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:
Kcквj = Кскв * Ncквi * Сi ,
где, Кскв − стоимость бурения скважины (добывающей, нагнетательной, резервной и др.), млн.руб.;
Ncквi − ввод скважин (добываюших, нагнетательных, резервных и др.) из бурения в году i, скв;
Сi − 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:
Koi = (Кн + Кст + Кат + Кэс + Кпв + Кбо + Кад) * Nдобi * Ci,,
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.;
Nдoбi − ввод добывающих скважин из бурения в году i.
Оборудование для прочих организаций, не входящее в сметы строек:
Kпpi = Кн х Nдобi х a1 ,
где, a1 − доля затрат для прочих организаций, доли ед.
Заводнение нефтяных пластов:
Кзавi = Кзав х Nнi х Сi,
где, Кзав − удельные капитальные вложения в заводнение нефтяных пластов, млн.руб/нагн.скв.;
Nнi − ввод нагнетательных скважин в году i, cкв.
Технологическая подготовка нефти:
Ктпi = Ктп х Qi х Ci,
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:
Koчi = Коч х Qвi х Сi,
где, Коч − удельные капитальные вложения в очистные сооружения, тыс.руб/м3 вводимой суточной мощности;
Qвi − вводимая мощность по очистке в году i, тыс.м3/сут.
Оборудование для методов увеличения нефтеизвлечения:
Кмунi = Кмун х Nмунi х Ci,
где, Кмун − стоимость спецоборудования для закачки рабочего агента, млн.руб.;
Nмунi − ввод специальных установок для закачки рабочего агента в году i, шт.
Прочие объекты и затраты:
Kпi = (Koi + Кзавi + Ктпi + Кочi + Кмунi - Кн х Кдобi) х а2,
где, а2 − доля затрат в прочие объекты в промысловое обустройство, доли ед.
Итого капитальных вложений в промысловое обустройство:
Kпоi = Koi + Kпpi + Кзавi + Ктпi + Koчi + Кмунi + Kпi
Капитальные вложения в природоохранные мероприятия:
Koxpi = (Kбypi + Kпoi) х а3 ,
где, а3 − доля затрат в природоохранные мероприятия в суммарных капиталовложениях, доли ед.
Всего капитальных вложений:
Ксумi = Кбурi + Кпоi + Koxpi.
Всего капитальных вложений за период:
.
16.1.2. Эксплуатационные затраты
Текущие затраты (без амортизации на реновацию):
Обслуживание нефтяных скважин (включая общепроизводственные затраты):
Toбi = Тоб х Nдi x Ci ,
где, Тоб − затраты по обслуживанию действующего фонда нефтяных скважин, млн.руб/скв-год;
Nдi − действующий фонд нефтяных скважин в году i, скв.
Обслуживание нагнетательных скважин:
Tнaгi = Тнаг х Nнaгi x Сi ,
где, Тнаг − затраты по обслуживанию действующего фонда нагнетательных скважин млн.руб/скв-год;
Nнaгi − действующий фонд нагнетательных скважин в году i, скв.
Сбор и транспорт нефти и газа:
Tcбтi = Тсбт х Qжi х Ci,
где, Тсбт − затраты по сбору и транспорту нефти и газа, тыс. руб./т жид.;
Qжi −добыча жидкости из пласта в году i, тыс. т.
Технологическая подготовка нефти:
Ттпi = Ттп х Ожпi х Ci,
где, Ттп − затраты по технологической подготовке нефти, тыс.руб./т жид.;
Ожпi − объем добытой жидкости, идущей на технологическую подготовку в году i, тыс.т.
Энергетические затраты на извлечение жидкости:
Tэниi = Вмех х СкВт·ч х Qмехi х Ci ,
где, Вмех − удельный расход электроэнергии при добыче жидкости мехспособом, кВт·ч/т жид.;
СкВт-ч − стоимость 1 кВт-часа электроэнергии, тыс.руб.;
Qмexi − добыча жидкости мехспособом в году i, тыс. т.
Энергетические затраты на закачку воды:
Тэнзi = (Взак х СкВт·ч + Св) х Qзaкi x Ci,
где, Взак − удельный расход электроэнергии при закачке воды, кВт·ч/м3;
Св − стоимость воды, тыс.руб/м3;
Qзaкi − объем закачиваемой воды в году i, тыс.м3.
Затраты на применение МУН:
Тмунi = Тмун х Pмyнi x Ci,
где, Тмун − стоимость закачки реагента или скв-опер;
Pмyнi − объем закачиваемого реагента (кол-во скв-опер).
Итого текущих затрат (без налогов и платежей):
Тi = Toбi + Tнaгi + Тсбтi + Ттпi + Тэниi + Тэнзi + Тремi + Тмунi,
где, Тремi − ремонтный фонд в году i, млн.руб.
Платежи и налоги, включаемые в себестоимость нефти.
Дорожный фонд:
Тдорi = Цн х Qнi x a4/100 x Ci,
где, Цн − продажная цена нефти (без НДС, акцизного сбора), тыс.руб./т;
Qнi − добыча нефти в году i, тыс.т;
а4 − ставка дорожного налога, %.
Государственный фонд занятости:
Тзанi = Тзп х Ч х а5/100 х Ci,
где, Тзп − среднегодовая заработная плата одного работающего, млн.руб.;
Ч − численность работающих, чел.;
а5 − ставка налога в фонд занятости, %.
Фонд социального страхования:
Тсоцi = Тзп х Ч х а6/100 х Ci,
где, а6 − ставка налога социального страхования, %.
Фонд медицинского страхования:
Тмедi = Тзп х Ч х а7/100 х Сi,
где, а7 − ставка налога медицинского страхования, %.
Пенсионный фонд:
Тпенi = Тзп х Ч x a8/100 x Сi,
где, a8 − ставка налога пенсионного страхования, %.
Фонд НИИОКР:
Тнииi = Тi х а9/100,
где, а9 − ставка налога в фонд НИИОКР, %.
Страховой фонд:
Tстрi = Цн x Qнi x a10/100 x Ci,
Где, а10 − ставка налога в страховой фонд, %.
Плата за недра:
Tнeдi = Цн x Qнi x a11/100 x Ci,
где, a11 − ставка налога платы за недра, %.
Плата за землю:
Тземi = a12 x Sмест x Ci,
Где, a12 − ставка земельного налога, тыс.руб./га;
Sмест - площадь месторождения, тыс.га.
Воспроизводство минерально-сырьевой базы:
Tсырi = Цн x Qнi х а13/100 х Сi,
где, a13 − ставка налога на воспроизводство минерало-сырьевой базы, %.
Итого платежей и налогов, включаемых в себестоимость нефти:
Тплатi = Тдорi + Тзанi + Тсоцi + Тмедi + Тнииi + Тстрi + Тнедi + Тземi + +Тсырi
Итого текущих затрат с налогами и платежами (без амортизационных отчислений):
Ттекi = Тi + Тплатi.
Всего текущих затрат за период:
.
Амортизационные отчисления (реновация).
Амортизационный фонд по скважинам (добывающим, нагнетательным, контрольным и др.), млн. руб.:
Фсквнi = Фсквнi-1 + Ксквi - Kcквi-15 ,
Где, Фсквнi-1 − стоимость по скважинам года, предшествующего расчетному, млн.руб.;
15 − амортизационный срок по скважинам, годы.
Амортизационный фонд по прочим основным фондам, млн. руб.:
Фпpi = Фпрi-1 + Kпоi - Фпрi-1/Nдi-1 х (Nдi-1 - Nдi) ,
где, Фпрi-1 − стоимость прочих основных фондов года, предшествующего расчетному, млн. руб.
Амортизационные отчисления по скважинам, млн. руб.:
Асквнi = Фсквнi х 6.7/100 ,
где, 6.7 − ежегодная норма амортизационных отчислений по скважинам, %.
Амортизационные отчисления по прочим основным фондам, млн. руб.:
Апрi = Фпрi х а14/100 ,
где, а14 − норма амортизационных отчислений на реновацию по прочим основным фондам, %.
Итого амортизационных отчислений на реновацию основных фондов, млн. руб.:
Аофi = Асквнi + Aпpi.
Всего амортизационных отчислений за период, млн.руб.:
.
Всего эксплуатационных затрат на добычу нефти, млн.руб.
Эi = Ттекi + Аофi.
Себестоимость добычи 1 т нефти, тыс.руб.:
Снi = Эi/Qнi.
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:
Нндсi = Цн х Qнi х а15/100 х Сi,
где, а15 − ставка налога на добавленную стоимость, %.
Акцизный сбор:
Накцi = Qнi х а16 х Сi,
где, а16 − ставка акцизного налога, тыс.руб./т.
Налог на имущество предприятий:
Нимi = (ОФсквi + ОФпрi) х а17/100,
где, а17 − ставка налога на имущество предприятия;
ОФсквi - остаточная стоимость основных фондов по скважинам в году i, млн. руб.;
ОФпрi - остаточная стоимость прочих основных фондов в году i, млн. руб.
16.1.3. Интегральные показатели эффективности.
Выручка от реализации, млн. руб.:
Pi = (Ц х Qнi + Цг х Qгi) х Сi,
где, Ц − цена нефти (включая НДС, акцизный сбор), тыс.руб./т;
Qнi − добыча нефти в году i, тыс.т;
Цг − отпускная цена газа, тыс. руб./1000 м3;
Qгi − добыча нефтяного газа в году i, млн.м3.
Балансовая прибыль или прибыль к налогообложению, млн. руб.:
Пi = Рi - (Эi + Нндсi + Накцi + Нимi).
Налог на прибыль, млн. руб.:
Hпрi = Пi х а18/100, при условии Пi > 0
где, а18 − ставка налога на прибыль, %.
Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, млн. руб.:
Пчi = Пi − Hпpi.
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.