Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения пласт БС (стр. 16 из 19)
Цt-цена предприятия на нефть в t-ом году, руб/т.;
Текущие затраты представляют собой затраты на добычу нефти без амортизационных отчислений.
Нормативы текущих затрат разработаны на основе расчётной калькуляции себестоимости добычи нефти и сметы затрат ООО «Усть-Балыкский нефтепромысел».
Иt=Ипост+Ипер;
Где:
Ипост – постоянные расходы (основная и дополнительная заработная плата с отчислениями в социальные фонды, ремонтный фонд, содержание и эксплуатация оборудования, цеховые и общепроизводственные расходы).
Ипер=Иу.пер.*Qt;
Где:
Ипер – переменные затраты;
Иу.пер – условно переменные расходы (энергия по извлечению нефти из пласта, сбор, транспортировка и технологическая подготовка нефти) в расчёте на одну тонну нефти;
Капитальные затраты представляют собой единовременные затраты на создание скважин, объектов промыслового строительства и оборудования, не входящего в сметы строек.
Расчёт налогов предполагает определение размера налогов, относимых на финансовый результат и налога на прибыль.
После расчёта годовых потоков денежной наличности рассчитывается накопленный поток денежной наличности (НПДНt):
НПДНt=∑ПДНk;
Где:
k – количество лет разработки месторождения до t-ого года включительно;
Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени, то возникает необходимость в их приведении к одному году (tр). Эту процедуру можно осуществить при помощи коэффициента дисконтирования по формуле:
Αt=(1+Енп)^tр-t;
Где:
Аt – коэффициент дисконтирования для t-ого года;
Енп – нормативный коэффициент приведения. Нормативный коэффициент приведения численно равен эффективности отдачи капитала. В условиях стабильной экономики этот коэффициент берут равным 0,1, т.е. при отдачи капитала 10% в год.
Дисконтированный годовой поток денежной наличности (ДПДНt) определяется по формуле:
ДПДНt=ПДНt*Аt;
Накопленный дисконтированный поток денежной наличности представляет собой чистую текущую стоимость:
ЧТСt=∑ДПДНk;
Где:
k - количество лет разработки месторождения до t-ого года включительно;
Чистая текущая стоимость проекта за весь период разработки месторождения является важнейшим критерием выбора оптимального варианта разработки месторождения.
Результаты расчёта НПДН и ЧТС представлены в таблице № 6.5.1. и на рис. №. 6.1.1.
Для оценки эффективности капитальных вложений необходимо кроме срока окупаемости определить коэффициент отдачи капитала (КОК):
КОК=ЧТСk/(ЧТСинв) +1;
Где:
ЧТСинв – дисконтированные инвестиции, тыс.р;
ЧТСинв=∑Кt*At;
Где:
Кt – капитальные вложения в t-ом году, тыс.р;
КОК показывает сколько рублей дохода даёт один рубль инвестиций, вложенных в данный проект за весь период разработки с учётом дисконтирования результатов и затрат.
Таблица №6.1.1
Расчёт НПДН и ЧТС
| Показатели | 2000 | 2001 | 2002 |
| Прирост дебита (q) | 43 | 48 | 40 |
| Прирост добычи (Q), тыс.тонн | 104,785 | 117,6 | 88 |
| Дополнительная выручка (В), млн.руб | 125,742 | 141,120 | 105,600 |
| Дополнительные текущие затраты (И), млн.руб | 23,941 | 26,869 | 20,106 |
| (К), млн.руб | 22,0778 | 0 | 0 |
| Амортизационные отчисления (Ам), млн.руб | 1,501 | 1,501 | 1,501 |
| Остаточная стоимость (Сост), млн.руб | 20,577 | 19,075 | 17,574 |
| Налог на имущество (Ним), млн.руб | 0,412 | 0,382 | 0,351 |
| Налог на прибыль (Нпр), млн.руб | 34,961 | 39,329 | 29,274 |
| Поток денежной наличности (ПДН), млн.руб | 44,351 | 74,540 | 55,868 |
| Накопленный поток денежной наличности (НПДН), млн.руб | 44,351 | 118,891 | 174,759 |
| @ | 1 | 0,9091 | 0,8264 |
| Дисконтированный поток денежной наличности (ДПДН), млн.руб | 44,351 | 67,765 | 46,169 |
| Чистая текущая стоимость (ЧТС), млн.руб | 44,351 | 112,115 | 158,285 |
Графики профилей НПДН и ЧТС.
Рис. 6.1.1.
6.1.2 Анализ чувствительности проекта
Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определённую степень риска, связанную с природными и рыночными факторами (риск изменения цен), то необходимо провести анализ чувствительности варианта проекта.
Все входные параметры (Q, Цн, И, К) имеют определенную степень риска.
Зададим вариацию параметров:
Q=(-30%;+10%)
Цн=(-20%;+20%)
И=(-10%;+10%)
К=(-5%;+15%)
Методика расчета аналогична методике, по которой рассчитывались НПДН и ЧТС для двух вариантов разработки, приведенной выше.
Результаты расчетов сведены в таблицы №.
По данным результатам для каждого фактора определяется зависимость:
ЧТС(Q);ЧТС(Ц);ЧТС(И);ЧТС(К).
Таблица № 6.2.1
Расчёт НПДН и ЧТС (DQ -30%: +10%)
| Показатели | 2000 | 2001 | 2002 | |||
| Изменение (Q) | -30% | 10% | -30% | 10% | -30% | 10% |
| Прирост добычи (Q), тыс.тонн | 73,3495 | 115,2635 | 82,32 | 129,36 | 61,6 | 96,8 |
| Дополнительная выручка (В), млн.руб | 88,02 | 138,32 | 98,78 | 155,23 | 73,92 | 116,2 |
| Дополнительные текущие затраты (И), млн.руб | 16,76 | 26,34 | 18,81 | 29,56 | 14,07 | 22,12 |
| (К), млн.руб | 22,08 | 22,08 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Амортизационные отчисления (Ам), млн.руб | 1,50 | 1,50 | 1,50 | 1,50 | 1,50 | 1,50 |
| Остаточная стоимость (Сост), млн.руб | 20,58 | 20,58 | 19,08 | 19,08 | 17,57 | 17,57 |
| Налог на имущество (Ним), млн.руб | 0,41 | 0,41 | 0,38 | 0,38 | 0,35 | 0,35 |
| Налог на прибыль (Нпр), млн.руб | 24,27 | 38,52 | 27,33 | 43,33 | 20,30 | 32,27 |
| Поток денежной наличности (ПДН), млн.руб | 24,50 | 50,97 | 52,26 | 81,97 | 39,20 | 61,43 |
| Накопленный поток денежной наличности (НПДН), млн.руб | 24,50 | 50,97 | 76,76 | 132,93 | 115,96 | 194,36 |
| @ | 1 | 1 | 0,91 | 0,91 | 0,83 | 0,83 |
| Дисконтированный поток денежной наличности (ДПДН), млн.руб | 24,50 | 50,97 | 47,51 | 74,52 | 32,39 | 50,76 |
| Чистая текущая стоимость (ЧТС), млн.руб | 24,50 | 50,97 | 72,01 | 125,48 | 104,40 | 176,25 |
Таблица № 6.2.2.
Расчёт НПДН и ЧТС (DЦ -20% :+20%)
| Показатели | 2000 | 2001 | 2002 | |||
| Изменение цены реализации на нефть | -20% | 20% | -20% | 20% | -20% | 20% |
| Прирост добычи (Q), тыс.тонн | 104,79 | 105 | 117,6 | 117,6 | 88,0 | 88,0 |
| Дополнительная выручка (В), млн.руб | 100,59 | 150,89 | 112,90 | 169,34 | 84,48 | 126,72 |
| Дополнительные текущие затраты (И), млн.руб | 23,94 | 23,94 | 26,87 | 26,87 | 20,11 | 20,11 |
| (К), млн.руб | 22,08 | 22,08 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Амортизационные отчисления (Ам), млн.руб | 1,50 | 1,50 | 1,50 | 1,50 | 1,50 | 1,50 |
| Остаточная стоимость (Сост), млн.руб | 20,58 | 20,58 | 19,08 | 19,08 | 17,57 | 17,57 |
| Налог на имущество (Ним), млн.руб | 0,41 | 0,41 | 0,38 | 0,38 | 0,35 | 0,35 |
| Налог на прибыль (Нпр), млн.руб | 26,16 | 43,76 | 29,45 | 49,21 | 21,88 | 36,67 |
| Поток денежной наличности (ПДН), млн.руб | 28,00 | 60,70 | 56,19 | 92,89 | 42,14 | 69,60 |
| Накопленный поток денежной наличности (НПДН), млн.руб | 28,00 | 60,70 | 84,20 | 153,58 | 126,34 | 223,18 |
| @ | 1 | 1 | 0,91 | 0,91 | 0,83 | 0,83 |
| Дисконтированный поток денежной наличности (ДПДН), млн.руб | 28,00 | 60,70 | 51,09 | 84,44 | 34,82 | 57,51 |
| Чистая текущая стоимость (ЧТС), млн.руб | 28,00 | 60,70 | 79,09 | 145,14 | 113,92 | 202,65 |
Таблица № 6.3.3
Расчёт НПДН и ЧТС (DU -10% :+10%)
| Показатели | 2000 | 2001 | 2002 | |||
| Изменение (И) | -10% | 10% | -10% | 10% | -10% | 10% |
| Прирост добычи (Q), тыс.тонн | 105 | 105 | 117,6 | 117,6 | 88,0 | 88,0 |
| Дополнительная выручка (В), млн.руб | 125,74 | 125,74 | 141,12 | 141,12 | 105,60 | 105,60 |
| Дополнительные текущие затраты (И), млн.руб | 21,55 | 26,34 | 24,18 | 29,56 | 18,10 | 22,12 |
| (К), млн.руб | 22,08 | 22,08 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Амортизационные отчисления (Ам), млн.руб | 1,50 | 1,50 | 1,50 | 1,50 | 1,50 | 1,50 |
| Остаточная стоимость (Сост), млн.руб | 20,58 | 20,58 | 19,08 | 19,08 | 17,57 | 17,57 |
| Налог на имущество (Ним), млн.руб | 0,41 | 0,41 | 0,38 | 0,38 | 0,35 | 0,35 |
| Налог на прибыль (Нпр), млн.руб | 35,80 | 34,12 | 40,27 | 38,39 | 29,98 | 28,57 |
| Поток денежной наличности (ПДН), млн.руб | 45,91 | 42,79 | 76,29 | 72,79 | 57,17 | 54,56 |
| Накопленный поток денежной наличности (НПДН), млн.руб | 45,91 | 42,79 | 122,19 | 115,59 | 179,37 | 170,15 |
| @ | 1 | 1 | 0,91 | 0,91 | 0,83 | 0,83 |
| Дисконтированный поток денежной наличности (ДПДН), млн.руб | 45,91 | 42,79 | 69,35 | 66,18 | 47,25 | 45,09 |
| Чистая текущая стоимость (ЧТС), млн.руб | 45,91 | 42,79 | 115,26 | 108,97 | 162,51 | 154,06 |
Таблица № 6.3.4.
Расчёт НПДН и ЧТС (DК -5% :+15%)
| Показатели | 2000 | 2001 | 2002 | |||
| Изменение капитальных вложений | -5% | 15% | -5% | 15% | -5% | 15% |
| Прирост добычи (Q), тыс.тонн | 105 | 105 | 117,6 | 117,6 | 88,0 | 88,0 |
| Дополнительная выручка (В), млн.руб | 125,74 | 125,74 | 141,12 | 141,12 | 105,60 | 105,60 |
| Дополнительные текущие затраты (И), млн.руб | 23,94 | 23,94 | 26,87 | 26,87 | 20,11 | 20,11 |
| (К), млн.руб | 20,97 | 25,39 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| Амортизационные отчисления (Ам), млн.руб | 1,43 | 1,73 | 1,43 | 1,73 | 1,43 | 1,73 |
| Остаточная стоимость (Сост), млн.руб | 19,55 | 23,66 | 18,12 | 21,94 | 16,70 | 20,21 |
| Налог на имущество (Ним), млн.руб | 0,39 | 0,47 | 0,36 | 0,44 | 0,33 | 0,40 |
| Налог на прибыль (Нпр), млн.руб | 34,99 | 34,86 | 39,36 | 39,23 | 29,31 | 29,18 |
| Поток денежной наличности (ПДН), млн.руб | 45,44 | 41,08 | 74,53 | 74,58 | 55,85 | 55,91 |
| Накопленный поток денежной наличности (НПДН), млн.руб | 45,44 | 41,08 | 119,97 | 115,66 | 175,82 | 171,57 |
| @ | 1 | 1 | 0,91 | 0,91 | 0,83 | 0,83 |
| Дисконтированный поток денежной наличности (ДПДН), млн.руб | 45,44 | 41,08 | 67,75 | 67,80 | 46,16 | 46,21 |
| Чисто текущая стоимость (ЧТС), млн.руб | 45,44 | 41,08 | 113,19 | 108,88 | 159,35 | 155,09 |
Вывод: Анализ чувствительности эффективности ГРП показал, что данный метод интенсификации не является рискованным для предприятия, так как диаграмма расположена в положительной части и ЧТС не имеет отрицательных значений.