Инвестиционная деятельность нефтяной и газовой промышленности

В целом соблюдается положительная динамика развития производства предприятия. Но рентабельность и эффективность деятельности снижаются, что объясняется постоянными колебаниями мировых цен на нефть и газ, то есть факторов, на которые компания повлиять не сможет.

 
3 Расчетная часть 

Задание:

Обосновать экономическую эффективность разработки коллекторов технологией межскважинной перекачки пластовой воды и провести анализ чувствительности инвестиционного проекта к рискам.

Исходные данные

Таблица 3.1 Основные технико-экономические показатели газодобывающего предприятия

Показатель	Год
	1	2
Валовая добыча газа, млн. м3	126674,0	179937,3
Валовая добыча газового конденсата, тыс. т	604,0	665,0
Среднесуточная валовая добыча природного газа, тыс. м3/сут	347052,2	492978,6
Среднесуточная добыча газового конденсата, т/сут	1650,5	1816,5
Среднегодовая стоимость основных фондов, тыс. руб.	4769588,0	5327430,1
Ввод скважин в эксплуатацию, скв.	7,8	20,9
Фонд оплаты труда, тыс. руб.	99320,8	113737,7
Среднесписочная численность ППП, чел.	9733,0	10914,0
Себестоимость 1000 м3 газа, руб./1000м3	473,2	514,1
Себестоимость добычи 1 т. конденсата, руб./т	1025,6	1261,7

 

В качестве объекта исследования была взята операция ГРП на эксплуатационной скважине №211. Капитальные затраты представлены в таблице 3.1

Применение технологии ГРП дает эффект продолжительностью 5 лет. Прирост дополнительной добычи газоконденсатной смеси вследствие проведения ГРП за составил 28533,86 млн. м3. Условно-переменные затраты в себестоимости добычи газоконденсатной смеси составляет 462,5 руб./1000м3.

С учетом среднего конденсатного фактора по исследуемой скважине и плотности конденсата, суммарная дополнительная добыча конденсата составила 294,54 тыс. т., а суммарный прирост отбора газа за этот период составил 1864,48 млн. м3.

 

Таблица 3.2 Капитальные затраты на проведение одной операции

ГРП, руб.

Наименование статьи	Значение
Сырье и материалы	13646,92
Оплата работы спецтехники	3456,70
Заработная плата бригады КРС при подготовительных и заключительных работах	9737,28
Заработная плата бригады геологической службы при выводе скважин на тех.режимы	266,98
Прочие расходы	4678,90

При определении финансового результата приняты следующие условия:

налог на добычу полезных ископаемых – 2300 руб./т.;

налог на прибыль – 20%;

цена 1 тонны конденсата – 3000руб/т;

цена 1 тыс. м3 газа – 1600 руб./1000м3;

ставка дисконта – 15%.

Решение:

1. Определим величину капитальных  вложений, как сумму статей капитальных  затрат на проведение одной  операции ГРП из таблицы 3.2:

КВ = 13646,92 руб. + 3456,70 руб. + 9737,28 руб. + 266,98 руб. + 4678,90 руб. = 31786,78 руб.

2. Определим величину амортизационных  отчислений:

АО = КВ/5 = 31786,78 руб./5 = 6357,36 руб.

Остаточная стоимость основных фондов на конец года:

31786,78 руб. - 6357,36 руб. = 25429,42 руб.

Среднегодовая стоимость основных фондов:

Ссрг = (Снг + Скг)/2 = (31786,78 руб. + 25429,42 руб.)/2 = 28608,10 руб.

3. Рассчитаем налог на имущество  для каждого года по формуле:

ΔНим = Ссрг * nим,

где Ним – налог на имущество;

Ссрг – среднегодовая стоимость основных фондов;

nим - ставка налога на имущество (2%).

 

	1	2	3	4	5
Снг, тыс. руб.	31786,78	25429,42	19072,07	12714,71	6357,36
ΔАО, тыс. руб.	6357,36	6357,36	6357,36	6357,36	6357,36
Скг, тыс. руб.	25429,42	19072,07	12714,71	6357,36	0
Ссрг, тыс. руб.	28608,10	22250,75	15893,39	9536,04	3178,68
Ним, тыс. руб.	572,16	445	317,87	190,72	63,57

 

4. Рассчитаем налог на добычу  полезных ископаемых:

ΔНДПИ = ΔQк*nндпи,

где ΔQк - суммарная дополнительная добыча конденсата в год, т.;

nндпи – ставка налога на  добычу полезных ископаемых.

ΔНДПИ = 294540 т./5 * 2300 руб./т. = 135488,4 тыс. руб.

Результаты расчета для каждого года внесем в таблицу 4.

5. Рассчитаем текущие затраты:

ΔЗтек = Зпер*ΔQгк + ΔQк*ССк + ΔQг*ССг,

где Зпер – условно-переменные затраты в себестоимости добычи газоконденсатной смеси;

ΔQгк – суммарный прирост дополнительной добычи газоконденсатной смеси в год;

ΔQк – суммарная дополнительная добыча конденсата в год;

ССк – себестоимость 1 тонны конденсата, принятая на уровне 2 года;

ΔQг – суммарный прирост отбора газа в год;

ССг – себестоимость 1000 м3 газа в год, принятая на уровне 2 года.

ΔЗтек = 462,5руб./1000 м3* 8533860 тыс. м3/5 + 58908 т.*1261,7 руб./т.+

+ 372896000 м3*514,1 руб/103м3 = 191782755970,1 тыс. руб.

Результаты расчета для каждого года внесем в таблицу 3.3.

6 Рассчитаем общий прирост выручки  в год по формуле:

ΔВ = ΔQк*Цк + ΔQг*Цг,

где ΔQк – суммарная дополнительная добыча конденсата в год, т.;

Цк – цена 1 тонны конденсата, руб./т.;

ΔQг – суммарный прирост отбора газа в год, тыс. м3;

Цг – цена 1 тыс. м3 газа, руб./1000 м3;

ΔВ=(294540т./5) * 3000руб./т. + (1864480м3/5) * 1600руб./м3 = =596810324000тыс. руб.

Результаты расчета для каждого года внесем в таблицу 3.3.

7. Рассчитаем валовую прибыль: ΔВП = ΔВ – ΔЗтек – ΔНим –  ΔНДПИ, где ΔВ – выручка; ΔЗтек  – текущие затраты; ΔНим –  налог на имущество; ΔНДПИ –  налог на добычу полезных ископаемых.

ΔВП =596810324000 тыс. руб. –191782755970,1 тыс. руб.- 572,16 тыс.руб.- – 135488,4 тыс. руб. = 405027431969,4 тыс. руб.

8. Рассчитаем налог на прибыль:

ΔНпр = ΔВП * nпр,

где ΔВП – валовая прибыль;

nпр – ставка налога на  прибыль (20%).

ΔНпр = 405027431969,4 тыс. руб. * 0,2 = 81005486393,9 тыс. руб.

Результаты расчета для каждого года внесем в таблицу 3.3.

9. Рассчитаем чистый операционный  доход: ΔЧОД = ΔВП – ΔНпр + ΔАО, где  ΔВП – валовая прибыль; ΔНпр  – налог на прибыль, ΔАО –  амортизационные отчисления. ΔЧОД = 405027431969,4 тыс. руб. - 81005486393,9 тыс. руб. + + 6357,36 тыс. руб. = 324021951932,9 тыс. руб.

Результаты расчета для каждого года внесем в таблицу 3.3.

10. Рассчитаем сальдо денежного  потока от операционной деятельности: Сальдо денежного потока от  операций деятельности = ΔЧОД + ΔАО, где ΔЧОД – чистый операционный  доход; ΔАО – амортизационные  отчисления. Сальдо денежного потока  от операции деятельности = 324021951932,9 тыс. руб. + +6357,36 тыс. руб. = 324021958290,2 тыс. руб.

Результаты расчета для каждого года внесем в таблицу 3.3.

11. Рассчитаем сальдо денежного  потока от инвестиционной деятельности: Сальдо денежного потока от  инвестиции деятельности = - КВ, где  КВ – капитальные вложения. Для  первого года КВ=0.

12. Найдем индекс доходности  ИД:

,

где КВ – капитальные вложения.

ИД = 34164672,1.

13. Найдем внутреннюю норму доходности  ВНД:

.

ВНД находится методом подбора.

Даже используя в Excel функцию «поиск решения», ВНД найти невозможно.

14. Найдем период окупаемости:

,

Ток = 0,0000001.

Рисунок 3.1 - Изменение денежных потоков наличности

 

Таблица 3.3 – Расчет эффективности проекта, тыс.руб.

№	Показатель год	0	1	2	3	4	5
1	Капитальные вложения	31786,78	-	-	-	-	-
2	Выручка	-	5968107324000	596810324000	596810324000	596 810 324 000	596 810 324 000
3	Текущие затраты	-	191782755970	191782755970	191782755970	191 782 755 970	191 782 755 970
4	в т.ч амортизация	-	6 357,4	6 357,4	6 357,4	6 357,4	6 357,4
5	Налог на имущество	-	572,2	445	317,9	190,7	63,6
6	Налог на добычу полезных ископаемых	-	135488,4	135488,4	135488,4	135488,4	135488,4
7	Валовая прибыль (стр.2 – стр.3 – стр.5 –  стр. 6)	-	405027431969,4	405027432096,6	405027432223,7	405027432350,8	405027432478,0
8	Налог на прибыль (стр.7 х 0,2)	-	81005486393,9	81005486419,3	81005486444,7	81005486470,2	81005486495,6
9	Чистый операционный доход (стр.7 – стр.8 + стр.4)	-	324021951932,9	324021952034,6	324021952136,3	324021952238,0	324021952339,7
10	Сальдо денежного потока от операционной деятельности (стр.9+ стр.4)	-	324021958290,2	324021958392,0	324021958493,7	324021958595,4	324021958697,1
11	Сальдо денежного потока от инвестиционной деятельности (- стр.1)	31786,78	-	-	-	-	-
12	Сальдо двух потоков (чистые денежные поступления проекта) (стр.10+ стр.11)	31786,78	324021958290,2	324021958392,0	324021958493,7	324021958595,4	324021958697,1
13	Коэффициент дисконтирования	1	0,87	0,76	0,66	0,57	0,50
14	Чистые дисконтированные денежные поступления проекта (стр.12 х стр.13)	31786,78	28175224600,2	245007151903,2	213049697374,0	185260606470,3	161096179590,0
15	Чистые дисконтированные денежные поступления проекта нарастающим итогом	31786,78	281758192813,4	52665344 716,6	739815042090,6	925075648560,9	1086171828150,9

 

Таблица 3.4 – Эффективность проекта

Показатель	Значение
1. Инвестиции, тыс.руб.	31786,78
2. Расчетный период, лет	5
3. Годовые выгоды, тыс.руб.	5968107324000
4. Ставка дисконтирования, %	15
5. Чистый дисконтированный  доход, тыс.руб.	1086171828150,9
6. Индекс доходности, дол.ед.	34164672,1
7. Внутренняя норма доходности, %	не определена
8. Срок окупаемости, лет	0,0000001

 

Как видно из расчетов, проведение операции ГРП для предприятия целесообразно, т.к. дисконтированный денежный поток по проекту положительный, индекс рентабельности больше 1.

 

Заключение

 

Первая глава носит теоретический характер. В ней были рассмотрены работы отечественных и зарубежных авторов по следующим вопросам:

- Сущность и организационные  формы капитального строительства;

- Источники и методы финансирования  инвестиций;

- Методические аспекты оценки  экономической эффективности инвестиции;

Глава служит теоретическим материалом для последующей расчетной части.

Во второй главе был произведен расчет технико-экономических показателей ОАО «Роснефть» за 2007, 2008 и 2009 годы, а также приведен пример расчета на основе 2009 года. В качестве вывода по второй главе был предоставлен краткий анализ технико-экономических показателей.

В третьей главе была обоснована экономическая эффективность разработки коллекторов технологией межскважинной перекачки пластовой воды, были рассчитаны основные показатели эффективности, такие как чистый дисконтированный доход, индекс доходности, срок окупаемости. Судя по рассчитанным показателям, проект признается эффективным.