Лекция 16. Выбор рекомендуемого к реализации

ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ

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 выше приведенной системы показателей.

Основным показателем, определяющим выбор рекомендуемого варианта из всех рассматриваемых, является поток денежной наличности (NPV). Наилучшим признается вариант, имеющий максимальное значение NPV за проектный срок разработки. Характерная особенность этого показателя в том, что как критерий выбора варианта он применим и для вновь вводимых месторождений, и для месторождений, уже находящихся в разработке. Расчет NPV дает ответ об эффективности варианта в целом.

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

Здесь необходимо отметить тот факт, что показатель IRR играет важную роль при оценке проектов по вновь вводимым месторождениям, требующим значительных капитальных затрат.

В проектах доразработки, которые, в основном, не требуют значительных капиталовложений, а также в проектах, предусматривающих применение методов повышения нефтеотдачи пластов на поздних стадиях, связанных, в основном, с повышенными текущими затратами, показатель IRR играет вспомогательную роль и, как правило, не участвует в процессе выбора наилучшего варианта.

Показатель − индекс доходности (PI) так же, как и IRR, имеет весомое значение, если проектируется вновь вводимое месторождение с большими капитальными затратами. В этом случае его значение интерпретируется следующим образом: если PI > 1, вариант эффективен, если PI < 1--вариант разработки нерентабелен.

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

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

Каждый из перечисленных критериев сам по себе 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.

16.1. Алгоритм расчета экономических показателей

16.1.1. Капитальные вложения

Бурение скважин:

Kcкв_j = Кскв * Ncкв_i * С_i,

где, Кскв − стоимость бурения скважины (добывающей, нагнетательной, резервной и др.), млн.руб.;

Ncкв_i − ввод скважин (добываюших, нагнетательных, резервных и др.) из бурения в году i, скв;

С_i − коэффициент инфляции года i;

i − индекс текущего года.

Итого капитальных вложений в бурение скважин за период:

,

где, Т − продолжительность периода расчета (5, 10, 15 и т.д. лет, весь срок), годы.

Промысловое обустройство:

Ko_i = (Кн + Кст + Кат + Кэс + Кпв + Кбо + Кад) * Nдоб_i * C_i,,

где, Кн − удельные капитальные вложения в оборудование предприятий нефтедобычи, не входящее в сметы строек, млн. руб/доб. скв.;

Кcт − удельные капитальные вложения в сбор и транспорт нефти и газа, млн.руб/доб.скв.;

Кат − удельные капитальные вложения в автоматизацию и телемеханизацию, млн. руб/доб.скв.;

Кэс − удельные капитальные вложения в электроснабжение и связь, млн.руб/доб.скв.;

Кпв − удельные капитальные вложения в промводоснабжение, млн.руб/доб.скв.;

Кбо − удельные капитальные вложения в базы производственного обслуживания млн.руб/доб.скв.;

Кад − удельные капитальные вложения в строительство дорог, млн.руб/доб.скв.;

Nдoб_i − ввод добывающих скважин из бурения в году i.

Оборудование для прочих организаций, не входящее в сметы строек:

Kпp_i = Кн х Nдоб_i х a₁,

где, a₁ − доля затрат для прочих организаций, доли ед.

Заводнение нефтяных пластов:

Кзав_i = Кзав х Nн_i х С_i,

где, Кзав − удельные капитальные вложения в заводнение нефтяных пластов, млн.руб/нагн.скв.;

Nн_i − ввод нагнетательных скважин в году i, cкв.

Технологическая подготовка нефти:

Ктп_i = Ктп х Q_i х C_i,

где, Ктп − удельные капитальные вложения в технологическую подготовку нефти (обезвоживание и обессоливание), тыс.руб./т;

Qi − прирост добычи нефти в году i, тыс.т.

Очистные сооружения:

Koч_i = Коч х Qв_i х С_i,

где, Коч − удельные капитальные вложения в очистные сооружения, тыс.руб/м³ вводимой суточной мощности;

Qв_i − вводимая мощность по очистке в году i, тыс.м³/сут.

Оборудование для методов увеличения нефтеизвлечения:

Кмун_i = Кмун х Nмун_i х C_i,

где, Кмун − стоимость спецоборудования для закачки рабочего агента, млн.руб.;

Nмун_i − ввод специальных установок для закачки рабочего агента в году i, шт.

Прочие объекты и затраты:

Kп_i = (Ko_i + Кзав_i + Ктп_i + Коч_i + Кмун_i - Кн х Кдоб_i) х а₂,

где, а₂ − доля затрат в прочие объекты в промысловое обустройство, доли ед.

Итого капитальных вложений в промысловое обустройство:

Kпо_i = Ko_i + Kпp_i + Кзав_i + Ктп_i + Koч_i + Кмун_i + Kп_i

Капитальные вложения в природоохранные мероприятия:

Koxp_i = (Kбyp_i + Kпo_i) х а₃,

где, а₃ − доля затрат в природоохранные мероприятия в суммарных капиталовложениях, доли ед.

Всего капитальных вложений:

Ксум_i = Кбур_i + Кпо_i + Koxp_i.

Всего капитальных вложений за период:

.

16.1.2. Эксплуатационные затраты

Текущие затраты (без амортизации на реновацию):

Обслуживание нефтяных скважин (включая общепроизводственные затраты):

Toб_i = Тоб х Nд_i x C_i,

где, Тоб − затраты по обслуживанию действующего фонда нефтяных скважин, млн.руб/скв-год;

Nд_i − действующий фонд нефтяных скважин в году i, скв.

Обслуживание нагнетательных скважин:

Tнaг_i = Тнаг х Nнaг_i x С_i,

где, Тнаг − затраты по обслуживанию действующего фонда нагнетательных скважин млн.руб/скв-год;

Nнaг_i − действующий фонд нагнетательных скважин в году i, скв.

Сбор и транспорт нефти и газа:

Tcбт_i = Тсбт х Qж_i х C_i,

где, Тсбт − затраты по сбору и транспорту нефти и газа, тыс. руб./т жид.;

Qж_i −добыча жидкости из пласта в году i, тыс. т.

Технологическая подготовка нефти:

Ттп_i = Ттп х Ожп_i х C_i,

где, Ттп − затраты по технологической подготовке нефти, тыс.руб./т жид.;

Ожп_i − объем добытой жидкости, идущей на технологическую подготовку в году i, тыс.т.

Энергетические затраты на извлечение жидкости:

Tэни_i = Вмех х СкВт·ч х Qмех_i х C_i,

где, Вмех − удельный расход электроэнергии при добыче жидкости мехспособом, кВт·ч/т жид.;

СкВт-ч − стоимость 1 кВт-часа электроэнергии, тыс.руб.;

Qмex_i − добыча жидкости мехспособом в году i, тыс. т.

Энергетические затраты на закачку воды:

Тэнз_i = (Взак х СкВт·ч + Св) х Qзaк_i x C_i,

где, Взак − удельный расход электроэнергии при закачке воды, кВт·ч/м³;

Св − стоимость воды, тыс.руб/м³;

Qзaк_i − объем закачиваемой воды в году i, тыс.м³.

Затраты на применение МУН:

Тмун_i = Тмун х Pмyн_i x C_i,

где, Тмун − стоимость закачки реагента или скв-опер;

Pмyн_i − объем закачиваемого реагента (кол-во скв-опер).

Итого текущих затрат (без налогов и платежей):

Т_i = Toб_i + Tнaг_i + Тсбт_i + Ттп_i + Тэни_i + Тэнз_i + Трем_i + Тмун_i,

где, Трем_i − ремонтный фонд в году i, млн.руб.

Платежи и налоги, включаемые в себестоимость нефти.

Дорожный фонд:

Тдор_i = Цн х Qн_i x a₄/100 x C_i,

где, Цн − продажная цена нефти (без НДС, акцизного сбора), тыс.руб./т;

Qн_i − добыча нефти в году i, тыс.т;

а₄ − ставка дорожного налога, %.

Государственный фонд занятости:

Тзан_i = Тзп х Ч х а₅/100 х C_i,

где, Тзп − среднегодовая заработная плата одного работающего, млн.руб.;

Ч − численность работающих, чел.;

а₅ − ставка налога в фонд занятости, %.

Фонд социального страхования:

Тсоц_i = Тзп х Ч х а₆/100 х C_i,

где, а₆ − ставка налога социального страхования, %.

Фонд медицинского страхования:

Тмед_i = Тзп х Ч х а7/100 х С_i,

где, а₇ − ставка налога медицинского страхования, %.

Пенсионный фонд:

Тпен_i = Тзп х Ч x a₈/100 x С_i,

где, a₈ − ставка налога пенсионного страхования, %.

Фонд НИИОКР:

Тнии_i = Т_i х а₉/100,

где, а₉ − ставка налога в фонд НИИОКР, %.

Страховой фонд:

Tстр_i = Цн x Qн_i x a₁₀/100 x C_i,

Где, а₁₀ − ставка налога в страховой фонд, %.

Плата за недра:

Tнeд_i = Цн x Qн_i x a₁₁/100 x C_i,

где, a₁₁ − ставка налога платы за недра, %.

Плата за землю:

Тзем_i = a₁₂ x Sмест x C_i,

Где, a₁₂ − ставка земельного налога, тыс.руб./га;

Sмест - площадь месторождения, тыс.га.

Воспроизводство минерально-сырьевой базы:

Tсыр_i = Цн x Qн_i х а₁₃/100 х С_i,

где, a₁₃ − ставка налога на воспроизводство минерало-сырьевой базы, %.

Итого платежей и налогов, включаемых в себестоимость нефти:

Тплат_i = Тдор_i + Тзан_i + Тсоц_i + Тмед_i + Тнии_i + Тстр_i + Тнед_i + Тзем_i + +Тсыр_i

Итого текущих затрат с налогами и платежами (без амортизационных отчислений):

Ттек_i = Т_i + Тплат_i.

Всего текущих затрат за период:

.

Амортизационные отчисления (реновация).

Амортизационный фонд по скважинам (добывающим, нагнетательным, контрольным и др.), млн. руб.:

Фсквн_i = Фсквн_i-1 + Кскв_i - Kcкв_i-15,

Где, Фсквн_i-1 − стоимость по скважинам г ода, предшествующего расчетному, млн.руб.;

15 − амортизационный срок по скважинам, годы.

Амортизационный фонд по прочим основным фондам, млн. руб.:

Фпp_i = Фпр_i-1 + Kпо_i - Фпр_i-1/Nд_i-1 х (Nд_i-1 - Nд_i),

где, Фпр_i-1 − стоимость прочих основных фондов года, предшествующего расчетному, млн. руб.

Амортизационные отчисления по скважинам, млн. руб.:

Асквн_i = Фсквн_i х 6.7/100,

где, 6.7 − ежегодная норма амортизационных отчислений по скважинам, %.

Амортизационные отчисления по прочим основным фондам, млн. руб.:

Апр_i = Фпр_i х а₁₄/100,

где, а₁₄ − норма амортизационных отчислений на реновацию по прочим основным фондам, %.

Итого амортизационных отчислений на реновацию основных фондов, млн. руб.:

Аоф_i = Асквн_i + Aпp_i.

Всего амортизационных отчислений за период, млн.руб.:

.

Всего эксплуатационных затрат на добычу нефти, млн.руб.

Э_i = Ттек_i + Аоф_i.

Себестоимость добычи 1 т нефти, тыс.руб.:

Сн_i = Э_i/Qн_i.

Всего эксплуатационных затрат на добычу нефти за период, млн.руб.:

.

Среднегодовая себестоимость нефти за период:

.

Налоги и платежи, отчисляемые в бюджет.

Налог на добавленную стоимость:

Нндс_i = Цн х Qн_i х а₁₅/100 х С_i,

где, а₁₅ − ставка налога на добавленную стоимость, %.

Акцизный сбор:

Накц_i = Qн_i х а₁₆ х С_i,

где, а₁₆ − ставка акцизного налога, тыс.руб./т.

Налог на имущество предприятий:

Ним_i = (ОФскв_i + ОФпр_i) х а₁₇/100,

где, а₁₇ − ставка налога на имущество предприятия;

ОФскв_i - остаточная стоимость основных фондов по скважинам в году i, млн. руб.;

ОФпр_i - остаточная стоимость прочих основных фондов в году i, млн. руб.

16.1.3. Интегральные показатели эффективности.

Выручка от реализации, млн. руб.:

Pi = (Ц х Qн_i + Цг х Qг_i) х С_i,

где, Ц − цена нефти (включая НДС, акцизный сбор), тыс.руб./т;

Qн_i − добыча нефти в году i, тыс.т;

Цг − отпускная цена газа, тыс. руб./1000 м³;

Qг_i − добыча нефтяного газа в году i, млн.м³.

Балансовая прибыль или прибыль к налогообложению, млн. руб.:

П_i = Р_i - (Э_i + Нндс_i + Накц_i + Ним_i).

Налог на прибыль, млн. руб.:

Hпр_i = П_i х а₁₈/100, при условии П_i > 0

где, а₁₈ − ставка налога на прибыль, %.

Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, млн. руб.:

Пч_i = П_i − Hпp_i.

Вычисление интегральных показателей эффективности (NPV, IRR, индекс доходности, период окупаемости) осуществляется на базе расчетных цен, чтобы исключить влияние инфляционного изменения цен на результирующие экономические показатели.

При этом коэффициент дисконтирования определяется из следующих соображений:

Если «а» − коэффициент дисконтирования, выраженный в текущей денежной единице,

«А» − то же, выраженное в постоянной денежной единице,

«г» −годовой коэффициент инфляции, доли ед.,

тогда значение коэффициента дисконтирования, которое должно быть применено при определении интегральных показателей получается из соотношения:

(1 + «а») = (1 + «А») х (1 + «г»).

Аналогичные поправки на уровень инфляции вносятся при определении внутренней нормы возврата капитальных вложений (IRR):

если «m» − значение IRR в текущей денежной единице,

«М» − то же, выраженное в постоянной денежной единице,

«г» −годовой коэффициент инфляции, доли ед.,

тогда IRR определяется из следующего соотношения:

1 + «m» = (1 + «М») х (1 + «г»).

Расчетные формулы для определения интегральных показателей эффективности приведены в соответствующих разделах методики.

16.1.4. Погашение кредитных средств.

Выплата за кредит и процентов за него производится по формуле:

,

где, Р − равная по годам сумма кредита, подлежащая выплате за определенный срок; j − процентная ставка за кредит, доли ед.; К − сумма кредита;

n − количество сроков выплаты кредита.