Топливно-энергетический комплекс России

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение. Значение инвестирования в нефтяной сектор экономики. Основные характеристики инвестиционного проекта

1. Понятие инвестиционного проекта. Участники проекта. Источники финансирования. Методы оценки инвестиционного проекта

2. Описание проекта

3. Методика экономического анализа проектных решений

4. Технологические показатели разработки месторождения

5. Нормативы для расчета капитальных вложений

6. Нормативы для расчета эксплуатационных затрат

7. Налоговые выплаты

8. Расчет капитальных вложений

9. Расчет эксплуатационных затрат

10. Анализ инвестиционного проекта. График денежных потоков

Список использованных источников



Введение. Значение инвестирования в нефтяной сектор экономики. Основные характеристики инвестиционного проекта

Необходимым условием устойчивого функционирования нефтегазового комплекса является привлечение инвестиций для финансирования проектов освоения углеводородного сырья.

Разработка новых месторождений, эксплуатация и добыча нефти и газа на старых месторождениях, реконструкция, строительство и модернизация магистральных трубопроводов, нефтегазопереработка требуют принятия большого числа проектных решений относительно инвестиций.

Топливно-энергетический комплекс России в настоящее время обеспечивает до 30% всех доходов государственного бюджета, почти 45% экспортных валютных поступлений и около 30% промышленного объёма России.

Высокая успешность функционирования нефтегазового комплекса по сравнению с другими отраслями делает ТЭК постоянным и основным донором бюджета.

Вместе с тем, сегодня ТЭК работает в режиме истощения своего производственного потенциала. В разработке находятся месторождения, открытые в основном до начала 1990-х годов. В последние годы ухудшилось состояние минерально-сырьевой базы, обводнённость по добывающим скважинам достигает 80%, износ бурового, нефтепромыслового, трубопроводного оборудования и оборудования НПЗ приближается к критическому. Существует опасность выбытия ранее введённых основных фондов, закрытия большого числа скважин в связи со снижающейся их рентабельностью.

Кумулятивный потенциал нефтегазовых компаний представлен на рисунке 1.



Динамика объемов инвестирования представлена в таблице 1.

Таблица 1 - Динамика объемов инвестирования

Отрасли ТЭК	1999	2000	2001- -2005	2006- -2010	2011- -2015	Всего 2001- -2015
Нефтедобывающая	1,8	2,2	15,0	27,0	40,0	82,0
Нефтеперерабатывающая	0,2	0,2	1,5	2,5	2,8	6,8
Транспорт нефти и нефтепродуктов	0,2	0,6	3,5	4,0	5,0	12,5
Газовая	2,5	4,4	17,0	21,5	29,0	67,5
ИТОГО	4,7	7,4	37,0	55,0	76,8	168,8

Основные нефтегазовые провинции развития ТЭК на ближайшие годы - это Западносибирская, Волго-Уральская, Тимано-Печорская, Восточносибирская и остров Сахалин. Главный центр нефтедобычи в настоящее время - это Западно-Сибирская НГП, доля добычи в которой превышает 70% всей добычи России. Крупные нефтяные месторождения почти полностью выработаны. Сегодня эффективность ГРР невысока, открываются в основном мелкие и средние месторождения. При этом за последние 8 лет в 3 раза сократились объёмы ГРР и масштабы их финансирования. В результате приросты не компенсируют добычу нефти и газа.

Для эффективности инвестиций необходимо на государственном уровне определить оптимальные параметры обеспеченности разведанными запасами, исходя из соображений энергетической безопасности страны.

Например, в США в течение прошедшего столетия поддерживается обеспеченность добычи нефти в стране доказанными запасами на уровне 8-10 лет. Критерий для этого один - цена капитала, эффективность ИП.

Вкладывать деньги в геологоразведку, омертвляя их на слишком большой срок, экономически нецелесообразно. Нефтяные компании заинтересованы в поддержании максимального прироста запасов на единицу затрат.

Основной проблемой в настоящее время является нехватка инвестиций. Нехватка инвестиций в значительной степени связана с оттоком капитала из страны. По некоторым источникам он составляет 30% экспорта, достигая по высшим оценкам 20-25 млрд. долларов в год.

А иностранные инвесторы начнут финансировать инвестиционные проекты в реальном секторе российской экономики тогда, когда это начнут делать инвесторы отечественные, т.е. отток капитала из страны сократится.

Полностью остановить отток денег невозможно, т.к. это будет противоречить нормальным законам ведения бизнеса. С целью снижения риска и западные, и российские компании стремятся вкладывать деньги там, где обеспечивается наибольшая отдача, где экономико-правовая среда является стабильной для инвестиций.

Отток денег из страны, возможно, сократить только одним способом - это создать для инвесторов более привлекательные условия вложения капитала на российском рынке, чем в странах, являющихся основными конкурентами России в борьбе за инвестиции.

Государство сегодня не в состоянии обеспечить необходимый уровень инвестиций за счёт бюджета. Но государство должно обеспечить условия, при которых компании ТЭК окажутся в состоянии сами привлечь необходимые инвестиции для разработки нефтегазовых месторождений.

По состоянию Минэкономики общая сумма инвестиций за 2001-2015 года может составить более 170 млрд. долларов США. Среднегодовой их объём может увеличиться за это время в 3 раза.

Негативные процессы в ТЭК накапливались давно, и в настоящее время сформировался набор ключевых проблем в развитии нефтегазового комплекса, которые будут сдерживать экономический рост в стране.

Для их преодоления необходимо решить на государственном уровне следующие задачи:

- воспроизводство минерально-сырьевой базы;

- преодоление дефицита инвестиций;

- формирование благоприятного инвестиционного климата;

- снижение энергоёмкости общественного производства;

- сокращение эксплуатационных затрат и преодоление научно-технического отставания ТЭК;

- формирование эффективной ценовой и совершенствование налоговой политики;

- повышение эффективности государственного регулирования ТЭК.

Решение перечисленных задач обеспечит высокий эффект от капитальных вложений и эксплуатационных затрат при реализации нефтегазовых инвестиционных проектов.

Реализацию нефтегазовых инвестиционных проектов осуществляют нефтегазовые компании, продукция которых должна быть конкурентоспособной на внутреннем и внешнем товарных рынках.

Ключевой проблемой развития ТЭК страны на перспективу является проблема преодоления дефицита инвестиций, создание благоприятного инвестиционного климата.

В соответствии с этим, в 2003 году правительство приняло документ «Энергетическая стратегия России на период до 2020 года». Одновременно принята программа-документ «Основные направления стратегии развития Северо-Западного Федерального округа на период до 2015 года».

Эти государственные документы определяют на территории страны развитие ТЭК, рост ВВП за счёт добычи УВ.

Инвестиционные проекты имеют значительную продолжительность во времени.

Жизненный цикл инвестиционного проекта - это промежуток времени между моментом появления проекта и моментом его ликвидации.

Согласно обобщению действующих в мировой практике принципов оценки проектов, для финансирования выделяют 3 периода:

- прединвестиционный;

- инвестиционный;

- эксплуатационный.

Прединвестиционный период включает:

- сбор и обработку информации;

- предпроектные исследования по участкам, пластам и скважинам;

- выбор методик, критериев, обоснований, нормативов;

- оформление лицензий, контрактов и соглашений на конкурентной основе;

- выбор инвестора и источников финансирования.

Инвестиционный период - это время начала инвестиций в реализацию утвержденного варианта разработки месторождения. При этом закупается технологическое оборудование, проводятся работы по промышленному и социальному строительству, наземному обустройству; объекты сдаются в эксплуатацию.

Эксплуатационный период является сроком основных инвестиций в промышленную разработку с выходом месторождения на проектную мощность. Он характеризуется выпуском товарной продукции и ее реализации на внутреннем и мировом рынках. Продолжительность эксплуатационного периода оказывает значительное влияние на общую эффективность проекта, т.к. на этой стадии достигаются все выгоды по проекту.

Инвестиции бывают:

Производственные, направленные на новое строительство, на ввод в разработку месторождений и на техническое перевооружение предприятий.

Интеллектуальные - вкладываются в создание интеллектуального продукта.

Прямые - вкладываются непосредственно в производство и в сбыт продукции.

Портфельные - вкладываются в ценные бумаги. В нефтегазовой промышленности проблемы портфельных инвестиций не актуальны, т.к. не развит российский фондовых рынок.

С помощью реальных инвестиций предприятия решают задачи:

- замена оборудования и модернизация основных фондов;

- создание новых или реконструкция существующих предприятий;

- участие в других инвестиционных проектах.

Инвестиции, направленные на замену выбывающего оборудования, а так же затраты на новое строительство, реконструкцию и техническое перевооружение предприятий, на приобретение машин, оборудование на проектно-изыскательские работы, на строительство и ввод в эксплуатацию скважин и другого оборудования в проектной практике называется капитальными вложениями.

Возможные инвестиционные стратегии нефтяных компаний делятся на 2 группы:

Активные инвестиции, направленные на ввод новых месторождений и на внедрение новой техники и технологии.

Пассивные инвестиции, которые обеспечивают стабильную добычу и поддержание сложившегося уровня рентабельности (выгодности).

Инвестиции - это долгосрочное вложение капитала в собственной стране или за рубежом с целью получения прибыли.

Инвестиции приносят выгоду инвестору, когда доход на 1 рубль вложений превышает потери от инфляции.



1. Понятие инвестиционного проекта. Участники проекта. Источники финансирования. Методы оценки инвестиционного проекта

Под проектом понимается комплекс взаимосвязанных действий по концентрации ресурсов, направленный на достижение в течение ограниченного периода времени конкретно поставленных целей.

Основными элементами инвестиционного проекта являются:

- проектная документация;

- производственные объекты;

- технологическое оборудование;

- производственный процесс и т.д.

При реализации проектов, особенно масштабных, в них задействовано множество участников. Главной структурной единицей участников проекта является команда проекта (оператор). Это компания, управляющая объектом инвестиционной деятельности. Эта команда (оператор) создается на период реализации проекта и после его завершения распускается.

Заказчик - это будущий владелец и пользователь результатов проекта. В качестве Заказчика в нефтяных проектах обычно выступает нефтяная компания, при этом Заказчиком может быть как одна, так и несколько организаций, объединяющие свои интересы и капиталы для реализации проекта и использования его результатов.

Инвестор - это сторона, вкладывающая свои средства в проект. В некоторых случаях это одно и тоже лицо с Заказчиком. Если Инвестор и Заказчик не одно и тоже лицо, то они заключают контракт (договор). Проектно-сметную документацию разрабатывают специализированные проектные организации, обобщенно называемые Проектировщиком.

Подрядчик (Генеральный Подрядчик) - это юридическое лицо, которое несет ответственность за выполнение работ в соответствии с контрактом.

Консультанты проекта привлекаются на контактных условиях по всем вопросам реализации проекта.

Руководитель проекта (Проект-менеджер) - это юридическое лицо, которому Заказчик (Инвестор) или другой участок проекта делегирует полномочия в руководстве работ по проекту, в том числе по контролю и координации.

Лицензиар - юридическое или физическое лицо, обладатель лицензий или ноу-хау, используемых в проекте. Лицензиар предоставляет на коммерческих условиях право использования в проекте необходимых научно-технических достижений, запатентованных идей или лицензий.

Кредиторы - это банки, банковские консорциумы, обеспечивают финансирование проекта и кредитование Генерального Подрядчика для расчета.

Прочие участники проекта - поставщики оборудования, страхование компании, банки-гаранты и т.д.

Основными источниками инвестиций являются собственные средства нефтяных компаний. На их долю сегодня приходится 90% общего объёма инвестиций в основной капитал ТЭК.

Чрезвычайно высокая доля собственных средств в структуре инвестиций свидетельствует о вынужденной нацеленности инвестиционных программ НК на решение текущих задач. А низкая доля иностранных инвестиций (заёмные средства) в общем, их объёме свидетельствует о непривлекательности российского инвестиционного климата.

В перспективе до 25-30% от общего объёма инвестиций в отраслях ТЭК составит заёмный и акционерный капитал. Инвестиции в новые крупные проекты будут в основном осуществляться на условиях проектного финансирования, т.е. под финансовые потоки, генерируемые самим проектом. Для осуществления крупномасштабных инвестиций в освоение месторождений углеводородного сырья, в первую очередь - в северных районах Европейской части страны, Восточной Сибири, Дальнем Востоке, на шельфовых зонах, - реализация крупных инвестиционных программ, потребуется государственная поддержка, с учетом ИП ТЭК.

В основе процесса принятия управленческих решений инвестиционного характера лежат оценка и сравнение объема предполагаемых инвестиций и будущих денежных поступлений. Поскольку сравниваемые показатели относятся к различным моментам времени, то ключевой проблемой здесь является проблема их сопоставимости.

В анализе инвестиционной деятельности используются методы, основанные:

а) на дисконтированных оценка;

б) на учетных оценках.

2. Описание проекта

Проект основан на ситуации, типичной для нефтегазодобывающей промышленности.

На территории деятельности газодобывающего предприятия открыто и подготовлено к эксплуатации газовое месторождение.

Службой маркетинга нефтяной компании изучена динамика потребностей в газе на основе программы экономического и социального развития региона на ближайшие 10-15 лет, в которой рассмотрены вопросы газификации небольших населенных пунктов, перевода части электростанций на газообразное топливо и прочее.

Месторождение чисто газовое, с запасами категории А+В+С1 в объеме 800 млрд. м3. Разработка месторождения предусматривает вариант режима эксплуатации при постоянном дебите в первые десять лет. В последующие годы - эксплуатация при постоянной депрессии на пласт.

В таблице 2 приведены технологические показатели разработки газового месторождения. В таблицах 3 и 4 приведены нормативы капитальных вложений, эксплуатационных затрат, амортизационных отчислений по объектам обустройства месторождения.



3. Методика экономического анализа проектных решений

В настоящее время при оценке нефтегазового инвестиционного проекта применяется методика, основанная на показателях дисконтирования. В этом случае все денежные поступления и денежные оттоки приводятся к единому моменту времени.

Финансовые ресурсы - это деньги, а деньги в данный момент и через определенный период при равной номинальной стоимости имеют разную покупательную способность, т.е. обесцениваются.

Дисконтирование денежных потоков позволяет учесть зависимость между капиталом и временем. Для определенной величины будущего капитала, сопоставимого с текущим уровнем, используется коэффициент наращивания капитала (коэффициент компаундинга), который увеличивает номинал инвестируемых средств, сложенных в процентах:

,

где Ен - процентная ставка или коэффициент дисконтирования, доли ед.;

t - текущий год;

tр - расчетный год.

Для сопоставления будущей ценности капитала с его ценностью в данный момент применяется коэффициент приведения денежной суммы будущего периода к текущему:

.

С помощью этого коэффициента можно оценить будущие денежные поступления с позиции текущего момента. Этот коэффициент используется при определении дисконтированного периода окупаемости и денежного потока по проекту. В России в настоящее время невозможно точно спрогнозировать

изменение уровня инфляции в долгосрочном периоде, поэтому существует проблема выбора ставки дисконтирования (Ен).

В нефтегазовом инвестиционном проекте Инвестор в первоначальном варианте просчитывает инвестиционный проект по минимальной ставке дисконтирования 10 %. Затем Инвестор просчитывает все варианты инвестиционного проекта при ставке Ен, которая в данный момент установлена ЦБ России.

Экономическая часть проектного документа содержит:

- показатели экономической оценки;

- оценку капитальных вложений и эксплуатационных затрат;

- характеристику налоговой системы;

- источники финансирования;

- технико-экономический анализ вариантов разработки, выбор варианта, рекомендуемого к утверждению;

- анализ чувствительности проекта.

Эффективность оценивается системой расчетных показателей, выступающих в качестве экономических критериев.

Для оценки проекта используются следующие основные показатели эффективности:

- чистая приведенная стоимость (NPV);

- внутренняя норма прибыли (IRR);

- индекс рентабельности инвестиций (PI);

- срок окупаемости капитальных вложений (РР);

- коэффициент эффективности инвестиций (ARR).

В систему оценочных показателей включаются также

- капитальные вложения (инвестиции);

- эксплуатационные затраты;

- доход государства (отчисляемые налоги и платежи).

Чистая приведенная стоимость, или дисконтированный денежный поток, - это сумма прибыли от реализации и амортизационные отчисления, уменьшенные на величину инвестиций, направляемых на освоение нефтегазового месторождения:

нефтяной месторождение эксплуатационный инвестирование

,

где NPV - чистая приведенная стоимость;

Пt - прибыль от реализации продукции в t-м году;

Аt - амортизационные отчисления в t-м году;

Кt - капитальные вложения в разработку месторождения в t-м году;

t, tp - соответственно текущий и расчетный год;

Ен - норматив дисконтирования, который устанавливается инвестором самостоятельно, исходя из ежегодного процента возврата, который он хочет иметь на инвестиционный капитал.

Если NPV > 0, то проект следует принять.

Если NPV = 0, то проект не прибыльный и не убыточный.

Если NPV < 0, то проект следует отвергнуть.

Прибыль от реализации - это совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением в них амортизационных отчислений и сумм налогов.

Расчет прибыли производится с обязательным приведением разновременных доходов и затрат к первому расчетному году.

Дисконтирование осуществляется путем деления величины прибыли за каждый год на соответствующий коэффициент дисконтирования:

,

где Пt - прибыль от реализации продукции в t-м году;

Вt - выручка от реализации продукции в t-м году;

Эt - эксплуатационные затраты с амортизацией в t-м году;

Нt - сумма налогов.

Выручка от реализации рассчитывается как произведение цены реализации нефти (газа) на их объемы добычи.

Внутренняя норма прибыли (IRR) представляет собой значение нормы дисконта, при котором сумма чистого дохода от инвестиций равна сумме инвестиций, т.е. капиталовложения окупаются.

Иначе - это значение норматива дисконтирования, при котором величина суммарного денежного потока равна нулю:

Определяемая таким образом норма возврата капитальных вложений сравнивается затем с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. Если расчетное значение IRR равно или больше требуемой инвестором нормы дохода, инвестиции в данный проект оправданы.

Предприятие может принимать любые решения инвестиционного характера, уровень рентабельности которых не ниже авансированного капитала (СС).

Если IRR > CC, то проект следует принять.

Если IRR = CC, то проект не прибыльный и не убыточный.

Если IRR < CC, то проект следует отвергнуть.

4. Технологические показатели разработки месторождения

Технологические показатели разработки месторождения представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Технологические показатели разработки месторождения

Показатель	Год разработки	Значения показателей
Годовой объем добычи газа, млрд. м3	4-й	45
	5-й	55
	6-й	50
	7-й	50
	8-й	55
	9-й	50
	10-й	55
	11-й	50
	12-й	30
	13-й	35
Количество добывающих скважин, шт.	1-й	40
	2-й	30
	3-й	32
Количество УКПГ, шт.	1-й	2
	2-й	1
	3-й	2
Длина шлейфа, км	1-й	70
	2-й	50
	3-й	40
Длина коллекторов, км	1-й	20
	2-й	30
	3-й	40
Длина магистральных дорог, км	1-й	40
	2-й	20
	3-й	18
Установленная рабочая мощность КС, тыс.кВт	1-й	40
	2-й	100
	3-й	20
Цена газа, руб/1000 м3		480

5. Нормативы для расчета капитальных вложений

Нормативы для расчета капитальных вложений представлены в таблице 3.



Таблица 3 - Нормативы для расчета капитальных вложений

№ п/п	Наименование затрат	Норматив, тыс.руб.
1	Стоимость одной скважины, вводимой в 1-м году	34000
2	Стоимость одной скважины, вводимой во 2-м и 3-м году	39840
3	Стоимость 1 км шлейфа	1200
4	Стоимость 1 км коллектора-газопровода	3200
5	Стоимость одной УКПГ	800000
6	Стоимость 1 км магистральной дороги	4000
7	Стоимость 1 кВт установленной рабочей мощности компрессорной станции	1,0
8	Прочие капитальные вложения (процент от суммарных капитальных вложений)	30,0

6. Нормативы для расчета эксплуатационных затрат

Нормативы для расчета эксплуатационных затрат представлены в таблице 4.

Таблица 4 - Нормативы для расчета эксплуатационных затрат

№ п/п	Наименование затрат	Норматив
1	Затраты на материалы, тыс. руб/млрд. м3	2000
2	Заработная плата одного рабочего, тыс. руб/год	114
3	Численность ППП на одну скважину, чел.	4
4	Затраты на энергию, потребляемую КС, заработную плату обслуживающего персонала, руб/кВт·ч	0,80
5	Норма амортизационных отчислений по скважинам, % (8,3/100)	0,083
6	Норма амортизационных отчислений по шлейфам, УКПГ, % (8,3/100)	0,083
7	Норма амортизационных отчислений по коллекторам, % (3,3/100)	0,033
8	Норма амортизационных отчислений по КС, % (6,7/100)	0,067
9	Затраты на ремонт оборудования (в процентах от стоимости скважин, УКПГ, шлейфов, коллекторов)	4,0
10	Потребляемая энергия, тыс. кВт·ч/год	840960

7. Налоговые выплаты

Налоги и выплаты, которые будут иметь место при разработке месторождения, представлены в таблице 5.

Таблица 5 - Ставки налоговых выплат

Наименование	Размер, %	Источник налогообложения
1. Налоги, относимые на себестоимость
1.1. Налог на пользование автодорог	1,0	Выручка от реализованной продукции
1.2. Страхование от несчастного случая	0,8	Годовой ФЗП
1.3. Единый социальный налог	26,0	Годовой ФЗП
2. Налоги, относимые на финансовый результат
2.1. Налог на имущество	2,2	От основного и оборотного капитала
3. Налог на прибыль	20,0	Прибыль

8. Расчет капитальных вложений

1 Затраты на строительство скважин

Затраты на строительство скважин рассчитываются как произведение стоимости одной скважины в данном году на количество скважин, вводимых в данном году:

1-й год 3400040 = 1360000 тыс.руб.

2-й год 3984030 = 1195200 тыс.руб.

3-й год 3984032 = 1274880 тыс.руб.

2 Затраты на строительство УКПГ

Затраты на строительство УКПГ рассчитываются как произведение стоимости одной УКПГ на их количество:

1-й год 8000002 = 1600000 тыс.руб.

2-й год 8000001 = 800000 тыс.руб.

3-й год 8000002 = 1600000 тыс.руб.

3 Затраты на строительство шлейфов

Затраты на строительство шлейфов рассчитываются как произведение стоимости одного километра шлейфа на его длину:

1-й год 120070 = 84000 тыс.руб.

2-й год 120050 = 60000 тыс.руб.

3-й год 120040 = 48000 тыс.руб.

4 Затраты на строительство коллекторов

Затраты на строительство коллекторов рассчитываются как произведение стоимости одного километра коллектора-газопровода на длину коллекторов:

1-й год 320020 = 64000 тыс.руб.

2-й год 320030 = 96000 тыс.руб.

3-й год 320040 = 128000 тыс.руб.

5 Затраты на строительство дорог

Затраты на строительство дорог рассчитываются как произведение стоимости одного километра магистральной дороги на ее длину:

1-й год 400040 = 160000 тыс.руб.

2-й год 400020 = 80000 тыс.руб.

3-й год 400018 = 72000 тыс.руб.

6 Затраты на компрессорные станции

Затраты на компрессорные станции рассчитываются как произведение стоимости 1 кВт установленной мощности компрессорной станции на установленную рабочую мощность КС:

1-й год 1,040000 = 40000 тыс.руб.

2-й год 1,0100000 = 100000 тыс.руб.

3-й год 1,020000 = 20000 тыс.руб.

7 Прочие капитальные вложения

Прочие капитальные вложения рассчитываются как процент от суммарных капиталовложений:

1-й год 0,32636000 = 790800 тыс.руб.

2-й год 0,31757600 = 527280 тыс.руб.

3-й год 0,32481440 = 744432 тыс.руб.

Расчет капитальных вложений представлен в таблице 6.



Таблица 6 - Капитальные вложения (тыс. руб.)

Показатель	Год	Итого
	1-й	2-й	3-й
Стоимость скважин, тыс.руб.	1360000	1195200	1274880	3830080
Стоимость УКПГ, тыс.руб.	1600000	800000	1600000	4000000
Стоимость шлейфов, тыс.руб.	84000	60000	48000	192000
Стоимость коллекторов, тыс.руб.	64000	96000	128000	288000
Стоимость дорог, тыс.руб.	160000	80000	72000	312000
Затраты на КС, тыс.руб.	40000	100000	20000	160000
Стоимость прочих капиталовложений, тыс.руб.	992400	699360	942864	2634624
Итого	4300400	3030560	4085744	11416704

9. Расчет эксплуатационных затрат

1 Объем реализации

Объем реализации рассчитывается как произведение годового объема добычи газа на цену газа:

4-й год 45000·480 = 21600000 тыс.руб.

5-й год 55000·480 = 26400000 тыс.руб.

6-й год 50000·480 = 24000000 тыс.руб.

7-й год 50000·480 = 24000000 тыс.руб.

8-й год 55000·480 = 26400000 тыс.руб.

9-й год 50000·480 = 24000000 тыс.руб.

10-й год 55000·480 = 26400000 тыс.руб.

11-й год 50000·480 = 24000000 тыс.руб.

12-й год 30000·480 = 14400000 тыс.руб.

13-й год 35000·480 =16800000тыс.руб.

2 Затраты на материалы

Затраты на материалы рассчитываются как произведение удельных затрат на материалы на годовой объем добычи газа:

4-й год 45·2000 = 90000 тыс.руб.

5-й год 55·2000 = 110000 тыс.руб.

6-й год 50·2000 = 100000тыс.руб.

7-й год 50·2000 = 100000тыс.руб.

8-й год 55·2000 = 110000 тыс.руб.

9-й год 50·2000 = 100000 тыс.руб.

10-й год 55·2000 = 110000 тыс.руб.

11-й год 50·2000 = 100000 тыс.руб.

12-й год 30·2000 = 60000 тыс.руб.

13-й год 35·2000 = 70000 тыс.руб.

3 Заработная плата

Затраты на заработную плату определяются как произведение численности рабочих на заработную плату одного рабочего. Численность рабочих равна произведению числа скважин на численность ППП на одну скважину:

4-й год 114·4·102 = 46512 тыс.руб.

5-й год 114·4·102 = 46512 тыс.руб.

6-й год 114·4·102 = 46512 тыс.руб.

7-й год 114·4·102 = 46512 тыс.руб.

8-й год 114·4·102 = 46512 тыс.руб.

9-й год 114·4·102 = 46512 тыс.руб.

10-й год 114·4·102 = 46512 тыс.руб.

11-й год 114·4·102 = 46512 тыс.руб.

12-й год 114·4·102 = 46512 тыс.руб.

13-й год 114·4·102 = 46512 тыс.руб.

4 Единый социальный налог

Единый социальный налог рассчитывается как произведение годового фонда заработной платы на размер налога:

4-й год 46512·0,26 = 12093,12 тыс.руб.

5-й год 46512·0,26 = 12093,12 тыс.руб.

6-й год 46512·0,26 = 12093,12 тыс.руб.

7-й год 46512·0,26 = 12093,12 тыс.руб.

8-й год 46512·0,26 = 12093,12 тыс.руб.

9-й год 46512·0,26 = 12093,12 тыс.руб.

10-й год 46512·0,26 = 12093,12 тыс.руб.

11-й год 46512·0,26 = 12093,12 тыс.руб.

12-й год 46512·0,26 = 12093,12 тыс.руб.

13-й год 46512·0,26 = 12093,12 тыс.руб.

5 Затраты на энергию для КС

Затраты на энергию для компрессорных станций рассчитываются как произведение затрат на энергию, потребляемую КС, заработную плату обслуживающего персонала на потребляемую энергию:

4-й год 0,8·840960 = 672768 тыс.руб.

5-й год 0,8·840960 = 672768 тыс.руб.

6-й год 0,8·840960 = 672768 тыс.руб.

7-й год 0,8·840960 = 672768 тыс.руб.

8-й год 0,8·840960 = 672768 тыс.руб.

9-й год 0,8·840960 = 672768 тыс.руб.

10-й год 0,8·840960 = 672768 тыс.руб.

11-й год 0,8·840960 = 672768 тыс.руб.

12-й год 0,8·840960 = 672768 тыс.руб.

13-й год 0,8·840960 = 672768 тыс.руб.

6 Затраты на ремонт оборудования

Затраты на ремонт оборудования рассчитываются как процент от стоимости скважин, УКПГ, шлейфов, коллекторов:

4-й год 0,04·(3830080+4000000+192000+288000) = 332403,2 тыс.руб.

5-й год 0,04·(3830080+4000000+192000+288000) = 332403,2 тыс.руб.

6-й год 0,04·(3830080+4000000+192000+288000) = 332403,2 тыс.руб.

7-й год 0,04·(3830080+4000000+192000+288000) = 332403,2 тыс.руб.

8-й год 0,04·(3830080+4000000+192000+288000) = 332403,2 тыс.руб.

9-й год 0,04·(3830080+4000000+192000+288000) = 332403,2 тыс.руб.

10-й год 0,04·(3830080+4000000+192000+288000) = 332403,2 тыс.руб.

11-й год 0,04·(3830080+4000000+192000+288000) = 332403,2 тыс.руб.

12-й год 0,04·(3830080+4000000+192000+288000) = 332403,2 тыс.руб.

13-й год 0,04·(3830080+4000000+192000+288000) = 332403,2 тыс.руб.

7 Налог на пользователей автодорог

Налог на пользователей автодорог рассчитывается как произведение объёма реализованной продукции на размер налога:

4-й год 21600000·0,01 = 216000 тыс.руб.

5-й год 26400000·0,01 = 264000 тыс.руб.

6-й год 24000000·0,01 = 240000 тыс.руб.

7-й год 24000000·0,01 = 240000 тыс.руб.

8-й год 26400000·0,01 = 264000 тыс.руб.

9-й год 24000000·0,01 = 240000 тыс.руб.

10-й год 26400000·0,01 = 264000 тыс.руб.

11-й год 24000000·0,01 = 240000 тыс.руб.

12-й год 14400000·0,01 = 144000 тыс.руб.

13-й год 16800000·0,01 = 168000 тыс.руб.

8 Страхование от несчастного случая

Страхование от несчастного случая рассчитывается как произведение годового фонда заработной платы на размер налога:

4-й год 46512·0,008 = 372,10 тыс.руб.

5-й год 46512·0,008 = 372,10 тыс.руб.

6-й год 46512·0,008 = 372,10 тыс.руб.

7-й год 46512·0,008 = 372,10 тыс.руб.

8-й год 46512·0,008 = 372,10 тыс.руб.

9-й год 46512·0,008 = 372,10 тыс.руб.

10-й год 46512·0,008 = 372,10 тыс.руб.

11-й год 46512·0,008 = 372,10 тыс.руб.

12-й год 46512·0,008 = 372,10 тыс.руб.

13-й год 46512·0,008 = 372,10 тыс.руб.

9 Амортизация скважин

Амортизация скважин рассчитывается как произведение нормы амортизационных отчислений по скважинам на их стоимость:

0,083·3830080 = 317896,64 тыс.руб.

10 Амортизация шлейфов и УКПГ

Амортизация шлейфов и УКПГ рассчитывается как произведение нормы амортизационных отчислений по шлейфам и УКПГ на их стоимость:

0,083·(4000000+192000) = 347936 тыс.руб.

11 Амортизация коллекторов

Амортизация коллекторов рассчитывается как произведение нормы амортизационных отчислений по коллекторам на их стоимость:

0,033·288000 = 9504 тыс.руб.

12 Амортизация КС

Амортизация КС рассчитывается как произведение нормы амортизационных отчислений по КС на их стоимость:

0,067·160000 = 10720 тыс.руб.

Расчет эксплуатационных затрат представлен в таблице 7.

Таблица 7 - Расчет эксплуатационных затрат

Затраты	Год	ИТОГО
	4-й	5-й	6-й	7-й	8-й	9-й	10-й	11-й	12-й	13-й
1.Объем реализации	21600000	26400000	24000000	24000000	26400000	24000000	26400000	24000000	14400000	16800000	228000000
2. Эксплуатационные затраты
2.1. Материалы	90000	110000	100000	100000	110000	100000	110000	100000	60000	70000	950000
2.2. Заработная плата	46512	46512	46512	46512	46512	46512	46512	46512	46512	46512	465120
2.3. Единый социальный налог	12093,12	12093,12	12093,12	12093,12	12093,12	12093,12	12093,12	12093,12	12093,12	12093,12	120931,2
2.4. Энергия для КС	672768	672768	672768	672768	672768	672768	672768	672768	672768	672768	6727680
2.5. Затраты на ремонт оборудования	332403,2	332403,2	332403,2	332403,2	332403,2	332403,2	332403,2	332403,2	332403,2	332403,2	3324032
2.6. Налог на пользователей автодорог	216000	264000	240000	240000	264000	240000	264000	240000	144000	168000	2280000
2.7. Страхование от несчастного случая	372,10	372,10	372,10	372,10	372,10	372,10	372,10	372,10	372,10	372,10	3720,96
ИТОГО эксплуатационные затраты	1370148,42	1438148,42	1404148,42	1404148,42	1438148,42	1404148,42	1438148,42	1404148,42	1268148,42	1302148,42	13871484,16
3. Амортизация
3.1. Скважин	317896,64	317896,64	317896,64	317896,64	317896,64	317896,64	317896,64	317896,64	317896,64	317896,64	3178966,4
3.2. Шлейфов и УКПГ	347936	349928	349928	349928	349928	349928	349928	349928	349928	349928	3497288
3.3. Коллекторов	9504	9504	9504	9504	9504	9504	9504	9504	9504	9504	95040
3.4. КС	10720	10720	10720	10720	10720	10720	10720	10720	10720	10720	107200
ИТОГО амортизация	686056,64	688048,64	688048,64	688048,64	688048,64	688048,64	688048,64	688048,64	688048,64	688048,64	6878494,4
ВСЕГО	23656205	28526197	26092197	26092197	28526197	26092197	28526197	26092197	16356197	18790197	248749978

10. Анализ инвестиционного проекта. График денежных потоков

1 Налогооблагаемая прибыль

Налогооблагаемая прибыль определяется как разность между объемом реализации и эксплуатационными затратами с амортизацией:

4-й год 21600000-3568137-528572 = 17503291 тыс.руб.

5-й год 26400000-3636137-528572 = 22235291 тыс.руб.

6-й год 24000000-3602137-528572 = 19869291 тыс.руб.

7-й год 26400000-3636137-528572 = 22235291 тыс.руб.

8-й год 24000000-3602137-528572 = 19869291 тыс.руб.

9-й год 24000000-3602137-528572 = 19869291 тыс.руб.

10-й год 24000000-3602137-528572 = 19869291 тыс.руб.

11-й год 21600000-3568137-528572 = 17503291 тыс.руб.

12-й год 16800000-3500137-528572 = 12771291 тыс.руб.

13-й год 9600000-3398137-528572 = 5673291 тыс.руб.

2 Налог на прибыль

Налог на прибыль определяется как произведение налогооблагаемой прибыли на размер налога:

4-й год 17503291·0,2 = 3500658 тыс.руб.

5-й год 22235291·0,2 = 4447058 тыс.руб.

6-й год 19869291·0,2 = 3973858 тыс.руб.

7-й год 22235291·0,2 = 4447058 тыс.руб.

8-й год 19869291·0,2 = 3973858 тыс.руб.

9-й год 19869291·0,2 = 3973858 тыс.руб.

10-й год 19869291·0,2 = 3973858 тыс.руб.

11-й год 17503291·0,2 = 3500658 тыс.руб.

12-й год 12771291·0,2 = 2554258 тыс.руб.

13-й год 5673291·0,2 = 1134658 тыс.руб.

3 Налог на имущество

Налог на имущество рассчитывается как произведение суммы основного и оборотного капитала на размер налога:

4-й год (8937552+90000)·0,022 = 198606 тыс.руб.

5-й год (8937552+110000)·0,022 = 199046 тыс.руб.

6-й год (8937552+100000)·0,022 = 198826 тыс.руб.

7-й год (8937552+110000)·0,022 = 199046 тыс.руб.

8-й год (8937552+100000)·0,022 = 198826 тыс.руб.

9-й год (8937552+100000)·0,022 = 198826 тыс.руб.

10-й год (8937552+100000)·0,022 = 198826 тыс.руб.

11-й год (8937552+90000)·0,022 = 198606 тыс.руб.

12-й год (8937552+70000)·0,022 = 198166 тыс.руб.

13-й год (8937552+40000)·0,022 = 197506 тыс.руб.

4 Чистая прибыль (Пt)

Чистая прибыль рассчитывается как разность между налогооблагаемой прибылью и налогами на прибыль и имущество:

4-й год 17503291-3500658-198606 = 13804027 тыс.руб.

5-й год 22235291-4447058-199046 = 17589187 тыс.руб.

6-й год 19869291-3973858-198826 = 15696607 тыс.руб.

7-й год 22235291-4447058-199046 = 17589187 тыс.руб.

8-й год 19869291-3973858-198826 = 15696607 тыс.руб.

9-й год 19869291-3973858-198826 = 15696607 тыс.руб.

10-й год 19869291-3973858-198826 = 15696607 тыс.руб.

11-й год 17503291-3500658-198606 = 13804027 тыс.руб.

12-й год 12771291-2554258-198166 = 10018867 тыс.руб.

13-й год 5673291-1134658-197506 = 4341127 тыс.руб.

5 Чистые денежные поступления

Чистые денежные поступления рассчитываются как сумма чистой прибыли (Пt) и амортизации (Аt):

4-й год 13804027+528572 = 14332599 тыс.руб.

5-й год 17589187+528572 = 18117759 тыс.руб.

6-й год 15696607+528572 = 16225179 тыс.руб.

7-й год 17589187+528572 = 18117759 тыс.руб.

8-й год 15696607+528572 = 16225179 тыс.руб.

9-й год 15696607+528572 = 16225179 тыс.руб.

10-й год 15696607+528572 = 16225179 тыс.руб.

11-й год 13804027+528572 = 14332599 тыс.руб.

12-й год 10018867+528572 = 10547439 тыс.руб.

13-й год 4341127+528572 = 4869699 тыс.руб.

Анализ инвестиционного проекта представлен в таблице 8.

Таблица 8 - Анализ инвестиционного проекта

Показатель	Год, период	ИТОГО
	-1-й	-2-й	-3-й	4-й	5-й	6-й	7-й	8-й	9-й	10-й	11-й	12-й	13-й
Объем реализации	0	0	0	21600000	26400000	24000000	26400000	24000000	24000000	24000000	21600000	16800000	9600000	218400000
Эксплуатационные затраты	0	0	0	3568137	3636137	3602137	3636137	3602137	3602137	3602137	3568137	3500137	3398137	35715370
Амортизация (Аt)	0	0	0	528572	528572	528572	528572	528572	528572	528572	528572	528572	528572	5285720
Налогооблагаемая прибыль	0	0	0	17503291	22235291	19869291	22235291	19869291	19869291	19869291	17503291	12771291	5673291	177398910
Налог на прибыль	0	0	0	3500658	4447058	3973858	4447058	3973858	3973858	3973858	3500658	2554258	1134658	34345124
Налог на имущество	0	0	0	198606	199046	198826	199046	198826	198826	198826	198606	198166	197506	1986281
Чистая прибыль (Пt)	0	0	0	13804027	17589187	15696607	17589187	15696607	15696607	15696607	13804027	10018867	4341127	139932847
Чистые денежные поступления (Пt+Аt)	0	0	0	14332599	18117759	16225179	18117759	16225179	16225179	16225179	14332599	10547439	4869699	145218567
Капитальные вложения (Кt)	-3426800	-2284880	-3225872	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	8937552

6 Чистый приведенный эффект NPV

Чистый приведенный эффект рассчитывается по формуле:

При ставке дисконтирования Ен =10 %:

При ставке дисконтирования Ен=25 %:

При ставке дисконтирования Ен=35 %:

При ставке дисконтирования Ен=85 %:

При ставке дисконтирования Ен=84 %:

При ставке дисконтирования Ен=83 %:

Согласно расчетам проект рентабелен при ставке дисконтирования 83%.

Расчет чистой приведенной стоимости представлен в таблице 9.

Таблица 9 - Расчет чистой приведенной стоимости (тыс. руб.)

Год	-1-й	-2-й	-3-й	4-й	5-й	6-й	7-й	8-й	9-й	10-й	11-й	12-й	13-й	ИТОГО
Годовой доход, тыс. руб.	-3426800	-2284880	-3225872	14332599	18117759	16225179	18117759	16225179	16225179	16225179	14332599	10547439	4869699
r =10% (1+0,1)n	1,0	1,1	1,21	1,331	1,4641	1,6105	1,7716	1,9487	2,1436	2,3579	2,5937	2,8531	3,1384
NPV	-3426800	-2077164	-2666010	10768294	12374673	10074559	10227002	8326082	7569166	6881060	5525837	3696813	1551636	68825148
r = 25% (1+0,25)n	1,0	1,25	1,5625	1,9531	2,4414	3,0518	3,8147	4,7684	5,9605	7,4506	9,3132	11,6415	14,5519
NPV	-3426800	-1827904	-2064558	7338291	7421034	5316667	4749462	3402667	2722133	2177707	1538951	906018	334643	28588309
r =35% (1+0,35)n	1,0	1,35	1,8225	2,4604	3,3215	4,4840	6,0534	8,1722	11,0324	14,8937	20,1066	27,1439	36,6442
NPV	-3426800	-1305646	-1053346	2674304	1931756	988551	630777	322792	184453	105402	53204	22373	5903	1133724
r =83% (1+0,83)n	1,0	1,83	3,3489	6,1285	11,2151	20,5237	37,5584	68,7318	125,7792	230,1759	421,2219	770,8360	1410,6299
NPV	-3426800	-1248568	-963263	2338685	1615475	790559	482390	236065	128997	70490	34026	13683	3452	75190
r =84% (1+0,84)n	1,0	1,84	3,3856	6,2295	11,4623	21,0906	38,8067	71,4044	131,3840	241,7466	444,8138	818,4573	1505,9615
NPV	-3426800	-1241783	-952821	2300761	1580641	769308	466872	227230	123494	67116	32222	12887	3234	-37640

7 Расчет индекса рентабельности инвестиций

Индекс рентабельности инвестиций PI рассчитывается по формуле:

.

При ставке дисконтирования Ен=0 %:

При ставке дисконтирования Ен=10 %:

При ставке дисконтирования Ен=25 %:

.

При ставке дисконтирования Ен=35 %:

.

При ставке дисконтирования Ен=83 %:

.

При ставке дисконтирования Ен=84 %:

.

Расчет индекса рентабельности инвестиций представлен в таблице 10.

Таблица 10 - Расчет индекса рентабельности инвестиций

Ен, %	Кt/(1+Ен)t-tр	(Пt+Аt)/(1+Ен)t-tр	PI
0	145218567	8937552	16,248
10	76995122	8169974	9,424
25	35907571	7319262	4,906
35	23671255	6889329	3,436
83	5713822	5638631	1,013
84	5583764	5621404	0,993

PI>1 - проект рекомендуется принять.

8 Срок окупаемости проекта

Срок окупаемости проекта - это то время, за которое произойдет полный возврат капитала, вложенного в проект:

4-й год -3426800-2284880-3225872+14332599 = 5395047 тыс. руб.

Срок окупаемости проекта составляет 1 год.

9 Норма рентабельности инвестиций

Норма рентабельности инвестиций определяется по формуле:



Расчет нормы рентабельности инвестиций представлен в таблице 11.

Инвестиции в данный проект оправданы.

Таблица 11 - Норма рентабельности инвестиций

Год	-1-й	-2-й	-3-й	4-й	5-й	6-й	7-й	8-й	9-й	10-й	11-й	12-й	13-й	ИТОГО
Годовой доход, млрд. руб.	-3426800	-2284880	-3225872	14332599	18117759	16225179	18117759	16225179	16225179	16225179	14332599	10547439	4869699
r = 83 % (1+0,83)n	1,0	1,83	3,3489	6,1285	11,2151	20,5237	37,5584	68,7318	125,7792	230,1759	421,2219	770,8360	1410,6299
PV	-3426800	-1248568	-963263	2338685	1615475	790559	482390	236065	128997	70490	34026	13683	3452	75190
r = 84 % (1+0,84)n	1,0	1,84	3,3856	6,2295	11,4623	21,0906	38,8067	71,4044	131,3840	241,7466	444,8138	818,4573	1505,9615
PV	-3426800	-1241783	-952821	2300761	1580641	769308	466872	227230	123494	67116	32222	12887	3234	-37640

10 Коэффициент эффективности проекта

Коэффициент эффективности проекта определяется по формуле:

.



.

11 Выводы

11.1 Чистый приведенный эффект NPV

При ставке дисконтирования ЕН=83 % NPV=75190 тыс. руб. (NPV>0) - проект рекомендуется принять.

При ставке дисконтирования ЕН=83,7 % NPV ? 0 тыс. руб.

11.2 Индекс рентабельности инвестиций PI

При ставке дисконтирования ЕН=83% PI=1,013, следовательно, проект рекомендуется принять.

11.3 Срок окупаемости проекта PP

Срок окупаемости проекта PP составляет 1 год.

11.4 Внутренняя норма прибыли IRR

Внутренняя норма прибыли IRR=83,7 %.

12 График денежных потоков

График денежных потоков представлен на рисунке 2.



Рисунок 2 - График денежных потоков

Таблица 12 - Расчет для построения диаграммы денежных потоков

Год	-1-й	-2-й	-3-й	4-й	5-й	6-й	7-й	8-й	9-й	10-й	11-й	12-й	13-й
Годовой доход, млрд. руб.	-3426800	-2284880	-3225872	14332599	18117759	16225179	18117759	16225179	16225179	16225179	14332599	10547439	4869699
83%	0	6293764	15755794	34862298	37705461	35975363	36273780	33345894	31444420	27952115	21538042	13233734	4933731
Денежный поток	3426800	8578644	18981666	20529699	19587703	19750184	18156022	17120715	15219241	11726936	7205444	2686295	64032

Рисунок 3 - Диаграмма денежных потоков

Список использованных источников

1. Згонникова В.В. Экономика инвестиционных проектов нефтегазового производства: Учебно-методические указания по подготовке курсовых и дипломных работ студентами нефтегазовых специальностей. - Архангельск: Изд-во АГТУ, 2003.-18с.

2. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. - М.:Минтопэнерго, 1996г.

3. Справочное руководство по проектированию, разработки и эксплуатации нефтяных и газонефтяных месторождений. - М.: Недра, 1983г.

Размещено на Allbest.ru