A Compound Option Model of Production and Intermediate Inventories. / Cortazar G, E. Schwartz // J. of Bus. – 1993 – №66 – с.53-58.
  3. Ingersoll, J.E., Jr. Waiting to invest: Investment and uncertainty. / Ingersoll, J.E., Jr., S.A. Ross // J. of Bus. – 1992 – №65 – с. 1-29.
  4. Paddock, J. Option valuation of claims on real assets: The case of offshore petroleum leases. / Paddock, J., D. Seigel and J. Smith // Q.J. Econ. – 1988 – №3 – с. 103.
  5. Pindyck, R. Irreversibility, uncertainty, and investment. / Pindyck, R. // J. Econ. – 1991 – №29 – с. 1110-1148.
  6. Буренина И. В. Выявление оптимального метода оценки стоимости нефтегазовой компании в современных условиях развития экономики России. / А. А. Тимофеева, И. В. Буренина. // Нефтегазовое дело. – 2007 – №7 – с. 73-76.
  7. Волкова К. Н. Геолого-экономическая и стоимостная оценка месторождений по новой «Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов». / А. А. Герт, К. Н. Волкова, Н. А. Супрунчик, П. Н. Мельников (СНИИГГиМС). // Минеральные Ресурсы России. – 2008 – №3 – с. 28.
  8. Дробышевский К. В. Принципы экономической оценки запасов месторождений при комбинированной технологии разработки. / К. В. Дробышевский. // Нефтегазовая геология. – 2011 – №9 – с. 84-89.
  9. Кобрина Т. А. Оценка вертикально интегрированной нефтяной компании доходным подходом по ее производственным показателям на примере ОАО Сибнефть. / О. Л. Паньшин, Т. А. Кобрина. // Рынок ценных бумаг. – 2002 – №10 – с. 41-45.
  10. Куприянов А. А. Анализ неопределенностей и подсчет запасов методом Монте-Карло. / Куприянов А. А. // Нефтяное хозяйство. – 2014 – №1 – с. 12-16.
  11. Лапко К. С. Анализ метода дисконтирования денежных потоков и его применение в современных условиях. / К. С. Лапко. // Аудит и финансовый анализ. – 2009 – №6 – с. 58-63.
  12. Лукашов А. В. Метод Монте-Карло для финансовых аналитиков: краткий путеводитель. / А. В. Лукашов. // Управление корпоративными финансами. – 2007 – №1(19) – с. 77-81.
  13. Мазурина Е. В. Оценка стоимости ресурсов углеводородов в условиях высокой степени неопределенности. / Е. В. Мазурина. // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011 – №2 – с. 6-12.

sibac.info

Оценка стоимости месторождения нефти на основе применения метода реальных опционов

Оценка стоимости месторождения нефти на основе применения метода реальных опционов

Е. В. Курушина, к. э. н.,Д. В. Неустроев,Тюменский государственный нефтегазовый университет

Совершенствование методов экономической оценки месторождений углеводородов обусловлено необходимостью обоснования приоритетов ввода их в разработку на основе более точного определения стоимости природного капитала.

В настоящее время при оценке эффективности проектов извлечения углеводородного сырья в отечественной и зарубежной практике наибольшую популярность приобрел метод NPV Фишера 1907 года (метод чистой текущей стоимости), позволяющий учесть наибольшее количество факторов. Это следующие факторы: уровень запасов и качество углеводородов; уровень спроса и предложения на рынке минерального сырья и ресурсов, необходимых для разработки месторождений; уровень капитальных и текущих затрат, определяемых технико-технологическими возможностями, правилами охраны окружающей среды; налоговые режимы, действующие в стратегической зоне хозяйствования компании. Достоинством методики чистой текущей стоимости (далее ЧТС) является учет фактора времени.

Поскольку принимать решение приходится сегодня, все показатели будущей деятельности инвестиционного проекта должны быть откорректированы с учетом снижения ценности (значимости) денежных ресурсов по мере отдаления операций, связанных с их расходованием или получением. Практически корректировка заключается в приведении всех величин, характеризующих финансовую сторону осуществления проекта, в масштаб цен, сопоставимый с имеющимся сегодня. Операция такого пересчета называется “дисконтированием” [discounting – уценка].

Расчет коэффициентов приведения в практике оценки инвестиционных проектов производится на основании так называемой “ставки сравнения” [rate of discount – коэффициент дисконтирования или норма дисконта]. Смысл этого показателя заключается в измерении темпа снижения ценности денежных ресурсов с течением времени.

В целях дальнейшего изучения вопроса по управлению стоимостью нефтяного месторождения была поставлена задача ранжирования определяющих факторов. Определение значимости факторов проводилось путем анализа данных экспертного опроса. В состав экспертной группы вошли специалисты в области подсчета запасов, разработки месторождений и их экономической оценки.

Определение коэффициента значимости базировалось на ранжировании самих экспертов. Определению ранга эксперта предшествовала комплексная оценка, учитывающая ученую степень, научное звание, стаж работы в указанных областях, количество научных публикаций, уровень оплаты труда и т. д.

На основе средневзвешенной оценки ответов экспертов была получена и систематизирована информация о факторном влиянии на чистую текущую стоимость проекта разработки нефтяного месторождения (рис. 1).

ВЛИЯНИЕ ВНЕШНИХ ФАКТОРОВ НА ЧИСТУЮ ТЕКУЩУЮ СТОИМОСТЬ ПРОЕКТА

рис. 1

На основе полученной информации был сделан вывод о наибольшем факторном влиянии на стоимость проекта уровня коэффициента инфляции в Российской Федерации. Данный фактор согласно принятой методике ЧТС оценивается и закладывается в расчет в виде постоянной величины на момент составления проектной документации.

Для долгосрочных инвестиционных проектов, реализуемых в стране с нестабильной внешней средой, применение постоянного коэффициента инфляции необоснованно. Так, в Российской Федерации за последние 5 лет коэффициент инфляции уменьшился в четыре раза. Данная проблема наиболее актуальна для реализации долгосрочных проектов в нефтяной и газовой промышленности, срок реализации которых составляет в среднем 25 – 30 лет.

В настоящее время в теории хозяйствования и практики одним из направлений оценки эффективности инвестиционных проектов в условиях нестабильной внешней среды является метод сценариев. Данный метод предполагает прогнозирование вариантов развития внешней среды и расчет оценок эффективности инвестиций для каждого сценария. Если сценариям приписываются определенные вероятности, то можно построить профиль риска, оценить стандартное отклонение и асимметрию распределения. Часто разрабатывают так называемые "пессимистический", "наиболее вероятный" и "оптимистический" сценарии, позволяющие приближенно оценить разброс результатов проекта и его прибыльность (убыточность) при ухудшении экономической ситуации.

Метод построения "дерева решений" сходен с методом сценариев и основан на построении многовариантного прогноза динамики внешней среды. В отличие от метода сценариев он предполагает возможность принятия самой организацией решений, изменяющих ход реализации проекта (осуществление выбора) и особую графическую форму представления результатов ("дерево решений"). "Дерево решений" может применяться как в условиях риска, так и в условиях неопределенности или полной определенности. Аналитик подсчитывает значения выбранного критерия эффективности (например, ЧТС) вдоль каждой "ветви" дерева, а при анализе рисков – также и вероятность каждого значения. На основе полученных значений можно построить кривую распределения вероятностей (профиль риска) и выбрать оптимальный вариант реализации проекта. Преимуществом "дерева решений" является наглядность результатов и процесса анализа, недостатком – его техническая сложность при больших размерах "дерева".

Другим наиболее перспективным направлением оценки эффективности инвестиционных проектов в условиях нестабильной внешней среды, по мнению авторов, следует считать использование метода реальных опционов.

Реальный опцион – это право, но не обязательство, принять какое-либо решение позднее, в зависимости от того, какие события будут предшествовать дню решения; потенциальная возможность гибкого управления компанией, которое приводит к увеличению ее стоимости [2]. Иными словами, реальный опцион – это своего рода усложненный и совершенно модернизированный метод Фишера 1907 года (метод чистой текущей стоимости). Схематично методика применения реального опциона представлена на рис. 2.

рис. 2

Для начала в расчет закладываются влияющие внешние факторы: стоимость инвестиций (денежная сумма, необходимая для организации реального опциона), время, неопределенность, процентные ставки. Для группировки, обработки и анализа данных используют методы оценки активов и проектного анализа, методы экономического анализа, а также методы математического моделирования, статистики, физики, теорию случайных процессов. Метод реальных опционов позволяет учесть возможность гибкого принятия решений хозяйствующего субъекта в условиях меняющейся внешней среды.

Поскольку экономическая ситуация, обусловленная уровнем цен, инфляцией, в течение срока разработки месторождения может меняться, то целесообразно изменение стратегического решения недропользователя по извлечению углеводородного сырья. Согласно методу реальных опционов (см. рис. 2) может быть принято решение:

- отказаться от продолжения разработки проекта в критической ситуации;

- отсрочить период начала проекта до момента более благоприятной конъюнктуры рынка;

- изменить масштаб работ по извлечению минерального сырья;

- применить режим форсированного отбора жидкости;

- использовать смешанную стратегию.

Алгоритм расчетов предполагает проработку всех альтернативных решений на каждом этапе реализации проекта. Апробация метода на примере одного из месторождений ХМАО позволила рассмотреть более 167 тыс. вариантов решений для одного проекта.

Результатом реального опциона будет реальная стоимость компании при условии гибкого управления. Здесь гибкость выступает в форме своеобразного нематериального актива, который при традиционном анализе не учитывается.

Использование метода реальных опционов предполагает моделирование цены товара и нормы дисконта. Прогнозирование цены на нефть в данном исследовании было проведено на основе статистических данных за последние 20 лет. После обработки статистического ряда была подобрана линия тренда, наиболее адекватно описывающая динамику мировой цены на нефть. Эта линия представляет собой сложную тригонометрическую функцию, базирующуюся на теории "пуассоновских" шоков (рис. 3).

Прогноз мировой цены на нефть

 

рис. 3

Она описывается формулами:

Р= 11,1*Cos(0,6t+0,3)+16,67, (1)

P>12 --> Y=P, (2)

P=12 --> Y = 12+[МОДУЛЬ{12-P}], (3)

где Y – прогнозируемая цена на нефть, долл./барр.,

Р – расчетное значение цены на нефть, долл. /барр.,

t – время, относительно начала проекта, год.

Использование физико-математических методов позволяет моделировать цену на нефть сроком до 25 – 30 лет. Согласно данной модели очередной пик цены ожидается в 2005 году на нефть марки "Юралс" на уровне 27 – 28 долларов за баррель.

Наибольший интерес в теории реального опциона заслуживает моделирование нормы дисконта, так как эта величина при традиционных расчетах закладывается постоянной.

Использование в расчете стоимости месторождения методом реального опциона позволяет смоделировать норму дисконта для инвестиционных проектов, реализуемых в Российской Федерации вплоть до 2023 года. На уровень нормы дисконта влияет большое количество факторов макросреды. Исследования влияния внешней среды на норму дисконта позволили выделить наиболее значимые из них: уровень солнечной активности, изменение политической ситуации в стране (связанное, например, с выборами президента и депутатов в Государственную Думу), уровень коэффициента инфляции, динамика которого была спрогнозирована на основе данных правительства Российской Федерации. По результатам полученной многофакторной модели был осуществлен прогноз нормы дисконта до 2023 года (рис. 4).

Моделирование норм дисконта

рис. 4

В 2004 – 2005 годах будет наблюдаться повышение нестабильности внешней среды по причине выборов президента России: предвыборная обстановка спровоцирует политическую напряженность, которая в итоге отразится на всех сферах деятельности РФ. В дальнейшем каждые 12 лет (с 1992 года) будут наблюдаться скачки нестабильности по причине предполагаемой максимальной солнечной активности, что предполагает соответствующую корректировку нормы дисконта. Традиционные методики в настоящее время используют норму дисконта на уровне 20% годовых.

Оценка стоимости месторождения нефти методом реальных опционов позволяет учесть дополнительные эффекты, обусловленные варьированием (отлично от проекта разработки), объемами нефтеизвлечения в зависимости от экономической ситуации в стране. Следует отметить, что технологическая гибкость нефтегазодобывающего производства, связанная с изменением масштабов нефтеизвлечения, требует дополнительных затрат и, соответственно, корректировки расчета чистой текущей стоимости.

Учитывая возможности метода реальных опционов, можно считать целесообразным его применение при оценке эффективности инвестирования в долгосрочные проекты с учетом принятия стратегически важных решений в условиях нестабильной внешней среды.

Литература

1. Бешелев В. С. Экспертные оценки. – М.: Наука, 1965.

2. Выгон Г. В. Оценка фундаментальной стоимости нефтяных месторождений: метод реальных опционов//Экономика и математические методы. – 2002. – том 37. – № 2. – С. 54-69.

refdb.ru

Основные принципы стоимостной оценки запасов углеводородного сырья при обосновании минимального размера разового платежа на стадии лицензирования объектов

ЦУКАНОВ И.Л. (ООО "ВАЛНЕТ"), БОГДАНОВ С.Д., БОГДАНОВ Н.С (ВНИГНИ), ТКАЧ А.А. (ГУЗ)

Нефть и природный газ занимают важнейшее место в структуре топливно-энергетического баланса и являются основой экономического развития РФ на современном этапе. Для России огромное значение имеет развитие этой отрасли хозяйства. Для поддержания уровней добычи нефти требуется проведение работ по лицензированию участков недр с последующей их разведкой и вводом в разработку.

Месторождения углеводородного сырья относятся к специализированной недвижимости, являющейся, согласно Законодательству РФ (Конституция РФ, ФЗ "О недрах"), государственной собственностью. Специальный характер оцениваемого объекта недвижимости исключает его прямую продажу на открытом рынке, в силу законодательных ограничений на сделки купли-продажи с месторождениями (участками недр). Как объект недвижимости участки недр должны подлежать стоимостной оценке. Стоимостная оценка участков недр, содержащих УВ-сырье, предусмотрена и обязательна статьей 23.1 "Геолого-экономическая и стоимостная оценка месторождений полезных ископаемых и участков недр" ФЗ "О недрах" (в редакции от 3 марта 1995 года № 27-ФЗ, с изменениями от 9 августа 2001 года), применительно к углеводородному сырью, а также статьи 8 ФЗ-135 "Об оценочной деятельности в Российской Федерации". Рынок данного вида недвижимости имеет существенные ограничения, выражающиеся в высокой степени его государственного регулирования. На открытых аукционах государство продает недропользователям не участки недр (месторождения), а право на добычу нефти с лицензируемого участка. Причем срок действия права ограничен на сегодняшний день 20 годами.

Особенно актуальна задача стоимостной оценки участков недр на стадии лицензирования для определения минимального (стартового) размера платежа, с которого начнутся аукционные торги.

Важным является этот вопрос и для организаций Министерства природных ресурсов России (МПР РФ), которые должны определить начальные (стартовые) условия проведения аукционов. Ошибочное снижение начальных условий может привести к занижению стоимости запасов и, как следствие, к значительным денежным потерям РФ. Неоправданное завышение стартовых условий может вызвать отказ потенциальных инвесторов участвовать в конкурсе или аукционе, что затянет сроки разведки и ввода в разработку запасов УВ и приведет к потерям налоговых поступлений в бюджеты всех уровней.

Таким образом, передача государством права пользования участком недр субъекту предпринимательской деятельности (нефтяной компании) должна в обязательном порядке сопровождаться оценкой рыночной стоимости данного участка недр.

В данной работе приведены методические подходы и последовательность выполнения работ по стоимостной оценке участков недр на примере трех месторождений севера Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Все месторождения относятся к нераспределенному фонду недр. В виду конфиденциальности использованных данных конкретных числовых значений технологических и экономических показателей не приводится, а показанные на рисунке 1 данные приведены только для пояснения методических подходов к стоимостной оценке.

Цель проведения стоимостной оценки - определение стоимости запасов и ресурсов оцениваемых месторождений (участков недр), являющейся, согласно проекту "Методики стоимостной оценки запасов и ресурсов УВ-сырья" (М., МПР РФ, 2003 г.), и стоимостью права пользования недрами данного месторождения.

Стоимостная оценка запасов и ресурсов углеводородного сырья должна отвечать принятым в мировой практике принципам финансового анализа и оценки эффективности инвестиций, а также учитывать реальные экономические условия в РФ. Проведение оценки базируется на следующих основополагающих принципах.

1. Учет в процессе оценки всех геолого-промысловых параметров оцениваемых объектов (объем и структура запасов углеводородов, свойства коллектора, характеристики продуктивных пластов, химико-технологические свойства добываемого сырья и др.), которые определяют объемы геологоразведочных работ и технологию добычи углеводородов.

2. Учет экономико-географических условий района расположения оцениваемых объектов (климатические условия, наличие объектов инфраструктуры, удаленность от потребителей добываемого сырья и др.).

3. Учет основных факторов, определяющих экономические условия, в которых будет происходить освоение объектов оценки и реализация добытой продукции (цена реализации, рынки сбыта, объем капитальных и эксплуатационных затрат и пр.).

4. Прогнозирование и анализ денежных потоков, включающих все связанные с освоением оцениваемых объектов денежные поступления за расчетный период. Расчеты основного показателя стоимостной оценки - чистого дисконтированного дохода (ЧДД), полученного в результате освоения запасов углеводородного сырья.

5. Определение эффективности разработки объектов оценки для всех участников (государство в целом, субъекта Федерации, недропользователи).

Нормативно-методическая база оценки основывается на следующих документах:

- Федеральный закон от 29.07.1998 г. №135-ФЗ "Об оценочной деятельности в Российской Федерации";

- "Стандарты оценки, обязательные к применению субъектами оценочной деятельности". Утв. Пост. Правительства РФ от 6.07.2001 г., №519;

- Международные стандарты оценки МСО 1 - МСО 4, принятые Международным Комитетом по Стандартам Оценки Имущества (МКСОИ).

Согласно принятой методологии оценки, стоимость запасов и ресурсов участка недр определяется "ожидаемой величиной чистого дисконтированного дохода, который может быть получен в результате разработки оцениваемых запасов и ресурсов углеводородного сырья". Из этого определения следует, что чем выше экономическая эффективность разработки запасов и, следовательно, выше ЧДД проекта, тем более высока будет стоимость запасов УВ и права пользования участком недр, включающим данные запасы.

Для определения стоимости запасов рассматриваемых месторождений решались, согласно стандартам оценки и методическим разработкам, следующие основные задачи:

- определение границ рынка данного вида недвижимости, характеристика рынка и положения объекта оценки;

- характеристика объекта оценки и его окружения, включая географические, экономико-социальные характеристики, геологическую позицию объекта оценки;

- обоснование метода оценки;

- прогноз добычи нефти и технологических характеристик разработки месторождения;

- экономическая оценка освоения месторождения;

- определение стоимости оцениваемого участка недр и размера разового платежа.

Согласно теории оценки, приоритет отдается определению рыночной стоимости объекта - наиболее вероятной цены, по которой объект может быть отчужден на открытом рынке в условиях конкуренции, при разумных действиях сторон сделки, в условиях их полной информированности и отсутствия влияния чрезвычайных обстоятельств. Следуя вышеприведенному определению стоимости запасов и ресурсов УВ-сырья, понимаемому как величина ЧДД, полученного при их разработке, стоимостная оценка может проводиться только на базе доходного подхода методом дисконтирования денежных потоков. Экономические расчеты проводятся по общеизвестной методике, определенной отраслевыми РД и нашедшей широкое применение в отрасли.

Основная задача оценки состояла в определении стоимости как каждого месторождения в отдельности, так и стоимости единого участка недр, включающего все три месторождения.

На оцениваемых месторождениях имеются запасы высоковязких нефтей, для разработки которых эффективно было бы применение тепловых методов. Учитывая, что месторождения расположены в условиях Крайнего Севера и развития многолетней мерзлоты, возможность использования этих методов и эффективность их применения неясны. Поэтому для целей стоимостной оценки рассмотрены варианты разработки без применения вторичных (третичных) методов увеличения нефтеотдачи, хотя внедрение этих технологий в процессе реальной разработки возможно. Однако при этом капитальные и эксплуатационные затраты будут так же кратно выше. Таким образом, для оценки принят нижний предел возможной добычи нефти и затрат на ее извлечения, что позволяет считать такой подход наиболее осторожным - умеренно-пессимистическим сценарием.

При технико-экономической оценке эффективности разработки месторождений учитывались вероятные затраты на строительство объектов внешнего транспорта добытой нефти. Возможны два варианта транспорта нефти: танкерами с реализацией 100% нефти на экспорт и по нефтепроводу, который необходимо построить. При трубопроводном транспорте возможна реализация не более 30% продукции на экспорт. Стоимость строительства сооружений для морского транспорта заметно выше, чем строительство ветки трубопровода

Выполненные сравнительные технико-экономические расчеты вариантов показали, что наиболее экономически выгоден морской вариант транспорта продукции.

При определении стартовой цены аукциона для получения лицензии на право добычи нефти для отдельных месторождений, выставленных в форме отдельных лотов, не исключена вероятность, что будет востребовано только одно из месторождений. В этом случае, все затраты на строительство объектов внешнего транспорта будут сделаны в рамках одного проекта. В последствии, в случае лицензирования других месторождений, инвестор сможет компенсировать свои затраты либо через продажу другим недропользователям своих активов, либо в форме арендной платы за право использования мощностей по подготовке и транспорту нефти. В этой связи, все расчеты стартовой цены аукциона по отдельным месторождениям выполнены при отнесении всех затрат на строительство объектов подготовки и внешнего транспорта на каждый из проектов.

Одним из наиболее важных вопросов при оценке стоимости объектов является обоснование ставки дисконтирования. Величина ставки (нормы) дисконтирования при которой проводится расчет чистого дисконтированного дохода представляет собой оценку альтернативной стоимости капитала, вкладываемого в проект.

При проведении стоимостной оценки запасов по международным правилам западных и российских нефтяных компаний рекомендуется применение единой для нефтяной отрасли нормы дисконта. В настоящее время в рамках аудита запасов и составления финансовой отчетности принято руководствоваться правилами Комиссии по ценным бумагам США (SEC). Согласно данным правилам, расчеты стоимости запасов проводятся в долларах США, в постоянных ценах, при коэффициенте дисконтирования 10%, на базе сложившихся за прошедший год затрат компании и цен на нефть на конец года.

В практике российских нефтяных компаний принято считать более реалистичной ставку дисконта - 15%, а крупные нефтяные компании (Лукойл, Юкос, ТНК и др) считают для себя приемлемой ставку дисконта (альтернативная стоимость капитала) не ниже 18, 20%.

Использование указанных ставок дисконта предполагает проведение расчетов по стоимостной оценке в реальных ценах (без учета инфляции).

В данной работе рассмотрены результаты стоимостной оценки Славного месторождения (наименование месторождения было изменено в виду конфиденциальности информации) при четырех ставках дисконтирования: 10, 15, 18 и 20%.

Наиболее реальной представляется стоимостная оценка при ставке дисконта 15%, которая получена методом кумулятивного построения. При этом ставка дисконта складывается из:

  • безрисковая ставка - 7%;
  • премия за риск инвестирования в оцениваемые месторождения в размере - 5,5 %;
  • премия за дополнительный страновой риск - 2,5%, обусловленный ожидаемым повышением ставки НДПИ в ближайшее время.

Таким образом, расчеты ЧДД при ставке дисконта 15% дают оценку рыночной стоимости месторождений. Однако при этом сохраняется вероятность отклонения, в том числе и в сторону уменьшения, потенциальных итогов аукциона от указанного выше результата прогнозных расчетов из-за существующей геологической неопределенности, недостаточного учета технологических, организационно-экономических возможностей участников конкурса и степени конкурентной борьбы в ходе торгов. Поскольку фактическая рыночная стоимость будет определена в процессе проведения аукциона, то начальная (стартовая) цена должна быть установлена на более низком уровне, чтобы повысить ликвидность оцениваемого объекта и обеспечить процедуру торгов с участием достаточного количества нефтяных компаний, в том числе мелких и средних.

В этой связи, целесообразно использовать более низкую дисконтную ставку на уровне 10%. В оценочной практике также иногда для учета указанных выше факторов используют не более низкую ставку дисконта, а вводят специальную скидку на недостаточную ликвидность в размере 30-40% по аналогии с широко известной технологией оценки стоимости закрытых компаний.

При таком подходе, полученная стоимостная оценка может рассматриваться как начальный минимальный стартовый платеж или первый шаг аукционной торговли, в процессе которой и должна быть сформирована справедливая рыночная цена.

Сопоставление относительных значений расчетных ЧДД по отдельным месторождениям и участку в целом по варианту оценки рыночной стоимости и минимального стартового платежа приведено на рис.1.

Таким образом, такой подход к расчету начального стартового платежа является наиболее обоснованным при определении условий аукционных торгов правом на получении лицензии на разработку участков УВ сырья.

Рис.1 Сравнение относительной рыночной стоимости и минимального разового платежа за отдельные месторождения и участок в целом.

www.valnet.ru

Оценка стоимости ОАО Газпром нефть

МИНЕСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Челябинский Государственный университет

Институт экономики отраслей, бизнеса и администрирования

Курсовая работа по предмету

“оценка стоимости предприятия (бизнеса)” на тему:

оценка стоимости ОАО “Газпром нефть”

Выполнил:

Студент группы 21ЭМЗ-601

Яковлев Д.А.

Проверил:

Николаева Е.В.

Челябинск, 2011 г.

Содержание

1. Прогноз развития отрасли и предприятия. 3

1.2 Перспективы развития отрасли в России. 4

1.3 Перспективы развития предприятия. 6

2. Определение стоимости предприятия доходным путем. 7

2.1 Метод дисконтированных денежных потоков. 8

2.2 Расчет стоимости компании в постпрогнозном периоде. 9

2.3 Выбор ставки дисконта. 9

2.4 модель Гордона. 10

2.5 Метод капитализации. 11

2.6 Расчет показателей. 12

2.6.1 Прогноз выручки предприятия (TR). 12

2.6.2 Прогноз себестоимости. 12

2.6.3 Прогноз коммерческих и управленческих расходов. 13

2.6.4 Прогноз налога. 13

2.6.5 Прогноз амортизации (нелинейный способ). 14

2.6.6 Прогноз прироста собственных оборотных фондов () 14

2.6.7 Прогноз прироста денежных потоков. 15

3. Определение стоимости предприятия сравнительным путем. 17

3.1 Мультипликатор. 18

3.2 Расчет параметров. 18

Заключение. 21

Литература. 23

Приложение. 24

1. Прогноз развития отрасли и предприятия.

В настоящее время нефтяной сектор топливно-энергетического комплекса России является одним из наиболее устойчиво работающих производственных комплексов российской экономики.

Нефтяной комплекс сегодня обеспечивает значительный вклад в формирование положительного торгового баланса и налоговых поступлений в бюджеты всех уровней. Этот вклад существенно выше доли комплекса в промышленном производстве. На его долю приходится более 16% произведённого ВВП России, четвёртая часть налоговых и таможенных поступлений в бюджеты всех уровней, а также более трети поступающей в Россию валютной выручки.

Такие высокие показатели связаны со значительным ресурсным и производственным потенциалом нефтяной отрасли. В недрах России сосредоточено около 13% разведанных запасов нефти. Эти ресурсы расположены в основном на суше (примерно 3/4). Примерно 60% ресурсов нефти приходится на долю районов Урала и Сибири, что создаёт потенциальные возможности экспорта, как в западном, так и в восточном направлениях. Экономика страны потребляет лишь менее трети добываемой нефти (включая продукты её переработки).

Добычу нефти в стране осуществляют более 240 нефтегазодобывающих организаций, причем 11 нефтедобывающих холдингов, включая ОАО «Газпром нефть», обеспечивают более 90% всего объема добычи.

Таким образом нефтяная промышленность играет огромную роль в экономике России и всегда является актуальной темой. Стратегической задачей развития нефтяной отрасли является плавное и постепенное наращивание добычи со стабилизацией её уровня на долгосрочную перспективу.

Добычу нефти в стране осуществляют более 240 нефтегазодобывающих организаций. 11 нефтедобывающих холдингов обеспечивают более 95% всего объема добычи. Основные регионы добычи - открытые еще в 1960-е и 1970-е годы западносибирские месторождения, на долю которых приходится 68,1% совокупной годовой добычи. Второй в стране по объему добычи нефти - Волго-Уральский регион - находится в поздней стадии разработки продуктивных месторождений и характеризуется затухающей добычей, которая в ближайшие несколько лет начнет сокращаться.

Сегмент нефтепереработки - развит недостаточно. За все время существования демократической России на ее территории не было построено ни одного нефтеперерабатывающего завода (НПЗ). Степень износа отечественных НПЗ составляет 65%, а загрузка составляет менее 80%. Только у Лукойла коэффициент загрузки мощностей приблизился к отметке в 95%, а принадлежащий Сургутнефтегазу Киришский НПЗ работает на пределе мощности с загрузкой почти 100%.

Среди российских сырьевых гигантов лидирующее положение по объемам добычи нефти и газа традиционно занимает ЛУКОЙЛ. В прошлом году компания добыла 76,9 млн. тонн (563 млн. баррелей) нефтегазового эквивалента. Далее следуют «Сургутнефтегаз» (49,2 млн. тонн), «Татнефть» (24,6 млн. тонн), ТНК (37,5 млн. тонн) и «Сибнефть» с добычей 26,3 млн. тонн. Государственная «Роснефть» с добычей 16,1 млн. тонн занимает лишь восьмое место, уступая СИДАНКО (16,2 млн. тонн). Всего на «большую восьмерку» крупнейших нефтяных компаний России приходится 83% добычи нефтегазового эквивалента.

1.2 Перспективы развития отрасли в России

Согласно Энергетической стратегии России, долгосрочное развитие нефтяной промышленности страны предполагает решение следующих основных задач: рациональное использование разведанных запасов нефти, обеспечение расширенного воспроизводства сырьевой базы нефтедобывающей промышленности; ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь на всех стадиях технологического процесса при подготовке запасов, добыче, транспорте и переработке нефти; углубление переработки нефти, комплексное извлечение и использование всех ценных попутных и растворенных компонентов; формирование и развитие новых крупных центров добычи нефти, в первую очередь, в восточных районах России и на шельфе арктических и дальневосточных морей; расширение присутствия российских нефтяных компаний на зарубежных рынках, приобретение перерабатывающей и сбытовой инфраструктуры в странах-реципиентах; расширение участия российских нефтяных компаний в зарубежных добывающих и транспортных активах, прежде всего, в странах СНГ, Европы и Азиатско-Тихоокеанского региона.

Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном уровнем мировых цен, объемом внутреннего спроса, уровнем развития транспортной инфраструктуры, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы. Нижний уровень цен на нефть будет определяться уровнем издержек на месторождениях в крупных регионах добычи с замыкающими затратами, а верхний - издержками для возможного массового производства альтернативных нефти моторных топлив.

Мировая цена будет формироваться в зависимости от темпов развития мировой экономики, интенсивности внедрения нефтезамещающих энергоисточников, предложения нефти на мировых рынках и транспортных возможностей ее доставки к местам потребления. При прогнозировании цены на нефть учитывалось влияние различных политических, экономических и технологических факторов, оказывающих воздействие на формирование рыночной конъюнктуры на мировом рынке нефти.

1.3 Перспективы развития предприятия

Стратегическая цель «Газпром нефти» – стать крупным международным игроком российского происхождения, обладающим регионально диверсифицированным пакетом активов по всей цепочке создания стоимости, активно участвуя в развитии регионов, обладая высокой социальной и экологической ответственностью.

В 2009 году Советом директоров Компании утверждены:

· Стратегия развития Блока разведки и добычи до 2020 г.

· Стратегия нефтепереработки до 2020 г.

· Стратегия сбыта нефтепродуктов до 2020 г.

К 2020 году «Газпром нефть» намерена увеличить объемы добычи нефти до 100 млн. тонн н. э. в год. Отношение запасов к добыче будет поддерживаться на этом уровне не менее 20 лет, а доля проектов в начальной стадии разработки к 2020 году должна обеспечивать не менее 50% добычи.

Объем переработки нефти ОАО «Газпром нефть» к 2020 году достигнет 70 млн. тонн в год за счет увеличения собственных нефтеперерабатывающих мощностей: в России – до 40 млн. тонн и за рубежом – до 25–30 млн. тонн. На заключительном этапе реализации Стратегии целевой баланс распределения ресурса нефти составит: 40% – переработка в РФ, 25–30% – переработка за рубежом, 20–25% – прямая продажа нефти.

В области сбыта нефтепродуктов стратегическими целями Компании к 2020 году являются: продажа 40 млн. тонн нефтепродуктов через маржинальные каналы сбыта в России и за рубежом, создание сильного розничного бренда, рост средней прокачки АЗС на 20% и удвоение доли сопутствующих товаров и услуг в выручке.

2. Определение стоимости предприятия доходным путем.

Применяется доходный подход в тех случаях, когда есть возможность составить представление о дальнейшем развитии компании (построить финансовую модель). В рамках доходного подхода используют метод капитализации и метод дисконтирования.

Оценка доходным подходом предполагает построение прогноза доходов. В зависимости от равномерности поступления доходов выбирается либо метод капитализации, либо метод дисконтирования.

Если будущие доходы будут примерно равны текущим или темпы их роста постоянны, то применяют метод капитализации. Метод капитализации предполагает также неопределенно долгий срок функционирования бизнеса.

Метод дисконтирования применяется при непостоянных финансовых показателях, а также в тех случаях, когда функционирование бизнеса прекращается (независимо от причин) в обозримой перспективе, или предполагается выход из бизнеса. Оценка данным методом включает составление прогноза денежных потоков на каждый год прогнозного периода.

mirznanii.com

Оценка нефтяных скважин. Затратный подход.

Кто сталкивался с оценкой нефтяных скважин, тот знает, что это направление, особенно в части затратного подхода, – настоящая оценочная глухомань, в которой черт ногу сломит. Нет нормативов, нет справочников, нет методик. Зато очень много общих слов, теплых пожеланий и благих намерений, которыми выстелена дорога в ад.

После такого ободряющего вступления поговорим об определении полной восстановительной стоимости (или как там она сейчас называется) нефтяных скважин.

При упоминании затратного подхода руки оценщика непроизвольно тянутся в сторону справочников, в которых даются укрупненные показатели стоимости. Классический и древний УПВС  или модернистский Ко-Инвест – лучшие друзья нашего ленивого брата, предпочитающего пару-тройку примитивных арифметических операций серой нудятине длинных смет и зубодробительных калькуляций.

Пролистав все доступные сборники и справочники можно с удивлением обнаружить, что друзья наши в этом вопросе нас кинули. Ни УПВС, ни Ко-Инвест не содержат даже намеков на  нефтяные скважины. Засада.

В УПВС содержатся сведения о стоимости воспроизводства газовых эксплуатационных скважин. Но как они соотносятся с нефтяными скважинами? Загадка.

Вот данные УПВС[1] для восстановительной стоимости 1 м. газовой эксплуатационной скважины:

 

Если почитать популярную литературу по теме, то можно с интересом узнать, что специалисты рекомендуют два метода оценки нефтяных скважин затратным подходом:

  • Метод индексации. На основе данных о фактических затратах (а у кого они есть?) на строительство скважины, если только строительство не проводилось слишком давно;
  • Метод замещения. Здесь издевательски подчеркивается, что для оценки необходимо провести сбор информации по нормативам удельной стоимости работ в условиях максимально приближенным к условиям оцениваемой скважины. И чуть ниже приводится телефон организации, которая за нехилый прайс (Ага, щас. Не на тех напали.) выдает требуемые «максимально приближенные» сведения.

Оба метода как видим, мягко говоря, не совсем соответствуют интересам простого оценщика, у которого обычно нет ни сведений о затратах на строительство, ни денег, чтобы получить данные о стоимости строительства в соседнем районе. Что же делать?

Попробуем сделать лицо кирпичом, чтобы пролезть без очереди.

Самое простое, что приходит в голову – это сделать поправки к восстановительной стоимости газовой скважины. Несколько минут гугления и в наши сети попадает превосходный документ[2], содержащий ведения о стоимости строительства как газовых, так и нефтяных скважин в советское время за 25-летний период с 1965 по 1990 годы.

Вот несколько табличек оттуда:

Показатели стоимости строительства эксплуатационных газовых скважин.

Показатели стоимости строительства эксплуатационных нефтяных скважин.

Потихоньку подбираемся к ответам на наши вопросы. В среднем за 25 лет стоимость бурения эксплуатационной нефтяной скважины составляла только 40,37 % от стоимости бурения газовой скважины.

Теперь вопрос: а как отличаются затраты на разведочное и эксплуатационное бурение? А вот как:

Соотношение между стоимостью эксплуатационного и разведочного бурения скважин.

В принципе этих данных достаточно для того чтобы провести более или менее порядочную оценку нефтяных скважин.

В заключение приведем небольшой пример расчета стоимости нефтяной разведочной скважины на основе данных УПВС и определенных выше поправочных коэффициентов для разной глубины.

 

Предупреждаем, что предложенный метод расчета, это не святой грааль, с которым оценщику можно было бы беспечно выходить на затаившегося в кустах свирепого проверялкина. Результат противостояния с матерым противником, скорее всего, будет неблагоприятным.

Однако в простых случаях, когда риски не велики и звезды стоят на стороне оценщика, why not?

Кто без греха …

[1] Для 5 территориального пояса.

aestimator.ru

Стоимостная оценка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Стоимостная оценка

Cтраница 2

Стоимостная оценка фирмы - кандидата на слияние или поглощение принципиально близка к оценке и ранжированию альтернатив при разработке смет инвестиций. При этом существуют как методы, основывающиеся на дисконтировании потоков денежных средств, так и методы, которые не используют понятие приведенной ( текущей) стоимости. Рассматривая все эти методы, следует помнить, что обычно существуют две оценки стоимости поглощаемой фирмы, ограничивающие интервал цен при обсуждении условий. Это минимальная цена, на которую согласна компания-цель, и цена, в исключительной справедливости которой приобретающая фирма не сомневается. Это так называемая справедливая ( оправданная) цена.  [16]

Стоимостная оценка функций и нанесение их на диаграмму позволяют выявить распределение стоимостей по функциям и областям диаграммы и определить те направления, по которым следует вести работу для сведения к минимуму избыточных затрат, связанных с осуществлением конкретных функций управления.  [17]

Стоимостная оценка функций и нанесение их на диаграмму позволяют выявить распределение стоимостей по функциям и областям диаграммы и определить те направления, по которым следует вести работу для сведения к минимуму излишних затрат, связанных с осуществлением конкретных функций управления.  [19]

Стоимостная оценка товаров при бартерных операциях необходима также для таможенного учета, определения страховых сумм, для начисления штрафов в случае нарушений контракта, для уценки некачественных товаров.  [20]

Стоимостная оценка ОИС оформляется в виде отчета, который должен содержать: поставленную задачу по оценке; описание правовых документов на ОИС; данные о сроках, регионах и областях действия прав; характеристику вида определяемой стоимости ОИС; обоснование наиболее эффективного использования ОИС; выбор метода оценки и его обоснование; перечень и анализ информации, привлекаемой для оценки объекта, в соответствии с выбранными методами; расчет стоимости ОИС по выбранным методам; анализ расчетов, полученных различными методами, и определение величины окончательной стоимости оцениваемого объекта; перечень использованных методических документов, стандартов и нормативных актов по оценке; данные о квалификации оценщиков.  [21]

Комплексная стоимостная оценка сопряжена с огромными трудностями, требует огромного количества информации и практически не применяется на практике. Известен метод эмпирических зависимостей, который состоит в статистической обработке фактических данных о влиянии различных факторов на изучаемый показатель состояния реципиентов. В результате получают приближенные эмпирические зависимости между изучаемыми показателями состояния реципиентов и рассматриваемыми негативными факторами, статистически незначимые факторы отсеиваются.  [22]

Стоимостная оценка возможного или наступившего ущерба должна выполняться специализированными оценочными организациями по согласованным методикам, обеспечивающим соблюдение законов и экономических интересов причастных к этому процессу физических и юридических лиц.  [23]

Стоимостная оценка готовой продукции осуществляется по фактической производственной себестоимости, включающей затраты, связанные с использованием в процессе производства основных средств, сырья, материалов, топлива, электроэнергии, трудовых ресурсов, либо по прямым статьям расходов.  [24]

Стоимостная оценка сопутствующих результатов включает дополнительные экономические результаты в разных сферах народного хозяйства, а также экономические оценки социальных и экологических последствий реализации мероприятия.  [25]

Стоимостная оценка конкурсной массы по учетным ценам вместе с текущими активами, непосредственно связанными с деятельностью конкурсного управляющего, представляет собой активы промежуточного баланса предприятия-должника. Баланс составляется после срока предъявления кредиторами своих требований и проведения инвентаризации имущества и является связующим звеном баланса хозяйственной деятельности с ликвидационным балансом.  [26]

Стоимостная оценка сопутствующих результатов может включать дополнительные экономические результаты в разных сферах народного хозяйства и экономические оценки социальных и экологических последствий реализации мероприятий НТП.  [27]

Стоимостная оценка сопутствующих результатов включает дополнительные экономические результаты в разных сферах народного хозяйства, а также экономические оценки социальных и экологических последствий реализации мероприятия НТП.  [28]

Стоимостная оценка сопутствующих результатов может включать дополнительные экономические результаты в разных сферах народного хозяйства и экономические оценки социальных и экологических последствий реализации мероприятий НТП.  [29]

Стоимостная оценка основных средств имеет следующие формы: первоначальную, или инвентарную; восстановительную; остаточную; рыночную; ликвидационную; балансовую.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Диссертация на тему «Экономическая оценка запасов нефти разных категорий и учет рисков при их освоении в проектах разработки нефтяных месторождений» автореферат по специальности ВАК 08.00.05 - Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда

1. Андреев А.Ф. и др. Основы менеджмента (нефтяная и газоваяпромышленность) / Под ред. А.Ф. Андреева. М.: Нефть и газ, 2007.

2. Андреев А.Ф. Методы оценки эффективности инновационных проектов и рисков, возникающих при их реализации. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. М: Нефть и газ, 2004.

3. Андреев А.Ф., Колядов Л.В., Морозова Н.В. Основы управления нефтегазовым производством: учеб. пособие для вузов. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина; Фак. экономики и управления. М.: Нефть и газ, 2005.

4. Андреев А.Ф., Промыслов Б.Д. Управленческие решения: учеб. пособие для вузов. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. М.: Нефть и газ, 2007.

5. Астахов A.C., Миловидов К.Н. Менеджмент нефтегазовой компании: учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 2008.

6. Бережная Л.И., Лронштейн Б.Н., Галимзянов P.M., Панарина Г.И. Экономическая доминанта новой классификации запасов и ресурсов углеводородов // Геология нефти и газа. 2008. - №5.

7. Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов: приказ МПР России № 126 от 07.02.2001.-М., 2001.

8. Выгон Г.В., Богданов Д.С. Классификация запасов нефти и горючих газов: вперед в прошлое. Энергетический центр Сколково. М., 2012.

9. Герт A.A., Волкова К.Н., Супрунчик H.A. и др. Геолого-экономическая и стоимостная оценка месторождений по новой классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2008. -№ 3.

10. Герт A.A., Супрунчик H.A. и др. Геолого-экономическая и стоимостная оценка месторождений и участков недр, содержащих запасы и ресурсы нефти и газа. Новосибирск: Изд. ФГУП «СНИИГГиМС», 2007.

11. Герт A.A., Супрунчик H.A. и др. Методические рекомендации по применению методики геолого-экономической и стоимостной оценкиместорождений и участков недр, содержащих запасы и ресурсы нефти и горючих газов. Новосибирск: Изд. ФГУП «СНИИГГиМС», 2007.

12. Давлетшин Р.Б., Дунаев В.Ф. О методологической базе, регламентирующей экономическое обоснование проектных решений при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений // Проблемы экономики и управления нефтегазового комплекса. 2009. - №11.

13. Давлетшин Р.Б., Дунаев В.Ф. Принципы выделения групп запасов нефти по экономической эффективности их освоения» // Нефть, газ и бизнес. -2010. №1.

14. Давлетшин Р.Б., Дунаев В.Ф. Принципы оценки эффективности инвестиций в разработку нефтяных и газонефтяных месторождений // Нефть, газ и бизнес. 2010. - №2.

15. Джеймс Буш, Даниэл Джонстон. Управление финансами в международной нефтяной компании. М.: Олимп-бизнес, 2003.

16. П. Кавуна. Информационно-аналитический бюллетень (Библиотека журнала «Недропользование-XXI век». Вып. 3). - М.: НП НАЭН, 2007.

17. Джонстон Д. Анализ экономики геологоразведки, рисков и соглашений в международной нефтегазовой отрасли. М.: Олимп-бизнес, 2005.

18. Дунаев В.Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности: учебник для вузов / Под ред. В.Ф.Дунаева. М.: Нефть и газ, 2010.

19. Ермилов О.М., Миловидов К.Н., Чугунов JI.C., Ремизов В.В. / Под ред. Вяхирева Р.И. Стратегия развития нефтегазовых компаний. М.: Наука, 1998.

20. Запасной партнер. Зачем американским нефтегазовым аудиторам Miller & Lents СП в России Электронный ресурс. URL: http://www.vedomosti.ru/smartmoney/article/2006/08/21/l 177 (дата обращения 21.12.2009).

21. Злотникова Л.Г., Колядов JÏ.B., Тарасенко П.Ф. Финансовый менеджмент в нефтегазовых отраслях: учебник для вузов. М.: МАКС Пресс, 2008.

22. Зубарева В. Д., Саркисов А. С., Андреев А. Ф. Инвестиционные нефтегазовые проекты: эффективность и риски. Учеб. пособие. М.: Недра, 2010.

23. Зубарева В.Д. Финансово-экономический анализ проектных решений в нефтегазовой поомышленности. РГУ не(Ьти и газа им. И.М- Губкина.1 il j. J- M.: Нефть и газ, 2003.

24. Зубарева В.Д., Злотникова Л.Г. Финансы предприятий нефтегазовой промышленности: учеб. пособие для вузов. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. ОАО "Газпром". М., 2000.

25. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов: Постановление Совета Министров СССР № 299 от 08.04.1983 / ГКЗ СССР. -М., 1984.

26. Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов: приказ МПР России № 298 от 01.11.2005.- М., 2005.

27. Крайнова Э.А. Разработка концепции нефтегазового проекта: учеб. пособие для вузов. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Каф. Производственного менеджмента. М., 2006.

28. Малютин А., Ефимов А. От новой классификации запасов выиграют все // Нефтегазовая вертикаль. 2009. - №4.

29. Международное сравнительное исследование: сектор разведки и добычи углеводородов. Исследование Ernst & Young. 2011, ноябрь.

30. Методические рекомендации по применению классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов: приказ МПР России № 298 от 01.11.2005.-М., 2008.

31. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: Вестник ЦКР Роснедра, 2007.

32. Методы оценки запасов Электронный ресурс. URL: http://www.mirnefti.ru/index.php?id=255 (дата обращения 25.08.2012).

33. Миловидов К.Н., Кокорев В.И. Инновационные технологии в разведке и добыче нефти. Организация, управление, эффективность: учеб. пособие для вузов. М.: МАКС Пресс, 2008.

34. Мишгоигюлы оненит новую классификацию запасов негЬти и газа.1. А А ' ' ' J 1 Т

35. Новости от 29.10.2012 г. // Экономика Электронный ресурс. URL: http://neftegaz.ru/news/view/105198 (дата обращения 11.11.2012).

36. Муслимов Р.Х. Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. Казань: Изд-во ФЭН Академии наук РТ, 2009.

37. Новиков Ю.Н. ФГУП «Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт (ВНИГРИ)». Эволюция отечественной классификации запасов и ресурсов нефти и газа от трех к восьми. // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2009. - №4.

38. Перспективы развития учета в добывающих отраслях. ЗАО «ПрайсвотерхаусКуперс Аудит» // Вестник МСФО. Актуальные вопросы и практическое руководство,- 2010. №7.

39. Пороскун В.И., Габриэлянц Г.А., Подтуркин Ю.А. и др. Принципы классификации и учета запасов и ресурсов нефти и горючих газов. Информационно-аналитический бюллетень (Библиотека журнала «Недропользование-XXI век». Вып. 2). - М.: НП НАЭН, 2007.

40. Савинкова Л.Д. Совершенствование классификации запасов и ресурсов углеводородов в России // Геология нефти и газа. 2012. - №3.

41. Федеральный закон РФ от 13.12.1991 № 2030-1 «О налоге на имущество предприятий».

42. Федоров С. МПР приняло новую классификацию // Нефть и Капитал.-2005. -№12.

43. Халимов К.Э. Эволюция отечественной классификации запасов нефти и газа. М.: Недра, 2003.

44. Шарлота Райт, Ребекка Галлан. Финансовый и бухгалтерский учет в международных нефтегазовых компаниях. М.: Олимп-бизнес, 2007.

45. Ягафарова JI.A. Сравнительный анализ методов оценки стоимости запасов нефти разных категорий // Нефть, газ и бизнес. 2012. - № 10.

46. Ягафарова JI.A., Дунаев В.Ф. Динамика размеров запасов отдельных категорий и их стоимостная оценка в проектах разработки нефтяных месторождений // Нефть, газ и бизнес. 2012. - №8.

47. Ягафарова J1.A., Исмагилов А.Ф., Дунаев В.Ф. Факторы, влияющие на изменение стоимости запасов нефтяного месторождения в процессе егоразработки и эксплуатации. Методы соизмерения стоимости запасов разных категорий. Нефть, газ и бизнес. 2012. - № 9.

48. Aswath Damodaran. Strategic risk taking: a framework for risk management. Wharton School Publishing. USA New Jersey, 2008.

49. Modernization of Oil and Gas Reporting: Final Rule. Securities and Exchange Commission. 17 CFR Parts 210, 211 et al. 2009.

50. Rhett G. Campbell. Valuing oil & gas assets in the courtroom. The American Institute of Business Law in conjunction with the Oklahoma Bar and the conference on Consumer Finance Law. USA Texas, 2002.

51. SPE Petroleum Resources Management System Guide for NonTechnical Users. URL: www.spe.org.

52. Прил. 41. Проектные денежные потоки (млн. долл.), соответствующие ежегодным инвестициям (норма дисконта 10 %, использованиет 0(8) 1(9) 2(10) 3(11) 4(12) 5(13) 6(14) Недисконт, ден. поток чдд

53. Денежный 1 А+В 1.0 0,8 0,2 0,1 0,0 0,0 0,0 2,1 0,7поток 2 А+В 2.0 1,0 0,8 0,2 0,1 0,0 0,0 4,1 1,3

54. А+В 5,0 2,0 1,0 0,8 0,2 0,1 0,0 9,1 2,4

55. А+В 10.0 5,0 2,0 1,0 0,8 0,2 0,1 19,1 5,4

56. А+В 5,0 5,0 2.0 1,0 0,5 0,1 0,2 13,8 5,2

57. А+В 10,0 10,0 3,0 2,0 1,0 0,8 0,2 27,0 10,1

58. А+В 13,0 10,0 10,0 3,0 2.0 1,0 0,8 39,8 15,4

59. А+В 13,0 13,0 10,0 10,0 3,0 2.0 1£ 52,0 22,0

60. Итого: 59,0 46,8 29,0 18,1 7,6 4,2 2,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 167,1 62,5

61. А+В ЧДД,о%. кр (А+В 62,5

62. С1 ЧДД,о*, кр (С1) 0.0

63. С2 ЧДД,„ кр (С2) 0.0

64. Суммарные запасы: ЧДД,о%. кр 62,5|

65. Учитывая катваорийность запасов, стоимость 1т нефти 158,57

66. Учитывая катваорийность запасов, стоимость 1т нефти 0,00

67. Учитывая катваорийность запасов, стоимость 1т нефти о.й

68. Без учета катеаорийности запасов стоимость 1т нефти 158,57

69. Прил. 42. Проектные денежные потоки (млн. долл.). соответствующие ежегодным инвестициям (норма дисконта 10 %, использованиет 0(9) 1 (Ю) 2(11) 3(12) 4(13) 5(14) Недисконт. ден. поток чдд

70. Денежный 1 А+В 0,8 0,2 0,1 0,0 0,0 0,0 1,1 0,2поток 2 А+В 1,0 0,8 0,2 0,1 0,0 0,0 2,1 0,7

71. А+В 2,0 1,0 0,8 0,2 0,1 0,0 4,1 1,3

72. А+В 5.0 2,0 1,0 0,8 0,2 0,1 9,1 2,4

73. А+В 5,0 2,0 1,0 0,5 0,1 0,2 8,8 2,2

74. А+В 10.0 3,0 2,0 1,0 0,8 0,2 17,0 4,1

75. А+В 10,0 10.0 3,0 2,0 1,0 0,8 26,8 10,0

76. А+В 13,0 10,0 10,0 3,0 2,0 1,0 39,0 15,1

77. Итого: 46,8 29.0 18,1 7,6 4,2 2,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 108,1 36,0

78. А+В ЧДД,«, кР (А+В 36,0

79. С1 ЧДД,«.кР(С1) 0,0

80. С2 ЧДД., (02) 0.0

81. Суммарные запасы: ЧДД,оч, Кр 36,0

82. Прил. 47. Изменение средней стоимости запасов (ЧДД10%) и их отдельных категорий (ЧДД10%) при использовании коэффициентов риска (метод 3), в млн. долл. и в расчете на тонну (долл. / т).

83. Показатели Годы расчетного периода0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

84. ЧДДю%. кр (А+В) 0,0 29,7 52,5 68,0 78,4 95,4 98,9 94,4 62,5 36,0 19,3 8,5 4,1 1,5 0,0

85. ЧДДю%. кР (С1) 21,7 31,5 23,5 14,7 12,8 7,7 7,6 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

86. ЧДД,о,„ кР (С2) 3,4 3,8 4,2 4,6 3,2 1,7 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

87. ЧДДю%, кР (все категории запасоЕ 25,2 65,0 80,2 87,3 94,3 104,7 106,5 94,4 62,5 36,0 19,3 8,5 4,1 1,5 0,0

88. ЧДДюч+кр (А+В) / т 0,0 173,4 176,7| 173,5 170,3 178,2 180,0 170,0 158,6 133,3 106,1 81,1 64,5 38,5 0,0

89. ЧДД10%, кр (С1)/т 22,5 43,6 47,8 55,4 48,5 36,0 37,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

90. ЧДДкг к,, (С2) / т 5,2 6,0 6,0 7,5 6,8 9,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

91. ЧДДю%. кР (все запасы) / т 15,4 41,3 54,5 65,5 80,8 108,1 138,2 170,0 158,6 133,3 106,1 81,1 64,5 38,5 0,0

92. Прил. 48. Анализ влияния различных факторов на изменение проектной стоимости запасов в процессе освоения запасов нефтяного месторождения (метод 3, использование ставки дисконта 10% и коэффициентов риска).

93. Показатели Годы расчетного пе риода0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

94. Фактор учета сделанных инвестиций 20,00 20,00 20,00 20,00 30,00 20,00 20,00

95. Фактор истощения запасов -19,09 -32,73 -46,36 -55,45 -68,18 -69.09 -69,09 -53,64 -46.80 •26,36 -16,45 -6.93 -3.85

96. Фактор приближения периода извлечения запасов 38.90 27,98 33,39 42,53 48,60 50,81 36,97 21,77 20,29 9,66 5,71 2,45 1.29

97. Стоимость запасов А+В 23,07 25,4« 31,63 35,76 42,44 44,88 36,97 21,77 20,29 9,66 5,71 2,45 1.29

98. А+В 1, 29,66 22.88 15.42 10.46 5.00 2,43 1,27 0.70 021 0,09 0.02 0.01 0,00

99. А+В |0 6.59 16.03 9.24 6.32 1.37 0.46 0,61 0.36 -0.10 0.02 -0.01 0.01 -0.01

100. А+В (скважины сооруж в 1-ом году) 23 07 6.85 6.17 4.13 3.64 1.97 0.66 0.34 0.31 0.06 0.03 0.01 001

101. А+В 1, 29.66 22.88 15.42 10.46 5.39 2.43 127 0,70 021 0,09 0.02 0,01

102. А+В. 1» 11.05 16,03 9.24 6.32 1.37 0.84 0,61 027 -0.03 0.02 -0.01 0.01

103. А+В (скважины сооруж во 2-ом году) 0,00 18.61 6.85 6.17 4.13 4 02 1.58 0.66 0.43 0.24 0.06 0,03 0.01

104. А+В, 29.66 22.87 15.41 11.26 5.38 2,42 126 0.69 0,20 0,08 0.01

105. А+В, 10 11.05 16.02 9.24 6.32 2,16 0.84 0.42 0.35 -0.04 0.01 -0.02

106. А+В (скважины сооруж в 3 ей году) ООО 0.00 18.61 6.85 6.17 4 94 3.22 1.58 0 84 0.34 0.24 0 06 0.03

107. А+В. 1, 29.65 22.87 16.59 1125 5.37 2.41 125 0.68 0,19 0.06

108. А+В. 10 11.05 16.02 9.23 7.50 2.16 0.37 0.59 0.34 ■0,05 0.00

109. А+В (скважины сооруж е 4-ом году) 0.00 ООО 0.00 (8.60 6.85 7.36 3.75 3 22 2.04 0,66 0.33 0 24 0.06

110. А+В. 1, 15,11 12.30 7.93 523 225 1.07 0.48 0.18 0.13

111. А+В. и 5,97 7.84 5.03 3.39 023 0,43 0.16 0.03 0.09

112. А+В (скважины сооруж в 5-ом году, зона С1/ 0.00 0.00 0.00 0.00 9.15 4 46 2.90 1.84 2.02 0.64 0.32 0.15 0.04

113. А+В. 1, 26.56 22.37 15.51 10.06 4.06 2,37 120 0.62 0.13

114. А+В, |0 14.06 14.75 10.55 6.41 0.06 1.33 0.55 0.30 -0.10

115. А+В (скважины, сооруж в 5-ом году, зоне С2) 0.00 0.00 0.00 0.00 12.50 7,62 4 96 3.64 4.01 1.03 0.65 0,33 0.23

116. А+В 1, 28.55 22.30 15.43 9,98 3.97 227 1.10 0.51

117. А+В. ^ 14.04 16.73 10.48 5,43 0.89 125 0.45 0.19

118. А+В (скважины сооруж в 6-ом аойу) 0.00 ООО 0.00 0.00 0.00 14,51 5.57 4.95 4.54 3.09 1,02 0.65 0.32

119. А+В 1, 2829 22.02 15.12 9.63 3.59 1.85 0.64

120. А+В. 10 13.96 16.47 9.02 6,03 0.54 0.86 0.03

121. А+В (скважины сооруж в 7-ом году) 0.00 ООО 0.00 0.00 0.00 0.00 14.33 5,55 6.10 3 60 3.05 0 99 0.60

122. Стоимость запасов С1 15,49 2,14 1,34 6,48 6,00 5,94 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,001 С1. 1, 1. С1. 1о

123. С1 (скважины сооруж в 1-ом году) 0.00 0.00 ООО ООО 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.002 С1.1, 10.14 1. С1. Ь 5,16

124. С1 (скважины сооруж во 2-ом году) 4.98 0.00 0.00 0.00 0.00 ООО ООО 0 00 ООО 0.00 0.00 0.00 ООО3 С1Л, 9.22 10,14 1. С1.1с 4.69 9.22

125. С1 (скважины сооруж в 3-ом году) 4,53 0 92 0.00 ООО 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 ООО 0.004 С1Л, 8.38 9.22 10.14 1. С1.1о 4.27 8.38 9.22

126. С1 (скважины сооруж в 4-ом году) 4 11 0.84 0 92 ООО 0.00 0 00 0.00 0.00 0.00 ООО 0.00 ООО 0.005 С1Л, 3.80 4.І8 4.60 5.00

127. С1,1о 1.93 3.80 4.18 4.60

128. С1 (скважины сооруж в 5-ом году зона С1) 1 87 0.38 0 42 0 46 ООО 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 ООО ООО5 С1.1, 7.70 1. С1.Ь 1.68

129. С1 (скважины сооруж в 5-ом году зона С2) ООО 0.00 0.00 6 02 ООО 0.00 0.00 0.00 0,00 0.00 0.00 0.00 ООО6 С1Л, 7,68 1. С1.Ь 1.68

130. С1 (скважины сооруж в 6-ом году) 0.00 ООО 0.00 ООО 6.00 0.00 0.00 ООО 0.00 ООО ООО 0.00 0.007 С1.1, 7.59 1. С1. Ь 1,66

131. С1 (скважины сооруж в 7-ом году) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 5.94 0.00 0.00 0.00 0.00 ООО ООО ООО

132. Стоимость запасов С2 0,34 0,38 0,42 0,29 0,15 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,001 сгл, 1. С2Л,

133. С2 (скважины сооруж в 1-ом году) ООО 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0,00 0.00 0.00 0,00 ООО 0.00 0.002 С2Л, 1. С2. Ь

134. С2 (скважины сооруж во 2-ом году) ООО 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0,00 0.00 0.00 0.003 С2Л, 1. С2.1о

135. С2 (скважины сооруж в 3-ем году) 0.00 ООО 0.00 ООО ООО 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0 00 ООО 0.004 С2Л, 1. С2. Ь

136. С2 (скважины сооруж в 4-ом году) 0.00 ООО 0.00 0.00 ООО 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 ООО ООО 0.005 С2Л, сг.ъ

137. С2 (скважины сооруж в 5-ом году зона С1) ООО ООО ООО 0.00 0.00 ООО ООО 0.00 0.00 ООО 0.00 0.00 0.005 С2Л, 1.39 1.53 1.68 1. С2.1о 1.26 1.39 1.53

138. С2 (скважины сооруж в 5-ом году зона С2) 0.13 0.14 0.15 ООО 0.00 ООО ООО ООО 0.00 0.00 0,00 0.00 ООО6 С2Л, 1.26 1.38 1.52 1.68

139. С2.1о 1.14 1.26 1.38 1.52

140. С2 (скважины сооруж в 6-ом году) 0.11 0.13 0 14 0

141. С2Л, 1.13 1.24 1.37 1.51, 1.66

142. С2.\с 1.03 1.13 1.24 1.37І 1.51'

143. С2 (скважины сооруж в 7-ом году) ОГО 0.11 0 12 0 14 0.15 0.00 0.00 ООО 0.00 ООО ООО 0.00 ООО

144. Э9,в1 15,25 7,02 7.07 10,42 1,72 -12,12 -31.86 -26.51 -16,70 -10,74 -4,48 -2,56

www.dissercat.com