ЧАСТИ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА1. Аронов И. 3. Управление проектами и всеобщее управление качеством / И. З. Аронов, Е. Е. Мирющенко, Н. Е. Мирющето // Стандарты и качество. – 1996. – №9. – С. 43 - 48. 2. Вапниш Роб. Два взгляда из - за океана на проблему управления проектами / Роб. Вапниш // ЭКО. – 1994. – №5 – С. 13 - 18. 3. Воропаев В. И. Управление проектами как фактор повышения эффективности инвестиционно-строительной деятельности / В. И. Воропаев // Экономика. – 1996 – № 10. – С. 37–52. 4. Воропаев В. И. Управление проектами – проблема международная./ В.И.Воропаев // Финансовый бизнес. – 1997. – № 5. – С. 12. 5. Литвак Б. Г. Разработка управленческого решения./ Б. Г Литвак. – М.: Дело, 2000. – 350с. 6. Лукманова И. Г. и др. Управление проектами – дань моде или насущная потребность? / И. Г. Лукманова, В. Г.Поляков, А. Г. Квашин. // ЭКО – 1994. – № 5. – С. 151–158. 7. Резниченко В. Определение стоимости строительства в составе инвестиционного проекта./ В. Резниченко. // Проект. – 1994. – №3. – С. 10-13. 8. Резниченко В. Современная технология управления инвестиционными проектами./ В. Резниченко. // Проект. – 1995. – № 2 – С. 31 - 35. 9. Солунский А. Й. Порядок подготовки, организации и проведения торгов. / А. Й. Солунский // Проект. – 1993. – №5-6. – С. 261-262. 10. Топка В. В. Вероятностное моделирование в управлении проектами / В. В. Топка – М.: Институт проблем управления, 1995. – С. 33. 12. Шаборкина Л. Управление проектами как элемент инновационного менеджмента / Л. Шаборкина // РЭЖ. - 1996. - № 1. - С. 56 - 60.
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ по организационно-экономической части дипломных проектов для студентов всех форм обучения специальностей 130304.65 «Геология нефти и газа», 130101.65 «Прикладная геология»
Тюмень ТюмГНГУ Утверждено редакционно-издательским советом Тюменского государственного нефтегазового университета
Составители: Шевелева Н.П., доцент, к.т.н. Пенягина М.В., ассистент Важенина Т.М., ассистент
ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ОРГАНИЗАЦИОННО–ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА Квалификационные требования, предъявляемые к горным инженерам, предполагают способность проведения современными специалистами комплексного анализа производственных ситуаций и принятие компетентных решений не только с инженерной, но и коммерческой точки зрения, что ставит своей целью организационно-экономическая часть дипломного проектирования. Организационно-экономическая часть дипломного проекта позволяет решать следующие задачи: - демонстрировать теоретическую подготовку будущего специалиста в вопросах экономики и организации нефтегазодобывающего производства; - реализовывать практические навыки по экономическому обоснованию эффективности, как инвестиционных решений, так и инновационных мероприятий, осуществляемых за счет текущих затрат. При написании организационно-экономической части дипломного проекта студенты специальностей 130304.65 «Геология нефти и газа» и 130101.65 «Прикладная геология» должны обладать следующими общекультурными и профессиональными компетенциями: - готовностью обобщать, анализировать, воспринимать информацию, ставить цели и выбирать пути ее достижения (ОК-1); - готовностью к пониманию и анализу экономических проблем и процессов (ОК-15); - готовностью осуществлять геолого-экономическую оценку объектов изучения (ПК-14); - умением определять стоимостную оценку основных производственных ресурсов (ПК-26); - умением проводить анализ затрат и результатов деятельности производственных подразделений, оценивать и изыскивать для профессиональной деятельности необходимое ресурсное обеспечение (ПК-29); - умением ориентироваться в современном состоянии мировой экономики, оценивать роль нефти и газа в ее развитии (ПСК-3.9). Работа над организационно-экономической частью начинается с получения индивидуального задания у консультанта по экономическим вопросам. Это задание зависит от темы дипломного проекта и тех задач, которые ставит научный руководитель. В связи с этим организационно-экономическая часть не является самостоятельным исследованием, а полностью посвящена раскрытию темы дипломного проекта. Для выполнения организационно-экономической части дипломного проекта студент в соответствии с полученным индивидуальным заданием должен собрать необходимую информацию во время преддипломной практики. Используя пояснительные записки к годовым отчетам предприятия, а также документацию планово-экономического, производственного, геологического отделов и отделов разработки, студент, как правило, собирает следующую информацию: - объемы добычи нефти и газа, обусловленные техническим решением; - цены предприятия на нефть и газ (без налога на добавленную стоимость); - себестоимость нефти и газа, доля условно-переменных затрат; - капитальные и текущие затраты на мероприятие или нормативы затрат. В соответствии с темой и задачами дипломного проекта консультантом по организационно-экономической части может быть дано другое задание по сбору материала. Результаты расчетов экономической эффективности представляются в демонстрационном материале на одном листе, отражающем результаты выполнения организационно-экономической части, а также приводятся в докладе во время защиты. 2. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ДИПЛОМНЫХ ПРОЕКТОВ Содержание организационно-экономической части дипломного проекта для студентов специальности 130304.65 «Геология нефти и газа», 130101.65 «Прикладная геология» зависит от его темы. Все многообразие тем дипломного проекта условно можно подразделить на три группы: 1. Бурение и ввод в эксплуатацию новых скважин любого фонда (в том числе перевод из фонда в фонд); 2. Проведение мероприятий по увеличению нефтеотдачи; 3. Работы научно-исследовательского характера, не имеющие выхода на основные показатели экономической целесообразности.
3. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТОВ ПО БУРЕНИЮ И ВВОДУ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ НОВЫХ СКВАЖИН
3.1 Расчет капитальных вложений
Работы этого типа предполагают расчет экономической эффективности следующих типов предлагаемых мероприятий: - бурение новых добывающих скважин (вертикальных, горизонтальных и наклонно-направленных); - перевод скважин в добывающий фонд; - перевод скважин в нагнетательный фонд; - вывод скважин из консервации; - бурение разведочных скважин; - бурение бокового ствола; - бурение нагнетательных скважин; - иные проекты, связанные с приростом стоимости основных средств предприятия. Капитальные вложения в проект рассчитываются по годам ввода месторождения в разработку до конца разбуривания и обустройства. Для нефтяных и газовых месторождений, обустроенных и уже введенных в разработку, определяется цель капитальных вложений в соответствии с их воспроизводственной структурой: новое строительство, расширение, реконструкция или техническое перевооружение. Расчет капитальных вложений для разрабатываемых месторождений, особенно если они территориально примыкают к другим месторождениям, должен осуществляться с учетом возможности использования уже имеющихся мощностей объектов промыслового обустройства, т.к. в составе капиталовложений есть часть затрат, которая не зависит от изменения производственной мощности объекта (например, стоимость подъездных железнодорожных путей). Расчет капитальных вложений за каждый год проводится по отдельным направлениям, включающим в себя затраты на бурение скважин и промобустройство за весь период ввода месторождения в разработку:
где Кi – капитальные вложения в проект в году i, млн. руб.; КСКВi – затраты на бурение скважин в году i, млн. руб.; КОБi – капитальные вложения в объекты промыслового обустройства в году i, млн. руб. Капитальные вложения в бурение скважин определяются на основе сметной стоимости 1 м проходки, установленной в зависимости от глубины и типа скважины, а также количества скважин, вводимых из бурения:
где Ст1М – стоимость одного метра проходки для соответствующего типа скважин, тыс. руб.; hСКВ – глубина скважины, м. Общие капитальные затраты на бурение скважин в i-ом году рассчитываются по формуле:
где КСКВ – стоимость бурения скважины (добывающей, нагнетательной, резервной и др.), млн. руб.; NСКВi – число введенных скважин (добывающих, нагнетательных, резервных и др.) из бурения в году i, скв. Расчет капитальных вложений в объекты нефтепромыслового обустройства производится в соответствии с объемом бурения по варианту разработки и удельными затратами в разрезе отдельных направлений: - оборудование для нефтедобычи; - оборудование для сбора и транспорта нефти и газа; - комплексная автоматизация; - электроснабжение и связь; - промводоснабжение; - базы производственного обслуживания; - автодорожное строительство; - объекты для заводнения нефтяных пластов; - очистные сооружения; - природоохранные мероприятия; - прочие объекты и затраты. Расходы на промысловое обустройство, входящие в общие капитальные затраты, рассчитываются по формуле:
где КН – капитальные вложения в оборудование предприятий нефтедобычи, не входящее в сметы строек, млн.руб./доб.скв.; КСТ – капитальные вложения в сбор и транспорт нефти и газа, млн.руб./доб.скв.; КАТ – капитальные вложения в комплексную автоматизацию, млн.руб./доб.скв.; КЭС – капитальные вложения в электроснабжение и связь, млн.руб./доб.скв.; КПВ – капитальные вложения в промводоснабжение, млн.руб./доб.скв.; КБО – капитальные вложения в базы производственного обслуживания млн.руб./доб.скв.; КАД – капитальные вложения в строительство дорог, млн.руб./доб.скв.; NДОБi – ввод добывающих скважин из бурения в году i, скв. Капитальные вложения в строительство объектов по сбору и транспорту нефти, комплексной автоматизации технологических процессов, водоснабжению промышленных объектов, электроснабжению, связи и в базы производственного обслуживания определяются умножением удельных капитальных затрат по соответствующему направлению на количество нефтяных скважин, вводимых из бурения, а в заводнение нефтяных пластов – на количество нагнетательных скважин. Капитальные вложения на подготовку нефти, очистные сооружения рассчитываются умножением удельных капитальных затрат по соответствующему направлению на вводимую в данном году мощность по добыче нефти и очистке. Капитальные вложения на инфраструктуру рассчитываются в процентном отношении к сумме затрат на нефтепромысловое строительство. Расчет капитальных затрат может быть сведен в табл. 1 Таблица 1 Расчет капитальных затрат
3.2. Расчет эксплуатационных затрат
При оценке вариантов разработки эксплуатационные затраты (издержки производства) могут 6ыть определены по видам расходов – статьям калькуляции или элементам затрат. При расчете затрат за основу принимается калькуляция затрат на весь объем производства по действующему производству и в нее вносятся соответствующие изменения, связанные с факторами, влияющими на себестоимость, обусловленными конкретным заданием. Эксплуатационные затраты рассчитываются в разрезе следующих статей калькуляции: - обслуживание добывающих и нагнетательных скважин; - энергетические затраты для механизированной добычи жидкости; - поддержание пластового давления; - сбор и транспорт нефти и газа; - технологическая подготовка нефти; - ремонт скважин. Эксплуатационные затраты отличаются от затрат по себестоимости на величину амортизационных отчислений. 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. Эксплуатационные затраты на обслуживание скважин рассчитываются:
где ИОБ – затраты по обслуживанию действующего фонда скважин, млн.руб./скв-год; NДi – действующий фонд скважин в году i, скв. Энергетические затраты рассчитываются в зависимости от объема механизированной добычи жидкости. При расчете этих затрат исходят из средней стоимости электроэнергии и ее удельного расхода. Энергетические затраты на извлечение жидкости рассчитываются:
где ВМЕХ – удельный расход электроэнергии при добыче жидкости мехспособом, кВт-ч/т.жид.; СкВт-ч – стоимость 1 кВт-часа электроэнергии, тыс.py6.; QМЕХi – добыча жидкости мехспособом в году i, тыс.т. Расходы на сбор, транспорт нефти и газа, технологическую подготовку нефти рассчитываются в зависимости от объема добываемой жидкости без учета амортизационных отчислений. Расходы на сбор и транспорт нефти и газа рассчитываются по формуле:
где ИСБТ – затраты по сбору и транспорту нефти и газа, тыс.руб./т.жид.; QЖi – добыча жидкости из пласта в году i, тыс.т. Затраты на технологическую подготовку нефти рассчитываются:
где ИТП – затраты по технологически подготовке нефти тыс.руб./т.жид.; QЖПi – объем добытой жидкости, идущей на технологическую подготовку в году i, тыс.т. Расходы по поддержанию пластового давления складываются из затрат на обслуживание нагнетательных скважин и затрат на закачку воды. При определении затрат на закачку воды 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 электроэнергии и стоимости 1 кВт/ч электроэнергии. Расчет затрат на обслуживание нагнетательных скважин:
где ИНАГ – затраты по обслуживанию действующего фонда нагнетательных скважин млн.руб./скв-год; NНАГi – действующий фонд нагнетательных скважин в году i, скв. Энергетические затраты на закачку воды рассчитываются по формуле:
где ВЗАК – удельный расход электроэнергии при закачке воды, кВт ч/м3; СВ – стоимость воды, тыс.руб./м3; QЗАКi – объем закачиваемой воды в году i, тыс.м3. При применении в текущем году на действующем фонде скважин методов увеличения нефтеизвлечения и снижения обводненности, эти затраты также учитывают в составе эксплуатационных. Затраты на применение МУН рассчитываются по формуле:
где РМУН – стоимость закачки реагента или проведения работ, тыс. руб.; NМУНi – объем проводимых работ (количество скважино-операций). Итого эксплуатационных затрат (без налогов и платежей):
где ИРЕМi – ремонтный фонд в году i, тыс.руб. Кроме традиционных статей калькуляции в составе эксплуатационных затрат на добычу нефти и газа учитывают расходы на экологию, платежи за кредит, а также налоги, относимые на себестоимость добываемой продукции (налог на добычу полезных ископаемых, плата за землю, плата за недра, плата за допустимые выбросы, страховые взносы, страхование от несчастных случаев). Ставки по вышеперечисленным налогам и платежам регламентируются действующим налоговым кодексом. Расчет эксплутационных затрат сводится в табл. 2. Таблица 2 Расчет эксплутационных затрат
3.3. Расчет показателей экономической эффективности при внедрении проекта
Обоснование проекта предполагает оценку его экономической эффективности по основным критериям, предъявляемых международными стандартами к оценке инвестиционных проектов на основе Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39-007-96. К основным критериям экономической целесообразности проекта относятся: 1. поток денежной наличности и чистая текущая стоимость за весь период эксплуатации; 2. срок окупаемости проекта; 3. внутренняя норма рентабельности; 4. коэффициент отдачи капитала; 5. чувствительность проекта к риску. Расчетный период проекта принимается исходя из сроков его реализации, включая время создания производства и время его эксплуатации. Экономическая эффективность капитальных вложений в проект может быть определена на основе дисконтных вычислений по приведению связанных с реализацией проекта расходов и доходов к моменту времени (расчетному году). Дисконтирование – метод приведения разновременных затрат и результатов к единому моменту времени, отражающий ценность будущих поступлений (доходов) с современных позиций. При установлении значения коэффициента дисконтирования обычно ориентируются на средний уровень ссудного процента (процентной ставки). Уровень коэффициента дисконтирования может также учитывать и риск осуществляемых инвестиций. Дисконтные вычисления основаны на том, что стоимость рубля, затраченного и полученного в разные годы, будет неодинакова, а потому простое их алгебраическое суммирование не даст реального эффекта. Расчет чистой текущей стоимости (ЧТС), т.е. разности между текущей, дисконтированной на базе расчетной ставки, процентной стоимостью поступлений от инвестиций и величиной капитальных вложений проводится в следующем порядке. Соответственно каждому году проводится расчет денежного потока наличности (ПДН), сущность которого состоит в том, что он представляет собой ту часть денежных доходов, которая остается в распоряжении организации и не может быть изъята. Отрицательное значение ПДН отражает дефицит наличности. ПДН определяется по формуле 13 либо по формуле 14:
где ΔВi – прирост выручки после реализации проекта в году i, тыс.руб.; ΔИi – прирост эксплутационных затрат предприятия в i-м году, т.е. объем текущих издержек, возникший в результате осуществления предлагаемого проекта, тыс.руб.; Кi – капитальные вложения, связанные с рассматриваемым проектом, осуществляемые в году i, тыс.руб.; ΔНi – прирост суммы взимаемых налогов, относимых на финансовый результат, связанное с осуществлением проекта, тыс.руб.; i – год, для которого ведется расчет.
где ПрЧi – прирост чистой прибыли, полученной в году i, тыс.руб.; Аi – амортизационные отчисления от вновь созданного имущества в году i, тыс.руб. Расчет дополнительной выручки Прирост выручки обусловливается увеличением объема добычи нефти и газа (вследствие увеличения фонда добывающих или нагнетательных скважин, перевода поисково-разведочных скважин в действующий фонд и проч.). Прирост выручки (DВ) за счет дополнительного объема реализации нефти (газа) рассчитывается по формуле:
где DQi – прирост добычи, направленной на реализацию, т (тыс. м3); ЦСР – средняя цена реализации предприятием нефти (газа), руб./т (руб/тыс. м3). Прирост добычи (DQ) может обусловливается повышением среднесуточного дебита (Dq), увеличением действующего фонда скважин (Dn) или времени работы (DT) в соответствующем году расчетного периода. Вычисления производятся по следующим формулам:
Расчет прироста налогов К дополнительным налогам (не включенным в состав себестоимости) относятся прирост налога на имущество (DНИМ), при увеличении имущества предприятия (ввод в эксплуатацию новых основных средств), а также прирост налога на прибыль (DНПР). Ставка налога на имущество для 2012 г. составляет 2,2% от остаточной стоимости основных средств, которая представляет собой неамортизированную часть основных средств, и размер налога определяется по формуле:
где СОСТ – остаточная стоимость основных средств, руб.; sим – ставка налога на имущество, д.ед. Т.к. остаточная стоимость имущества меняется в каждом периоде времени, то налог на имущество также изменяет свое значение ежегодно в сторону уменьшения.
где СПП – первоначальная стоимость основных средств, тыс.руб.; А – годовые амортизационные отчисления основных средств, тыс.руб.; t – период эксплуатации основных средств, лет. Поскольку в результате инвестиций формируются вновь вводимые основные средства предприятия, то их первоначальная стоимость (СПП) будет соответствовать общей сумме капитальных затрат:
Годовая сумма амортизационных отчислений определяется исходя из нормы амортизации и первоначальной стоимости основных средств (при линейном способе начисления):
где NА – норма амортизации объекта основных средств или износа нематериальных активов, дол.ед.
где Т – срок полезного использования объекта, лет. В целях учебной оценки экономической эффективности проектов могут быть приняты следующие сроки полезной эксплуатации объектов основных средств: нефтяные скважины – 15 лет, газовые скважины – 12 лет, боковые стволы скважин – 8 лет, оборудование для нефтедобычи – 5 лет, объектов промыслового обустройства – 10 лет. Расчет прироста налога на прибыль определяется по формуле:
где ПрОБЛi –прибыль, облагаемая налогом в i-м году, тыс.руб.; sпр – ставка налога на прибыль, д.ед. Ставка налога на прибыль в долях единиц равна 0,20 (в соответствии с действующим законодательством для 2012 г.). Если прирост прибыли обусловлен дополнительной реализацией продукции, он рассчитывается следующим образом:
где ΔВi – прирост выручки от реализации продукции в году i, тыс.руб.; Иi – эксплуатационные затраты в году i (без амортизации), тыс.руб.; Аi – амортизационные отчисления, произведенные в i-м году, тыс. руб. Для оценки эффективности проекта необходимо определить, окупятся ли капитальные вложения в проект и какой они принесут доход за период его действия. С этой целью определяется накопленный поток денежной наличности (НПДН). Накопленный поток денежной наличности показывает, сколько дополнительных наличных денежных средств поступит на расчетный счет в результате осуществления проекта. НПДН рассчитывается последовательным суммированием денежных потоков наличности за расчетный период по формуле:
НПДН рассчитывается без учета стоимости рубля в первый и последующие годы реализации проекта. С учетом разницы в стоимости рубля рассчитывается дисконтированный поток денежной наличности (ДПДН) и чистая текущая стоимость (ЧТС). Дисконтированный поток денежной наличности определяется по формуле:
где ДПДНi – дисконтированный поток денежной наличности в i-ом году, тыс.руб.; ПДНi – поток денежной наличности в i-ом году, тыс.руб.; αi – коэффициент дисконтирования в i-ом году.
Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени, возникает необходимость их приведения к одному периоду. При экономическом обосновании инвестиционных проектов в качестве расчетного года, к которому осуществляется приведение, принимается первый (или предшествующий первому, т.е. нулевой) год. Приведение (дисконтирование) осуществляется при помощи коэффициента дисконтирования (ai), который определяется отдельно для каждого года расчетного периода. Коэффициент дисконтирования показывает во сколько раз рубль года i меньше рубля расчетного момента и рассчитывается по формуле:
где ЕН – норма дисконта, д.ед.; Iр – расчетный год; I – текущий год. Норма дисконта характеризует эффективность инвестиций. В условиях стабильной экономики его принимают на уровне 0,1, то есть при отдаче капитала 10% в год. Накопленный за весь расчетный период дисконтированный поток денежной наличности представляет собой чистую текущую стоимость (ЧТС), характеризующую реальный (чистый) доход с учетом фактора времени. ЧТС проекта определяется путем суммирования ДНДН каждого года за расчетный период:
где Т – жизненный цикл проекта, принимается исходя из сроков реализации проекта, включая время создания производства, время его эксплуатации и ликвидации. Результаты расчетов заносятся в таблицу (см. табл. 3).
Таблица 3 Расчет чистой текущей стоимости проекта
Результаты расчета НПДНi и ЧТСi необходимо представить графически (см. рис. 1).
Рис. 1 Определение срока окупаемости проекта
Срок окупаемости проекта показывает период времени в течении которого притоки денежных средств полностью компенсируют вложенные инвестиции в проект. Год в котором ЧТС меняет знак с «–» на «+», является годом окупаемости проекта. Профиль ЧТС пересекает ось абсцисс в точке 3,5, следовательно, период окупаемости проекта составит около 3,5 лет. Внутренняя норма рентабельности проекта (е) определяется из условия равенства чистой текущей стоимости нулю:
Определяется ВНР либо методом подбора либо графически. ВНР показывает с какой скоростью будут возрастать денежные средства на проектируемом объекте. ВНР отвечает на вопрос об экономической целесообразности проекта, если ВНР > Ен, то проект целесообразен, если ВНР ≤ Ен, то проект нецелесообразен. Для оценки эффективности капитальных вложений кроме срока окупаемости определяется коэффициент отдачи капитала:
где КОК – коэффициент отдачи капитала; ЧТС – чистая текущая стоимость проекта, тыс.руб.; ЧТСИНВ – суммарные дисконтированные инвестиции, тыс.руб., которые определяются следующим образом:
где Кi – капитальные вложения в i-м году, тыс.руб.; αi - коэффициент дисконтирования, соответствующий году вложения инвестиций. Коэффициент отдачи капитала показывает, сколько рублей дисконтированного дохода дает один рубль дисконтированных инвестиций, вложенный в проект за расчетный период.
3.4. Оценка чувствительности проекта к риску
Поскольку расчеты проводятся на перспективу, а в качестве исходных данных применяются фактические показатели, которые в будущем могут меняться как в большую, так и меньшую сторону, что может являться определенным риском в достижении экономических результатов, необходимо провести анализ чувствительности проекта к риску. Для расчета чувствительности проекта к риску производится расчет экономической эффективности при изменении каждого фактора, которые оказывают влияние на итоговые показатели (НПДН, ЧТС). Например: - прирост добычи (Q) [- 30%; +10%]; - цена на нефть (газ) (Ц) [-20%; +20%]; - капитальные затраты (К) [-5%; +25%]; - налоги (Н) [-20%; +20%]. Для каждого фактора определяется зависимость: ЧТС(Q), ЧТС(Ц); ЧТС(К); ЧТС(Н), результаты расчетов сводятся в таблицу (табл. 4).
Таблица 4 Зависимость ЧТС от факторов
Полученные зависимости чистой текущей стоимости от факторов изображаются графически. Значения ЧТС на каждой прямой, соответствующие крайним точкам диапазона, соединяются между собой, образуя фигуру, напоминающую паутину (рис.2)
Рис. 2 Диаграмма чувствительности проекта к риску
Если изменения чистой текущей стоимости при заданной вариации факторов находятся в положительной области, то данные нововведения можно применять, не опасаясь риска убытков. Если значения ЧТС попадают в отрицательную область графика (как на рис. 2), то по этим параметрам наблюдается склонность проекта к риску. В заключении работы необходимо сделать краткий вывод с анализом рассчитанных экономических показателей. 4. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТОВ ПО ПРИМЕНЕНИЮ МУН
В содержание дипломных проектов данного направления входитэкономическое обоснование проведения мероприятий увеличения нефтеотдачи – проведение ГРП или ГДРП, технологии ЭГУ, кислотно-щелочные, соляно-кислотные, глино-кислотные обработки, закачка ПАВ, цементирование устья скважин и проч. Технологическим критерием в оценке подобных мероприятий является прирост дебитов добываемого углеводородного сырья. Расчетный период приравнивается к периоду существования технологического эффекта от мероприятия и зависит от условий месторождения, при этом расчетный период принимается равным полугодию или месяцу в зависимости от скорости изменения технологического эффекта. Экономическое обоснование эффективности предлагаемых мероприятий по увеличению нефтеотдачи проводится на основе сравнения предлагаемого варианта с базовым вариантом, в качестве которого принимается ситуация до проведения рекомендуемого мероприятия на скважине. К основным критериям экономической целесообразности проекта относятся: 1. поток денежной наличности и чистая текущая стоимость за весь период действия технологического эффекта; 2. срок окупаемости проекта; 3. чувствительность проекта к риску. Экономическая эффективность вложений в проект может быть определена на основе дисконтных вычислений по приведению связанных с реализацией проекта расходов и доходов к моменту времени (расчетному году) см. пункт 3.3. Расчетный период проекта, принимается исходя из сроков сохранения технологического эффекта от проведенных мероприятий. Соответственно каждому году проводится расчет денежного потока наличности (ПДН), сущность которого состоит в том, что он представляет собой ту часть денежных доходов, которая остается в распоряжении организации и не может быть изъята. Отрицательное значение ПДН отражает дефицит наличности. Прирост ПДН определяется по формуле 33:
где ΔВi – прирост выручки после реализации проекта в периоде i, тыс.руб.; ΔЗi – прирост эксплутационных затрат по рекомендуемому мероприятию в периоде i, тыс.руб.; ΔНi – прирост суммы взимаемых налогов, относимых на финансовый результат, связанный с осуществлением проекта, тыс.руб.; Расчет дополнительной выручки Изменение выручки вызывается увеличением объема добычи в следствие проведения мероприятий МУН. Прирост выручки за счет дополнительного объема реализации нефти и газа (DВ) рассчитывается по формуле 15. Прирост добычи (DQ) обусловливается повышением среднесуточного дебита (Dq), расчет производится по формуле 34.
где Δq – прирост среднесуточного дебита, обусловленный проведением мероприятий, т; t – продолжительность эффекта, дн; N – число скважин, подвергшихся обработке, скв. Увеличение объема реализации также может быть обусловлено сокращением потерь нефти и газа, достигаемое в результате проведения мероприятий. Расчет прироста эксплутационных затрат Дополнительные эксплутационные затраты по рекомендуемому мероприятию в периоде i рассчитываются по формуле:
где ΔИi – прирост эксплутационных затрат на дополнительную добычу сырья в периоде i, тыс.руб.; ЗМЕР – затраты на проведение мероприятий в периоде i, тыс. руб. При оценке прироста текущих издержек на добычу сырья (эксплуатационных затрат) учитывается та их часть, которая напрямую зависит от дебитов жидкости или сырья. Увеличение текущих издержек рассчитываются в разрезе следующих статей: - энергетические затраты для механизированной добычи жидкости; - затраты на поддержание пластового давления; - затраты на сбор и транспорт нефти и газа; - затраты на технологическую подготовку нефти; - налог на добычу полезных ископаемых (см. II часть Налогового кодекса РФ на расчетный период). Энергетические затраты рассчитываются в зависимости от объема механизированной добычи жидкости. При расчете этих затрат исходят из средней стоимости электроэнергии и ее удельного расхода. Энергетические затраты на извлечение жидкости рассчитываются:
где ВМЕХ – удельный расход электроэнергии при добыче жидкости мехспособом, кВт-ч/т.жид.; СкВт-ч – стоимость 1 кВт-часа электроэнергии, тыс.pyб.; ΔqМЕХi – прирост добычи жидкости мехспособом в периоде i, тыс.т. Расходы на сбор, транспорт нефти и газа, технологическую подготовку нефти рассчитываются в зависимости от объема добываемой жидкости без учета амортизационных отчислений. Расходы на сбор и транспорт нефти и газа рассчитываются по формуле:
где ИСБТ – затраты по сбору и транспорту нефти и газа, тыс.руб./т.жид.; ΔqЖi – прирост добычи жидкости из пласта в периоде i, тыс.т. Затраты на технологическую подготовку нефти рассчитываются:
где ИТП – затраты по технологической подготовке нефти тыс.руб./т.жид.; Δqжпi – прирост объема добытой жидкости, идущей на технологическую подготовку в периоде i, тыс.т. Расходы по поддержанию пластового давления складываются из затрат на обслуживание нагнетательных скважин и затрат на закачку воды. При определении затрат на закачку воды 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 электроэнергии и стоимости 1 кВт/ч электроэнергии. Расчет затрат на обслуживание нагнетательных скважин:
где Инаг – затраты по обслуживанию действующего фонда нагнетательных скважин млн.руб./скв-полугод.; Nнагi – действующий фонд нагнетательных скважин в периоде i, скв. Энергетические затраты на закачку воды рассчитываются по формуле:
где ВЗАК – удельный расход электроэнергии при закачке воды, кВт ч/м3; СВ – стоимость воды, тыс.руб./м3; ΔqЗАКi – увеличение объема закачиваемой воды в периоде i, тыс.м3. Итого прирост эксплуатационных затрат:
Помимо увеличения рассмотренных выше эксплуатационных затрат проведение мероприятий по увеличению нефтеотдачи требует дополнительных затрат на осуществление указанных мероприятий либо силами самого предприятия, либо путем привлечения подрядных организаций. Затраты на проведение мероприятий по увеличению нефтеотдачи в периоде i (ЗМЕРi) рассчитываются по формуле 42.
где СМЕР – стоимость мероприятия, тыс.руб.; ki – число мероприятий, проведенных в периоде i, ед. Расчет прироста налогов К дополнительным налогам (не включенным в состав себестоимости) при экономической оценке эффективности применения МУН относятся прирост налога на прибыль (DНПР). Расчет прироста налога на прибыль определяется по формуле 24: Если прирост прибыли обусловлен дополнительной реализацией продукции, он рассчитывается следующим образом:
где ΔВi – прирост выручки от реализации продукции в периоде i, тыс.руб.; ΔИi – прирост эксплуатационных затрат в периоде i (без налогов, платежей и амортизации), тыс.руб.; Если мероприятия по увеличению нефтеотдачи связаны с приобретением дополнительного оборудования, то расчет прироста прибыли производится по формуле 44.
Далее определяется накопленный поток денежной наличности (НПДН) по формуле 26. С учетом разницы в стоимости рубля рассчитывается дисконтированный поток денежной наличности (ДПДН) по формуле 27 и чистая текущая стоимость (ЧТС) формуле 29. Коэффициент дисконтирования рассчитывается по формуле 28, рассчитывая ДПДН по полугодиям следует принять Ен = 0,05, по месяцам следует принять Ен = 0,0083 (при норме дисконта 10% в год). Все расчеты заносятся в табл. 5. Таблица 5 Расчет чистой текущей стоимости проекта
Срок окупаемости затрат (Ток) – это период времени, за который накопленный доход становится равным сумме затрат на мероприятия. Момент в котором ЧТС меняет знак с «–» на «+», является сроком окупаемости проекта, который показывается на графике зависимости НПДН и ЧТС от времени. Точка пересечения профиля ЧТС с осью абсцисс представляют собой срок окупаемости инвестиций (Ток) и определяет срок окупаемости проекта в полугодиях (месяцах) (рис. 3).
Рис. 3 Определение срока окупаемости проекта
Поскольку расчеты проводятся на перспективу, а в качестве исходных данных применяются фактические показатели, которые в будущем могут меняться как в большую, так и меньшую сторону, что может являться определенным риском в достижении экономических результатов, необходимо провести анализ чувствительности проекта к риску. Оценка чувствительности проводится по методике, изложенной в пункте 3.4 настоящих методических указаний, с построением диаграммы «Чувствительности проекта к риску». В заключении работы необходимо сделать краткий вывод с анализом рассчитанных экономических показателей. 5. ОРГАНИЗАЦИОННО–ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ НАУЧНО–ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОГО ХАРАКТЕРА
Работы научно-исследовательского характера могут заключаться в построении двух- и трехмерных моделей пластов, пересчете запасов углеводородов по категориям, изучении пород и их формирования и т.п. При этом в результате изучения не предлагается никаких мероприятий, связанных с разведкой, эксплуатационным разбуриванием, увеличением добывающего фонда скважин либо проведением мероприятий по увеличению нефтеотдачи. Организационно-экономическая часть таких дипломных проектов не предполагает оценки экономической эффективности, а представляет собой составление сметы затрат на проведение указанных исследований. В их составе могут быть выделены: 1) стоимость исходных материалов – в том случае, когда для проведения работ у сторонних организаций покупаются исходные данные (информация) в первичном или обработанном виде; 2) затраты на командировки – учитываются в случае, когда исходные материалы получаются или покупаются в другом городе, состоят из затрат на транспорт, проживание и командировочных выплат; 3) затраты на заработную плату рассчитываются исходя из трудоемкости выполняемой работы, количества человек принимавших участие в разработке, должностных окладов и отчислений от заработной платы; 4) затраты на лицензии по геоинформационным программам. 5) амортизация оборудования, используемого при проведении работ, начисляется исходя из норм амортизации на объекты основных средств, принятых на предприятии, стоимости этих объектов и продолжительности проведения исследований; 6) прочие расходы – в случае возникновения расходов, не учтенных в статьях перечисленных выше, они учитываются отдельно; 7) накладные расходы – основой для расчета принимается норма накладных расходов предприятия, которое производило работы.
Расчет стоимости работ по проведению исследований
Стоимость исходных материалов (информации) и стоимость командировочных расходов указываются исходя из их документально подтвержденной стоимости. Затраты на заработную плату рассчитываются в таблице (см. табл. 6), исходя из реально количества работников, занятых для выполнения работ,
Таблица 6 Расчет затрат на заработную плату работников, тыс. руб.
Таблица 7 Расчет амортизационных отчислений по используемому оборудованию
их должностных окладов, наличия дополнительных выплат и реальной трудоемкости рабочего задания. Порядок уплаты страховых взносов во внебюджетные фонды определяется законом от 24.07.2009 № 212-ФЗ «О страховых взносах в Пенсионный фонд Российской Федерации, Фонд социального страхования Российской Федерации, Федеральный фонд обязательного медицинского страхования и территориальные фонды обязательного медицинского страхования» и частично федеральными законами о конкретных видах обязательного социального страхования. Страховая нагрузка в 2012 году составляет 30% и со временем может быть изменена. Амортизация оборудования, используемого при проведении работ рассчитывается исходя из стоимости объектов и срока их полезной эксплуатации. Годовая сумма амортизационных отчислений определяется исходя из нормы амортизации и первоначальной стоимости основных средств (при линейном способе начисления):
где NА – норма амортизации объекта основных средств или износа нематериальных активов, дол.ед.
где Т – срок полезного использования объекта, лет. В смету затрат на выполнение работ включается та часть амортизационных отчислений, которая была начислена за время осуществления работ. Расчет осуществляется в табл. 7. Затраты по нематериальным активам (например, по лицензиям на геоинформационные программы) рассчитываются аналогично, в табл. 6. При этом следует различать 2 типа расходов на использование программного обеспечения – ежегодные платежи или покупка продукта. При покупке расходы на использование программных продуктов рассчитываются через амортизационные платежи, аналогично расчету последних по объектам основных средств (формулы 51 и 52). Расчет расходов сводится в табл. 8.
Таблица 8 Расчет затрат на использование лицензионного программного обеспечения
В списке прочих расходов могут быть учтены: - затраты на поиск и приобретение недостающей информации; - затраты на расходные материалы (бумага, бумага для плоттера, картриджи и т.п.) - оплата Интернет-услуг; - представительские расходы; - оплата консультаций специалистов и т.п. Основой для расчета накладных расходов принимается норма накладных расходов предприятия, которое производило работы. Как правило, на такие затраты отводится 10-20% от стоимости работ (суммы всех предыдущих разделов). Результаты расчетов сводятся в табл. 9.
Таблица 9 Смета затрат на проведение работ по ___________________________ (наименование исследования)
В заключение работы необходимо сделать краткий вывод. РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА
1. Каменев Е.А. Организация, методика и экономика геолого-разведочных работ: Учебное пособие. - Мурманск: Изд-во Апатитского филиала МГТУ, 2010. - 200 с. 2. Пронин В.И., Петров А.С. Основы предпринимательской деятельности при недропользовании: Учебное пособие. – М.: РУДН, 2008. – 244 с. 3. Руднева Л.Н., Краснова Т.Л., Ёлгин В.В. Основы экономической деятельности предприятий нефтяной и газовой промышленности: Учебник. - Тюмень: Вектор Бук, 2008. – 146 с. 4. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности: Учебник/В.Ф.Дунаев, В.А.Шпаков, Н.В.Епифанова, В.Н. Лындин. Под ред. В.Ф.Дунаева. – М.: ФГУП Изд. «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2006. – 352 с.
СОДЕРЖАНИЕ
|
, (1)
, (2)
, (3)
, (4)
, (5)
, (6)
, (7)
, (8)
, (9)
, (10)
, (11)
, (12)
, (13)
, (14)
, (15)
, (16)
, (17)
, (18)
, (19)
(20)
(21)
, (22)
(23)
, (24)
, (25)
, (26)
, (27)
, (28)
, (29)
, (30)
, (31)
, (32)
, (33)
, (34)
, (35)
, (36)
, (37)
, (38)
, (39)
, (40)
, (41)
, (42)
, (43)
, (44)
, (51)
(52)
