Финансовые результаты деятельности предприятия: анализ формирования и пути их повышения (на примере ООО "Татбурнефть-ЛУТР")

Из рисунка 2.4 видно, что себестоимость реализованной предприятием продукции стабильно растет, из-за чего чистая прибыль компании и снизила темп роста. Подобную тенденцию имеет и прибыль до вычета процентов и налогов. По объему чистой прибыли ПАО «Татнефть» занимает 4 место в отрасли, по уровню рентабельности продаж - второе.

Немаловажным направлением для анализа также является структура операционных доходов компании. В структуре выручки наибольшую долю (по 45%) имеют сегменты разведки и добычи и переработки и реализации нефти и нефтепродуктов, около 7% приходится на нефтехимию. С начала реализации проекта по развитию собственной нефтепереработки в 2005 г. прирост доли данного сегмента составил почти 20% [15].

Рисунок 2.4 - Динамика себестоимости реализованной продукции в ПАО «Татнефть» в 2013-2016 гг.

2.2 Анализ финансовых результатов деятельности предприятия

Представленный в данном отчете анализ финансового состояния ООО «Татбурнефть - Лениногорское управление тампонажных работ» выполнен за период с 01.01.2015 по 31.12.2016 г. (2 года). Качественная оценка значений финансовых показателей ООО «Татбурнефть - Лениногорское управление тампонажных работ» проведена с учетом отраслевых особенностей деятельности организации (отрасль - «Предоставление услуг в области добычи полезных ископаемых», класс по ОКВЭД - 9).

В ходе анализа мы сравнили ключевые финансовые показатели Организации со средними (медианными) значениями данных показателей конкретной отрасли (вида деятельности) и всех отраслей Российской Федерации. Среднеотраслевые и среднероссийские значения показателей рассчитаны по данным бухгалтерской отчетности за 2016 год, представленной Росстатом. При расчете среднеотраслевых данных учитывались организации, величина активов которых составляет более 10 тыс. рублей и выручка за год превышает 100 тыс. рублей. Из расчета также исключались организации, отчетность которых имела существенные арифметические отклонения от правил составления бухгалтерской отчетности. По результатам сравнения каждого из девяти ключевых показателей с медианным значением нами сделан обобщенный вывод о качестве финансового состояния Организации. Расчеты и обобщающий вывод выполнены компьютеризированным способом с использованием программного обеспечения и методики, разработанной Консультационной финансово-аналитической компанией «Анкон».

В результате анализа ключевых финансовых показателей Организации установлено следующее. Финансовое состояние ООО «Татбурнефть - Лениногорское управление тампонажных работ» на 31.12.2016 значительно лучше финансового состояния половины всех средних предприятий, занимающихся видом деятельности предоставление услуг по монтажу, ремонту и демонтажу буровых вышек (код по ОКВЭД 09.10.2). При этом в 2016 году финансовое состояние Организации улучшилось.

Этот вывод подтверждает и результат сравнения финансовых показателей Организации со средними общероссийскими показателями. Финансовое положение ООО «Татбурнефть - Лениногорское управление тампонажных работ» значительно лучше, чем у большинства сопоставимых по масштабу деятельности организаций Российской Федерации, отчетность которых содержится в информационной базе Росстата и удовлетворяет указанным выше критериям.

Таблица 2.2

Показатели рентабельности предприятия

Показатель	Сравнение показателей
	с отраслевыми (09.10.2 «Предоставление услуг по монтажу, ремонту буровых вышек», все организации (149)	с общероссийскими (14 тыс. организаций с выручкой 800 млн. - 2 млрд. руб.)
1. Финансовая устойчивость
1.1. Коэффициент автономии (финансовой независимости)	0.6 0.1	0.6 0.1
1.2. Коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами	0.3 0.02	0.3 0.04
1.3. Коэффициент покрытия инвестиций	0.6 0.2	0.6 0.3
2. Платежеспособность
2.1. Коэффициент текущей ликвидности	1.6 1.1	1.6 1.2
2.2. Коэффициент быстрой ликвидности	1.2 0.9	1.2 0.9
2.3. Коэффициент абсолютной ликвидности	0.08 0.03	0.08 0.08
3. Эффективность деятельности
3.1. Рентабельность продаж	8.7% 4%	8.7% 2.4%
3.2. Норма чистой прибыли	5.8% 1.3%	5.8% 0.9%
3.3. Рентабельность активов	27.1% 2.1%	27.1% 3.1%
Итоговый балл	+1,3 Финансовое состояние организации значительно лучше среднего по отрасли.	+1,4 Финансовое состояние организации значительно лучше среднего по РФ.

Рассмотрим анализ финансовых результатов. по данным отчета о прибылях и убытках за 2016-2017 гг.

Начнем анализ с изучения объема. состава. структуры и динамики прибыли до налогообложения (смотри таблицу 2.3).

Таблица 2.3

Анализ прибыли до налогообложения

Показатель	2016 г.	2017 г.	Абс. прирост	Темп роста. %	Темп прироста. %
	Тыс. руб.	Уд. вес. %	Тыс. руб.	Уд. вес. %	Тыс. руб.	Уд. вес. %
1 Прибыль от продаж	1925	95	2288	90.6	363	-4.4	119.9	19.9
2 Прибыль от прочей деятельности	145	7	286	11.4	141	4.4	204.4	104.4
3 Прибыль до налогообложения	1823	100	2316	100	493	-	125.6	25.6

В этом случае в 2017 году по сравнению с 2016 годом прибыль до налогообложения увеличилась на 493 тыс. рублей или 25,6%.

Это было связано с увеличением суммы прибыли от продаж на 363 тыс. руб. или на 19,9% и увеличение суммы прибыли от других видов деятельности на 141 тыс. руб., увеличилось в 2 раза.

В то же время доля прибыли от продаж в прибыли до налогообложения снизилась на 4,4%. что указывает на некоторое ухудшение качества прибыли до налогообложения.

Это сокращение доли прибыли от продаж в прибыли до налогообложения является следствием отставания в темпах роста прибыли от продаж, что составляет 119,9% от темпа роста прибыли до налогообложения, что составляет 125,6%.

Анализ прибыли от продаж начнется с изучения его объема, состав, структуры и динамики в контексте основных элементов, которые определяют его формирование (смотри таблицу 2.4).

Таблица 2.4

Анализ прибыли от продаж

Показатель	2016 г.	2017 г.	Абс.прирост	Темп роста%	Темп прироста%
	Тыс. руб.	Уд. вес.%	Тыс. руб.	Уд. вес.%	Тыс. руб.	Уд. вес.%
Выручка от продаж	39606	100	43509	100	3903	-	110	10
Себестоимость продаж	31210	79	32891	76	1781	-3	105.7	5.7
Управленческие расходы	-	-	-	-	-	-	-	-
Коммерческие расходы	6571	16.4	8230	19	1759	2.6	127.2	27.2
Прибыль от продаж	1925	4.6	2288	5	363	0.4	119.9	19.9

Таким образом, величина прибыли от продаж возросла на 363 тыс. руб. или на 19,9 %.

Это произошло за счет увеличения выручки (нетто) от продаж на 3903 тыс. руб. или на 10% при росте себестоимости продаж на 1781 тыс. руб. или на 5,7% коммерческих расходов на 1759 тыс. руб. или на 27,2 %.

При этом удельный вес прибыли от продаж в выручке (нетто) от продаж увеличился на 0,4%, что свидетельствует о росте эффективности текущей деятельности предприятия и является следствием выполнения условия оптимизации прибыли от продаж, поскольку темп роста выручки (нетто) от продаж (110 %) опережает темп роста полной себестоимости реализованной продукции (105.7 %).

Затем проанализируем прибыль от прочей деятельности в разрезе формирующих ее доходов и расходов, связанных с этой деятельностью (смотри таблицу 2.5).

В ходе анализа изучим ее объем, состав, структуру и динамику. При этом структуры доходов и расходов, связанных с прочей деятельностью, как уже было отмечено ранее, анализируются в отдельности.

Таблица 2.5

Анализ прибыли от прочей деятельности

Показатель	2016 г.	2017 г.	Абс. прирост	Темп роста %	Темп прироста %
	Тыс. руб.	Уд. вес. %	Тыс. руб.	Уд. вес. %	Тыс. руб.	Уд. вес. %
1 Доходы от прочей деятельности всего, в том числе:	125	100	266	100	141	-	204,4	104,4
1.2 Прочие доходы	125	100	266	100	141	-	204,4	104,4
2 Расходы, связанные с прочей деятельностью, всего, в том числе:	47	100	58	100	11	-	129,7	29,7
2.1 Прочие расходы	47	100	58	100	11	-	129,7	29,7
3 Прибыль (убыток) от прочей деятельности	108	-	238	-	130	-	232,7	132,7

Таким образом прибыли от прочей деятельности возросла на 130 тыс. руб. она увеличилась почти в 1.5 раза.

Это произошло за счет увеличения доходов от прочей деятельности в 2 раза или на 141 тыс. руб. при повышении расходов связанных с прочей деятельностью на 11 тыс. руб. или на 29.7 %.

Завершив анализ прибыли до налогообложения и основных источников ее формирования обратимся к анализу чистой прибыли, который ведется в разрезе определяющих ее элементов: прибыли до налогообложения.

Таблица 2.6

Анализ чистой прибыли

Показатель	2016 г.	2017 г.	Абс. прирост	Темп роста %	Темп прироста %
	Тыс. руб.	Уд. вес. %	Тыс. руб.	Уд. вес. %	Тыс. руб.	Уд. вес. %
1 Прибыль до налогообложения	1923	117	2416	116.3	493	-0,7	125,6	25,6
2 налог на прибыль	284	17.3	338	16,3	54	-1	119	19
3 Чистая прибыль	1639	100	2078	100	439	-	126,8	26,8

Таким образом, за отчетный год величина чистой прибыли возросла на 439 тыс. руб. или на 26,8% за счет увеличения прибыли до налогообложения на 493 тыс. руб. или на 25,6% и при росте суммы текущего налога на прибыль на 54 тыс. руб. или на 19 %.

Исходя из проделанного анализа финансовых результатов по данным отчета о прибылях, можно констатировать увеличение всех финансовых результатов в отчетном году по сравнению с данными прошлого года в большей или меньшей степени, что является, безусловно позитивным явлением, свидетельствующим о достаточной успешности финансово-хозяйственной деятельности.

После того как мы провели анализ объема, состава, структуру и динамики прибыли необходимо определить факторы изменения ее суммы и найти резервы по их увеличению для этого необходимо произвести факторный анализ прибыли от продаж.

2.3 Влияние факторов на прибыль и рентабельность

Прибыль от реализации продукции в целом по предприятию зависит от четырех факторов [16]:

- объема реализации продукции (VРП);

- структуры (УДi);

- себестоимости (Сi);

- уровня среднереализационных цен (Цi).

Расчет влияния этих факторов на сумму прибыли можно выполнить способом цепных подстановок используя данные приведенные в таблице 2.7

Прибыль от реализации в 2017 г. выросла на 363 (2118 - 1825) тыс. руб. На это изменение оказали влияние следующие факторы:

Влияние объема реализации продукции [16]:

С1.0 = 1629 х 23654 = 38532,4

К1 = 38532,4/ 37681 = 1,02

ПVРП= 1825 х (1,02 - 1) = 36,5 (тыс. руб.)

В результате увеличения объема реализации продукции прибыль полученная предприятием увеличилась на 36,5 тыс. руб.

Влияние изменения структуры и ассортимента реализованной продукции [16]: К2 = 40399,2 / 39506 = 1,023

Пстр= 1825 х (1,023 - 1,02) = 5,5 (тыс. руб.)

В результате сдвигов в структуре и ассортименте продукции прибыль увеличилась на 5,5 тыс. руб.

Влияние изменения уровня затрат на 1 рубль реализованной продукции на прибыль [16]: Пс= 38532,4 - 41221 = -2688,8 (тыс. руб.)

В результате увеличения затрат на 1 руб. реализованной продукции прибыль уменьшилась на 2688,8 тыс. руб.

Влияние изменения цены реализации определяется по формуле [16. с. 177]:

Пц = VРП1хЦ1- VРП1хЦ0, (2.1)

где Ц1- цена отчетного года; VРП1- объем продаж отчетного года;

Ц0- цена базисного года;

Пц = 1629 х 26650 - 1629 х 24800 = 43409 - 40399,2 = 3009,8 (тыс. руб.)

В результате изменения цены реализации прибыль увеличилась на 3013 тыс. руб.

Таблица 2.7

Исходные данные для факторного анализа прибыли от продаж

Показатели	2016 г.	2017 г.	Изменение, +/-
Выручка от продажи товаров, продукции, работ, услуг, тыс. руб.	39506	43409	3903
Полная себестоимость проданных товаров, продукции, работ, услуг, тыс. руб.	37681	41221	3540
Объем продаж, тн.	1593	1629	36
Цена реализации, руб./тн.	24800	26650	1850
Прибыль (убыток) от продаж, тыс. руб.	1825	2188	363
Себестоимость 1 тн. руб.	23654	25304	1650

Приведенные расчеты обобщим в таблице 2.8

Таблица 2.8

Результаты факторного анализа прибыли

Факторы изменения роста прибыли от продаж	Сумма влияния (тыс. руб.)
Изменение объема реализации	36,5
Изменение структуры и ассортимента продукции	5,5
Изменение уровня затрат на 1 руб. реализованной продукции	-2688,8
Изменение цены реализации	3009,8
Сумма факторных отклонений	363

Обобщив результаты факторного анализа прибыли сразу стало видно, что фактический прирост прибыли по сравнению с прошлым годом в размере 363 тыс. руб. образовался благодаря росту цены реализации товаров (3009,8 тыс. руб.) увеличению объема реализации (36,5 тыс. руб.) и их структурным сдвигам (5,5 тыс. руб.) при одновременном уменьшении прибыли за счет роста полной себестоимости (2688,8 тыс. руб.).

Приведенные расчеты наглядно показывают, что данная организация располагает достаточными резервами увеличения прибыли от реализации продукции и прежде всего за счет снижения коммерческих расходов, а также за счет возрастания удельного веса в объеме реализации более рентабельных товаров.

Анализ порога прибыли (точки безубыточности) - это анализ поведения затрат в основе которого лежит взаимосвязь затрат объема производства объема продаж (дохода) и прибыли. Основой анализа является классификация затрат по их отношению к объему производства на переменные и постоянные [20, с. 209].

Зависимость между себестоимостью объемом и прибылью используется для определения порога прибыли или точки критического объема продукции, который необходимо произвести и сбыть, чтобы покрыть переменные и постоянные затраты за соответствующий период.

Для вычисления порога прибыли используем метод маржинального дохода [20. с. 213].

Порог прибыли (ПП) определяется как отношение суммы постоянных затрат (ПЗ) в себестоимости продукции к доле маржинального дохода (МД) в выручке от реализации (ВP) [20, с. 217]:

ПП2016 = 6471 / (8296 / 39506) = 30815 (тыс. руб.)

ПП2017 = 8230 / (10418 / 43409) = 34292 (тыс. руб.)

Запас финансовой устойчивости показывает в каких пределах можно уменьшать объемы продаж товара оставаясь при этом безубыточным.

Запас финансовой устойчивости в абсолютной сумме (ЗФУ) определяется как разность между суммой выручки от реализации и безубыточным объемом продаж (порогом прибыли) [20, с. 218]:

ЗФУ2016= 39506 - 30815 = 8691 (тыс. руб.)

ЗФУ2017= 43409 - 34292 = 9117 (тыс. руб.)

Запас финансовой устойчивости - это величина показывающая превышение фактического объема продаж над пороговым объемом продаж обеспечивающим безубыточность продаж, т.е. отношение разности между текущим объемом продаж и объемом продаж в точке безубыточности к текущему объему продаж выраженное в процентах.

Чем выше запас финансовой устойчивости, тем это лучше для предприятия.

Запас финансовой устойчивости в процентах вычисляется по формуле [20, с. 220]:

ЗФУ2016=(39506 - 30815) / 39506) х 100 = 22 %

ЗФУ2017= (43409 - 34292) / 43409) х 100 = 21 %

Доля маржинального дохода в выручке от реализации в процентах вычисляется по формуле:

(МД / ВP) х 100 = (8296 / 39506) х 100 = 21 %

(МД / ВP) х 100 = (10418 /43409) х 100 = 24 %

Расчет порога прибыли и запаса финансовой устойчивости по данным формы № 2 «Отчет о прибылях и убытках» представлен в таблице 2.9.

Таблица 2.9

Расчет порога прибыли и запаса финансовой устойчивости

Показатели	2016 г.	2017 г.	Абсолютный прирост
Выручка от продажи товаров, продукции, работ, услуг, руб.	39506	43409	3903
Себестоимость проданных товаров, продукции, работ, услуг, тыс. руб.	31210	32991	1781
Условно - постоянные затраты, тыс. руб.	6471	8230	1759
Маржинального дохода, тыс. руб.	8296	10418	2122
Доля маржинального дохода в выручке от реализации, %	21	24	3
Порог прибыли, руб.	30815	34292	3477
Запас финансовой устойчивости, тыс. руб.	8681	9117	436
Запас финансовой устойчивости %	22	21	-1

Данные таблицы указывают, что валовая прибыль (предельный доход) в 2017 году увеличилась на 2122 тыс. рублей от стоимости 2016 года, а выручка от продаж увеличилась на 3903 тыс. рублей.

Порог прибыли или как его называют «точка равновесия» был 30815 тысяч. Следовательно объем продаж превышающий этот порог был безубыточным и прибыльным.

В отчетном году запас финансовой устойчивости в абсолютном выражении увеличился на 436 тыс. рублей. Это связано с увеличением продаж. В то же время относительный размер резерва финансовой устойчивости сократился на 1% из-за увеличения себестоимости продукции.

Значение запаса финансовой устойчивости равное 21 % показывает, что если в силу изменения рыночной ситуации (сокращение спроса, ухудшение конкурентоспособности) выручка организации сократится менее чем на 21 %. то фирма будет получать прибыль, если более чем на 21 % окажется в убытке.

Предприятию необходимо постоянно следить за запасом финансовой устойчивости и величиной порога прибыли ниже которого не должна снижаться выручка от реализации продукции.

Финансовые результаты деятельности организации характеризуются суммой полученной прибыли и уровнем рентабельности. Расчет данных показателей представлен в таблице 2.10

Таблица 2.10

Расчёт показателей рентабельности продукции

Показатели	2016 г.	2017 г.	Абсолютный прирост	Темп прироста %
Выручка от продажи товаров, тыс. руб.	39506	43409	3903	10
Прибыль от продаж, тыс. руб.	1825	2188	363	19,9
Прибыль до налогообложения, тыс. руб.	1923	2416	493	25,6
Чистая прибыль (убыток), тыс. руб.	1639	2078	439	26,8
Рентабельность всей продукции, руб./руб.	0,046	0,05	0,004	8,7
Рентабельность продаж по чистой прибыли, руб./руб.	0,042	0,048	0,006	14,3

На предприятии происходит увеличение рентабельности продукции. Так рентабельность всей продукции увеличилась на 8,7 %, а рентабельность продаж по чистой прибыли увеличилась на 14,3 %. Что свидетельствует о повышение эффективности деятельности предприятия.

В таблице 2.10 приведены результаты расчета показателей рентабельности вложений предприятия.

Показана рентабельность активов организации - сколько чистой было учтено на 1 рубль всех активов. В отчетном периоде доходность активов составляла 25%, что говорит об этом, что 1 рубль, вложенный в активы предприятия, составил 25 копеек прибыли. В 2016 году этот показатель составлял 20 копеек. В течение изученных периодов показатель увеличился на 25%.

Таблица 2.11

Расчёт показателей рентабельности вложений предприятия

В тысячах рублях

Показатели	2016 г.	2017 г.
Чистая прибыль	1639	2078
Выручка от реализации	39506	43409
Собственные средства	3939	4358
Долгосрочные заёмные средства	-	-
Основные средства	4174	3978
Запасы и затраты	2801	2678
Стоимость имущества	8777	8227
Финансовые вложения	-	-
Коэффициент рентабельности продаж	0,042	0,048
Коэффициент рентабельности всего капитала	0,2	0,25
Коэффициент рентабельности собственных средств	0,42	0,48
Коэффициент рентабельности производственных фондов	0,23	0,31
Коэффициент рентабельности финансовых вложений	-	-
Коэффициент рентабельности инвестиционного капитала	0,42	0,48

Показана рентабельность собственных средств - сколько чистой прибыли приходится на 1 рубль источников собственных средств на этом предприятии - 48%, что говорит об этом, что за каждый инвестированный 1 рубль собственных средств составляют 48 копеек прибыли.

Показана рентабельность БКП - сколько чистой прибыли приходится на 1 рубль, вложенное в основные производственные активы предприятия. В отчетном периоде этот показатель увеличился на 35% и составил 31 коп.

Данные таблицы позволяют сделать вывод, что предприятие эффективно использует свое имущество.

Что касается рентабельности продаж в 2017 году на каждый рубль реализованной продукции предприятие получило на 14,3 % больше прибыли, чем в 2016 году.

За исследуемые периоды наблюдается увеличение всех показателей рентабельности, что свидетельствует об эффективной деятельности предприятия.

3. Оценка эффективности мероприятий по повышению доходности нефтяного бизнеса ООО «Татбурнефть-ЛУТР»

3.1 Роль НДПИ в показателях деятельности и эффект от его экономии

Последние несколько лет в России проводится реформа налогообложения в нефтяной сфере. В разные периоды времени декларировались различные цели этой реформы, однако, ее основной среднесрочный вектор - это снижение ставок экспортной пошлины на нефть, а также повышение ставок налога на добычу полезных ископаемых. Реализация в законах именно этого направления реформы получила название «налоговый маневр».

С ростом цен на нефть в 2000-х годах регулирующая роль пошлин, характер их влияния на добычу, переработку и потребителей стали весьма заметными. Именно с этого времени начались активные реформы системы таможенных пошлин и НДПИ на нефть. В 2011 г. было принято решение о переходе на систему ставок экспортной пошлины, которая предусматривала введение ставки пошлины на темные нефтепродукты, равную ставке пошлины на нефть, с 2015 г. В 2013 г. был предпринят очередной шаг в направлении реформы - снижение ставок пошлины на нефть на период 2014-2017 гг. и одновременное увеличение ставок НДПИ на нефть.

Однако, уже в начале 2014 г. стало очевидно, что комплексную модернизацию отрасли, по итогам которой выравнивание пошлин на темные нефтепродукты и нефть привело бы к уменьшению масштабов неэффективной нефтепереработки, к началу 2015 г. завершить не удастся. В этих условиях рост пошлины на темные нефтепродукты привел бы к неминуемому сокращению объемов переработки нефти на немодернизированных заводах, а это, в свою очередь, грозило локальными дефицитами нефтепродуктов и ростом цен на них.

Но простой отказ от повышения пошлины на темные нефтепродукты означал бы либо рост бюджетного дефицита на соответствующую величину, либо необходимость поиска источников замещения выпадающих доходов, в силу того, что трехлетнее законодательство о федеральном бюджете, рассчитанное по прогнозам социально-экономического развития в 2014 г., предусматривало дополнительные доходы от роста ставок пошлины. В этой связи «налоговый маневр» 2014 г. состоял в снижении предельной ставки экспортной пошлины на нефть с 59% в 2014 г. до 30% в 2017 г. при одновременном увеличении базовой ставки НДПИ на нефть с 493 рублей за тонну в 2014 г. до 919 рублей в 2017 г. Также были увеличены ставки экспортных пошлин на нефтепродукты и снижены ставки акцизов на моторные топлива.

Таким образом, «налоговый маневр», принятый в 2014 году, направлен не только на увеличение периода увеличения пошлины на темные нефтепродукты (сейчас уровень выравнивания ставок должен быть осуществлен в 2017 году), но также приведет к сокращению сумма падающих доходов от этого шага: согласно бюджетному прогнозу, составленному до падения цен на нефть, «маневренная цена» для бюджета была оценена Министерством финансов России на сумму около 140 млрд. рублей в 2015 году Предполагалось, что баланс (который составляет около 200 миллиардов рублей) будет распределяться между потребителями нефти и нефтепродуктов в России и странами Евразийского экономического союза путем повышения цен на них, и даже нефтяная промышленность получит дополнительный доход в виде роста урожайности нефти и задержки с целью завершения модернизации НПЗ.

Предварительный анализ последствий реализации «налогового маневра» показывает, что, хотя такие последствия несколько отличаются от ожиданий, которые были сформированы в условиях разного уровня цен на нефть и валютных курсов по отношению к рублю, маневр не приводят к негативным последствиям для нефтедобывающего и нефтеперерабатывающего секторов и не влекут дополнительных бюджетных потерь. Более того, решения, принятые в условиях падающих цен и роста курса иностранной валюты к рублю, позволили сдержать рост цен на моторное топливо.

В условиях компенсирования потери налоговых доходов от нефтегазовых поступлений в бюджет РФ за счет изменения расчета НДПИ и увеличении основной ставки налога на добычу нефти актуальным для предприятий становится вопрос методики расчета НДПИ в соответствии с изменениями законодательства. Рассмотрим основные изменения в расчете НДПИ. Нефтегазодобывающие предприятия при расчете суммы налога используют формулу, устанавливаемую законодательно для каждого полезного ископаемого отдельно. Налоговой базой для расчета НДПИ на нефть является количество добытого полезного ископаемого в натуральном выражении. Налоговым периодом признается каждый календарный месяц [22].

Таблица 3.1

Изменения формул для расчета НДПИ

Период	Формула для расчета
01.01.2007 г. - 31.12.2011 г.	Кндпи * Кц * Кв
01.01.2012 г. - 22.08.2013 г.	Кндпи * Кц * Кв * Кз
01.09.2013 г. - 31.12.2014 г.	Кндпи * Кц * Кв * Кз * Кдв
с 01.01.2015 г.	Кндпи * Кц - Дм

Изменения формулы для расчета НДПИ, представленной в таблице 19, закрепляются в ряде нормативных актов.

Проанализируем показанное в формуле для вычисления МЕТ. Расчет этих показателей производится на основании статьи 322 Налогового кодекса Российской Федерации. Как видно из таблицы, одним из основных коэффициентов является размер ставки налога (Kdpi), которая корректируется для дополнительных коэффициентов. Ставка имеет тенденцию к стабильному росту. В 2017 году ставка налога установлена ??в размере 919 рублей. / t.

При осуществлении реформ предполагалось, что «налоговый маневр» снизит налоговую нагрузку на производство как для «традиционной нефти», так и для «привилегированных» типов углеводородов.

Сумма налога на добычу полезных ископаемых, рассчитанная в соответствии с рассмотренными формулами, полностью включена в себестоимость добытой нефти. Проанализируем изменение этого показателя в связи с изменением законодательства на примере ООО «Татбурнефть-ЛУТР». Наибольшие изменения в структуре затрат компании произошли в виде налогов (снижение с 40% до 38%) и других расходов (рост с 7% до 11%). Для более детального анализа изменений рассмотрим структуру производственных затрат компании на год, представленную в таблице 3.2 [16].

Произведем расчет налога на добычу нефти для ООО «Татбурнефть-ЛУТР» в 2011-2016 гг. в соответствии с рассмотренными законодательными изменениями. Исходными данными для расчета понижающих коэффициентов являются доказанные запасы нефти (начальные извлекаемые запасы), накопленная добыча и годовая добыча нефти [14-15]. Также для применения коэффициентов необходимы данные о добыче на месторождениях с выработанностью более 80% и месторождениях сверхвязкой нефти. Необходимые данные приведены в таблице 3.2 [15, 60-61].

С учетом всех необходимых коэффициентов произведем расчет НДПИ по каждому году. Подробный расчет суммы налога приведен в приложении З в соответствии со следующим алгоритмом. Первоначально определяем формулу, по которой будет производиться расчет. Затем определяем объем добычи нефти за выбранный период и налоговую ставку, применяемую в данном периоде. Далее определяем коэффициент динамики мировых цен на нефть, соответствующий каждому периоду (календарный месяц), а также учитываем все необходимые понижающие коэффициенты. Затем подставляем данные полученные данные в соответствующую формулу.

Таблице 3.2

Запасы и добыча нефти ООО «Татбурнефть-ЛУТР» в 2011-2016 гг.

Период	Доказанные заказы	Добыча за год	Накопленная добыча
		всего	По месторождениям с выработанностью более80%	СВН
2011	836,5	26,196	20,433	0,179	488,8
2012	869,5	26,307	20,52	0,238	515
2013	869,2	26,419	20,607	0,512	541,3
2014	847,3	26,529	20,693	0,649	567,7
2015	851,5	27,249	21,254	0,784	594,2
2016	869,8				621,5

Общая сумма налога на добычу полезных ископаемых, уплаченная за рассматриваемый период, неуклонно растет, что связано с увеличением добычи нефти, а также с изменениями в законодательстве. Однако расчет проводился с учетом коэффициентов понижения, принимая во внимание работу предприятия в сложных геологических условиях, а также добычу трудноизвлекаемых запасов нефти, для которых применяется нулевое налогообложение. Из таблицы в Приложении видно, что большая часть МЕТ рассчитывается на основе данных об истощении залежей. Вследствие этого, чтобы оценить влияние изменений в законодательстве на размер налоговых платежей компании, необходимо сравнить суммы налогов, полученных с возможными платежами, без учета коэффициентов понижения.

Чтобы рассчитать экономию компании на налог на добычу полезных ископаемых из-за изменений в законодательстве и применения понижающих факторов, необходимо использовать базовые ставки и коэффициенты без учета условий добычи нефти при расчете суммы налога за рассматриваемый период. В этом случае все коэффициенты будут считаться единицами.

В период с 2011 г. по 2016 г. предприятие имело возможность значительного снижения затрат за счет экономии на НДПИ. Для наглядности общий НДПИ и его экономия представлены на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - НДПИ и его экономия в 2011-2016 гг.

Из рисунка 3.1 видно, что в разные годы экономия предприятия на НДПИ составляла от 19,91 млрд. руб. / год до 30,14 млрд. руб. / год. НДПИ на тонну нефти и его экономия представлены на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 - НДПИ на тонну нефти и его экономия в 2011-2015 гг.

Как видно из рисунка, за рассмотренный период предприятие имело возможность значительно экономить на налоге на добычу нефти в расчете на тонну топлива: снижение затрат в разные годы составляло от 760,19 до 1145,55 руб. / т.

Помимо общей и удельной экономии необходимо проследить структурные изменения затрат предприятия. Общее годовое снижение себестоимости продукции на предприятии за счет экономии на НДПИ представлено на рисунке 3.3.

Рисунок 3.3 - Общая себестоимость продукции и ее экономия за счет НДПИ в 2011-2015 гг.

Из рисунка видно, что в разные годы общее годовое снижение себестоимости продукции составляло от 7% до 13%.

Таблица 3.2

Изменение структуры затрат за счет экономии на НДПИ

	2012 г.		2013 г.		2014 г.		2015 г.		2016 г.
Статья затрат
	1	2	1	2	1	2	1	2	1	2
Налоги	40	46	37	45	37	43	37	41	38	42
Операционные расходы	30	27	30	26	30	27	33	31	30	28
Коммерческие общехозяйственные и
	14	12	14	12	15	14	14	13	13	12
административные
Транспортные	9	8	10	9	10	9	7	7	8	7
Прочие	7	7	9	8	8	7	9	8	11	10

В таблице представлены изменения структуры затрат за счет экономии на НДПИ. Каждый год разбит на две составляющих: столбец 1 отражает долю определенной категории затрат с учетом экономии на НДПИ, столбец 2 - без экономии. Видно, что за счет экономии на НДПИ доля налогов в структуре затрат значительно снижалась. Для наглядности представим долю налогов в себестоимости с экономией и без экономии на НДПИ на рисунке.

Рисунок 3.4 - Доля налогов в себестоимости продукции в 2011-2015 гг.

По рисунку можно сделать вывод об ощутимом снижении доли налогов в себестоимости производства: благодаря экономии на НДПИ предприятию в разные годы удавалось снизить их долю в себестоимости продукции в интервале от 4% до 8%.

Таким образом, исходя из полученных данных, можно сделать вывод о положительном влиянии законодательных изменений расчета НДПИ на нефть в 2011-2015 гг. на деятельность ПАО «Татбурнефть»: произошло общее снижение затрат предприятия, доля налогов в себестоимости продукции снизилась. Рассмотрим изменение удельных расходов на тонну нефти за счет экономии на НДПИ, представленное на рисунке.



Рисунок 3.5 -Удельные расходы на производство продукции в 2011-2015 гг.

На рисунке видно, что удельные расходы на тонну нефти в разные годы за счет экономии на НДПИ удалось снизить в интервале от 6% до 9%.

Оценим влияние экономии на НДПИ на финансовые показатели деятельности предприятия, которые представлены в таблице.

Таблица 3.3

Показатели прибыли,

В процентах

	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Валовая прибыль	20	28	22	20	17
Прибыль до налогообложения	26	42	32	28	23
EBITDA	36	53	40	24	25
Чистая прибыль	37	46	35	27	16

Как видно из таблицы, благодаря снижению себестоимости продукции, все виды прибыли имели значительный прирост:

- валовая прибыль выросла в разные годы от 20% до 28%; максимальный рост пришелся на 2012 г.;

- показатель EBITDA, отражающий финансовый результат компании без учета влияния структуры капитала, налоговых ставок и амортизационной политики организации в разные годы показал прирост от 23% до 48% с максимальным ростом также в 2012 г.;

- чистая прибыль выросла в разные годы от 16% до 46% с максимальным значением в 2012 г.

Таким образом, наиболее значительные изменения всех видов прибыли за счет изменения себестоимости вследствие экономии на НДПИ пришлись на 2012 г., что, в первую очередь, связано с изменением формулы расчета налога, а также увеличением объемов добычи нефти с месторождений с более высокой выработанностью.

Оценим влияние экономии на НДПИ на рентабельность предприятия, в частности, рентабельность производственной деятельности, продукции и продаж, представленные на рисунке 3.6.

Рисунок 3.6 - Изменение показателей рентабельности за счет экономии на НДПИ

По рисунку можно сделать вывод о том, что наибольший прирост во всем рассмотренном периоде показала рентабельность продукции (от 9,2% до 18,8%), чуть меньший - рентабельность производственной деятельности (от 8,7% до 16,7%). Рентабельность продаж в разные годы выросла от 4,9% до 8,7%. Данная тенденция связана, в первую очередь, с тем, что, в отличие от неизменного значения выручки, используемой в расчете последнего вида рентабельности, прибыль от продаж и чистая прибыль выросли в результате снижения себестоимости, причем в опережающих темпах.

Таким образом, законодательные изменения формулы для расчета налога на добычу полезных ископаемых в 2011-2015 гг. позволили организации сэкономить на НДПИ при разработке месторождений с высокой степенью выработанности, а также добыче нефти высокой вязкости более 116 млрд. руб.:

в 2012 г.	19,91 млрд. руб.,	в том числе за счет СВН	0,8 млрд. руб.
в 2013 г.	30,14 млрд. руб.,	в том числе за счет СВН	1,03 млрд. руб.
в 2014 г.	23,92 млрд. руб.,	в том числе за счет СВН	2,53 млрд. руб.
в 2015 г.	20,11 млрд. руб.,	в том числе за счет СВН	5,59 млрд. руб.
в 2016 г.	22,51 млрд. руб.,	в том числе за счет СВН	8,15 млрд. руб.

За счет снижения себестоимости продукции вследствие экономии на НДПИ чистая прибыль компании выросла в среднем на 32% за 6 лет.

3.2 Повышение эффективности деятельности через фактор затрат

При проведении факторного анализа изменения прибыли ООО «Татбурнефть-ЛУТР» было установлено, что наибольшее влияние на размер прибыли компании в рассмотренном периоде оказал рост себестоимости продукции.

Снижение себестоимости производства является одним из основных направлений деятельности предприятий отрасли. Однако, это не единственное направление повышения эффективности деятельности компаний. Согласно стратегии развития до 2025 г. [15], основными стратегическими целями ООО «Татбурнефть-ЛУТР» являются:

- рост добычи нефти до 30 млн. тонн (216 млн. баррелей) в год;

- расширение нефтепереработки до 14 млн. тонн в год с выпуском высококачественной продукции (дизельное топливо, нафта/бензины, керосин и пр.);

- увеличение реализации нефтегазопродуктов через собственную сеть в 1,5 раза;

- усиление направления «нефтехимия»: модернизация существующих и создание новых производств, участие в совместных проектах;

- оптимизация и сокращение операционных затрат, высокая эффективность производства, реализации и управления; система постоянных улучшений;

- сохранение лидирующих позиций в области разработки и внедрения новых технологий, выявление потенциальных направлений развития и модернизации (инновационная деятельность);

- развитие человеческого капитала, вовлечение всех сотрудников компании в процесс выработки и реализации решений;

- высокий уровень экологической и социальной ответственности, приверженность устойчивому развитию.

Чтобы сохранить свои позиции на рынке, а также достичь целевых показателей эффективности, компания уделяет большое внимание снижению себестоимости продукции в качестве одной из основных областей увеличения прибыли. Реализуются следующие направления.

Таблица 3.4

Структура сметы затрат на производство и реализацию продукции

№ п/п	Элементы затрат
1	Материальные затраты
1.1	сырье, основные материалы
1.2	вспомогательные материалы
1.3	топливо
1.4	энергия
1.5	услуги сторонних организаций производственного характера
1.6	спецодежда
2	Затраты на оплату труда персонала
3	Отчисления на социальные нужды
4	Амортизация
5	Прочие затраты
5.1	налоги
5.2	страховые взносы
5.3	услуги сторонних организаций непроизводственного характера
5.4	спецпитание
5.5	прочие затраты
6	Итого по смете затрат

Политика экономии ресурсов. В условиях постоянно растущих тарифов естественных монополий на энергоресурсы, транспортных услуг и увеличения себестоимости добычи углеводородов из-за сложности недропользования «Татнефть» прилагает комплексные усилия для создания максимальных резервов сбережений во всех сферах деятельности. Особое внимание уделяется внедрению энергоэффективных технологий и использованию энергии из возобновляемых источников.

В рамках программы энерго- и ресурсосбережения на период до 2020 года планируется постепенное сокращение абсолютного потребления топливно-энергетических ресурсов (ПЭО). В конце 2016 года энергосбережение составило 28,7% в сравнении с базовым потреблением начала реализации программы.

Результатом программы ресурсосбережения в период с 2011 по 2017 гг. стала экономия более 311 тыс. т. условного топлива, что позволило снизить потребность в топливно-энергетических ресурсах на 4,8%. В 2017 г. экономия от мероприятий, направленных на снижение потребления и рациональное использование материальных и природных ресурсов, составила 7,5 млрд руб. Данные средства были направлены на компенсацию дополнительных расходов, связанных с поддержанием рентабельной добычи нефти компании в условиях высокой выработанности месторождений [15].

Таблица 3.5

Статьи затрат на добычу нефти и газа

№ п/п	Статьи затрат
1	Расходы на энергию по извлечению нефти
2	Расходы по искусственному воздействию на пласт
3	Расходы на оплату труда производственных рабочих
4	Отчисление в социальные фонды
5	Амортизация скважин
6	Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа
7	Расходы по технологической подготовке нефти
8	Расходы на подготовку и освоение производства
9	Расходы на содержание и эксплуатацию скважин и оборудования
10	Отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы
11	Платежи за право пользования недрами
12	Цеховые расходы
13	Обще промысловые расходы
14	Прочие производственные расходы
15	Коммерческие расходы

Кроме того, применяемые на предприятии технологии «бережливого производства» или лин-технологии, заключающиеся в устранении всех видов 7 потерь в процессе производства, позволили «Татбурнефти» в 2016 г. сэкономить 3,8 млрд. руб. [19].

Следующее направление - постоянное совершенствование технологической базы разработки месторождений. Ежегодный прирост уровня добычи обеспечивается в том числе за счет проведения высокоэффективных геолого-технических мероприятий, повышения эффективности производственных процессов с применением современных технологий и контроля рентабельности добычи. Широко применяются технологии прогнозирования нефтеперспективных объектов: для поиска и разведки залежей применяются геохимический метод пассивной адсорбции, низкочастотное сейсмическое зондирование (НСЗ), геолого-геофизическая технология оптимизации выбора места бурения скважин (ГТО ВМ), электромагнитное зондирование (ЭМЗ), новый комплекс программ обработки материалов сейсморазведки 3Д «Stratimagic»; для выявления на малых глубинах пластов насыщенных сверхвязкиминефтями применяется метод ЯМР-томографического зондирования [15].

Изменение объемов добычи нефти в 2015-2025 гг. представлено на рисунке 3.7 [17]. Из рисунка 3.7 видно, что при использовании и дальнейшем развитии имеющихся технологий к 2025 г. планируется увеличение объемов добычи на 11% по сравнению с 2015 г. При этом планируется одновременное снижение уровня удельных операционных затрат в данном сегменте на 10% [11].

Рисунок 3.7 - Изменение объемов добычи нефти в 2015-2025 гг.

Третье направление - применение технологий повышения нефтеотдачи пластов и дебита скважин. В 2015 г. доля нефти, добытой за счет третичных и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи, составила более 44% от общего объема добычи [15]. При разработке месторождений наряду с традиционными способами применяются новые технологии, повышающие результативной и рентабельность всех процессов нефтегазодобычи:

- бурение горизонтальных и многозабойных скважин применяются для стабилизации и наращивания объемов добычи нефти при разработке месторождений с преобладающей долей трудноизвлекаемых запасов;

- технология облегченного тампонажного раствора применяется прицементировании обсадных колонн с использованием отечественного пеностекла, изготовленного из продукта производства ООО «П-Д Татнефть-Алабуга Стекловолокно» по качеству не уступающего импортным аналогам;

- технология гидроразрыва пласта позволяет интенсифицировать работу нефтяных скважин и увеличить приемистость нагнетательных скважин;

- различные подъемные установки для выполнения подземного ремонта скважин определенных типов продукции;

- одновременно-раздельная эксплуатация 2-х и более пластов одной скважиной позволяет эксплуатировать одновременно объекты с разными коллекторскими характеристиками и свойствами, повысить рентабельность отдельных скважин, сократить объемы бурения;

- использование различных приводов (ПЦ60, ПЦ80), снижающих удельные энергозатраты продукции и увеличивающих срок службы скважинного оборудования;

- подготовка сверхвязкой нефти до товарной кондиции осуществляется в режиме «жесткого» термохимического обезвоживания при температуре нагрева 90є С с применением коалесцирующих устройств и электродегидраторов, что обеспечивает подготовку сверхвязкой нефти до 1 группы качества, при этом снижаются капитальные затраты на отстойное оборудование;

- для поддержания пластового давления используются передовыетехнологии насосно-компрессорных труб и пакеров [9].

В результате внедрения технологий производственные затраты ООО «Татнефть» за 9 месяцев 2017 г. удалось снизить на 1,25 млрд. руб. [15]. Прибыль, полученная от выполнения плана внедрения новой техники и технологий, представлена на рисунке [14].

Рисунок 3.8 - Прибыль, полученная от выполнения плана внедрения новой техники и технологии ОАО «Татнефть» за 2005-2014 гг. 0

На рисунке показано, что в целом за счет внедрения нового оборудования и передовых технологий с 2005 года было получено более 40 миллиардов рублей дополнительной прибыли.

Еще одним важным направлением увеличения прибыли компании является диверсификация продукта. При сохранении уровня инвестиций в разведку и добычу в общем объеме инвестиций доля инвестиций, направленных на развитие нефтепереработки и продаж, увеличилась на 22 процентных пункта с 5% в 2005 году до 27% в 2015 году [15].

Общий результат событий, проведенных к 2025 году, предполагает увеличить внутреннюю стоимость компании почти в 2 раза: с 10,8 до 21,5 млрд. Долл. США при оптимизации вклада различных предприятий в ее формирование, представленных на рисунке 23 [14].

Из рисунка видно, что доля сегмента разведки и добычи к 2025 г. должна снизиться до 62%, а нефтепереработки и других видов бизнеса вырасти до 28% и 10% соответственно. Реализация данного направления обеспечивает стабильный рост капитализации компании, по приросту которой она занимает 2 место в отрасли.

Рисунок 3.9 - Вклад бизнесов в формирование стоимости компании в 2015-2025 гг.

Таким образом, несмотря на высокие показатели доходности предприятия во всем рассмотренном периоде, основной проблемой для компании являются опережающие темпы роста себестоимости продукции над темпами роста выручки от реализации, что снижает эффективность ее деятельности. Факторный анализ показал, что основным фактором, влияющим на прибыль компании, является себестоимость продукции: снижение доходов в рассмотренном периоде за счет данного фактора составило (-67 млрд. руб.).

Основными мероприятиями для снижения себестоимости продукции, реализующимися на предприятии, являются увеличение объемов добычи, рост продукции нефтепереработки, усиление направления «нефтехимия», оптимизация и сокращение операционных затрат, в том числе за счет внедрения более эффективных технологий при работе с трудноизвлекаемыми запасами и нефтью с «непотребительскими» свойствами.

3.3 Применение метода бурения горизонтальных пар скважин для добычи сверхвязкой нефти

Основным источником прибыли для ООО «Татбурнефть» является основная производственная деятельность - добыча нефти, ее переработка и реализация. Для повышения эффективности данного сегмента бизнеса компания стремится не только наращивать объемы добычи углеводородов, но и повышать технологичность этого процесса для снижения затрат и роста экологичности производства. Кроме того, одним из стратегических направлений деятельности является добыча трудноизвлекаемых запасов и работа на месторождениях вязких нефтей.

Согласно прогнозам, пик добычи традиционных легких нефтей будет достигнут уже через 10-15 лет, а в дальнейшем их добыча будет падать. Мировая добыча и переработка тяжелых и битуминозных нефтей станет преобладающей. Вовлечение в разработку альтернативных источников углеводородного сырья является одной из важнейших проблем топливноэнергетической отрасли. Запасы тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов в несколько раз превышают запасы обычных нефтей и являются перспективной частью сырьевой базы нефтяной отрасли [13].

Для ООО «Татбурнефть» одним из стратегических направлений является разработка запасов высоковязкой нефти и природного битума (сверхвязкой нефти, SWN). Первые проекты развития в Республике Татарстан начались в 1970-х годах. от проведения пилотных работ на двух месторождениях с использованием вертикальных скважин - были испытаны методы горения на месте, пара, пара и газа. С 2005 года компания реализует программу освоения запасов WWS с использованием новейших методов, основанных на российском и мировом опыте. С 2006 года «Татнефть» разрабатывает новые технологии для извлечения сверхвязких масел с использованием горизонтальных скважин и нагнетания пара для снижения вязкости углеводородов в пластовых условиях в режиме дренажа под действием пара [17]. Инвестиции компании в развитие сверхвязкой нефти в 2015 году составили более 30 миллиардов рублей [37].

Однако добыча, транспортировка и переработка сверхвязкой нефти связана с большими инженерно-техническими трудностями и очень высокими капитальными затратами. Для битумных масел, характеризующихся высокой плотностью, очень высокой вязкостью и практическим отсутствием бензино-керосиновых фракций. Такие свойства тяжелых масел создают проблему поиска инженерных решений для их эффективного извлечения, транспортировки труб и рентабельной обработки для максимального производства легких моторных топлив [18].

Высокие капитальные и операционные затраты на добычу IOS традиционными методами приводят к потере убытков развития для недропользователя в рамках действующего законодательства и невозможны без применения определенных мер государственной поддержки, в первую очередь - налоговых льгот, С инициативой и с участием специалистов «Татнефти» были разработаны такие меры. В настоящее время налоговые льготы на производство сверхвязкой нефти обеспечены как на уровне федерального, так и регионального законодательства: в 2006 году был отменен налог на добычу полезных ископаемых (МЕТ), а с середины 2012 года экспортная таможенная пошлина была снижена на десятилетний период, налог на имущество [24].

Ашальчинское месторождение является базой для разработки новых технологий и технологий для России на основе метода дренажа и горизонтального бурения пара [26]. Объем производства, накопленный с начала разработки, превысил 930 тыс. Тонн. По состоянию на 1 января 2017 года на месторождениях SSN было завершено строительство 441 эксплуатационных скважин, пробурено 1596 оценочных скважин [14].

Объем добычи сверхвязких нефтей по годам, а также экономия на НДПИ за счет применения налоговых льгот представлены в таблице

Таблица 3.6

Добыча сверхвязкой нефти

Год	Добыча СВН, тыс т	Экономия на НДПИ, млрд руб
2012	178,8		0,7
2013	238		1,2
2014	512	145,6	2,7
2015	649	236,9	3,8
2016	784	376,4	4,2
2017	799	389,5	4,8

Как видно из таблицы, добыча сверхвязкой нефти на предприятии стабильно растет. При этом около половины объемов добычи обеспечивается за счет разработки Ашальчинского месторождения. Экономия на НДПИ в рамках данного направления в разные годы составляла от 0,7 млрд. руб. до 4,2 млрд. руб. в год.

На 2017 г. себестоимость добычи сверхвязкой нефти на предприятии составляет 11523 руб. / т. Основную долю в структуре себестоимости добычи сверхвязкой нефти составляют операционные затраты.

На сегодняшний день на Ашальчинском месторождении СВН действует 84 добывающих скважины, обеспечивающие уровень добычи на уровне 376 тыс. т. в год. Дебит на 1 скважину составляется в среднем 13 т. / сут. [15].

Недостатком используемого способа добычи сверхвязкой нефти на Ашальчинском месторождении является низкая нефтеотдача и низкие темпы отбора при разработке залежей, большие эксплуатационные затраты.

В 2013 г. специалистами НГДУ «Нурлантнефть» был разработан способ разработки нефтяного месторождения вязких нефтей для Уфимского и Турнейского ярусов.

Таблица 3.7

Технико-экономические показатели рассмотренного метода разработки залежи сверхвязкой нефти00

Объект	Начальные геологически езапасы нефти	Вид закачиваемого агента	Температура	Давление	Срок разработки, лет	Накопленная добыча нефти	КИН	Затраты, млн руб
Уфимский ярус	778	пар	195	1,4	41	189	0,106	964
Турнейский ярус	640	вода	89-97	14	41	206	0,322	489
Всего	1418				41	395	0,428	1453

Рисунок 3.10 - Дебит нефти на одну скважину по рассмотренной технологии добычи вязких нефтей по годам, т. / сут.

Из рисунка видно, что начальный дебит вязких нефтей на одну скважину составляет более 70 т. / сут. В соответствии с принятым на предприятии проектом разработки Ашальчинского месторождения [19], предлагаемую технологию можно применить на 22 горизонтальных скважинах.

Таблица 3.8

Годовой дебит нефти по предлагаемой технологии

Год	Годовая добыча
2007	494602,06
2008	432933,59
2009	378954,12
2010	331704,98
2011	290347,00
2012	254145,66
2013	222458,01
2014	194721,28
2015	170442,84
2016	149191,51
2017	130589,87
2018	114307,53

Капитальные затраты на разработку предложенной технологии составляют 210 млн. руб. Годовой дебит скважин в первые 12 лет разработки залежей по рассмотренной технологии представлен в таблице 3.8. Из таблицы видно, что годовая добыча нефти в первый год разработки залежей составит более 49 тыс. т. и при постепенном снижении достигнет значения 11 тыс. т. / год к 12 году работы на месторождении. При этом общий срок разработки ограничен 98% обводнения продукции скважин или минимально рентабельным дебитом нефти 0,5 т. / сут. В результате время разработки по предложенному методу составило 41 год, общая накопленная добыча нефти - 395 тыс. т.

Вся добытая нефть для технологии, рассматриваемой для продажи, должна быть переработана до состояния синтетического масла. Стоимость переработки тонны ресурса составляет 3401 руб. / t.

Для расчета экономических показателей для реализации проекта на Ашальчинском месторождении, а также оценки его рисков необходимо рассмотреть несколько возможных сценариев.

Основной вариант рассматривает развитие российской экономики в условиях консервативных тенденций внешних факторов с учетом возможного ухудшения внешнеэкономических и других условий и характеризуется сохранением сдерживаемой бюджетной политики. Этот вариант отражает консервативный сценарий развития, имеет статус консервативного варианта прогноза и не предполагает радикального изменения модели экономического роста.

Вариант «база +» рассматривает развитие российской экономики в более благоприятных внешнеэкономических условиях и основан на траектории умеренного роста цен на нефть Urals на нефть до $ 48 за баррель в 2017 году, 52 доллара за баррель в 2018 году и 55 долларов за баррель в 2019 году.