Анализ системы сбора и подготовки газа Бованенковского месторождения

 

Обобщающими показателями эффективности являются:

• поток денежной наличности (ПДН);
• чистая текущая стоимость (ЧТС);
• срок окупаемости затрат (Ток);
• внутренняя норма рентабельности проекта (ВНР);
• чувствительность проекта к риску.

                           Методика расчета:

1.Определение прироста  выручки от реализации:

 

ΔВр = ΔQ х Ц;                                                                       (6.1)

 

Где      ΔQ –  дополнительный обьем добычи,тыс.т

Ц – цена предприятия без акциза и НДС

 

2. Определение изменения  текущих затрат:

 

Зтек=(ΔQхСхд.у.п./100)+Зр;                                                (6.2)

Где      С-себестоимость  одной тонны нефти.

Д.у.п.-доля условно-переменных затрат

Зр-затраты на проведение ГРП

ΔQ – дополнительный обьем добычи,тыс.т

 

3.Определение прироста  прибыли от реализации:

           

             Пр.реал=Вр-Зтек.                                                                   (6.3)

            Вр- выручка от реализации

            Зтек.- текущие затраты

 

4. Определим  налог  на прибыль.

 

Н пр = Пр. обл х30 / 100;                                                       (6.4)

Где       Пр.обл – прибыль, облагаемая налогом, равная Пр.реал.

 Пр. реал – прирост  прибыли от реализации

 

5. Определение потока денежной наличности :

            

             ПДН=Вр-Зтек.-Нпр.                                                             (6.5)

 

Где       Вр- выручка от реализации,

             Зтек.- текущие затраты

             Нпр.- налог на прибыль

 

6. Определение накопленного потока денежной наличности ПДН (НПДН):

 

НПДНt= ∑ПДН t                                                                    (6.6)

Где      t - период реализации мероприятия

ПДНt- поток денежной наличности в t-ом году.

 

7.Для приведения результатов и затрат по фактору времени используется процедура дисконтирования.

Определение коэффициента дисконтирования:

 

αt=(1+Ен)ˆtр­t;                                                                       (6.7)

 

где αt - коэффициент дисконтирования

 

6.3.Исходные данные

 

В таблице 6.1 приводятся технико-экономические показатели НГДУ «ПН»

                                                                                                Таблица 6.1

 

                      Технико-экономические показатели  НГДУ «ПН»

 

Показатели	Ед. изм.	1994г.	1995г.	1996г.	1997г.
Количество проведенных  ГРП	Шт.	13	62	64	94
Средняя продолжительность  одного ремонта	Бр. Час.	530	521	496	518
Затраты на один ремонт	Млн. руб.	0,12	13,6	41,1	65,8
-подготовительные работы  к ГРП	Млн. руб.	0,06	4,7	13,8	29,1
-стоимость ГРП	Млн. руб.	0,04	4,5	13,7	21,7
-заключительные работы	Млн. руб.	0,02	4,4	13,6	14,8
Дополнительная добыча нефти после ГРП	Тыс.т.	37,086	247,527	286,712	339,837
Средний дебит до ГРП	Т/сут.	6,5	4,7	5,4	5
Средний дебит после ГРП	Т/сут.	10	12	12,6	13,6
Цена 1 т. нефти	Тыс. руб	0,182	12,4	53,6	148,7
Себестоимость 1 т. нефти	Тыс. руб.	0,051	1,54	16,331	51,704

 

6.4. Расчет  ЧТС и ПДН за период с  1994-1997гг.

Пример расчета ЧТС  за 1994г.:

1.Прирост выручки от  реализации:

DВр=37,086*0,182=6,8 млн. руб.

2. Определение изменения  текущих затрат:

Зтек=(37,086*0,47*0,051)+0,12*13=2,45 млн.руб

           Д.у.п.-доля условно-переменных затрат=47%

3.Определение прироста  прибыли от реализации:

         Пр.реал=6,8 –2,45=4,35 млн.руб.          

4. Определим  налог  на прибыль.

          Н пр = 4,35*0,35=1,5 млн.руб.

5. Определение потока  денежной наличности :

          ПДН=4,35-1,5=2,85 млн.руб.

6. Определение накопленного  потока денежной наличности ПДН  (НПДН):

          НПДНt= 2,85 млн.руб.

7.Определение коэффициента  дисконтирования:

           αt=(1+0,1)ˆ1994­1994=(1,1)ˆ0=1                                                                       8.Определение дисконтированного  потока денежной наличности:

              ДПДН t = 2,85*1=2,85млн.руб.

9.Накопленный ДПДН  представляет собой чистую текущую  стоимость: 

             ЧТС=2,85 млн.руб.

 

 

 

 

 

 

 

                                                                               Таблица 6.2.

Расчет экономической  эффективности от проведения ГРП

 

Показатели	Еед.изм.	Годы
		1994г.	1995г.	1996г.	1997г.
1.Дополнительная добыча  нефти, тонн	тыс.т	37,086	247,527	286,712	339,837
2.Прирост выручки в  руб.	Млн.руб.	6,8	3069	15367,8	50533,8
3.Текущие затраты  3.1.Тек.затраты на доп.добычу 3.2.Тек.затраты на ГРП	Млн.руб	2,45   0,89   1,56	1022   179   843	4786,4   2156   2630,4	14442,2   8257   6185,2
4.Прирост прибыли от  реализации	Млн. руб.	4,35	2047	10581,4	36091,6
5.Прирост налога на  прибыль	Млн.руб.	1,5	716,45	3703,5	12632
6.Поток денежной наличности	Млн.руб.	2,85	1330,55	6877,9	23459,6
7.Накопленный поток  денежной наличности	Млн.руб.	2,85	1333,4	8221,3	31680,9
8.Коэффициент дисконтирования		1	0,9091	0,8264	0,7513
9.Дисконтированный поток  денежной наличности	Млн.руб.	2,85	1209,6	5684	17625
10.Чистая текущая стоимость	Млн.руб.	2,85	1212,45	6896,45	24521,5

 

 

 

 

 

 

         Млн.руб.

 

 

 

 

 

40000

 

 

 

 

30000

 

 

 

20000

 

 

 

 

10000

                   

 

 

 

                                                                                                   Годы

                   1994              1995              1996                  1997    

 

 

Рис.6.1.Профили НПДН и  ЧТС.

                         -НПДН  

                         -ЧТС

 

 

Расчет экономической  эффективности проведения ГРП за период с 2000-2004гг.

Исходные данные за период 2000-2004гг:

Объем внедрения n = 180скв.

Цена на нефть на 1.01.2000 г. Ц = 400 руб.

Доля условных переменных затрат Д.у.п.=21%

Затраты на проведение мероприятия  ГРП Имер = 562 тыс. руб.

Известно, что на Приразломном месторождении дополнительная добыча нефти за счет ГРП наблюдается  в течение 5-и лет.

Дополнительную добыча за 2000г. равна 611,7тыс.т

Коэффициент падения  добычи равен 0,9

Дополнительную добычу на последующие годы считаем как  произведение дополнительной добычи и  коэффициента падения добычи.

Себестоимость 1т нефти  равна 250 руб.

Текущие затраты по данному  мероприятияю складываются из затраты  на проведение ГРП и затрат на дополнительную добычу нефти

ΔИ t = И опз + И доп  доб

Остальные расчеты проводим по указанной методике. Результаты вычислений заносим в таблицу 6.3.

Пример расчета экономической эффективности ГРП за 2000г.:

1.Прирост выручки от  реализации:

DВр=611,7*400=244680 т.р.

2. Определение изменения  текущих затрат:

Определение изменения  текущих затрат на дополнительную добычу:

               Зтек д.д=(611,7*0,21*250)=32114,25 тыс.руб

               Зтек.грп=562*180=101160 тыс.руб.

               Зтек.мер.=32114,25+101160=133274,25 тыс.руб.

3.Определение прироста  прибыли от реализации:

            Пр.реал=244680-133274,25=111405,75тыс.руб.          

4. Определим  налог  на прибыль.

Н пр =111405,75*0,3=33421,725 тыс.руб.

5. Определение потока  денежной наличности :

              ПДН=111405,75-33421,725=77984,025 тыс.руб.

6. Определение накопленного  потока денежной наличности ПДН  (НПДН):

             НПДНt= 77984,025 тыс.руб.

7.Определение коэффициента дисконтирования:

                 αt=(1+0,1)ˆ2000-2000=(1,1)ˆ0=1                                                                      

8.Определение дисконтированного  потока денежной наличности:

                  ДПДН t = 77984,025*1=77984,025 тыс.руб.

9.Накопленный ДПДН  представляет собой чистую текущую  стоимость: 

                   ЧТС=77984,025 тыс.руб.                                        Таблица 6.3.

Расчет ЧТС и ПДН  по проекту ГРП за2000-2004гг.

Показатели

Ед.изм.

2000

2001

<p class="dash041e_0441_043d_043e_0432_043d_043e_0439_0020_0442_0435_043a_0441