Лабораторная работа №7 «Экономическое обоснование инвестиционного проекта в нефтегазовой промышленности»

Цель работы: освоить методику оценки экономической эффективности инвестиционных проектов в нефтегазовой промышленности.

Задачи работы:

1. рассчитать основные показатели экономической эффективности капиталовложений по двум вариантам проекта;

2. на основе полученных результатов обосновать целесообразность принятия (непринятия) инвестиционного проекта.

Методика расчета потока денежной наличности и динамических показателей эффективности инвестиций

Большинство инвестиционных проектов в нефтегазовой промышленности подразумевает применение различных геолого-технических мероприятий (ГТМ) с целью интенсификации притока нефти к скважине. Использование ГТМ, как правило, приводит к следующим изменениям технологических показателей нефтедобычи:

• изменяется добыча нефти;

• изменяется добыча жидкости;

• изменяется обводненность добываемой продукции (как следствие изменения добычи нефти и жидкости);

• изменяется действующий фонд добывающих или нагнетательных скважин.

Определение экономического эффекта указанных мероприятий производится на основе действующих цен на нефть и калькуляции затрат по месторождению (с расшифровками статей калькуляции) в расчетном периоде. Формирование общих затрат осуществляется с использованием прямого отнесения затрат (на проведение мероприятий) и распределения затрат с учетом их деления на условно-постоянные и условно-переменные.

В соответствии с «Методическими рекомендациями по комплексной оценке эффективности мероприятий научно-технического прогресса в условиях рыночной экономики», разработанными с учетом общепринятых мировых стандартов, интегральный экономический эффект (чистый дисконтированный доход) при внедрении инновационных технологий в производственный процесс определяется по формуле:

, (67)

где t – год расчетного периода Т, в котором дисконтируется поток

денежной наличности;

ПДН_t – поток денежной наличности в году t, полученный в

результате внедрения ГТМ, руб.;

α_t – коэффициент дисконтирования в году t.

Поток денежной наличности за счет внедрения новых технологий в году t определяется по формуле

ПДН_t = ЧП_t – K_t , (68)

где ЧП_t – чистая прибыль от реализации мероприятия в году t, руб.;

К_t – инвестиционные затраты на мероприятия в году t, руб.

Инвестиционные затраты складываются из затрат на проведение перфорации скважин и затрат на освоение скважин.

Чистая прибыль от реализации мероприятия находится по формуле

ЧП_t = НП_t – Н_t , (69)

где НП_t – налогооблагаемая прибыль в году t, руб.;

Н_t – налог на прибыль в году t, руб.

Налогооблагаемая прибыль от реализации мероприятия находится по формуле

НП_t = В_t – З_t – НДПИ_t , (70)

где В_t – прирост выручки от реализации дополнительной добычи нефти

в году t, руб.;

З_t – эксплуатационные затраты на добычу дополнительной добычи

нефти в году t, руб.;

НДПИ_t – отчисления по налогу на добычу полезных ископаемых в

году t, руб.

Эксплуатационные затраты на добычу дополнительной добычи находятся по формуле

З_t = З_уп.ж  Q_tж + З_уп.н  Q_tн + З_упост , (71)

где З_уп.ж , З_уп.н – условно-переменные затраты на добычу 1 тонны

жидкости и нефти соответственно, руб./т;

Q_tж , Q_tн – дополнительная добыча жидкости и нефти вследствие

проведения мероприятия в году t соответственно, т;

З_упост – условно-постоянные затраты на одну действующую

скважину, руб.

К условно-переменным затратам, относящимся к добытой жидкости в целом, включаются переменная часть энергии на извлечение нефти, расходы по искусственному воздействию на пласт, переменная часть расходов по сбору и транспорту нефти, переменная часть расходов на содержание и эксплуатацию оборудования, коммерческие расходы.

К условно-переменным затратам, относящимся на нефть в целом, включаются переменная часть расходов по технологической подготовке нефти и отчисления по налогу на добычу полезных ископаемых.

Прирост выручки от реализации дополнительной добычи нефти определяется по формуле

В_t = Ц  Q_tн , (72)

где Ц – цена реализации нефти, руб./т.

Отчисления по налогу на добычу полезных ископаемых определяются по формуле

НДПИ_t = Н_НДПИ  Q_tн , (73)

где Н_НДПИ – ставка налога на добычу полезных ископаемых, руб./т.

Коэффициент дисконтирования в году t, определяется по формуле

, (74)

где Е – ставка (норма) дисконта, д.ед.

Второй показатель экономической эффективности инвестиционных проектов – внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта (Е), при которой величина приведенных эффектов равна величине вложенных средств. Другими словами, ВНД является расчетной ставкой дисконта, при которой суммы притока и оттока денежных средств в течение экономического жизненного цикла инвестиций дают в результате нулевое значение ЧДД. Находится в MS Excel с использованием инструмента «Подбор параметра».

Третьим оценочным критерием экономической эффективности является индекс доходности:

. (75)

Четвертым показателем экономической эффективности инвестиционного проекта является срок окупаемости:

, (76)

где N(ПДН⁺) – целочисленное количество периодов с отрицательным

потоком денежной наличности;

ПДН⁺ – величина положительного потока денежной наличности

после момента окупаемости, руб.;

ПДН^ – величина отрицательного потока денежной наличности

до момента окупаемости, руб.

Исходные данные:

Предлагаемый инвестиционный проект предполагает освоение пяти эксплуатационных скважин на одном из месторождений Западной Сибири. При этом рассматриваются два способа вскрытия пласта со следующими размерами капитальных вложений:

• перфорация отечественными материалами – 90 тыс. руб.;

• применение импортных перфораторов марки «PowerJet» – 42 тыс. руб.

Освоение скважин после перфорации стоит 400 тыс. руб.

Прогноз динамики технологических показателей эксплуатации скважин (добычи нефти и жидкости) получен по результатам моделирования работы скважин на четырехлетний период (таблицы 17 – 18). Ввод скважин предполагается в начале 4 квартала первого года.

Для расчета также использовать следующие исходные данные:

• налог на добычу полезных ископаемых – 2600 руб./т;

• ставка дисконта – 15%;

• цена на нефть – 5500 руб./т.

На основе калькуляции себестоимости добычи нефти и технико-экономических показателей за последний квартал прошедшего года по рассматриваемому месторождению были получены показатели удельных затрат на добычу нефти (таблица 19).

Расчет по оценке экономической эффективности проведения перфорации выбранных скважин Западно-Сибирского месторождения вести поквартально в форме таблицы 20 по следующим вариантам:

Вариант 1 – скважины № 1, 2 и 3;

Вариант 2 – скважины № 1, 2 и 4;

Вариант 3 – скважины № 1, 2 и 5;

Вариант 4 – скважины № 1, 3 и 4;

Вариант 5 – скважины № 2, 3 и 4;

Вариант 6 – скважины № 2, 3 и 5;

Вариант 7 – скважины № 3, 4 и 5;

Вариант 8 – скважины № 1, 3 и 5;

Вариант 9 – скважины № 1, 4 и 5;

Вариант 10 – скважины № 2, 4 и 5.

Таблица 17 – Прогнозная добыча при применении отечественного перфоратора

№скв	Показатель	Год
		1 (IV квартал)	2	3	4
1	Добыча нефти, тыс. т	0,08	0,29	1,15	1,01
	Добыча жидкости, тыс. т	0,12	1,31	1,34	1,45
2	Добыча нефти, тыс. т	0,11	0,31	1,16	1,02
	Добыча жидкости, тыс. т	0,20	0,51	1,45	1,55
3	Добыча нефти, тыс. т	0,07	0,15	0,84	0,75
	Добыча жидкости, тыс. т	0,12	0,29	1,23	1,35
4	Добыча нефти, тыс. т	0,05	0,26	0,45	0,18
	Добыча жидкости, тыс. т	0,10	0,31	0,58	0,61
5	Добыча нефти, тыс. т	0,07	0,34	0,76	1,16
	Добыча жидкости, тыс. т	0,17	1,44	0,94	1,71

Таблица 18 – Прогнозная добыча при применении перфоратора «PowerJet»

№скв	Показатель	Год
		1 (IV квартал)	2	3	4
1	Добыча нефти, тыс. т	0,15	0,48	1,20	1,14
	Добыча жидкости, тыс. т	0,21	1,18	1,55	1,77
2	Добыча нефти, тыс. т	0,09	0,27	1,10	1,08
	Добыча жидкости, тыс. т	0,21	0,46	1,16	1,66
3	Добыча нефти, тыс. т	0,06	0,13	0,70	0,72
	Добыча жидкости, тыс. т	0,15	0,64	1,40	1,53
4	Добыча нефти, тыс. т	0,12	0,41	0,61	0,45
	Добыча жидкости, тыс. т	0,14	0,52	0,76	0,90
5	Добыча нефти, тыс. т	0,17	0,53	0,73	1,13
	Добыча жидкости, тыс. т	0,30	0,81	1,06	1,37

Таблица 19 – Удельные затраты на добычу нефти

Показатель	Значение
Условно-переменные затраты на 1 тонну жидкости, руб./т	335,44
Условно-переменные затраты на 1 тонну нефти (без НДПИ), руб./т	42,25
Условно-постоянные затраты на 1 скважину, тыс. руб./скв.	236,80

Показатель

1 год

2 год

3 год

4 год

4кв.

1 кв.

2 кв.

3 кв.

4 кв.

1 кв.

2 кв.

3 кв.

4 кв.

1 кв.

2 кв.

3 кв.

4 кв.

Затраты по мероприятиям

Дополнительная добыча, тыс. т

- жидкости

- нефти

Дополнительные затраты на добычу

- жидкости (условно-переменные)

- нефти (условно-переменные)

- условно-постоянные

Выручка от реализации дополнительной добычи нефти

Отчисления налога на добычу полезных ископаемых

Налогооблагаемая прибыль

Налог на прибыль

Чистая прибыль

Поток денежной наличности (ПДН)

Дисконтированный поток денежной наличности (ДПДН)

Накопленный дисконтированный поток денежной наличности (ЧДД)

Срок окупаемости, мес.

Внутренняя норма доходности, %

Индекс доходности, руб./руб.

Таблица 20 – Экономическая эффективность проведения перфорации на скважине № ___, тыс. руб.