Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений

Срок окупаемости (срок возврата инвестиций) Tок определяется из урав-

нения

где ИР — инвестиционные расходы.

Графическая интерпретация равенства (6) показана на рис. 2

****Pict_02****

Рис. 2. Определение срока окупаемости проекта

Индекс доходности инвестиций (капитальных вложений) определяется как отношение дисконтированного дохода к дисконтированным инвестиционным расходам

Показатель ИД > 1, если ЧДД > 0.

Коэффициент «выгоды/затраты» определяется отношением суммарных дисконтированных выгод и затрат

Для эффективных проектов В/З > 1.

7.3.Оценка денежных потоков

Вприведенных выше формулах разницу Bt – Зt называют денежным

потоком ДП:

Поток выгод (притоков) Вt складывается, главным образом, из выручки от реализации товарной продукции (BPt), а также из других поступлений, связанных с финансовой деятельностью нефтегазодобывающего предприятия (продажа акций, оказание услуг и др.). При оценке показателей инвестиционного проекта можно принимать Bt ≈ ВРt.

51

Поток затрат (оттоков) Зt включает инвестиционные расходы (без НДС) ИPt, коммерческие (транспортные и др.) расходы KPt, операционные расходы (без НДС) OPt, а также все налоги, платежи и отчисления Ht

Выручка от реализации (ВР) включает в себя денежный поток выгод, получаемый при реализации нефти и газа (попутного и (или) природного). При формировании инвестиционной программы проекта выручка от реализации продукции определяется по значениям прогнозируемых (планируемых) объемов реализации товарной продукции и цен реализации за ее единицу. В качестве прогнозных цен могут приниматься нетто-цена нефти, в которой учтены доли реализации нефти на внутреннем и внешнем рынках (по нефтегазодобывающим регионам), и нетто-цена природного газа (цена сдачи газа ОАО «Газпром»). Расчет ВР ведется по формуле

где BPн t, BPпнг t, BPпг t — соответственно, выручка от реализации нефти, попутного нефтяного газа и природного газа.

При добыче газового конденсата он транспортируется совместно с нефтью и его объем включается в объем реализуемой нефти.

В общем случае выручка от реализации нефти определяется по форму-

ле

ЦНвнешнt — цена реализации нефти на внешнем рынке, долл/т; QHвнутрt и QHвнешнt — объемы реализации нефти на внутреннем и внешнем рынках, соответственно, т; Kt — обменный курс рубля, руб/долл.

При учете нефти в баррелях (внешний рынок) перевод баррелей в тонны следует осуществлять исходя из плотности нефти сорта ЮРАЛС

(URALS):

где Qн — количество нефти, т; Nбар — количество баррелей; H — плотность

нефти URALS, т/м3.

Выручка от реализации попутного нефтяного газа

52

руб./тыс. м3; Цпгвнешнt — цена реализации природного газа на внешнем рынке, долл/тыс·м3; Qпгвнутрt и Qпгвнутрt — соответственно, объемы реализации природного газа на внутреннем и внешнем рынках, тыс. м3.

Инвестиционные расходы (ИР) включают капитальные вложения (К), затраты на геологоразведочные работы (ИГР — если эти работы ведутся в расчетный период времени), прочие инвестиционные расходы (ИПР):

Инвестиционные расходы рассчитываются по фактическим или планируемым затратам на бурение скважин и обустройство месторождений, геологоразведочные работы.

Капитальные затраты включают затраты на бурение скважин, на оборудование, не входящее в сметы строек, и на строительство объектов промыслов и производственной инфраструктуры.

Коммерческие расходы (КР) рассчитываются с учетом объемов реализации продукции и транспортных тарифов на перекачку товарной нефти и товарного газа (нефтяного, природного) при поставках на внутренний и внешний рынки. В коммерческие расходы включаются также затраты на содержание собственных нефтепроводов (от товарного парка до пунктов отгрузки), нефтеналивных сооружений (эстакады, причалы), насосных станций в пунктах налива нефти в цистерны или нефтеналивные суда, железнодорожных подъездных путей и др.

Операционные расходы (ОР) рассчитывают по следующим статьям калькуляции себестоимости добычи нефти и газа:

-расходы на энергию по извлечению углеводородов;

-расходы по воздействию на пласт (система ППД);

–расходы по сбору и промысловому (межпромысловому) транспорту углеводородов;

-расходы по технологической подготовке углеводородов;

-расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (на поддержание

ивосстановление работоспособности основных фондов), включая капитальный ремонт скважин;

-цеховые расходы;

53

-общепроизводственные расходы.

Операционные расходы делят на две группы: условно-постоянные и

условно-переменные (соответственно, не зависящие напрямую и зависящие от объемов добываемой продукции). Условно-постоянные расходы рассчитываются на одну добывающую скважину действующего фонда (расходы на оплату труда, на содержание и эксплуатацию оборудования скважин, цеховые и общепроизводственные расходы). Условно-переменные расходы рассчитываются на 1 т добываемой нефти или одну тысячу кубометров добываемого газа.

Налоги и платежи, начисляемые в зависимости от объемов реализации продукции, включают налог на добавленную стоимость и вывозную таможенную пошлину на нефть и газ (Нтп).

Налог НДС рассчитывается с учетом выручки от реализации товарной продукции на внутреннем рынке

где НДС — ставка налога на добавленную стоимость, %.

Вывозная таможенная пошлина Нт.п взимается с таможенной стоимости продукции, реализуемой на внешнем рынке

где ТПНt и ТПГt — соответственно, ставка вывозной таможенной пошлины на

нефть (долл./т) и на природный газ (доли ед. или %); ВРПГ.внешt — выручка от реализации природного газа на внешнем рынке.

Налоги, отчисления и платежи, относимые на себестоимость продукции (нефти, газа), включают платежи за пользование недрами (Hг.р.р), налог на добычу полезных ископаемых (Ндоб), отчисления в пенсионный фонд РФ, фонд социального страхования РФ, федеральный и территориальные фонды обязательного медицинского страхования (Нсоц), плату за землю

(Нзем):

Платежи за пользование недрами учитываются в инвестиционных проектах геолого-разведочных работ, освоения перспективных структур и ввода новых месторождений — в виде специальных выплат, включающих в себя разовые и регулярные платежи. Разовые платежи осуществляются по результатам конкурсов или аукционов, регулярные платежи взимаются по определенным ставкам, устанавливаемым субъектами РФ.

Налог на добычу полезных ископаемых исчисляется по ставкам и в порядке, которые устанавливаются действующим законодательством.

54

Налог Нсоц (отчисления в пенсионный фонд, фонд социального страхования, фонды обязательного медицинского страхования) составляет в 2010 году 26,5 % от фонда оплаты труда.

Плата за землю рассчитывается в зависимости от размеров площади месторождения, устанавливается органами местного самоуправления.

Выручка от реализации продукции за вычетом коммерческих расходов, налога НДС и вывозной таможенной пошлины, составляет операционный доход

Операционные расходы в сумме с налогами на себестоимость продукции и амортизационными отчислениями от стоимости основных доходов (А) составляют эксплуатационные расходы на добычу углеводородов:

Амортизационные отчисления рассчитывают для ранее созданных и вновь вводимых основных производственных фондов (ОПФ), начиная с первого года добычи углеводородов:

где Aрt — амортизационные отчисления от ранее созданных ОПФ; Aнt — амортизационные отчисления от вновь созданных ОПФ (активов).

Расчеты Aнt ведутся путем суммирования отчислений, определяемых по каждому виду (элементу) вновь созданных ОПФ по схеме

где СТi — балансовая стоимость i-го актива (ОПФ); nait — ежегодная норма амортизации для i-го актива, доли ед.

Для ранее созданных ОПФ средняя норма амортизации определяется по формуле

CTp

где Аро — амортизационные отчисления по ранее созданным ОПФ в году, предшествующем началу оценки амортизационных отчислений по данному проекту; СТр — балансовая стоимость ранее созданных ОПФ.

С учетом (24) и (25)

где ОСТр — остаточная стоимость ранее созданных ОПФ.

Схема оценки инвестиционного проекта приведена на рис. 3, где чистый доход равен сумме денежных потоков за расчетный период. Основные показатели при оценке эффективности инвестиционного проекта и формулы для их определения сведены в табл. 3.

****Pict_03****

Рис. 3. Структурная схема оценки эффективности инвестиционного проекта

55

7.4. Оценка капитальных вложений

Капитальные вложения составляют основную часть инвестиционных расходов при реализации проекта разработки месторождения углеводородов. Они рассчитываются (по годам) на период ввода месторождения в разработку до окончания разбуривания и обустройства, при необходимости и за пределами этого периода.

Для месторождений, обустроенных и уже введенных в разработку (т. е. за пределами указанного выше периода), определяется цель капитальных вложений в соответствии с их воспроизводственной структурой: новое строительство, расширение, реконструкция или техническое перевооружение.

Расчет капитальных вложений проводится по отдельным направлениям, включающим в себя затраты на бурение скважин и промысловое обустройство. Капитальные вложения в бурение скважин определяются на основе сметной стоимости 1 м проходки, установленной в зависимости от глубины скважин, геологических и других условий их строительства, количества добывающих, нагнетательных и других скважин, вводимых из бурения.

Расчет капитальных вложений в объекты нефтегазопромыслового обустройства производится в соответствии с объемными технологическими показателями по каждому варианту разработки и удельными затратами по следующим направлениям: оборудование для нефтегазодобычи; оборудование прочих организаций; сбор и транспорт нефти и газа; комплексная автоматизация; электроснабжение и связь; промысловое водоснабжение; базы производственного обслуживания; автодорожное строительство; система поддержания пластового давления; технологическая подготовка нефти и газа; мето ды увеличения нефтеотдачи пластов; очистные сооружения; природоохранные мероприятия; прочие объекты и затраты.

Таблица 3 Показатели эффективности инвестиционного проекта

Капитальные вложения в строительство объектов по сбору и транспорту нефти и газа, комплексной автоматизации технологических процессов, водоснабжению промышленных объектов, электроснабжению, связи, в базы производственного обслуживания определяются умножением удельных капитальных затрат по соответствующему направлению на количество нефтяных (газовых) скважин, вводимых из бурения, а в системе ППД — на количество нагнетательных скважин.

При экономической оценке вариантов разработки необходимо определять источники финансирования капитальных вложений. К их числу могут быть отнесены собственные средства предприятия (прибыль, амортизационные отчисления), а также заемные. На инвестирование могут быть направлены акции предприятия.

7.5. Оценка эксплуатационных затрат

При оценке вариантов разработки эксплуатационные затраты могут быть определены по видам расходов — статьям калькуляции или элементам затрат. Эксплуатационные затраты рассчитываются в соответствии с удельными текущими затратами и объемными технологическими показателями по следующим статьям:

1)обслуживание добывающих и нагнетательных скважин;

2)энергетические затраты при механизированной добыче жидкости;

3)сбор и транспорт нефти и газа;

4)технологическая подготовка нефти (газа);

5)поддержание пластового давления;

6)капитальный ремонт скважин;

7)амортизация скважин и других основных фондов.

Затраты на обслуживание добывающих скважин определяются в зависимости от количества действующих скважин и включают в себя заработную плату (основную и дополнительную) производственных рабочих, цеховые расходы, общепроизводственные расходы, а также затраты на содержание и эксплуатацию оборудования.

57

Расходы на сбор, транспорт нефти и газа, технологическую подготовку нефти и газа рассчитываются в зависимости от объема добываемой жидкости без учета амортизационных отчислений.

Расходы по поддержанию пластового давления складываются из затрат на обслуживание нагнетательных скважин и на закачку воды. При определении затрат на закачку исходят из объема закачиваемой в пласт воды, ее стоимости и энергетических затрат. Норматив для определения энергетических затрат при закачке воды в пласт устанавливается исходя из удельного расхода и стоимости 1 кВт-ч электроэнергии.

Кроме традиционных статей калькуляции в составе эксплуатационных затрат на добычу нефти и газа учтены расходы на экологию, платежи за кредит, а также налоги, относимые на себестоимость добываемой продукции.

Амортизация основных фондов рассчитывается исходя из их балансовой стоимости и действующих норм на их полное восстановление.

Амортизационные отчисления являются одним из источников воспроизводства основных фондов. Наиболее широкое применение в настоящее время имеет линейный или пропорциональный метод начисления амортизации. Этот метод предусматривает расчет амортизационных отчислений на реновацию исходя из среднего срока службы основных фондов. За этот срок балансовая стоимость этих фондов полностью переносится на издержки производства. Как правило, этот норматив в нефтяной отрасли принимается на уровне 8–10 %.

7.6. Характеристика налоговой системы

Экономическая оценка вариантов разработки должна проводиться в соответствии с налоговой системой, установленной в законодательном порядке.

Законодательная база постоянно совершенствуется, изменяются перечень налогов и сборов и величины ставок. Необходимо постоянно следить за их изменениями для того, чтобы экономические расчеты соответствовали текущему формату налоговой системы. В качестве примера ниже приведены налоги, отчисляемые в бюджетные и небюджетные фонды в 2009 году.

Налог на добавленную стоимость — в размере 18 % от цены на нефть

(газ).

Налог на прибыль — 20 %.

Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) рассчитывается (для нефти) исходя из налоговой ставки 419 руб/т по формуле: 419·Кц·Кв, где Кц — коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть; Кв — коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов конкретного участка недр.

Коэффициент Кц рассчитывается по формуле Кц = (Ц – 15)·Р/261, где Ц — средний за налоговый период уровень цены нефти сорта URALS долл./барр.; Р — среднее значение за налоговый период курса доллара к рублю (руб./долл.).

58

Если степень выработанности запасов конкретного участка недр находится в пределах от 0,8 до 1,0, коэффициент Кв рассчитывается по формуле Кв = 3,8 – 3,5·N/V, где N — накопленная добыча нефти на конкретном участке недр на конец календарного года, предшествующего налоговому периоду, V — начальные извлекаемые запасы нефти (N/V = 0,8…1,0).

Если степень выработанности запасов конкретного участка недр, определяемая с использованием прямого метода учета количества добываемой нефти, превышает 1, коэффициент Кв принимается равным 0,3. В иных случаях (при N/V < 0,8) Кв принимается равным 1.

При добыче природного газа ставка НДПИ составляет 147 руб./1000 м3. Экспортная пошлина начисляется на сумму экспортной выручки и рас-

считывается на тонну нефти, реализуемой на экспорт:

-при цене нефти до 109,5 долл. за 1 т ставка вывозной таможенной пошлины на нефть составит 0 %;

-при цене нефти от 109,5 до 146 долл. за 1 т ставка пошлины составит

0,35 (Цн — 109,5 долл./т);

-при цене нефти от 146 до 182,5 долл. за 1 т ставка пошлины составит

12,78 + 0,45 (Цн — 146 долл./т);

-при цене нефти от 182,5 долл. за 1 т и выше ставка пошлины составит

29,2 + 0,65 (Цн — 182,5 долл./т), где Цн— средний уровень цены нефти сорта

URALS;

Экспортная пошлина на природный газ составляет 30 % от таможенной стоимости;

Налог на имущество — 2,2 % от остаточной стоимости основных фондов (из прибыли);

Единый социальный налог (ЕСН) — 26 % от фонда оплаты труда; Взносы по обязательному социальному страхованию от несчастных

случаев на производстве — 0,5 % от фонда оплаты труда (в соответствии с классами профессионального риска).

7.7. Технико-экономический анализ вариантов разработки. Выбор рекомендуемого к утверждению варианта

Конечной целью экономической оценки вариантов разработки является выбор наилучшего варианта, обеспечивающего целесообразность промышленного освоения проектируемого объекта и наибольшую эффективность нефтедобычи.

Сравнение различных вариантов и выбор лучшего из них рекомендуется проводить с использованием рассмотренной выше системы показателей.

Из всех рассматриваемых основным показателем, определяющим выбор рекомендуемого варианта, является чистый дисконтированный доход (поток денежной наличности). Наилучшим признается вариант, имеющий максимальное значение ЧДД за проектный срок разработки. Характерная особенность этого показателя заключается в том, что в качестве критерия выбора варианта он применим и для вновь вводимых месторождений, и для

59

месторождений, уже находящихся в разработке. Оценка (расчет) ЧДД дает возможность оценить эффективность варианта в целом.

Показатель внутренней нормы возврата капитальных вложений (ВНР) определяет требуемую инвестором норму прибыли на вкладываемый капитал, сравниваемую с действующей процентной ставкой на кредит. Если расчетный показатель ВНР равен процентной ставке или больше ее, инвестиции в данный проект являются оправданными.

Индекс доходности (НД), как и ВНР, имеет «весомое» значение, если проектируется вновь вводимое месторождение с большими капитальными затратами. В этом случае его значение интерпретируется следующим образом: если НД > 1, вариант эффективен, если НД < 1 — вариант разработки нерентабелен.

При проектировании обустроенных или находящихся на поздних стадиях разработки месторождений этот показатель определяется с учетом уже существующих основных фондов.

Период окупаемости, устанавливаемый временем возмещения первоначальных затрат, как и два предыдущих, характерен для вновь вводимых месторождений, требующих полного обустройства. Чем меньше значение этого показателя, тем эффективнее рассматриваемый вариант.

Из технологических параметров для выбора рекомендуемого варианта основным является коэффициент извлечения нефти на конец разработки. Необходимо, чтобы по рекомендуемому варианту КИН был максимально высоким, т. е. при одинаковых экономических показателях предпочтение следует отдавать варианту с большей величиной КИН. Практика прохождения проектных документов в ЦКР показывает, что к утверждению часто принимаются не варианты с наилучшими экономическими показателями, а варианты с максимально возможными КИН при положительной экономической эффективности.

Каждый из рассмотренных выше критериев не является достаточным для выбора варианта проектируемого объекта. Решение о принятии варианта к реализации должно приниматься с учетом значений всех интегральных показателей и интересов всех участников проекта.

7.8. Анализ чувствительности проекта

Экономические риски в проектных документах оцениваются анализом чувствительности основных показателей эффективности к изменению различных факторов (цена нефти, налоговые ставки, цены на оборудование, сырье, материалы и др.). Экономический риск определяется как «опасность, возможность убытка или ущерба», т. е. возможность или вероятность получения более низких показателей или даже убытков при реализации проекта по отношению к принятым проектным показателям. Причина возможного снижения показателей связана с факторами неопределенности. Поэтому при анализе экономической эффективности должна рассматриваться чувствительность проекта к изменению тех или иных параметров в будущем.

60