Технико-экономическое обоснование инвестиционных проектов геологоразведочных работ

Размещено на http://www.allbest.ru

Министерство образования и науки РФ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ АВТОНОМНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт - природных ресурсов

Специальность - Геология нефти и газа

Кафедра - Экономики природных ресурсов

Курсовая работа по курсу

«Технико-экономическое обоснование и управление нефтегазовыми проектами»

«ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ»

Выполнил студент гр.З-2123 Толмачев А.Ю.

Проверил доцент кафедры ЭПР Вазим А.А,

Томск 2018 г.

ВВЕДЕНИЕ

Нефтяная и газовая промышленность, являясь составной частью топливно-энергетического комплекса, представляет собой сложную отрасль производства. В решении задачи добычи нефти и газа, производства нефтепродуктов и доведении их до потребителя участвуют многочисленные отрасли промышленности с различными технологическими процессами, тесно связанные между собой в производственном процессе. Основа развития нефтяной и газовой промышленности - это подготовка запасов нефти и газа в результате проведения геолого-поисковых и разведочных работ. Современные поисково-разведочные работы включают: научные исследования, геологические, геофизические и геохимические изыскания, параметрическое, структурное и глубокое поисковое и разведочное бурение скважин. инвестиционный проект промышленность рентабельность

Нефтегазодобывающая промышленность - одна из наиболее капиталоемких отраслей тяжелой индустрии. Это обусловлено, в первую очередь, необходимостью непрерывного капитального строительства, т.е. создания новых дорогостоящих основных фондов, а также проведения работ по разведке и подготовке новых нефтяных и газовых месторождений. Предприятия, как правило, финансируют геологоразведочные работы за счёт собственных источников финансирования. Перед ними всегда возникает двуединая задача: с одной стороны, обосновать перед будущими инвесторами привлекательность и необходимость модернизации или ввода новых основных фондов, а с другой - доказать привлекательность осуществления инвестиционного проекта на основе оценки его эффективности.

Решение этой задачи предполагает использование системы показателей, отражающих соотношение затрат и результатов применительно к интересам участников инвестиционного проекта, а именно:

- показатели предполагаемой доходности от вложения средств в проект, а также показатели коммерческой (финансовой) эффективности, учитывающие финансовые последствия от реализации проекта для непосредственных участников;

- показатели экономической эффективности, учитывающие затраты и результаты, связанные с реализацией проекта;

- показатели социальных и экологических последствий, а также затрат, связанных с социальными мероприятиями и охраной окружающей среды.

Выбор того или иного направления вложений определяется многими обстоятельствами. Важнейшими среди них являются следующие: инвестиционный климат в стране, состояние производственно-технической базы промышленных предприятий, кредитная политика, уровень развития воспроизводственной рыночной инфраструктуры и системы привлечения и освоения капиталовложений, система налогообложения, уровень развития законодательной базы в сфере налогообложения.

Объектами исследования в курсовой работе являются семь лицензионных участков с различными производственными и экономическими показателями.

Цели и задачи курсовой работы

В результате выполнения курсовой работы необходимо получить представление об основных теоретических и методологических аспектах обоснования инвестиционных программ и проектов, которые реализуются на предприятиях нефтяной и газовой промышленности на стадии «разведка-добыча». Узнать и научиться использовать методы расчёта основных производственных, экономических показателей реализации деятельности хозяйствующего субъекта. Иметь опыт технико-экономического обоснования целесообразности освоения того или иного месторождения, участка; производить сравнительный анализ экономической эффективности организационно - технических мероприятий, применять различные приёмы анализа и оценки инвестиционной привлекательности объектов недропользования.

К задачам выполнения курсовой работы относятся:

- расчёт технико-экономических показателей разработки лицензионных участков;

- оценка эффективности реализации проектов;

- ранжирование лицензионных участков по степени привлекательности для реализации проектов;

- расчет порога рентабельности и запаса финансовой устойчивости;

- построение графика безубыточности работы предприятия на лицензионном участке.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ КУРСОВОЙ РАБОТЫ

Исходные данные для выполнения контрольной работы представлены в таблицах 1, 2 и 3.

Таблица 1 - Принятые цены, курсы валют, коэффициенты для расчётов

	Показатель	ед. измерения	Значение
1.	Курс $ к рублю на 08.01.18 г.	рубль	57,6
2.	Цена реализации нефти	рубль за тонну	28132,2
3.	Цена реализации нефти	$ за баррель	67,74
4.	Средняя капит. ГРР	$ за тонну	10
5.	Коэффициент пересчёта баррель в тонны		7,21
6.	Коэффициент пересчёта дебита куб.м в тонны		0,87
7.	Количество дней работы скважины в год,	дни	340
8.	Норма рентабельности,	%	20
9.	Коэффициент дисконтирования	%	10
10.	Срок действия лицензионного соглашения	лет	25

Таблица 2 - Структура финансирования освоения участков по годам, %

Показатели годы		2018	2019	2020	2021	2022
Стоимость лицензионного участка списывается в первом год полностью		100
Суммарный объём финансирования ГРР	100
в том числе: - НИР и ПСД;	3,2	15	15	20	20	30
- Организационные затраты,		10	20	20	25	25

Таблица 3 - Исходные данные для выполнения курсовой работы

Показатели	лицензионные участки
	№ 1	№ 2	№ 3	№ 4	№ 5	№ 6	№ 7
Категория запасов (ресурсов), млн. тонн	Сз -20,5; Д1-15,5	Сз -8,5; Д1-4,8	Сз -0; Д1-2,5	Сз -7,5; Д1-8,9	Сз -7,5; Д1-7,5	С3 -8,7; Д1-9,8	С3 -7,3; Д1-3,1
Расчётные извлекаемые запасы, ресурсы, С1, млн. тонн	7,1	5,1	0,4	0,8	0,89	3,3	2,6
Суммарный прирост запасов С1 по итогам ГРР, млн. тонн	0,7	0,4	0,3	0,3	0,6	0,8	2,1
Площадь , кв. км.	2310,3	1466,05	934,4	789,62	1980,2	2169	1896,8
Локальные структуры	3	0	0	0	0	5	13
Сейсморазведочные работы, пог. км.	500	1600	600	700	1400	500	700
Количество вводимых поисково-разведочных скважин, ед.	3	3	2	2	3	2	5
Геологические риски	средние	средние	высокие	высокие	низкие	низкие	низкие
Среднесуточный дебит скважины (прогноз), куб. м. в сутки	15	25	10	5	10	60	50
Наличие производственной инфраструктуры	нефтепровод, ЛЭП, речной транспорт, аэропорт, "бетонка", "зимники"
Основные нефте-перспективные горизонты	пласт Ю1
Суммарный объём финансирования ГРР, млн. руб.	560	720	426	426	684	390	960
Стоимость лицензионного участка, млн. руб.	190	37	15	10	35	110	55
Снижение эксплуатационных затрат в результате внедрения организационно-технических мероприятий (ОТМ)	на самом лучшем участке на третий год разработки участка
Объём капитальных вложений на ОТМ, млн. руб.	32,0
Снижение издержек производства в результате реализации ОТМ ,млн. руб. в год	12,0
Организационные затраты, млн. руб. в год	7,5
Год ввода в эксплуатацию скважин	со второго года
Стоимость 1 скважины, млн. руб.	153,0
Период расчёт показателей, лет	5
Коэффициент дисконтирования, %	10

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ

1. Расчёт технико-экономических показателей разработки лицензионных участков

Для технико-экономической оценки лицензионных участков рассматриваются три группы показателей:

1. производственные показатели;

2. экономические показатели;

3. показатели эффективности реализации проекта.

Для того, чтобы все участки привести в сопоставимый вид, используется одинаковая структура списания на затраты по годам, затрат по научно - исследовательским работам (НИР), проектно - сметной документации (ПСД), организационных затрат в зависимости от суммарного объёма финансирования ГРР. Стоимость лицензионного участка списывается полностью на затраты первого года.

Объёмы ГРР для оценки приняты на основании технологической стадийности выполнения работ, учитывается сезонность работ. Организационные затраты приняты на основе среднестатистических данных малых компаний - недропользователей, которые привлекают для выполнения работ подрядные организации. Значение показателей принято из наиболее «типичного» варианта - начала добычи и реализации нефти из одиночных скважин, путём сбора нефти из одиночных скважин и вывоза её автотранспортом для потребителей Томской области, на внутренний рынок.

2. Расчёт показателей эффективности реализации проектов

На первом этапе оценки эффективности проектов определяется общий объём инвестиций. Всего инвестиционные затраты на рассматриваемый период определяются по формуле:

, (1)

где Io - общие инвестиционные затраты компании, млн. руб.; I₁ - финансирование геологоразведочных работ, млн. руб.; I₂ - стоимость лицензионного участка, млн. руб.; I_З - затраты на научно-исследовательские работы и проектно-сметную документацию, млн. руб.; I₄ - организационные затраты, млн. руб.

Капитализация затрат на лицензионном участке определяется по формуле:

, (2)

где I_k - капитализация затрат, млн. руб.; s - средний уровень капитализации геологоразведочных работ по отрасли, рублей за тонну; Q - прирост доказанных запасов нефти в i-том году, млн.тонн; n - период расчёта, лет.

Выручка от реализации проектов определяется следующим образом:

, (3)

где Ro - выручка от реализации, млн. руб.; q - среднесуточный дебит скважины, тонн в сутки; F - количество рабочих дней в году; k - количество вводимых скважин в i-том году нарастающим итогом, ед.

Прибыль (p) определяется исходя из среднего уровня рентабельности по отрасли. В данном случае рентабельность составила 20 %.

Движение денежных средств (поток наличности) определяется как разница между общими инвестиционными затратами и выручкой от реализации продукции в каждом периоде и с учётом нарастания показателей.

Для оценки эффективности проектов рассчитываются показатели:

- рентабельность капитализированных затрат;

- доходность инвестиций;

- срок окупаемости;

- отношение стартовой цены лицензионного участка к расчётным извлекаемым запасам, руб./тонну;

- отношение объёма финансирования к приросту извлекаемых запасов, руб./тонну.

Рентабельность капитализированных затрат (return on capitalized costs) определяется по формуле:

(4)

В данном случае считается не целесообразным дисконтировать стоимость капитала, так как на стадии выбора участка расчёт будет с большой погрешностью, т. е. неопределённостью. Это так же связано и с тем, что не определены источники финансирования: структура собственного и заёмного капитала. Поэтому доходность инвестиций (return on investment) в данном случае может быть определена по формуле:

(5)

Срок окупаемости T_p (payback period) определяется как соотношение инвестиций и прибыли, которая получена за счёт данных инвестиций:

 (6)

Для более точной оценки целесообразности выбора проекта для реализации производится расчёт чистых денежных потоков с учётом коэффициента дисконтирования:

Дисконтированная стоимость (present value -- PV) некоторой суммы P, получаемой через n лет при инвестировании капитала под r %, может быть получена из уравнения:

(7)

Чаще всего прибыли (потоки реальных денег) появляются не единовременно по истечении t лет, а в виде серии (неравных) потоков (сумм) Р₁, Р₂, Р₃, …, Р_t, поступающих в конце соответствующих лет. В этом случае все, что от нас требуется для определения их дисконтированной стоимости, - это привести прибыли каждого года к их дисконтированной величине и сложить. Таким образом, дисконтированная стоимость серии неравных потоков реальных денег (прибылей) задается формулой:

(8)

Это и есть в общем виде формула для расчета дисконтированной стоимости будущих прибылей. Коэффициент , позволяющий перейти от некоторой суммы, получаемой в будущем, к ее дисконтированной стоимости, называется коэффициентом дисконтирования.

Поток денежной наличности (PV). Поток денежной наличности - сумма прибыли от реализации и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину инвестиций:

(9)

где PV - поток денежной наличности в t-ом году, тыс.руб.;

Рt - прибыль от реализации в t-м году;

At - амортизационные отчисления в t-м году;

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

Чистый дисконтированный доход (NPV). Чистый дисконтированный доход - сумма прибыли от реализации и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину инвестиций, направляемых на освоение нефтяного месторождения - определяется как сумма текущих годовых потоков, приведенных к начальному году

(10)

где NPV - дисконтированный поток денежной наличности;

Ен - норматив дисконтирования, доли ед.;

T - расчетный период оценки, годы;

t, tp - соответственно текущий и расчетный год.

Прибыль от реализации (Рt). Прибыль от реализации - совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением в них амортизационных отчислений и общей суммы налогов, направляемых в бюджетные и внебюджетные фонды. 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 приведения:

(11)

где Bt - выручка от реализации продукции в t-м году;

Эt - эксплуатационные затраты с амортизацией в t-м году. тыс. руб.;

Ht - сумма налогов тыс. руб.

Выручка от реализации продукции (Bt) рассчитывается как произведение цены реализации нефти на объем добычи:

, (12)

где Цн, Цг - соответственно цена реализации нефти и газа в t-м году тыс. руб.; Qн, Qг - соответственно добыча нефти и газа в t-м году тыс. тонн.

Внутренняя норма возврата капитальных вложений (IRR). Внутренняя норма возврата капитальных вложений (IRR) представляет собой то значение нормы дисконта, при котором сумма чистого дохода от инвестиций равна сумме инвестиций, т.е. капиталовложения окупаются. Или, другими словами, это то значение норматива дисконтирования, при котором величина суммарного потока наличности за расчетный срок равна нулю:

(13)

где IRR - внутренняя рентабельность, доли ед.; Т - продолжительность периода расчета, год; t=1 - период расчета, год; IRR - внутренняя норма возврата капитальных вложений, %; t-tp - разница текущего и расчетного года, годы.

Определяемая таким образом внутренняя 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.

Индекс доходности (PI). Индекс доходности (PI) характеризует экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой отношение суммарных приведенных чистых поступлений (прибыли от реализации нефти и амортизационных отчислений) к суммарному дисконтированному объему капитальных вложений:

, (14)

где PI - индекс доходности, доли ед.;

Результаты расчёта показателей по каждому лицензионному участку сводятся в таблицу.

Таблица 4 - Основные технико-экономические показатели ГРР лицензионного участка №1

Показатели	период
	ВСЕГО	2018 г.	2019 г.	2020г.	2021г.	2022 г.
Основные производственные показатели
Категория запасов (ресурсов), млн. тонн	С3 -20,5; Д1-15,5
Расчётные извлекаемые запасы, ресурсы, С1, млн. тонн	7,1
Суммарный прирост запасов С1 по итогам ГРР, млн. тонн	0,7			0,16	0,32	0,22
Площадь , кв. км.	2310,3
Локальные структуры	3
Сейсморазведочные работы, пог.км.	500	500
Количество вводимых поисково-разведочных скважин, ед	3			1	1	1
Геологические риски	средние
Среднесуточный дебит скважины (прогноз), тонн в сутки	15
Наличие производственной инфраструктуры	нефтепровод, ЛЭП, речной транспорт, аэропорт, "бетонка", "зимники"
Основные нефтеперспективные горизонты	пласт Ю1
Основные экономические показатели
Суммарный объём финансирования ГРР, млн. руб.	560	101	0	153	153	153
в т.ч.: - сейсморазведочные работы, млн.руб.;	101	101
- бурение скважин, млн.руб.	459	0	0	153	153	153
Стоимость лицензионного участка	190	190
НИР и ПИР	17,92	2,69	2,69	3,58	3,58	5,38
Организационные затраты	7,5	0,75	1,5	1,5	1,88	1,88
Всего инвестиционные затраты компании млн. руб.:
- затратный метод;	775,42	294,44	4,19	158,08	158,46	160,25
Выручка от реализации, млн. руб. :	860,85	0	0	143,47	286,95	430,42
- налоги и платежи, эксплуатационные затраты;	717,37	0	0	119,56	239,12	358,69
- прибыль.	143,47	0	0	23,91	47,82	71,74
Капитализация затрат, млн. руб.	80,64	0	0	18,43	36,86	25,34
Эффективность от деятельности
Поток наличности, млн. руб.	85,43	-294,44	-4,19	-14,61	128,49	270,17
Нарастающим итогом, млн. руб.	-1005,62	-294,44	-298,63	-313,24	-184,75	85,43
Чистые поступления, млн. руб.	4,79	-294,44	-4,19	-33,04	91,63	244,83
Рентабельность, %	20
Срок окупаемости капитальных вложений, лет	5,4
Отношение стартовой цены л.у к расч. извл запасам, руб/тонну	26,76
Отношение объёма финансирования ГРР к приросту извлекаемых запасов, руб/тонну	800
Поток наличности с учётом дисконтирования, млн. руб.	-39,11	-294,44	-3,77	-11,83	93,67	177,26
Нарастающим итогом с учётом дисконтирования, млн. руб.	-905,24	-294,44	-271,48	-258,87	-138,80	58,35
Чистые поступления с учётом дисконтирования, млн. руб	-97,54	-294,44	-3,77	-26,76	66,79	160,63
Капитализация затрат с учетом дисконтирования, млн. руб.	60,24			15,23	27,70	17,31
Капитализация затрат с учетом дисконт. Нараст. итогом,млн.руб	118,40			15,23	42,93	60,24
Коэффициент дисконтирования		1,00	0,91	0,83	0,75	0,68

Вывод: Срок окупаемости данного лицензионного участка более 5 лет, несмотря на то, что поток наличности первые три года имеет отрицательное значение. Дисконтированные денежные средства имеют также отрицательное значение.

Таблица 5 - Основные технико-экономические показатели ГРР лицензионного участка №2

Показатели	период
	ВСЕГО	2018 г.	2019 г.	2020г.	2021г.	2022 г.
Основные производственные показатели
Категория запасов (ресурсов), млн. тонн	Сз -8,5; Д1-4,8
Расчётные извлекаемые запасы, ресурсы, С1, млн. тонн	5,1
Суммарный прирост запасов С1 по итогам ГРР, млн. тонн	0,4			0,2	0,1	0,1
Площадь , кв. км.	1466,05
Локальные структуры	0
Сейсморазведочные работы, пог.км.	1600	1600
Количество вводимых поисково-разведочных скважин, ед	3			1	1	1
Геологические риски	средние
Среднесуточный дебит скважины (прогноз), тонн в сутки	25
Наличие производственной инфраструктуры	нефтепровод, ЛЭП, речной транспорт, аэропорт, "бетонка", "зимники"
Основные нефтеперспективные горизонты	пласт Ю1
Основные экономические показатели
Суммарный объём финансирования ГРР, млн. руб.	720	261	0	153	153	153
в т.ч.: - сейсморазведочные работы, млн.руб.;	261	261
- бурение скважин, млн.руб.	459	0	0	153	153	153
Стоимость лицензионного участка	37	37
НИР и ПИР	23,04	3,46	3,46	4,61	4,61	6,91
Организационные затраты	7,5	0,75	1,5	1,5	1,88	1,88
Всего инвестиционные затраты компании млн. руб.:
- затратный метод;	787,54	302,21	4,96	159,11	159,48	161,79
Выручка от реализации, млн. руб. :	1434,74	0	0	239,12	478,25	717,37
- налоги и платежи, эксплуатационные затраты;	1195,62	0	0	199,27	398,54	597,81
- прибыль.	239,12	0	0	39,85	79,71	119,56
Капитализация затрат, млн. руб.	46,08	0	0	23,04	11,52	11,52
Эффективность от деятельности
Поток наличности, млн. руб.	647,20	-302,21	-4,96	80,02	318,76	555,58
Нарастающим итогом, млн. руб.	-97,69	-302,21	-307,16	-227,15	91,62	647,20
Чистые поступления, млн. руб.	601,12	-302,21	-4,96	56,98	307,24	544,06
Рентабельность, %	20
Срок окупаемости капитальных вложений, лет	3,3
Отношение стартовой цены л.у к расч. извл запасам, руб/тонну	7,25
Отношение объёма финансирования ГРР к приросту извлекаемых запасов, руб/тонну	1800
Поток наличности с учётом дисконтирования, млн. руб.	355,04	-302,21	-4,46	64,81	232,38	364,52
Нарастающим итогом с учётом дисконтирования, млн. руб.	-258,29	-302,21	-279,24	-187,72	68,83	442,05
Чистые поступления с учётом дисконтирования, млн. руб	320,43	-302,21	-4,46	46,15	223,98	356,96
Капитализация затрат с учетом дисконтирования, млн. руб.	35,56			19,04	8,66	7,87
Капитализация затрат с учетом дисконт. Нараст. Итогом,млн.руб	82,30			19,04	27,70	35,56
Коэффициент дисконтирования		1,00	0,91	0,83	0,75	0,68

Вывод: Срок окупаемости лицензионного участка №2 равен 3,3 года. Это говорит о том, что выручка равная 239,12 млн. руб. полностью покрывает все инвестиционные затраты по истечению 3 лет. Поток наличности равен 647,2 млн. руб.; дисконтированный поток наличности - 355,04 млн. руб. Среднесуточный дебит скважины 25 тонн в сутки, значение этого показателя достаточно хорошее. Геологические риски средние. Учитывая цену реализации нефти в России и курс доллара, делаем вывод, что такой участок необходимо разрабатывать.

Таблица 6 - Основные технико-экономические показатели ГРР на лицензионном участке №3

Показатели	период
	ВСЕГО	2018 г.	2019 г.	2020г.	2021г.	2022 г.
Основные производственные показатели
Категория запасов (ресурсов), млн. тонн	Сз -0; Д1-2,5
Расчётные извлекаемые запасы, ресурсы, С1, млн. тонн	0,4
Суммарный прирост запасов С1 по итогам ГРР, млн. тонн	0,3			0,15	0,15
Площадь , кв. км.	934,4
Локальные структуры	0
Сейсморазведочные работы, пог.км.	600	600
Количество вводимых поисково-разведочных скважин, ед	2			1	1
Геологические риски	высокие
Среднесуточный дебит скважины (прогноз), тонн в сутки	10
Наличие производственной инфраструктуры	нефтепровод, ЛЭП, речной транспорт, аэропорт, "бетонка", "зимники"
Основные нефтеперспективные горизонты	пласт Ю1
Основные экономические показатели
Суммарный объём финансирования ГРР, млн. руб.	426	120	0	153	153	0
в т.ч.: - сейсморазведочные работы, млн.руб.;	120	120
- бурение скважин, млн.руб.	306	0	0	153	153	0
Стоимость лицензионного участка	15	15
НИР и ПИР	13,632	2,04	2,04	2,73	2,73	4,09
Организационные затраты	7,5	0,75	1,5	1,5	1,88	1,88
Всего инвестиционные затраты компании млн. руб.:
- затратный метод;	462,132	137,79	3,54	157,23	157,60	5,96
Выручка от реализации, млн. руб. :	478,25	0	0	95,65	191,30	191,30
- налоги и платежи, эксплуатационные затраты;	398,54	0	0	79,71	159,42	159,42
- прибыль.	79,71	0	0	15,94	31,88	31,88
Капитализация затрат, млн. руб.	34,56	0	0	17,28	17,28	0,00
Эффективность от деятельности
Поток наличности, млн. руб.	16,12	-137,79	-3,54	-61,58	33,70	185,33
Нарастающим итогом, млн. руб.	-635,15	-137,79	-141,34	-202,92	-169,22	16,12
Чистые поступления, млн. руб.	-18,44	-137,79	-3,54	-78,86	16,42	185,33
Рентабельность, %	20
Срок окупаемости капитальных вложений, лет	5,8
Отношение стартовой цены л.у к расч. извл запасам, руб/тонну	37,50
Отношение объёма финансирования ГРР к приросту извлекаемых запасов, руб/тонну	1420
Поток наличности с учётом дисконтирования, млн. руб.	-44,70	-137,79	-3,19	-49,88	24,57	121,60
Нарастающим итогом с учётом дисконтирования, млн. руб.	-550,11	-137,79	-128,49	-167,70	-127,14	11,01
Чистые поступления с учётом дисконтирования, млн. руб	-71,29	-137,79	-3,19	-63,87	11,97	121,60
Капитализация затрат с учетом дисконтирования, млн. руб.	27,26			14,28	12,98	0,00
Капитализация затрат с учетом дисконт. Нараст. Итогом,млн.руб	68,81			14,28	27,26	27,26
Коэффициент дисконтирования		1,00	0,91	0,83	0,75	0,68

Вывод: Лицензионный участок №3 будет окупаться более 5 лет. Выручка от реализации больше чем инвестиционные затраты на 16,12 млн. руб. Среднесуточный дебит одной скважины составляет 10 тонн в сутки, на данном участке всего 2 скважины и высокие геологические риски. Сложившаяся ситуация говорит о том, что этот участок не эффективен и экономически не выгодный.

Таблица 7 - Основные технико-экономические показатели ГРР лицензионного участка №4

Показатели	период
	ВСЕГО	2018 г.	2019 г.	2020г.	2021г.	2022 г.
Основные производственные показатели
Категория запасов (ресурсов), млн. тонн	Сз -7,5; Д1-8,9
Расчётные извлекаемые запасы, ресурсы, С1, млн. тонн	0,8
Суммарный прирост запасов С1 по итогам ГРР, млн. тонн	0,3			0,15	0,15
Площадь , кв. км.	789,62
Локальные структуры	0
Сейсморазведочные работы, пог.км.	700	700
Количество вводимых поисково-разведочных скважин, ед	2			1	1
Геологические риски	высокие
Среднесуточный дебит скважины (прогноз), тонн в сутки	5
Наличие производственной инфраструктуры	нефтепровод, ЛЭП, речной транспорт, аэропорт, "бетонка", "зимники"
Основные нефтеперспективные горизонты	пласт Ю1
Основные экономические показатели
Суммарный объём финансирования ГРР, млн. руб.	426	120	0	153	153	0
в т.ч.: - сейсморазведочные работы, млн.руб.;	120	120
- бурение скважин, млн.руб.	306	0	0	153	153	0
Стоимость лицензионного участка	10	10
НИР и ПИР	13,632	2,04	2,04	2,73	2,73	4,09
Организационные затраты	7,5	0,75	1,5	1,5	1,88	1,88
Всего инвестиционные затраты компании млн. руб.:
- затратный метод;	457,132	132,79	3,54	157,23	157,60	5,96
Выручка от реализации, млн. руб. :	239,12	0	0	47,82	95,65	95,65
- налоги и платежи, эксплуатационные затраты;	199,27	0	0	39,85	79,71	79,71
- прибыль.	39,85	0	0	7,97	15,94	15,94
Капитализация затрат, млн. руб.	34,56	0	0	17,28	17,28	0,00
Эффективность от деятельности
Поток наличности, млн. руб.	-218,01	-132,79	-3,54	-109,40	-61,95	89,68
Нарастающим итогом, млн. руб.	-1040,58	-132,79	-136,34	-245,74	-307,69	-218,01
Чистые поступления, млн. руб.	-252,57	-132,79	-3,54	-126,68	-79,23	89,68
Рентабельность, %	20
Срок окупаемости капитальных вложений, лет	11,5
Отношение стартовой цены л.у к расч. извл запасам, руб/тонну	12,50
Отношение объёма финансирования ГРР к приросту извлекаемых запасов, руб/тонну	1420
Поток наличности с учётом дисконтирования, млн. руб.	-210,92	-132,79	-3,19	-88,62	-45,16	58,84
Нарастающим итогом с учётом дисконтирования, млн. руб.	-839,91	-132,79	-123,95	-203,09	-231,17	-148,90
Чистые поступления с учётом дисконтирования, млн. руб	-237,52	-132,79	-3,19	-102,61	-57,76	58,84
Капитализация затрат с учетом дисконтирования, млн. руб.	27,26			14,28	12,98	0,00
Капитализация затрат с учетом дисконт. Нараст. Итогом,млн.руб	68,81			14,28	27,26	27,26
Коэффициент дисконтирования		1,00	0,91	0,83	0,75	0,68

Вывод: Поток наличности лицензионного участка №4 отрицательный, это связано с очень низким среднесуточным дебитом скважин - 5 тонн, количеством вводимых в эксплуатацию скважин (2). Выручка от реализации составила 239,12 млн. рублей, что не позволяет покрыть инвестиционные затраты равные 457,132 млн. руб. за пять лет. Срок окупаемости лицензионного участка №4 более 11 лет.

Таблица 8 - Основные технико-экономические показатели ГРР лицензионного участка №5

Показатели	период
	ВСЕГО	2018 г.	2019 г.	2020г.	2021г.	2022 г.
Основные производственные показатели
Категория запасов (ресурсов), млн. тонн	Сз -7,5; Д1-7,5
Расчётные извлекаемые запасы, ресурсы, С1, млн. тонн	0,89
Суммарный прирост запасов С1 по итогам ГРР, млн. тонн	0,6			0,3	0,15	0,15
Площадь , кв. км.	1980,2
Локальные структуры	0
Сейсморазведочные работы, пог.км.	1400	1400
Количество вводимых поисково-разведочных скважин, ед	3			1	1	1
Геологические риски	низкие
Среднесуточный дебит скважины (прогноз), тонн в сутки	10
Наличие производственной инфраструктуры	нефтепровод, ЛЭП, речной транспорт, аэропорт, "бетонка", "зимники"
Основные нефтеперспективные горизонты	пласт Ю1
Основные экономические показатели
Суммарный объём финансирования ГРР, млн. руб.	684	225	0	153	153	153
в т.ч.: - сейсморазведочные работы, млн.руб.;	225	225
- бурение скважин, млн.руб.	459	0	0	153	153	153
Стоимость лицензионного участка	35	35
НИР и ПИР	21,888	3,28	3,28	4,38	4,38	6,57
Организационные затраты	7,5	0,75	1,5	1,5	1,88	1,88
Всего инвестиционные затраты компании млн. руб.:
- затратный метод;	748,388	264,03	4,78	158,88	159,25	161,44
Выручка от реализации, млн. руб. :	573,90	0	0	95,65	191,30	286,95
- налоги и платежи, эксплуатационные затраты;	478,25	0	0	79,71	159,42	239,12
- прибыль.	95,65	0	0	15,94	31,88	47,82
Капитализация затрат, млн. руб.	69,12	0	0	34,56	17,28	17,28
Эффективность от деятельности
Поток наличности, млн. руб.	-174,49	-264,03	-4,78	-63,23	32,05	125,51
Нарастающим итогом, млн. руб.	-1339,38	-264,03	-268,82	-332,04	-300,00	-174,49
Чистые поступления, млн. руб.	-243,61	-264,03	-4,78	-97,79	14,77	108,23
Рентабельность, %	20
Срок окупаемости капитальных вложений, лет	7,8
Отношение стартовой цены л.у к расч. извл запасам, руб/тонну	39,33
Отношение объёма финансирования ГРР к приросту извлекаемых запасов, руб/тонну	1140
Поток наличности с учётом дисконтирования, млн. руб.	-213,85	-264,03	-4,30	-51,21	23,36	82,35
Нарастающим итогом с учётом дисконтирования, млн. руб.	-1127,40	-264,03	-244,38	-274,42	-225,39	-119,18
Чистые поступления с учётом дисконтирования, млн. руб	-265,77	-264,03	-4,30	-79,21	10,76	71,01
Капитализация затрат с учетом дисконтирования, млн. руб.	53,35			28,56	12,98	11,80
Капитализация затрат с учетом дисконт. Нараст. Итогом,млн.руб	123,45			28,56	41,54	53,35
Коэффициент дисконтирования		1,00	0,91	0,83	0,75	0,68

Вывод: На данном лицензионном участке срок окупаемости составит более 7 лет. Поток наличности отрицательный и равен 174,49 млн. руб. Выручка от реализации в 1,3 раза меньше инвестиционных затрат. Прогнозируемые дебиты скважин не высокие - 10 тонн в сутки. Учитывая все факторы, данный участок является одним из неэффективных экономически.

Таблица 9 - Основные технико-экономические показатели ГРР лицензионного участка №6

Показатели	период
	ВСЕГО	2018 г.	2019 г.	2020г.	2021г.	2022 г.
Основные производственные показатели
Категория запасов (ресурсов), млн. тонн	С3 -8,7; Д1-9,8
Расчётные извлекаемые запасы, ресурсы, С1, млн. тонн	3,3
Суммарный прирост запасов С1 по итогам ГРР, млн. тонн	0,8			0,3	0,15	0,15
Площадь , кв. км.	2169
Локальные структуры	5
Сейсморазведочные работы, пог.км.	500	500
Количество вводимых поисково-разведочных скважин, ед	2			1	1
Геологические риски	низкие
Среднесуточный дебит скважины (прогноз), тонн в сутки	60
Наличие производственной инфраструктуры	нефтепровод, ЛЭП, речной транспорт, аэропорт, "бетонка", "зимники"
Основные нефтеперспективные горизонты	пласт Ю1
Основные экономические показатели
Суммарный объём финансирования ГРР, млн. руб.	390	84	0	153	153	0
в т.ч.: - сейсморазведочные работы, млн.руб.;	84	84
- бурение скважин, млн.руб.	306	0	0	153	153	0
Стоимость лицензионного участка	110	110
НИР и ПИР	12,48	1,87	1,87	2,50	2,50	3,74
Организационные затраты	7,5	0,75	1,5	1,5	1,88	1,88
Всего инвестиционные затраты компании млн. руб.:
- затратный метод;	519,98	196,62	3,37	157,00	157,37	5,62
Выручка от реализации, млн. руб. :	2869,48	0	0	573,90	1147,79	1147,79
- налоги и платежи, эксплуатационные затраты;	2391,24	0	0	478,25	956,49	956,49
- прибыль.	478,25	0	0	95,65	191,30	191,30
Капитализация затрат, млн. руб.	51,84	0	0	34,56	17,28	0,00
Эффективность от деятельности
Поток наличности, млн. руб.	2349,50	-196,62	-3,37	416,90	990,42	1142,17
Нарастающим итогом, млн. руб.	3377,12	-196,62	-199,99	216,91	1207,33	2349,50
Чистые поступления, млн. руб.	2297,66	-196,62	-3,37	382,34	973,14	1142,17
Рентабельность, %	20
Срок окупаемости капитальных вложений, лет	1,1
Отношение стартовой цены л.у к расч. извл запасам, руб/тонну	33,33
Отношение объёма финансирования ГРР к приросту извлекаемых запасов, руб/тонну	487,5
Поток наличности с учётом дисконтирования, млн. руб.	1609,43	-196,62	-3,03	337,69	722,02	749,38
Нарастающим итогом с учётом дисконтирования, млн. руб.	2312,65	-196,62	-181,81	179,26	907,08	1604,74
Чистые поступления с учётом дисконтирования, млн. руб	1568,84	-196,62	-3,03	309,70	709,42	749,38
Капитализация затрат с учетом дисконтирования, млн. руб.	41,54			28,56	12,98	0,00
Капитализация затрат с учетом дисконт. Нараст. Итогом,млн.руб	111,65			28,56	41,54	41,54
Коэффициент дисконтирования		1,00	0,91	0,83	0,75	0,68

Вывод: Поток наличности участка номер шесть составил 2349,5 млн. руб. Срок окупаемости данного лицензионного участка небольшой - 1,1 года. Среднесуточный дебит скважины равен 60 тонн в сутки. Кроме того, геологические риски низкие. Следовательно, этот участок экономически очень привлекательный для разработки.

Таблица 10 - Основные технико-экономические показатели ГРР лицензионного участка №7

Показатели	период
	ВСЕГО	2018 г.	2019 г.	2020г.	2021г.	2022 г.
Основные производственные показатели
Категория запасов (ресурсов), млн. тонн	С3 -7,3; Д1-3,1
Расчётные извлекаемые запасы, ресурсы, С1, млн. тонн	2,6
Суммарный прирост запасов С1 по итогам ГРР, млн. тонн	2,1			0,3	0,15	0,15
Площадь , кв. км.	1896,8
Локальные структуры	13
Сейсморазведочные работы, пог.км.	700	700
Количество вводимых поисково-разведочных скважин, ед	5			2	2	1
Геологические риски	низкие
Среднесуточный дебит скважины (прогноз), тонн в сутки	50
Наличие производственной инфраструктуры	нефтепровод, ЛЭП, речной транспорт, аэропорт, "бетонка", "зимники"
Основные нефтеперспективные горизонты	пласт Ю1
Основные экономические показатели
Суммарный объём финансирования ГРР, млн. руб.	960	195	0	306	306	153
в т.ч.: - сейсморазведочные работы, млн.руб.;	195	195
- бурение скважин, млн.руб.	765	0	0	306	306	153
Стоимость лицензионного участка	55	55
НИР и ПИР	30,72	4,61	4,61	6,14	6,14	9,22
Организационные затраты	7,5	0,75	1,5	1,5	1,88	1,88
Всего инвестиционные затраты компании млн. руб.:
- затратный метод;	1053,22	255,36	6,11	313,64	314,02	164,09
Выручка от реализации, млн. руб. :	5260,72	0	0	956,49	1912,99	2391,24
- налоги и платежи, эксплуатационные затраты;	4383,93	0	0	797,08	1594,16	1992,7
- прибыль.	876,79	0	0	159,42	318,83	398,54
Капитализация затрат, млн. руб.	120,96	0	0	69,12	34,56	17,28
Эффективность от деятельности
Поток наличности, млн. руб.	4207,50	-255,36	-6,11	642,85	1598,97	2227,15
Нарастающим итогом, млн. руб.	6052,42	-255,36	-261,47	381,38	1980,36	4207,50
Чистые поступления, млн. руб.	4086,54	-255,36	-6,11	573,73	1564,41	2209,87
Рентабельность, %	20
Срок окупаемости капитальных вложений, лет	1,2
Отношение стартовой цены л.у к расч. извл запасам, руб/тонну	21,15
Отношение объёма финансирования ГРР к приросту извлекаемых запасов, руб/тонну	457,14
Поток наличности с учётом дисконтирования, млн. руб.	2886,73	-255,36	-5,50	520,71	1165,65	1461,23
Нарастающим итогом с учётом дисконтирования, млн. руб.	4183,79	-255,36	-237,7	315,19	1487,87	2873,78
Чистые поступления с учётом дисконтирования, млн. руб	2794,22	-255,36	-5,50	464,72	1140,46	1449,89
Капитализация затрат с учетом дисконтирования, млн. руб.	94,89			57,12	25,97	11,80
Капитализация затрат с учетом дисконт. Нараст. Итогом,млн.руб	235,11			57,12	83,09	94,89
Коэффициент дисконтирования		1,00	0,91	0,83	0,75	0,68

Вывод: Лицензионный участок №7 оказался самым привлекательным. Срок окупаемости равен чуть больше года. Поток наличности 4207,5 млн. руб. Выручка от реализации 5260,72 млн. руб. Среднесуточный дебит скважины 50 тонн в сутки, при этом геологические риски низкие. Данный проект является экономически выгодным и инвестиционно привлекательным.

3. Ранжирование лицензионных участков по степени привлекательности для реализации проектов

Для ранжирования участков по степени привлекательности, т.е. экономической целесообразности разработки лицензионного участка, результаты расчёта по каждому из семи участков сводятся в таблицу. По каждой группе показателей (производственные, экономические и показатели эффективности разработки участка) производится ранжирование лицензионных участков (табл.11, 12). Для наглядности был построен график сравнения проектов по показателям выручки и инвестиционным затратам (рис.1).

Таблица 11 - Сравнение технико-экономических показателей ГРР лицензионных участков

Показатели	лицензионные участки
	№ 1	№ 2	№ 3	№ 4	№ 5	№ 6	№ 7
Основные производственные показатели	3 место	4 место	7 место	6 место	5 место	2 место	1 место
Категория запасов (ресурсов), млн. тонн	Сз -20,5; Д1-15,5	Сз -8,5; Д1-4,8	Сз -0; Д1-2,5	Сз -7,5 ; Д1-8,9	Сз -7,5; Д1-7,5	Сз -8,7; Д1-9,8	Сз -7,3; Д1-3,1
Расчётные извлекаемые запасы, ресурсы, С1, млн. тонн	7,1	5,1	0,4	0,8	0,89	3,3	2,6
Суммарный прирост запасов С1 по итогам ГРР, млн. тонн	0,7	0,4	0,3	0,3	0,6	0,8	2,1
Площадь , кв. км.	2310,3	1466,05	934,4	789,62	1980,2	2169	1896,8
Локальные структуры	3	0	0	0	0	5	13
Сейсморазведочные работы, пог. км.	500	1600	600	700	1400	500	700
Количество поисково-разведочных скважин, ед.	3	3	2	2	3	2	5
Геологические риски	средние	средние	высокие	высокие	низкие	низкие	низкие
Среднесуточный дебит скважины (прогноз), тонн в сутки	15	25	10	5	10	60	50
Наличие производственной инфраструктуры	нефтепровод, ЛЭП, речной транспорт, аэропорт, "бетонка","зимники"
Основные экономические показатели	4 место	2 место	6 место	7 место	5 место	3 место	1 место
Суммарный объём финансирования ГРР, млн. руб.	560	720	426	426	684	390	960
в./ч.: - СРР, млн. руб.;	101	261	120	120	225	84	195
- бурение скважин, млн. руб.	459	459	306	306	459	306	765
Стоимость лицензионного участка	190	37	15	10	35	110	55
НИР и ПИР	17,92	23,04	13,632	13,632	21,888	12,48	30,72
Организационные затраты	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5
Всего инвестиционные затраты компании млн. руб.:
- затратный метод;	775,42	787,54	462,132	457,132	748,388	519,98	1053,22
Выручка от реализации, млн. руб. в том числе:	860,85	1434,74	478,25	239,12	573,90	2869,48	5260,72
- налоги и платежи, эксплуатационные затраты;	717,37	1195,62	398,54	199,27	478,25	2391,24	4383,93
- прибыль.	143,47	239,12	79,71	39,85	95,65	478,25	876,79
Эффективность от деятельности	4 место	3 место	5 место	7 место	6 место	1 место	2 место
Поток наличности нарастающим итогом, млн. руб.	-1005,62	-302,21	-635,15	-1040,58	-1339,38	3377,12	6052,42
Срок окупаемости капитальных вложений, лет	5,4	3,3	5,8	11,5	7,8	1,1	1,2
Отношение стартовой цены л.у. к расчётным извлекаемым запасам, руб./тонну	26,76	7,25	37,50	12,50	39,33	33,33	21,15
Отношение объёма финансирования к приросту извлекаемых запасов, руб./тонну	800	1800	1420	1420	1140	487,5	457,143
РАНЖИРОВАНИЕ ЛИЦЕНЗИОННЫХ УЧАСТКОВ	4	3	6	7	5	2	1

Таблица 12 - Ранжирование лицензионных участков по степени привлекательности для реализации нефтяных проектов

Показатели	участки
	№ 1	№ 2	№ 3	№ 4	№ 5	№ 6	№ 7
Основные производственные показатели	3 место	4 место	7 место	6 место	5 место	2 место	1 место
Основные экономические показатели	4 место	2 место	6 место	7 место	5 место	3 место	1 место
Эффективность от деятельности	4 место	3 место	5 место	7 место	6 место	1 место	2 место
РАНЖИРОВАНИЕ ЛИЦЕНЗИОННЫХ УЧАСТКОВ	4	3	6	7	5	2	1

Ранжирование участков показало, что лицензионный участок №7 оказался самым прибыльным.

Рис. 1. Сравнение проектов по показателям выручки от реализации и инвестиционным затратам

4. Расчет порога рентабельности, запаса финансовой устойчивости

На этапе выбора проекта необходимо знать запас его финансовой устойчивости (зону безопасности). С этой целью предварительно все затраты предприятия следует разбить на две группы в зависимости от объёма производства и реализации продукции: переменные и постоянные. Следует отметить, что классификация затрат на постоянные и переменные носит условный характер, поскольку одна и та же статья расходов в различных условиях может быть зависимой и независимой от объема производства.

Переменные затраты увеличиваются или уменьшаются пропорционально объёму производства продукции. Это расходы сырья, материалов, энергии, топлива, зарплаты работников на сдельной форме оплаты труда, отчисления и налоги от зарплаты и выручки и так далее. Постоянные затраты не зависят от объёма производства и реализации продукции. К ним относятся амортизация основных средств и нематериальных активов, суммы выплаченных процентов за кредиты банка, арендная плата, расходы на управление и организацию производства, зарплата персонала предприятия на повременной оплате и другое. В соответствии с Международными стандартами финансовой отчётности (МСФО) прибыль и калькулирование себестоимости можно формировать двумя способами: absorption costing (традиционный способ, с полным распределением затрат); marginal costing (маржинальный метод, по переменным издержкам).

В калькуляции себестоимости с полным распределением затрат постоянные производственные накладные расходы включаются в себестоимость продукции и, если готовая продукция не реализована, остаются в остатках готовой продукции на складе. В системе калькуляции себестоимости по переменным издержкам постоянные производственные накладные расходы не включаются в себестоимость продукции, а относятся непосредственно на счёт прибылей и убытков в том периоде, когда они произошли. При использовании absorption costing в период роста объёма продаж прибыль может уменьшаться несмотря на то, что цена реализации и структура затрат не изменились. Такая ситуация возникает в связи с тем, что недостаток (избыток) возмещения постоянных накладных расходов рассматривается как расходы периода. А такие корректировки искажают данные о движении прибыли. Напротив, при использовании системы калькуляции себестоимости по переменным издержкам вычисления показывают, что при увеличении объёма продаж прибыль так же растёт, а при уменьшении объёма продаж - падает. Причина этих изменений заключается в том, что при использовании маржинального метода прибыль зависит только от объёма продаж при условии, что продажная цена и структура затрат неизменны. Однако в системе absorption costing прибыль зависит как от объёма продаж, так и от объёма производства. Кроме того, маржинальный метод ясно показывает сколько необходимо производить продукции, чтобы работать безубыточно. Преимущества маржинального подхода данный метод обеспечивает более полезную информацию для принятия управленческих решений; на прибыль не влияет изменение запасов готовой продукции на складе; метод позволяет избежать капитализации постоянных накладных расходов в неликвидных запасах.

Постоянные затраты вместе с прибылью составляют маржинальный доход предприятия.

Деление затрат на постоянные и переменные, и использование маржинального дохода позволяет рассчитать порог рентабельности, то есть ту сумму выручки, которая необходима для того, чтобы покрыть все постоянные расходы предприятия. Прибыли при этом не будет, но не будет и убытков. Рентабельность при такой выручке будет равна нулю.

Величина маржинального дохода показывает вклад предприятия в покрытие постоянных затрат и получение прибыли.

Расчет порога рентабельности и запаса финансовой устойчивости проведем с использованием международных стандартов финансовой отчетности.

Данный расчет для наглядности представим в табличном варианте (табл.13).

Таблица 13 - Показатели для определения порога рентабельности и запаса финансовой устойчивости на лучшем лицензионном участке

Наименование показателя	Условное обозначение	Лучший лицензионный участок №7
1.Выручка (доход) от реализации продукции, тыс. руб.	ВР	5260721,40
2.Налогооблагаемый доход (прибыль), тыс. руб. (стр1-стр3)	НД	876786,90
3.Себестоимость реализуемой продукции	с	4383934,50
4.Сумма переменных затрат, тыс. руб.	А	2630360,70
5.Сумма постоянных затрат, тыс. руб.	В	1753573,80
6.Сумма маржинального дохода, тыс. руб. (стр.2+стр.5)	МД	2630360,70
7.Доля маржинального дохода в выручке,% (стр.6/стр.1)*100	Дмд	50,00
8.Порог рентабельности, тыс. руб. (стр.5/стр.7 в долях)	ПR	3507147,60
9.Запас финансовой устойчивости, тыс. руб.	Зфу
- в процентах ((стр.1- стр.8)/ стр.1)*100		33,33
- в натуральном выражении, тыс. руб. (стр.1-стр.8)		1753573,80



Рис. 2. Порог рентабельности

5. График безубыточности реализации проекта

Цель анализа безубыточности (Cost- profit analysis) или CVP- анализа - установить, что произойдёт с финансовыми результатами, если определённый уровень производительности (дебит скважины) или объём производства изменится. Анализ безубыточности основан на зависимости между доходами от продаж, издержками и прибылью в течение короткого периода, когда выход продукции предприятия ограничен уровнем имеющихся в настоящее время в её распоряжении действующих производственных мощностей.

Точка безубыточности - это точка, где доход от реализации равен совокупным затратам, т.е. нет ни прибыли ни убытков. Критическая точка (точка безубыточности) определяется по формуле:

(9)

где T_k - точка безубыточности проекта, в натуральных единицах;

B - условно- постоянные затраты, тыс. руб. в год;

w - цена одной тонны нефти, тыс. руб.;

a - условно-переменные затраты на единицу продукции, тыс. руб./тонну.

График безубыточности проекта представлен на рисунке 3.

Таблица 14 - Показатели для расчета безубыточности проекта

Наименование показателя	Условное обозначение	Значение показателя
1	2	3
1.Выручка (доход) от реализации продукции, тыс. руб.	ВР	5260721,40
2.Налогооблагаемый доход (прибыль), тыс. руб. (стр1-стр3)	НД	876786,90
3.Себестоимость реализуемой продукции	с	4383934,50
4.Сумма переменных затрат на единицу продукции, руб.	а	14066,10
5.Сумма постоянных затрат, тыс. руб.	В	1753573,80
6.Цена 1 тонны, руб.	w	28132,20
7.Объём добычи, тонн в год	Q	187000,00
8.Точка безубыточности, тонн	Тк	124,67

Рис. 3. График безубыточности реализации проекта

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Оценив семь лицензионных участков, положительные потоки наличности получены на участках №№1, 2, 3, 6 и 7. Самый длительный срок окупаемости получен на участке №4 - 11,5 лет; самый маленький на участке №6 и составил 1,1 года.

По основным производственным показателям самым перспективным оказался участок №7, самым не выгодным - №3. По основным экономическим показателям самый перспективный - так же участок №7; на последнем же месте - №4. На первом месте по эффективности от деятельности - участок №6, на последнем - №4.

Самым лучшим участком по всем рассчитанным показателям является лицензионный участок №7. Самым же экономически не выгодным является участок №4.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:

1. Боярко Г.Ю. Экономика минерального сырья. - Томск: АудитИнформ, 2000. - 365 с.

2. Зубарева В.Д. Проектные риски в нефтегазовой промышленности. - М.: Нефть и газ, 2005. - 236 с.

3. Назарова З.М., Гольдман Е.Л., Комащенко Д.Л. и др. Организация, управление и планирование геологоразведочных работ/ Учебное пособие. М.: Высш. школа, 2004г. - 508с.

4. Рубинштейн Е.И. Экономика нефтяной и газовой промышленности: учебное пособие. - Сургут: Изд-во СурГУ, 2003. - 158 с.

5. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности: учебник / Под ред. В.Ф. Дунаева. - М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2004. - 368 с.

Размещено на Allbest.ru