Инвестиционная деятельность предприятий нефтяной и газовой промышленности

Если в течение  расчетного периода не происходит информационного  изменения цен или расчет производится в базисных ценах, то величина ЧДД  для постоянной нормы дисконта (Э_инт) вычисляется по формуле (3):

                                                                 (3)

где R_t — результаты, достигнутые на t-м шаге расчета; 3_t — затраты, осуществляемые на том же шаге; Т — горизонт расчета (равный номеру расчета, на котором производится ликвидация объекта); d – ставка дисконта проекта (внутренняя рентабельность).

 

На практике часто  пользуются модифицированной формулой (4) для определения ЧДД. Для этого из состава 3_t исключают капитальные вложения, которые обозначают через: К_t — капиталовложения на t-м шаге; К — сумма дисконтированных капиталовложений.

                                                                                   (4)

Тогда вышеприведенная  формула ЧДД примет вид (5):

                                                           (5)

где — затраты на t-м шаге без учета капитальных вложений.

Если ЧДД инвестиционного  проекта положителен, является эффективным (при данной норме дисконта), то может  рассматриваться вопрос о его  принятии. Чем больше ЧДД, тем эффективнее  проект. Если ЧДД отрицателен, то проект считается неэффективным, т. е. убыточным для инвестора.

Величину ЧДД  можно представить еще следующей  формулой (6):

                                                      (6)

где П_t — чистая прибыль, полученная на t-м шаге; А_t — амортизационные отчисления на t-м шаге; Н_t — налог на прибыль на t-м шаге, в долях ед.

Таким образом, ЧДД  — это сумма приведенных величин  чистой прибыли и амортизационных  отчислений за минусом приведенных  капитальных вложений.

 

Индекс  доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине капиталовложений (7):

  или                                     (7)

где — сумма приведенных эффектов; К — приведенные капитальные вложения.

С достаточной  степенью точности индекс рентабельности можно определить как отношение  дисконтированных прибылей и амортизационных  отчислений к капитальным вложениям.

Индекс доходности тесно связан с ЧДД. Он строится из тех же элементов, и его значение связано со значением ЧДД: если ЧДД  положителен, то ИД больше 1, и наоборот.

Правило. Если ИД больше 1, проект эффективен, если ИД меньше 1- неэффективен.

 

Внутренняя  норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта (d_вн), при которой величина приведенных эффектов (доходов) равна приведенным капиталовложениям (затратам). Иными словами, d_вн (ВНД) является решением уравнения (8):

                                                                       (8)

Если расчет ЧДД  инвестиционного проекта дает ответ  на вопрос, является он эффективным  или нет при некоторой заданной норме дисконта (d), то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал.

Если ВНД равна  или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, то инвестиции в данный инвестиционный проект оправданны и может рассматриваться вопрос о его принятии. В противном  случае инвестиции в данный проект нецелесообразны.

Если сравнение  альтернативных (взаимоисключающих) инвестиционных проектов (вариантов проекта) по ЧДД  и ВНД приводит к противоположным  результатам, предпочтение следует  отдать ЧДД.

Срок  окупаемости проекта Т_ок — время, за которое поступления от производственной деятельности предприятия покроют затраты на инвестиции. Измеряется он в годах или месяцах.

Наряду с перечисленными критериями в ряде случаев возможно использование и ряда других: интегральной эффективности затрат, точки безубыточности, простой нормы прибыли, капиталоотдачи и так далее, но ни один из перечисленных  критериев сам по себе не является достаточным для принятия проекта. Решение об инвестировании средств  в проект должно приниматься с  учетом знания всех перечисленных критериев  и интересов всех участников инвестиционного проекта, [5].

В третьей главе были выделены принципы оценки экономической эффективности инвестиционного проекта, такие как рассмотрение проекта на протяжении расчетного периода, моделирование денежных потоков, сопоставимость условий сравнения различных проектов, учет фактора времени; многоэтапность оценки и другие; а также фазы инвестиционного цикла, на которых проводится оценка экономической эффективности (прединвестиционный и инвестиционный). А также рассмотрены основные показатели экономической эффективности (чистый дисконтированный доход, индекс доходности, срок окупаемости, внутренняя норма доходности) и методы их расчета.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 Оценка экономической эффективности инвестиционного проекта

 

Предлагаемый инвестиционный проект предполагает освоение трех эксплуатационных скважин на одном из месторождений  Западной Сибири. При этом рассматриваются  два способа вскрытия пласта:

• перфорация отечественными материалами (190 тыс. руб.);
• применение импортных перфораторов марки «PowerJet» (142 тыс. руб.).

Освоение скважин после  перфорации стоит 800 тыс. руб.

Прогноз динамики технологических  показателей эксплуатации скважин (добычи нефти и жидкости) получен  по результатам моделирования работы скважин на четырехлетний период (таблицы 2 – 3). Ввод скважин предполагается в начале 4 квартала первого года.

Для расчета также использовать следующие исходные данные:

• налог на добычу полезных ископаемых – 3600 руб./т.;
• ставка дисконта – 10%;
• цена на нефть – 8000 руб./т.

На основе калькуляции  себестоимости добычи нефти и  технико-экономических показателях  за последний квартал прошедшего года по рассматриваемому месторождению  были получены показатели удельных затрат на добычу нефти (таблица 4).

Методика расчета показателей  оценки экономической эффективности  инвестиционного проекта представлена в главе 3 данной курсовой работы. Рассчитанные показатели экономической эффективности и дополнительные необходимые показатели занесем в таблицы 5 и 6 соответственно при использовании отечественных и импортных перфораторов.

Таблица 2 – Прогнозная добыча при применении отечественного перфоратора

№ скв	Показатель	Год
		1	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

 

Таблица 3 – Прогнозная добыча при применении перфоратора «PowerJet»

№скв	Показатель	Год
		1	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

 

Таблица 4 – Удельные затраты на добычу нефти

Показатель	Значение
Условно-переменные затраты  на 1 т. жидкости, руб./т.	603,79
Условно-переменные затраты  на 1 т. нефти (без НДПИ) , руб./т.	76,05
Условно-постоянные затраты  на 1 скважину, тыс. руб./скв.	426,24

 

Таблица 5 – Экономическая эффективность проведения перфорацииcприменением отечественных перфораторах на скважинах, тыс.руб.

№      п/п	Показатель	1 год	2 год				3 год				4 год
		4кв.	1 кв.	2 кв.	3 кв.	4 кв.	1 кв.	2 кв.	3 кв.	4 кв.	1 кв.	2 кв.	3 кв.	4 кв.
1	Затраты по мероприятиям, тыс.руб.	500	300	100	90	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2	Дополнительная добыча, тыс.т.
	- жидкости	0,11	0,53	0,53	0,53	0,53	1	1	1	1	1,09	1,09	1,09	1,09
	- нефти	0,07	0,19	0,19	0,19	0,19	0,79	0,79	0,79	0,79	0,7	0,7	0,7	0,7
3	Дополнительные затраты  на добычу, тыс.руб.	497,98	760,69	760,69	760,69	760,69	1090,11	1090,11	1090,11	1090,11	1137,61	1137,61	1137,61	1137,61
	- жидкости (условно-переменные)	66,42	320	320	320	320	603,79	603,79	603,79	603,79	658,13	658,13	658,13	658,13
	- нефти (условно-переменные)	5,32	14,45	14,45	14,45	14,45	60,08	60,08	60,08	60,08	53,24	53,24	53,24	53,24
	- условно-постоянные	426,24	426,24	426,24	426,24	426,24	426,24	426,24	426,24	426,24	426,24	426,24	426,24	426,24
4	Выручка от реализации дополнительной добычи нефти, тыс.руб.	560	1520	1520	1520	1520	6320	6320	6320	6320	5600	5600	5600	5600
5	Отчисления налога на добычу полезных ископаемых, тыс.руб.	252	684	684	684	684	2844	2844	2844	2844	2520	2520	2520	2520
6	Налогооблагаемая прибыль, тыс.руб.	-189,98	75,31	75,31	75,31	75,31	2385,89	2385,89	2385,89	2385,89	1942,39	1942,39	1942,39	1942,39
7	Налог на прибыль, тыс.руб.	0	15,06	15,06	15,06	15,06	477,18	477,18	477,18	477,18	388,48	388,48	388,48	388,48
8	Чистая прибыль	-189,98	60,25	60,25	60,25	60,25	1908,71	1908,71	1908,71	1908,71	1553,91	1553,91	1553,91	1553,91
9	Поток денежной наличности (ПДН), тыс.руб.	-689,98	-239,75	-39,75	-29,75	60,25	1908,71	1908,71	1908,71	1908,71	1553,91	1553,91	1553,91	1553,91
10	Коэффициент дисконтирования	1	0,976	0,953	0,931	0,909	0,888	0,867	0,846	0,826	0,807	0,788	0,77	0,75
11	Дисконтированный поток  денежной наличности (ДПДН)	-689,98	-234	-37,88	27,7	54,77	1694,93	1654,85	1614,77	1576,59	1254	1224,48	1196,51	1165,43
12	Накопленный дисконтированный поток денежной наличности (ЧДД)	-689,98	-924	-961,9	-934,2	-879,43	815,5	1491,3	2470,35	4046,94	5300,94	6525,42	7721,93	8887,36
13	Срок окупаемости, мес.	15,52
14	Внутренняя норма доходности, %	31
15	Индекс доходности, руб./руб.	9,14

 

Таблица 6 – Экономическая эффективность проведения перфорации с применением импортных перфораторов марки «PowerJet»на скважинах, тыс.руб.

№      п/п	Показатель	1 год	2 год				3 год				4 год
		4кв.	1 кв.	2 кв.	3 кв.	4 кв.	1 кв.	2 кв.	3 кв.	4 кв.	1 кв.	2 кв.	3 кв.	4 кв.
1	Затраты по мероприятиям, тыс.руб.	400	300	200	42	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2	Дополнительная добыча, тыс.т.
	- жидкости	0,19	0,76	0,76	0,76	0,76	1,37	1,37	1,37	1,37	1,65	1,65	1,65	1,65
	- нефти	0,1	0,29	0,29	0,29	0,29	1	1	1	1	0,98	0,98	0,98	0,98
3	Дополнительные затраты  на добычу, тыс.руб.	548,57	907,17	907,17	907,17	907,17	1329,48	1329,48	1329,48	1329,48	1497,02	1497,02	1497,02	1497,02
	- жидкости (условно-переменные)	114,72	458,88	458,88	458,88	458,88	827,19	827,19	827,19	827,19	996,25	996,25	996,25	996,25
	- нефти (условно-переменные)	7,61	22,05	22,05	22,05	22,05	76,05	76,05	76,05	76,05	74,53	74,53	74,53	74,53
	- условно-постоянные	426,24	426,24	426,24	426,24	426,24	426,24	426,24	426,24	426,24	426,24	426,24	426,24	426,24
4	Выручка от реализации дополнительной добычи нефти, тыс.руб.	800	2320	2320	2320	2320	8000	8000	8000	8000	7840	7840	7840	7840
5	Отчисления налога на добычу полезных ископаемых, тыс.руб.	360	1044	1044	1044	1044	3600	3600	3600	3600	3528	3528	3528	3528
6	Налогооблагаемая прибыль, тыс.руб.	-108,57	368,83	368,83	368,83	368,83	3070,52	3070,52	3070,52	3070,52	2814,98	2814,98	2814,98	2814,98
7	Налог на прибыль, тыс.руб.	0	73,77	73,77	73,77	73,77	614,1	614,1	614,1	614,1	563	563	563	563
8	Чистая прибыль	-108,57	295,06	295,06	295,06	295,06	2456,41	2456,41	2456,41	2456,41	2251,98	2251,98	2251,98	2251,98
9	Поток денежной наличности (ПДН), тыс.руб.	-508,57	-4,94	95,06	253,06	295,06	2456,41	2456,41	2456,41	2456,41	2251,98	2251,98	2251,98	2251,98
10	Коэффициент дисконтирования	1	0,976	0,953	0,931	0,909	0,888	0,867	0,846	0,826	0,807	0,788	0,77	0,75
11	Дисконтированный поток  денежной наличности (ДПДН)	-508,57	-4,82	90,59	235,6	268,21	2181,3	2129,71	2078,13	2029	1817,35	1774,56	1734,03	1688,99
12	Накопленный дисконтированный поток денежной наличности (ЧДД)	-508,57	-513,39	-422,8	-187,2	81,01	2262,31	4392,02	6470,14	8499,14	10316,49	12091,05	13825,08	15514,06
13	Срок окупаемости, мес.	12,7
14	Внутренняя норма доходности, %	72
15	Индекс доходности, руб./руб.	16,82