12

12

Министерство образования Российской Федерации

Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова

Кафедра ОУ

Курсовой проект

По дисциплине Организация производства и менеджмент Пояснительная записка

Экономическое обоснование выбора варианта разработки Мало-Балыкского месторождения

Автор: студент гр. НГ-99

Сбитяков И.В./

Проверил

Череповицын А.Е.

Санкт-Петербург

2003 год

Содержание

• Введение
• 1. Общие сведения о месторождении
• 2.Геологическая характеристика месторождения
• 3. Экономический анализ проектных решений
• 3.1 Общие положения
• 3.2 Характеристика системы налогообложения
• 3.3 Показатели экономической оценки
• 3.4 Обоснование удельных затрат для экономических расчетов
• 3.5 Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат
• 3.6 Методика расчета
• 3.7 Технико-экономический анализ проектных решений
• 3.8 Характеристика рекомендуемого варианта
• 3.9 Анализ чувствительности проекта
• Заключение
• Библиографический список

Введение

В данном курсовом проекте рассматриваются три варианта дальнейшей разработки Мало-Балыкского месторождения, расположенного в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа. Здесь представлены основные геологические, технологические и экономические показатели разработки месторождения. Более подробно рассматриваются вопросы налогообложения, оценки капитальных вложений и эксплуатационных затрат и анализа чувствительности проекта при колебании цен на нефть на внутреннем и мировом рынках, капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

1. Общие сведения о месторождении

Мало-Балыкское месторождение в административном отношении расположено в Нефтеюганском районе на территории Ханты-Мансийского автономного округа. Ближайшие населенные пункты - Нефтеюганск, Пыть-Ях, Мамонтово (рис. 1.1).

Рис. 1.1 Обзорная схема района работ Мало-Балыкского месторождения.

Месторождение открыто в 1966 году силами Усть-Балыкской НРЭ на основе проведенных в 1961 - 1962 гг. сейсморазведочных работ и выявленного Малобалыкского локального поднятия. Ближайшие разрабатываемые месторождения - Правдинское, Тепловское, Усть-Балыкское, Мамонтовское, Южно-Балыкское и Средне-Балыкское. Разработка месторождения осуществляется НГДУ "Майскнефть" базирующимся в г. Пыть-Ях.

Месторождение находится в районе с развитой инфраструктурой. Здесь проходит газопровод Уренгой-Челябинск-Новополоцк, нефтепровод Усть-Балык-Омск. Параллельно им проходит железная дорога Тюмень-Сургут-Уренгой, автодорога Тюмень-Сургут-Муравленко. Энергоснабжение Нефтеюганского района осуществляется от Сургутской ГРЭС.

Район работ представляет собой слабовсхолмленную равнину с абсолютными отметками от 28 м до 80 м. Гидрографически месторождение расположено в среднем течении р. Малый Балык, которая является слабосудоходной. На западе и востоке площади встречаются торфяные болота. Растительность представлена лесом преимущественно хвойных пород (кедр, ель, сосна, лиственница). Заболоченные участки покрыты кустарником.

Климат района - резко континентальный с холодной продолжительной зимой и коротким теплым летом. Ледостав начинается в октябре, ледоход в начале мая.

В рассматриваемом районе выделяются три водоносных горизонта: четвертичный, новомихайловский и атлымский. Наиболее крупным является атлымский горизонт, имеющий повсеместное распространение и залегающий на глубине 180 - 195 м.

Характерная особенность района - наличие многолетнемерзлых пород

В качестве основного строительного материала следует выделить песок, распространенный в виде песчаных карьеров в северо-западной части района Мало-Балыкского месторождения. В пределах месторождения также имеются крупные залежи торфа, керамзитовых и кирпичных глин. Кроме того, важнейшим строительным материалом является лес. Мало-Балыкское месторождение????.

2. Геологическая характеристика месторождения

В 1961-62 г.г. силами Усть-Балыкской нефтеразведочной экспедиции было выявлено Мало-Балыкское локальное поднятие в результате сейсморазведочных работ, а в 1966 г. в результате бурения скв. 13 был получен приток нефти и открыто само месторождение.

В первые же годы был установлен этаж нефтеносности месторождения и распределение запасов по разрезу. Основные запасы на месторождении заключены в отложениях ачимовской толщи, а высоко продуктивные пласты группы АС и БС, являющиеся в то же время основными объектами разведки на близлежащих месторождениях оценены не высоко.

С 1984 г. месторождение находится в разработке. Работы проводит НГДУ "Майскнефть" п/о "Юганскнефтегаз", базирующихся соответственно в пос. Мамонтово и г. Нефтеюганске.

Мало-Балыкское месторождение нефти приурочено к Южно-Балыкскому куполовидному поднятию, расположенному на южном окончании Сургутского свода - крупной положительной структуры I порядка. Южно-Балыкское куполовидное поднятие в свою очередь осложнено серией поднятий III порядка. Размеры Мало-Балыкского поднятия 6 х 11 км, амплитуда 180 м. В изученной части разреза нефтеносность установлена в средне, верхнеюрских и нижнемеловых отложениях в интервале глубин 1990-2990 м. Залежь нефти установлена в пластах: ачимовской толщи ( АчI, АчII, АчIII ), пластах БС₉², АС₇, АС_5-6, АС₄. Залежи юрских отложений недоразведаны.

Залежи пластов АС₄, АС_5-6. В апреле 1966 г. Мало-Балыкское поднятие было введено в поисковое бурение. В августе того-же года при испытании пласта АС₄ в скв. 3 был получен приток нефти дебитом 4,1 м³/сут на штуцере диаметром 8,3 мм. Позже в результате бурения скв. 1 была доказана нефтеносность пластов АС_5-6 в 1968 г. Пласты АС₄ и АС_5-6 представляют собой единый резервуар. По литологическому признаку пласты делятся на 2 части. Верхняя часть, соответствующая пласту АС₄ представлена преимущественно глинистыми породами. Нижняя часть (пласты АС_5-7) была песчаная. В целом интервал пластов АС_4-7 характеризуется фациальной изменчивостью.

Учитывая отличия в литологии пластов, запасы оценены раздельно в пласте АС₄ и в пласте АС_5-6. Залежь этих пластов пластово-сводовая, на 99,6 % подстилается водой. Размеры залежи 12 х 18 км, высота 87 м.

Характеристика нефтеносности этой части разреза приводится раздельно для пластов АС₄,АС_5-6.

Пласт АС₄ приурочен к верхней части вартовской свиты и вскрыт всеми поисково-разведочными и эксплуатационными скважинами. Нефтенасыщенные коллектора вскрыты на глубинах 1990-2055 м. Пласт характеризуется невыдержанностью толщины. Общая толщина пласта изменяется от 15 до 34 м, эффективная от 1,8 до 1566, нефтенасыщенная от 1,2 до 15,6. Песчанистость пласта меняется от 91 до 96 %. Нефтеносная часть пласта охарактеризована в интервале отметок -1909-1975 м, т.е. по всему разрезу по данным испытаний разведочных скважин. В 5 скважинах получены притоки безводной нефти дебитом от 6,5 м3/сут при Нд =1248м до 41м³/сут при фонтанировании на 8 мм штуцере. В 2 скважинах получены притоки нефти с водой. С 1984 г. из пласта АС₄ осуществляется отбор нефти. Положение ВНК в пласте АС принимается при подсчёте запасов -1973+2 м.

Нефть в этом пласте характеризуется большой вязкостью, высоким содержанием серы, смол и асфальтенов.

Пласт АС_5-6 отличается от вышележащего только относительным содержанием АС_5-6 песчано-алевролитового и глинистого материала. Нефтеносность пласта установлена на двух участках, в пределах сводовых частей Мало-Балыкского и Восточно-Мало-Балыкского поднятий. Нефтенасыщенные песчаники разведочными скважинами вскрыты на глубинах (-1942-1974,3 м а.о.). Пласт характеризуется существенной неоднородностью. Общие толщины пласта изменяются от 27 до 45 м, эффективные 7,2-31,6, нефтенасыщенные 2-23,8. При испытании пласта АС₄ в скважине 1 получен фонтанирующий приток нефти дебитом 28,6 м³/сут через 6 мм штуцер. Начальные дебиты скважин составляли 2-11 т/сут при фонтанировании и до 79 т/сут при переводе на механизированную добычу.

ВНК по данным ГИС и керна однозначно устанавливается на отметке -1973+2 м. И лишь немного погружается в районе скважины 112. Нефть так же как и в залежи пласта АС₄ характеризуется большой вязкостью, высоким содержанием серы, смол и асфальтенов. Размеры нефтеносности пласта АС_5-6 в пределах Мало-Балыкского поднятия составляют 2-6х6,5 км, высота около 70 м.

Залежи пласта АС₇. Залежь пласта приурочена к сводовой части Мало-Балыкского локального поднятия, находится непосредственно под основной залежью пластов АС₄, АС_5-6 и отделяется от нее невыдержанным глинистым разделом небольшой толщины. Залежь установлена эксплуатационным бурением. Нефтенасыщенные песчаники толщиною 5,6 - 20,6 м вскрыты на отметках 1936-1991,8 м. Промышленная нефтеносность пласта доказана эксплуатационными скв. 7547, 8029, при опробовании которых получены фонтанные притоки нефти дебитами 53 и 31 т/сут. ВНК по данным ГИС определяется на отметках 1991,8 м. При определении контура нефтеносности учтены данные по скважинам, вскрывшим водоносные коллекторы пласта. В соответствии с принятым контуром размеры залежи 1,2 х 1,6 км, высота 55 м. Залежь пластово-сводовая.

Залежи пласта БС₈⁰ . Залежь пласта установлена в пределах Западно-Балыкской площади. В контуре залежи пробурены скв. 12, 21, вскрывшие нефтенасыщенные коллекторы толщиной 1,6-4,6 м. на глубине (а.о.-2371-2378 м). Промышленная нефтеносность доказана испытанием скв. 21, в результате которого получен фонтанирующий приток безводной нефти дебитом 26,4 м/сут через 4 мм штуцер. ВНК принят условно на максимально высокой из возможных отметке -2377,7 м. Согласно принятому положению контакта размеры залежи 4 х 6 км, высота 7 м. Залежь пластово-сводовая. Общая толщина пласта изменяется от 2 м до 5 м. Эффективная, в пределах контура нефтеносности колеблется от 1,6 до 4,6 м. Литологически пласт представлен песчаником.

Залежи пласта БС₉² . Залежь нефти пласта БС₉² приурочены к западному крылу Мало-Балыкской структуры. В южной, северной и восточной части по восстанию пласта, залежь экранируется зоной глинизации. В пределах залежи пробурено и испытано две скважины 11, 15. Нефтенасыщенные коллекторы толщиной 6,8 - 8,4 м, вскрыты на глубине (а.о.-2567,8-2604,3м) получен приток нефти дебитом 9 м³/сут при Нд-1100 м. В скважинах, вскрывших залежь, пласт нефтенасыщен до подошвы. При подсчёте запасов ВНК принимается условно на отметке -2604,3 м, соответствующей подошве нефтенасыщенных по испытанию коллекторов в скв. 15. В соответствии с принятым ВНК и границей зоны глинизации размеры залежи составляют -2,5 х 5,5 км высота около 65 м. Залежь структурно-литологического типа. Общая толщина пласта БС₉² от 7,4 до 14 м, эффективная от 4,8 до 8,4 м. Песчанистость соответственно изменяется от 60 до 83,8 %.

Залежи Ачимовской толщи.

Пачка I (АчI). Пачка вскрыта в интервале глубин 2578-2806,6 м и распространена не по всей площади месторождения, а в большей мере в западной части месторождения. Большая часть площади приходится на зону глинизации, которая занимает восточную часть месторождения. Общая толщина пачки колеблется от 1 до 22,4 м. Эффективные толщины изменяются от 20 до 100 % в среднем она составляет 45,7 %. Плотность изменяется в пределах от 16,2 до 20,9 %. Нефтенасыщенные коллекторы вскрыты на глубине (а.о. -2565-2722 м). По даным испытаний разведочных скважин во всех скважинах получены безводные притоки нефти. Дебиты изменялись от 10,8 м³/сут при динамическом уровне до 35 м³/сут при фонтанировании. Положение ВНК на максимально высокой отметке -2721,9 м. В пределах подсчётного участка размеры залежи соствляют 5-15 х 20 км, высота 160 м. Залежь структурно-литологического типа.

Пачка АчII - является наиболее крупным подсчётным объектом. Отложения второй пачки развиты в пределах всей площади месторождения и глинизируются в пределах всей площади месторождения и глинизируется в восточном направлении. Общая толщина пачки колеблется от 32,6 до 73,4 м Эффективная толщина изменяется в основном от 12,8 до 46,6 м. Отложения второй пачки неоднородны и представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчанистость по пласту меняется от 22 до 74 % и в среднем составляет 47,3 %. Пористость изменяется от 14 до 19 %. Нефтенасыщенные коллекторы толщиною 6,6-46,6 м вскрыты на глубинах (а.о. -2518-2778,9м). Данными испытаний, на участке разбуривания, залежь охарактеризована достаточно полно. Опробованиями нефтеносной части разреза охаратеризован интервал отметок -2519-2760 м. При испытании скважин в болшинстве случаев были получены безводные притоки нефти. Дебиты нефти изменяются от 2,2 м³/cут на уровне до 8,8 м³/сут при фонтанировании через 2 мм штуцер. Первоначальные дебиты нефти составляли 1,1-10,1 т/сут При преводе скважин на механизированную добычу дебиты возросли до 60 т/сут. ВНК имеет наклон в северо-западном и западном направлениях. В южной части ВНК принимается на отметках -2668,6-2717,3 м по данным скв. 13 и 16. На севере ВНК установлен по скв. 41 на отметках 2746,1-2746,5 м. В северо-западной части ВНК принимается на уровне подошвы нефтенасыщенных коллекторов в скв. 43 и 11 и отметках -2764-2768,6 м, на западе по скв. 21 на отметке -2778,9 м. Наклон контакта в пределах месторождения составляет 110 м. В соответствии с принятыми границами размеры поля нефтеносности пачки II ачимовской толщи на Мало-Балыкском месторождении составляют 24 х 25 км, высота 260 м. Залежь струкутрно-литологическая.

Пачка III (Ач3) вскрыта в интервале глубин 2649,8-2841,2 м. Пачка развита на большей части площади, глинизируясь на западе. Общая толщина пачки изменяется от 4,4 до 63,6. Эффективная от 1,8 до 23,4 м. Отложения пачки представлены песчаниками мелкозернистыми, алевролитами которые обычно разделены прослоями аргиллитов и глинистых алевролитов. Песчанистость изменяется от 23 до 89,3 % и в среднем составляет 45,2%. Пористость коллекторов изменяется от 13,3 до 18,5 %. Нефтенасыщенные коллекторы вскрыт на глубинах 2650-2884 м (а.о.-2572,9-2810,6м). Данными испытаний 13 разведочных скважин нефтенасыщенный разрез охарактеризован в интервале отметок -2572,9-2696,6 м, при этом в 12 скважинах получены безводные притоки нефти с дебитом от 1,4 до 10,5 м³/сут. На уровне ВНК по залежи на участке Мало-Балыкского месторождения устанавливается на отметках -2725-2810,6 м с наклоном в северо-западном и северном направлениях. Наклон контакта составялет 85 м. В соответствии с принятыми границами размеры залежи пачки III в пределах Мало-Балыкского месторождения составляют 13-17 х 20 км, высота 130 м. Залежь пластовая сводовая частично литологически экранированная.

3. Экономический анализ проектных решений

3.1 Общие положения

Экономическая оценка предлагаемых технологических решений по разработке Мало-Балыкского месторождения выполнена трем эксплуатационным объектам: АС_4-6, АС_7-8, БС_16-22 (АЧ), и месторождению в целом.

Оценка экономической эффективности разработки месторождения и обоснование выбора оптимального варианта для его дальнейшего освоения проведена в соответствии с действующими в отрасли методическими документами [9; 19]. Экономические расчеты выполнены на основании технологических показателей и обоснованных нормативов затрат на планируемые работы по его эксплуатации.

Оптовая цена реализации нефти на внутреннем рынке при сложившейся структуре потребителей принята в размере 3000 рублей за тонну с НДС, на мировом рынке 22 доллара за баррель. Цена попутного газа - 150 руб/тыс.м³. Коммерческие расходы при экспортной реализации нефти составляют 19.0 долларов за тонну.

Исходя из сложившегося сбыта продукции в ОАО "Юганскнефтегаз" в расчетах учтено, что добываемая нефть реализуется на внутреннем и мировом рынках в процентном отношении 70:30, газ - на внутреннем рынке. Обменный курс доллара принят на уровне 29.3 рублей, на дату выполнения работы.

Расчеты экономических показателей в условиях непредсказуемости инфляционных процессов и соответствующих изменений затрат выполнены в постоянных ценах, в динамике до конца разработки объектов Мало-Балыкского месторождения.

3.2 Характеристика системы налогообложения

Экономическая оценка разработки Мало-Балыкского месторождения выполнена в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации по налогообложению предприятий.

При расчете финансово-экономических показателей учтены следующие виды налогов:

Таможенная пошлина взята в размере 23.4 евро/т согласно Постановления правительства РФ от 18.08.2001года, № 585, с 01.01.2002 года 17.7 согласно ст.4 Федерального закона РФ от 08.08.01 №126-ФЗ "0 внесении изменений и дополнений в часть вторую Налогового кодекса".

Налог на добавленную стоимость (НДС) - взимается в размере 20% на основании статьи 164 Налогового кодекса Российской Федерации (часть вторая), утвержденного законом РФ № 117-ФЗ от 05.08.00 г.

Налог платится с операций по реализации и покупке только на внутреннем рынке.

Применительно к нефтедобывающим предприятиям сумма НДС, начисляемого к уплате со стоимости объема реализуемой нефти на внутреннем рынке, учитывает суммы уплаченного налога при закупке оборудования, сырья, материалов, расчете за выполненные буровые, строительно-монтажные работы и услуги.

Поступления НДС занимают наибольший удельный вес в доходах российского бюджета.

Акцизный сбор на нефть взимается согласно Налогового кодекса Российской Федерации. Налогообложение подакцизного минерального сырья осуществляется по единым на территории Российской Федерации налоговым ставкам. Объектом налогообложения признаются операции по реализации добытых налогоплательщиком нефти и стабильного газового конденсата. Сумма налога полностью зачисляется в федеральный бюджет.

Размер акциза на нефть составляет:

С 01.01.01 - 66 руб. за 1 т нефти. Основание - Налоговый кодекс РФ (часть вторая), ст. 193.

С 07.09.01 - 73 руб. 92 коп. Основание - Федеральный закон РФ № 118, ст.1, от 07.08.01 "О внесении изменений и дополнений в главу 22 части второй Налогового кодекса".

С 01.01.02 - акциз на нефть отменен. Основание - Федеральный закон РФ № 126, ст.1, от 08.08.01 "О внесении изменений и дополнений в часть вторую Налогового кодекса".

Отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы производятся в размере 10% от стоимости реализованной продукции за вычетом налога на добавленную стоимость и акциза в соответствии с Законом "О ставках отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы" 224-ФЗ от 30 декабря 1995 года. Часть этих средств (50%) ОАО "ЮНГ" может использовать на проведение геолого-поисковых и геолого-разведочных работ. При реализации недропользователем части минерального сырья на экспорт, в общую стоимость реализуемой продукции для определения размера платежей включается стоимость экспортных поставок (в иностранной валюте) за вычетом экспортных пошлин, акцизов, расходов на оплату услуг за транспортировку нефти на экспорт.

Плата за недра для Мало-Балыкского месторождения установлена в размере 10% согласно лицензии на право разработки месторождения выданной ОАО "ЮНГ" администрацией Ханты-Мансийского автономного округа и Комитетом РФ по геологии и использованию недр. Данный налог взимается в соответствии с Федеральным Законом "О внесении изменений и дополнений в закон Российской Федерации "О недрах"" 27-ФЗ от 3 марта 1995 года.

Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) вводится с 2002 года на основании Федерального закона от 08.08.01 № 126-ФЗ "О внесении изменений и дополнений в часть вторую Налогового кодекса РФ". Данный налог заменяет отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы, плату за пользование недрами и акцизный сбор на нефть.

Размер ставки НДПИ составляет:

С 01.01.02 - 340 руб. за 1 т нефти. При этом указанная налоговая ставка применяется с коэффициентом, характеризующим динамику мировых ценна нефть, - К.

С 01.01.05 - 16.5% от стоимости добытых полезных ископаемых без учета государственных субвенций. Статья 340.

Единый социальный налог вводится на основании Налогового кодекса Российской Федерации от 05. 08. 2000 г. № 117-ФЗ, глава 24, начисляются от фонда оплаты труда в размере 35.6% и зачисляется в государственные внебюджетные фонды - Пенсионный фонд РФ- 28%, Фонд социального страхования - 4.0%, фонды обязательного медицинского страхования - 3.6%. Данные ставки налоговых отчислений применяются, если налоговая база на каждого отдельного работника не превышает 100000 рублей в год, в случае превышения, используются более низкие ставки.

В себестоимость добычи нефти также включаются:

налог на пользователей автомобильных дорог устанавливается Налоговым кодексом Российской Федерации от 05. 08. 2000 г. № 118-ФЗ и взимается в размере 1.0% от выручки, полученной от реализации продукции, с 2003 г отменен;

- прочие налоги, включающие плату за землю и плату за вредные выбросы.

Кроме того, предприятия платят налоги, относимые на финансовый результат:

Налог на имущество предприятий введен в РФ с 1 января 1992 года. Им облагается имущество, находящееся на балансе предприятия, включая стоимость основных и оборотных средств. Ставка налога определена в размере 2% от среднегодовой стоимости имущества за вычетом износа, т.е. от остаточной стоимости.

Отчисления на нужды образовательных учреждений составляют 1% от годового фонда оплаты труда.

Налог на прибыль взимается

С 01.01.01 - по ставке 35% в соответствии с Законом РФ № 118 - ФЗ от 05.08.00 ст. 8. Объектом обложения налогом является валовая прибыль предприятия, уменьшенная на величину налогов, относимых на финансовый результат.

Кроме того, прибыль, направляемая на финансирование капитальных вложений производственного и непроизводственного назначения, исключается из налогооблагаемой прибыли при условии полного использования сумм начисленного износа (амортизации).

Налоговые льготы (включая и вышеизложенную) не должны уменьшать фактическую сумму налога, исчисленную без учета льгот, более чем на 50%.

С 01.01.02 - по ставке 24% на основании Закона РФ № 110 - ФЗ от 06.08.01, гл. 25, ст. 284. В соответствии со ст. 2 настоящего закона льготы по налогу на прибыль отменены. Статья 283 главы 25 НК предоставляет право налогоплательщику осуществлять перенос убытка на будущее, в течение десяти лет, следующих за тем налоговым периодом, в котором был получен этот убыток.

3.3 Показатели экономической оценки

Эффективность предлагаемых технологических вариантов разработки месторождения оценивается системой расчетных показателей, выступающих в качестве экономических критериев:

- капитальные вложения;

- эксплуатационные расходы;

- выручка от реализации;

- прибыль от реализации;

- чистые денежные поступления (доход предприятия);

- дисконтированные денежные поступления;

- внутренняя норма рентабельности;

- индекс доходности;

- срок окупаемости капитальных вложений;

- доход государства.

Данная система показателей позволяет прогнозировать производственную деятельность предприятия, его финансово-экономическое состояние, а также учесть интересы федерального и местного бюджетов.

Капитальные вложения представляют собой совокупность затрат на создание новых, и расширение и реконструкцию действующих основных фондов. Они включают затраты на выполнение необходимого объема затрат по эксплуатационному бурению и нефтепромысловому обустройству месторождения.

Эксплуатационные расходы - это текущие затраты предприятия, связанные с осуществлением производственных процессов по добыче нефти и ее реализации.

Выручка от реализации представляет собой сумму денежных средств, поступающих предприятию за реализованную им продукцию на внутреннем и мировом рынках, и определяется в оптовых ценах предприятия, т.е. без налога на добавленную стоимость и акциза.

Прибыль от реализации - важнейший показатель конечных результатов производственно-хозяйственной деятельности предприятия, представляющая собой разность между выручкой от реализации нефти и затратами на ее добычу.

Чистые денежные поступления представляют собой разность между наличием средств от производственно-финансовой деятельности и затратами на освоение месторождения. Положительное значение денежных поступлений считается подтверждением целесообразности инвестирования средств в разработку месторождения (в проект), а отрицательное - напротив, свидетельствует о неэффективности их использования.

Дисконтированные денежные поступления рассчитывается с применением нормы дисконтирования по ставке 10% согласно требованиям РД.

Внутренняя норма рентабельности - коэффициент рентабельности инвестиций, рассчитывается путем нахождения ставки дисконтирования, при которой приведенная стоимость будущих денежных поступлений равняется сумме инвестиций, т. е. это то значение нормы дисконтирования, при котором накопленные дисконтированные денежные поступления за расчетный период равны нулю.

Индекс доходности характеризует экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой отношение суммарных приведенных поступлений к суммарному дисконтированному объему капитальных вложений.

Срок окупаемости капитальных вложений - это продолжительность периода, в течение которого поступление денежных средств от производственной деятельности предприятия покроют затраты на инвестиции, т. е. это тот период, за пределами которого накопленные чистые дисконтированные поступления становится, и в дальнейшем остаются, неотрицательными.

Доход государства складывается из суммы налогов и отчислений, перечисляемых в государственный бюджет.

3.4 Обоснование удельных затрат для экономических расчетов

Основным методом расчетов при оценке инвестиционных проектов является метод постоянных цен. Выполнение расчетов в постоянных ценах и использование действующих значений всех исходных параметров (нормативов) является главным условием, обеспечивающим объективность результатов анализа инвестиционного проекта.

Учет влияния инфляции и анализ риска проекта в качестве дополнения к базовому расчету в постоянных ценах проводится в рамках анализа чувствительности.

Нормативы капитальных вложений.

Для обоснования нормативной базы использованы фактические показатели ОАО "Юганскнефтегаз" за 2000 год и проектно-сметная документация по месторождению.

Стоимость строительства одного метра эксплуатационной и нагнетательной скважины взята согласно данным бизнес-плана ОАО "Юганскнефтегаз" на 2001 год в размере 3826 рублей.

Капитальные вложения в строительство объектов по сбору и транспорту нефти и газа содержат затраты на выкидные линии, нефтесборные сети, трубопроводы на заменяемых участках нефтесбора, строительство двух ДНС и прочие затраты. Удельные затраты на одну добывающую скважину составили 2.621 млн. рублей.

Удельные капитальные вложения на строительство объектов по поддержанию пластового давления включают затраты на обустройство устьев нагнетательных скважин, строительство высоконапорных водоводов, двух КНС, очистных сооружений, прочие затраты и составляют 2.096 млн. руб. на одну нагнетательную скважину.

Норматив удельных капитальных вложений на электроснабжение содержит затраты на строительство высоковольтных линий ВЛ - 35 кВ, ВЛ - 6 кВ, подстанций, прочие затраты и в сумме составляют 0.753 млн. руб. на одну добывающую скважину.

Удельные затраты на строительство баз производственного назначения составляют 0.760 млн. руб/скв.

Удельные капитальные вложения на автоматизацию производства вошли в расчёт в размере 0.250 млн. руб/скв.

Капитальные вложения на строительство автомобильных дорог включают затраты на строительство внутрипромысловых дорог, подъездов к кустам скважин, в расчёте на одну добывающую скважину составляют 1.320 млн. руб.

В размере 10% от суммы капитальных вложений в нефтепромысловое обустройство предусмотрены затраты на строительство природоохранных объектов.

Удельные затраты на оборудование, не входящее в сметы строек, вошли в расчёт в размере 2.730 млн. руб.

Средний индекс удорожания по капитальным вложениям в нефтепромысловое обустройство принят на уровне 31.0 к ценам 1984 году.

Нормативы эксплуатационных затрат.

Нормы текущих затрат определены по элементам сметы с использованием фактических данных о производственно-финансовой деятельности ОАО "Юганскнефтегаз" за 2000 г и бизнес-плана на 2001 год.

Удельные затраты на вспомогательные материалы приняты в размере 5.84 руб/т жидкости.

Удельные затраты на топливо приняты на уровне 0.38 руб/т жидкости.

Затраты на электроэнергию для подъёма жидкости рассчитаны на одну тонну жидкости, добываемой механизированным способом, и составляют 4.67 руб/т, для закачки воды с целью поддержания пластового давления взяты на один кубический метр закачиваемой воды в размере 2.98 руб., на подготовку нефти взяты на уровне 0.93руб/т нефти.

Основная и дополнительная заработная плата принята из расчета 14944 рублей в месяц на 1 работающего.

Отчисления в пенсионный фонд учитываются в размере 28.0% , на социальное страхование 4.0%, медицинское страхование - 3.6%.

Амортизационные отчисления на восстановление стоимости основных фондов взяты на уровне 6.7%.

Стоимость капитального ремонта скважин и основных фондов взята на одну действующую скважину в размере 380 тыс. руб.

Прочие денежные расходы определены на одну добывающую скважину и составляют 1302.0 тыс. руб.

Затраты на проведение работ по гидроразрыву пласта взяты в размере 4570 тыс. руб./оп., по выводу скважин из бездействия 544 тыс. руб./ скв.

Все, необходимые для экономических расчетов удельные стоимостные показатели: нормативы капитальных вложений, нормы текущих затрат, цена нефти, ставки налоговых отчислений приведены в табл.3.4.1.

Таблица 3.4.1 Исходные данные для расчета экономических показателей

№	ПОКАЗАТЕЛИ	Значение
1.	ЦЕНА 1тонны нефти
	- внутренний рынок (с НДС и акцизом), р/т	3000,0
	- внешний рынок, долл./т	160,0
	курс доллара, руб/долл.	29,3
2.	ПЛАТЕЖИ И НАЛОГИ
	- НДС, %	20,0
	- НДПИ (2002-2004гг), р/т	553,0
	- НДПИ (с 2005г), р/т	468,0
	- акцизный сбор, р/т	66,0
	- транспортные расходы, $ / т.н.	19,0
	- на имущество, %	2,0
	- налог правоохранительным органам, %	3,0
	- на прибыль, %	35,0
	- отчисления от ФОТ, % в том числе :
	пенсионный фонд, %	28,0
	социальное страхование	4,0
	медицинское страхование	3,6
	- отчисления от реализации продукции, в том числе :
	платежи за право пользования недрами ( роялти ), %	10,0
	отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы, %	10,0
	налог с пользователей автодорог, %	1,0
3.	КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ
	Бурение эксплуатационное т.р./ м	3,826
	Оборудование, не входящее в сметы строек, тыс.р/скв.	3660,0
	Промысловое обустройство:
	- сбор и транспорт нефти, тыс.р./скв.	3302,0
	- энергоснабжение и связь, тыс.р./скв.	934,0
	- комплексная автоматизация, тыс.р./скв.	310,0
	- базы производственного обслуживания , тыс.р./скв.	942,0
	- автодорожное строительство, тыс.р./скв.	1637,0
	- заводнение нефтяных пластов, тыс.р./нагн.скв.	3560,0
	- природоохранные объекты, тыс.р/скв.	910,0
	- прочие объекты и затраты, тыс.р/скв.	830,0
4.	ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАТРАТЫ
	- сырьё и основные материалы, тыс.р./т. нефти	0,00
	- вспомогательные материалы, р./т. жидкости	5,84
	- топливо, р./т. жидкости	0,38
	- электроэнергия, р./т. жидкости
	- на добычу жидкости, руб./т. жидкости	4,67
	- на закачку воды, руб./м. куб.	2,98
	- на подготовку нефти, руб./т. жидкости	0,93
	- стоимость капитального ремонта скважин, тыс.р./скв.	400,00
	- заработная плата ППП, тыс.р./чел.-мес.	14,94
	- прочие денежные расходы, тыс.р./скв.	1302,00
	- вывод кважин из бездействия, тыс.р./скв.	544,00
	- ГРП, тыс.р./скв.	4570,00
5.	ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ДАННЫЕ
	- норма амортизационных отчислений на реновацию скважин, %	6,7
	- то же на реновацию объектов обустройства, %	6,7
	- норматив приведения разновременных затрат	0,1

3.5 Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат. Капитальные вложения

Потребность в капитальных вложениях, необходимых для разработки Мало-Балыкского месторождения определена по вариантам разработки в соответствии с рекомендуемыми технологическими решениями.

Капитальные вложения рассчитаны по основным направлениям затрат: бурение и нефтепромысловое обустройство, с выделением объема строительно-монтажных работ. Затраты на бурение определены согласно планируемому объему эксплуатационного бурения и стоимости строительства одного метра.

Капитальные вложения в нефтепромысловое обустройство рассчитаны в строительство объектов: сбора и подготовки нефти, поддержания пластового давления, электроснабжения, автоматизации и связи, автодорожного стоительства, баз производственного обслуживания, природоохранных мероприятий и прочих согласно принятым удельным затратам и количеству вводимых добывающих и нагнетательных скважин.

Эксплуатационные расходы.

Эксплуатационные расходы на добычу нефти определены в соответствии с "Инструкцией по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа" по элементам сметы: сырье и основные материалы, вспомогательные материалы, топливо, электроэнергия, фонд оплаты труда, отчисления на социальное страхование, затраты по повышению нефтеизвлечения, прочие расходы, амортизация основных фондов, налоги и отчисления.

Текущие расходы рассчитаны на основе принятых норм затрат с учетом действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин, объемов добычи нефти, жидкости, закачки воды.

Амортизационные отчисления рассчитаны с учетом остаточной стоимости основных фондов.

3.6 Методика расчета

Расчет эффективности проведения оптимизации на основе вышеперечисленных показателей производится по нижеприведенной методике:

ПДНt=Вt-Ut-Кt-Нt (3.6.1)

где: ПДНt-поток денежной наличности полученный в t-ом году, тыс. руб; Вt-выручка от реализации продукции в t-ом году, тыс. руб; Ut-текущие затраты в t-ом году, тыс. руб; Кt-капитальные затраты в t-ом году, тыс. руб; Нt-налоги, выплачиваемые в t-ом году, тыс. руб. При расчёте выручки по формуле целесообразно использовать цены предприятия на нефть без учёта акцизного налога и налога на добавленную стоимость:

Вt=Qt*Цt (3.6.2)

где: Qt-объём реализации нефти в t-ом году, тыс. тонн; Цt-цена предприятия на нефть в t-ом году, руб/т.

Qt = T * K_э * q * n_обр (3.6.3)

где Т - время работы скважины после оптимизации; K_э - коэффициент эксплуатации фонда; q - прирост дебита нефти; n_обр - количество оптимизированных скважин.

Текущие затраты представляют собой затраты на добычу нефти без амортизационных отчислений.

Ut=Uпост+Uпер (3.6.4)

где: Uпост- постоянные расходы (основная и дополнительная заработная плата с отчислениями в социальные фонды, ремонтный фонд, содержание и эксплуатация оборудования, цеховые и общепроизводственные расходы).

Uпост=n*C (3.6.5)

где: n- количество рамонтов; C- стоимость одного ремонта.

Uпер=Uу.пер.*Qt (3.6.6)

где: Uпер-переменные затраты; Uу.пер.- условно переменные расходы (энергия по извлечению нефти из пласта, сбор, транспортировка и технологическая подготовка нефти) в расчёте на одну тонну нефти.

Капитальные затраты представляют собой единовременные затраты на создание скважин, объектов промыслового строительства и оборудования, не входящего в сметы строек.

Расчёт налогов предполагает определение размера налогов, относимых на финансовый результат и налога на прибыль. Налог на прибыль расчитывается по формуле:

Нt=(Вt-Ut)*35% (3.6.7)

где Вt-выручка; Ut-кекущие затраты; 30-35%-проценнтная ставка налога.

После расчёта годовых потоков денежной наличности рассчитывается накопленный поток денежной наличности (НПДНt):

НПДНt=?ПДНk (3.6.8)

где: k-количество лет проведения оптимизации до t-ого года включительно.

ПДНk=Пр.обл.н-Нt (3.6.9)

Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени, то возникает необходимость в их приведении к одному году (tр). Эту процедуру можно осуществить при помощи коэффициента дисконтирования по формуле:

Бt=(1+Енп)^tр-t (3.6.10)

где: Аt-коэффициент дисконтирования для t-ого года; Енп- нормативный коэффициент приведения.

Нормативный коэффициент приведения численно равен эффективности отдачи капитала. В условиях стабильной экономики этот коэффициент берут равным 0,1, т.е. при отдачи капитала 10% в год.

Дисконтированный годовой поток денежной наличности (ДПДНt) определяется по формуле:

ДПДНt=ПДНt*Аt (3.6.11)

Накопленный дисконтированный поток денежной наличности представляет собой чистую текущую стоимость:

ЧТСt=?ДПДНk (3.6.12)

где: k-количество лет проведения оптимизации до t-ого года включительно.

Чистая текущая стоимость проекта за весь период разработки месторождения является важнейшим критерием выбора оптимального варианта разработки месторождения.

3.7 Технико-экономический анализ проектных решений

Объект АС_4-6

Пласты АС_4-6 Мало-Балыкского месторождения разрабатываются с 1984 года. В данной работе предлагается три варианта разработки объекта.

1 вариант - базовый предусматривает сохранение существующей системы и интенсивности воздействия на залежь;

2 вариант - предусматривает объединение пластов АС₄ и АС_5-6 в единый эксплуатационный объект и интенсификацию отборов жидкости;

3 вариант - в дополнении ко второму варианту предусматривает уплотнение сетки скважин путём возврата с ачимовского объекта.

Технико-экономические показатели, рассчитаны в динамике за проектный период, по предложенным вариантам.

Для выбора оптимального варианта разработки проведен анализ технико-экономических показателей.

Капитальные вложения учтены в размере 14.24 млн. рублей на обустройство 4 нагнетательных скважин, вводимых из освоения.

Эксплуатационные затраты на добычу нефти по 1 варианту составят 17515.8 млн. руб., по 2 варианту 19560.3 млн. руб., по третьему варианту - 24024.1 млн. рублей.

Среднегодовая себестоимость добычи нефти за проектный период по вариантам соответственно составит 2125.8 руб/т., 1679.4 руб/т., и 1729.3 руб/т. Ежегодный рост себестоимости отмечается на уровне 5-8%.

Как показали выполненные расчеты, разработка объекта АС_4-6 Мало-Балыкского месторождения в условиях действующей налоговой системы прибыльна.

С учётом коэффициента дисконтирования поток денежных средств по вариантам положителен, и равен: по 1 варианту - 4468.8 млн. руб., 2 варианту - 7900.6 млн. руб., по 3 варианту - 8537.5 млн. рублей. Максимальные денежные поступления инвестор сможет получить при разработке пласта АС _4-6 по варианту 3. (рис.3.7.1).

По величине прибыли, дисконтированного потока денежных средств, оптимальным является третий вариант (табл.3.7.1).

Рис.3.7.1 Годовой дисконтированный денежный поток по пласту АС _4-6.

Таблица 3.7.1 Сопоставление основных показателей экономической эффективности по вариантам за расчетный период. Пласт АС_4-6.

Показатель	1 вариант	2 вариант	3 вариант
Накопленная добыча нефти, тыс.т	8285	11712	13969
Капитальные вложения, млн.р	14	14	14
Эксплуатационные расходы с учётом коммерческих затрат, млн.р.	17516	19560	24024
Среднегодовая себестоимость 1 т нефти, р/т	2126	1679	1729
Прибыль предприятия, млн.р	5062	11330	13004
Поток наличности, млн.р недисконтированный дисконтированный	6041 4469	12309 7901	13982 8538
Доход государства, млн.р	10922	16246	19169

Объект АС₇

По состоянию на 01.01.2001 года действующий фонд по пласту АС₇ составил 2 скважины. Для дальнейшей эксплуатации объекта предлагается два варианта разработки:

1 вариант - предполагает организацию рядной системы размещения скважин, путем перевода 16 добывающих скважин с ачимовского объекта, плотность сетки составит 21 га/ скв.;

2 вариант - дополнительно к первому предусматривает организацию системы приконтурного заводнения, с использованием 14 нагнетательных скважин объектов АС_4-6 и БС_16-22

Дебит действующих скважин составляет 6.1 т/сут., перевод скважин планируется начать с 2002 года, в связи чем себестоимость добычи нефти в 2001 году ожидается относительно высокой 2830.2 руб/т.

Эксплуатационные затраты на добычу нефти за проектный период по первому варианту составят 918.1 млн. руб., по второму - 1020.8 млн. рублей. Увеличение затрат по второму варианту связано с увеличением эксплуатационного фонда скважин, оплатой за электроэнергию по нагнетанию воды в пласт.

Рис. 3.7.2 Годовой дисконтированный денежный поток по пласту АС _7-8.

Таблица 3.7.2 Сопоставление основных показателей экономической эффективности по вариантам за расчетный период. Пласт АС₇

Показатель	1 вариант	2 вариант
Накопленная добыча нефти, тыс.т	411	480
Капитальные вложения, млн.р	0	0
Эксплуатационные расходы с учётом коммерческих затрат, млн.р.	918	1021
Среднегодовая себестоимость 1 т нефти, р/т	2246	2137
Прибыль предприятия, млн.р	222	309
Поток наличности, млн.р. недисконтированный дисконтированный	238 144	325 167
Доход государства, млн.р	517	600

Поскольку разработка данного объекта не сопряжена с капитальными вложениями, то поступление денежных средств предприятию от его эксплуатации формируется за счет прибыли. Наличие прибыли и денежных поступлений возможно по первому варианту до 2018 года, по второму варианту до 2020 года (рис.3.7.2). С учетом убытков, в последующий период дисконтированные денежные поступления составят 143.7 млн. руб. по первому варианту и 167.1 млн. руб. по второму варианту (табл.3.7.2).

К внедрению рекомендуется второй вариант.

Объект БС _16-22

Ачимовская толща является основным объектом разработки Мало-Балыкского месторождения.

Предлагается три варианта разработки:

1 вариант - базовый, предусматривает развитие реализуемой площадной 9-точечной системы заводнения, с проектным расстоянием между скважинами 400*400, применение ГРП с начала эксплуатации скважин;

2 вариант - дополнительно к первому варианту предусматривает интенсификацию отборов жидкости путём снижения забойных давлений;

3 вариант - в дополнение ко второму варианту предусматривается бурение 36 уплотняющих скважин в зонах наибольшей плотности текущих запасов.

Согласно проведенным расчетам на месторождении планируется выполнить буровых работ в объёме 4179.0 тыс. м. по первому и второму вариантам и 4287.0 тыс. м. по третьему варианту. Объем капитальных вложений, необходимый для осуществления проектных решений определен в размере 30484.7 млн. руб., с учетом бурения уплотняющего фонда 31348.8 млн. рублей.

В связи с тем, что ведется бурение наиболее продуктивной части залежи, входной дебит скважин по нефти составляет 57.9 т/сут., себестоимость добычи нефти по объекту в 2001 году ожидается на уровне 1110.7-1153.0 руб/т. В последующий период ежегодный рост себестоимости составит 3-5%.

Как показали выполненные расчеты, разработка объекта БС_16-22 является экономически эффективной. Получение чистой прибыли по всем вариантам возможно до 2027 года. Максимальная прибыль может быть получена при реализации варианта 3, ее величина за рассматриваемый период составит 93029.3 млн. рублей.

На рис.3.7.3. показана динамика денежных поступлений предприятию от разработки ачимовского объекта. Из сопоставления основных экономических показателей разработки по рассмотренным вариантам следует отметить, что лучшими параметрами характеризуется третий вариант (табл.3.7.3).

Рис. 5.6.3 Годовой дисконтированный денежный поток по пласту БС _16-22.

Таблица 5.6.3 Сопоставление основных показателей экономической эффективности по вариантам за расчетный период. Пласт БС_16-22

Показатель	1 вариант	2 вариант	3 вариант
Накопленная добыча нефти, тыс.т	103992	108101	109188
Капитальные вложения, млн.р	30485	30485	31349
Эксплуатационные расходы с учётом коммерческих затрат, млн.р.	192712	194843	196688
Среднегодовая себестоимость 1 т нефти, р/т	1863	1812	1811
Прибыль предприятия, млн.р	84391	92026	93029
Поток наличности, млн.р. недисконтированный дисконтированный	85646 44098	93280 49178	94224 49762
Доход государства, млн.р	139975	146625	148126

Мало-Балыкское месторождение.

Оценка экономической эффективности проекта выполнена и в целом по месторождению. Технико-экономические показатели рассчитаны по трем вариантам.

Согласно проведенным расчетам на месторождении планируется пробурить и ввести в эксплуатацию 1404 скважины основного фонда и 36 скважин уплотняющего фонда. Добыча нефти за проектный период составит по первому варианту 112.688 млн. т, по второму варианту 120.223 млн. т, по третьему варианту 123.638 млн. тонн нефти.

Объем капитальных вложений, необходимый для осуществления проектных решений по 1 и 2 вариантам определен в размере 30498.9 млн. рублей, по третьему варианту 31363.1 млн. руб., причем 52.3% из них будет использован на бурение новых скважин, остальные на обустройство и реконструкцию нефтепромысловых объектов. По третьему варианту предполагается бурение уплотняющего фонда. Период освоения капитальных вложений 2001 - 2025 годы.

Результаты расчетов показывают, что наибольшие эксплуатационные затраты будут сопряжены с выполнением работ по третьему варианту - 221695.7 млн. рублей. Это обусловлено тем, что данный вариант имеет максимальный фонд скважин. В связи с чем, значительно увеличиваются затраты на обслуживание и капитальный ремонт добывающих и нагнетательных скважин, увеличивается численность обслуживающего персонала и соответственно фонд оплаты труда, другие расходы.

В эксплуатационных затратах основную долю (42.0%) составляют прочие денежные расходы, в состав которых входят капитальный ремонт скважин и прочих основных средств, затрат на проведение гидроразрыва пласта, услуги сторонних организаций, содержание аппарата управления предприятия и другие затраты. Налоги и отчисления, рассчитанные с учетом изменений и дополнений в часть вторую Налогового кодекса РФ, в структуре эксплуатационных затрат занимают 28.2%.

Себестоимость добычи нефти в 2001 году ожидается на уровне 1160.6 руб/т. -1222.2 руб/т. Как показали выполненные расчеты, разработка Мало-Балыкского месторождения в условиях действующей налоговой системы является прибыльной. Однако уже с 2027 года себестоимость добычи нефти по всем вариантам будет выше цены реализации. Максимальная прибыль может быть получена при реализации третьего варианта, ее величина за рассматриваемый период составит 106354.6 млн. рублей.

На перспективный период планируемый по вариантам, объем добычи нефти предполагается получить как из существующего, который на 1.01.2001г составляет 41% от проектного, так и из вновь буримого фонда скважин и от проведения ГРП, т.е. дальнейшая разработка месторождения предусматривает использование уже имеющихся основных фондов и реальные инвестиции. Прибыль от реализации нефти из фактического фонда скважин, превышает необходимый объем инвестиционных вложений, поэтому поступления денежных средств предприятию положительны с первого года.

Динамика денежных поступлений, основного показателя, оценивающего эффективность разработки месторождения, показана на рис.3.7.4.

За рассматриваемый период дисконтированный поток денежных средств по первому варианту равен: 48700.7 млн. руб., по второму варианту 57200.1 млн. руб., по третьему варианту 58451.2 млн. рублей.

Рис.3.7.4 Годовой дисконтированный денежный поток по Мало-Балыкскому месторождению.

Рентабельный срок разработки месторождения определяется положительным значением годового потока наличности, по всем вариантам он равен 30 годам.

В табл.3.7.4 дано сопоставление основных технико-экономических показателей разработки Мало-Балыкского месторождения, лучшими показателями характеризуется третий вариант, он и рекомендуется к внедрению, как оптимальный из всех предложенных к рассмотрению.

Таблица 3.7.4 Сопоставление основных показателей экономической эффективности по вариантам за расчетный период по Мало-Балыкскому месторождению

Показатель	1 вариант	2 вариант	3 вариант
Накопленная добыча нефти, тыс.т	112688	120223	123638
Капитальные вложения, млн.р	30499	30499	31363
Эксплуатационные расходы с учётом коммерческих затрат, млн.р.	211146	215328	221696
Среднегодовая себестоимость 1 т нефти, р/т	1884	1801	1803
Прибыль предприятия, млн.р	89723	103577	106355
Поток наличности, млн.р. недисконтированный дисконтированный	91973 48701	105827 57200	108544 58451
Доход государства, млн.р	151367	163381	167919

С позиций государственной значимости при оценке инвестиционного проекта представляет интерес такой показатель как доход государства, складывающийся из суммы налогов и отчислений.

Расчетный доход государства в условиях действующего налогового законодательства Российской Федерации оценивается на уровне 151366.6 млн. руб. по первому варианту, 163381.4 млн. руб. по второму варианту, и 167919.2 млн. руб. по третьему варианту.

Структура дохода государства представлена на рис.3.7.5. Наибольшая часть денежных средств в бюджет государства поступит от уплаты налога на добычу полезных ископаемых -33.8% и налога на добавленную стоимость - 25.8%.

Рис.3.7.5. Доход государства

3.8 Характеристика рекомендуемого варианта

По рекомендуемому к внедрению варианту планируется ввести 1440 новых эксплуатационных скважин, из них 1097 добывающих и 343 нагнетательных. Ввод скважин заканчивается в 2023 году.

За рассматриваемый период планируется получить 53523.5 тыс. тонн нефти. Максимальный объём добычи нефти на уровне 5.946 млн. тонн ожидается в 2004 году.

Для осуществления проектных решений потребуется капитальных вложений в размере 31363.1 млн. рублей, которые планируется освоить с 2001 по 2025 годы (рис.3.8.1).

Динамика основных экономических показателей разработки Мало-Балыкского месторождения по рекомендуемому варианту показана на рис.3.8.2. При принятой в расчет цене реализации нефти, стоимость произведенной продукции за проектный период оценивается в сумме 432400.0 млн. рублей, затраты на ее добычу и реализацию 224733.6 млн. рублей, а прибыль предприятия 106354.6 млн. рублей. Получение чистой прибыли возможно в течение 2001-2027 гг.

Рис.3.8.1.Капитальные вложения



Рис.3.8.2.Основные экономические показатели

Рис.3.8.3. Денежный поток по рекомендуемому варианту.

Поток денежных средств от разработки Мало-Балыкского месторождения положителен до 2031 года. Максимальное значение этого показателя достигается в 2004 году. В дальнейшем в связи с уменьшением прибыли идёт снижение денежного потока. За рассматриваемый период его величина составит 108543.8 млн. рублей, с учётом коэффициента дисконтирования 58451.2 млн. рублей (рис.3.8.3).