Лабораторное занятие №4 «Принятие управленческого решения об инвестировании проекта в условиях неопределенности» (4 часа)
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.
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:
ЧДД = ∑t=1T ПДНt · αt ,где t – год расчетного периода Т, в котором дисконтируется поток денежной наличности;
ПДНt – поток денежной наличности в году t, полученный в результате внедрения ГТМ, руб.;
αt – коэффициент дисконтирования в году t.
(8)Поток денежной наличности за счет внедрения новых технологий в году t определяется по формуле
ПДНt = ЧПt – Kt ,где ЧПt – чистая прибыль от реализации мероприятия в году t, руб.;
Кt – инвестиционные затраты на мероприятия в году t, руб.
(9)
Инвестиционные затраты складываются из затрат на проведение перфорации скважин и затрат на освоение скважин.
Чистая прибыль от реализации мероприятия находится по формуле
ЧПt = НПt – Нt ,где НПt – налогооблагаемая прибыль в году t, руб.;
Нt – налог на прибыль в году t, руб.
(10)
Налогооблагаемая прибыль от реализации мероприятия находится по формуле
НПt = Вt – Зt – НДПИt ,где Вt – прирост выручки от реализации дополнительной добычи нефти в году t, руб.;
Зt – эксплуатационные затраты на добычу дополнительной добычи нефти в году t, руб.;
НДПИt – отчисления по налогу на добычу полезных ископаемых в году t, руб.
(11)Эксплуатационные затраты на добычу дополнительной добычи находятся по формуле
Зt = Зуп.ж · ΔQtж + Зуп.н · ΔQtн + Зупост ,где Зуп.ж ,Зуп.н – условно-переменные затраты на добычу 1 тонны жидкости и нефти соответственно, руб./т;
ΔQtж , ΔQtн – дополнительная добыча жидкости и нефти вследствие проведения мероприятия в году t соответственно, т;
Зупост – условно-постоянные затраты на одну действующую скважину, руб.
(12)
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
Вt = Ц · ΔQtн ,где Ц – цена реализации нефти, руб./т.
(13)
Отчисления по налогу на добычу полезных ископаемых определяются по формуле
НДПИt = ННДПИ · ΔQtн ,где ННДПИ – ставка налога на добычу полезных ископаемых, руб./т.
(14)Коэффициент дисконтирования в году t, определяется по формуле
αt = 1(1 + E)t–1где Е – ставка (норма) дисконта, д.ед.
(15)
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:ИД = ЧДД∑t=0TKt(1 + E)t .(16)
Четвертым показателем экономической эффективности инвестиционного проекта является срок окупаемости:TOK = N(Д(ДП–)) + |ДПДН–|ДПДН+ + |ДПДН–| ,где N(ДПДН+) – целочисленное количество периодов с отрицательным дисконтированным потоком денежной наличности;
ДПДН+ – величина положительного дисконтированного потока денежной наличности после момента окупаемости, руб.;
ДПДН– – величина отрицательного дисконтированного потока денежной наличности до момента окупаемости, руб.
(17)
Задача 1
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.
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 17).
Прогноз динамики технологических показателей эксплуатации скважин (добычи нефти и жидкости) получен по результатам моделирования работы скважин на четырехлетний период (таблицы 18–19). Ввод скважин предполагается в начале 4 квартала первого года.
Для расчета также использовать следующие исходные данные: налог на добычу полезных ископаемых – 2 600 руб./т; ставка дисконта – 15%; цена на нефть – 5 500 руб./т.
Таблица 17 – 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
Таблица 18 – Прогнозная добыча при применении отечественного перфоратора
№скв
Показатель
Год
1 (4 кв)
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 19 – Прогнозная добыча при применении перфоратора «PowerJet»
№скв
Показатель
Год
1 (4 кв)
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
Рассчитать основные показатели экономической эффективности капиталовложений по двум вариантам проекта, обосновать целесообразность принятия (непринятия) инвестиционного проекта.
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 20 – Экономическая эффективность проведения перфорации на скважине № ___, тыс. руб.
Подпишись на рассылку. Мы пришлем статьи по написанию и оформлению твоей работы по ГОСТу 2020 года. В том числе бесплатные примеры, образцы без водных знаков + ЖИРНЫЙ БОНУС от наших партнеров.
