Главная Обратная связь

Дисциплины:

Архитектура (936)
Биология (6393)
География (744)
История (25)
Компьютеры (1497)
Кулинария (2184)
Культура (3938)
Литература (5778)
Математика (5918)
Медицина (9278)
Механика (2776)
Образование (13883)
Политика (26404)
Правоведение (321)
Психология (56518)
Религия (1833)
Социология (23400)
Спорт (2350)
Строительство (17942)
Технология (5741)
Транспорт (14634)
Физика (1043)
Философия (440)
Финансы (17336)
Химия (4931)
Экология (6055)
Экономика (9200)
Электроника (7621)






ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И НЕДР



 

В соответствии с действующими законами, постановлениями и положениями в проектных документах по разработке должны быть предусмотрены основные организационно-технические и технологические мероприятия, обеспечивающие безопасность населения, охрану недр, окружающей среды от возможных вредных воздействий, связанных с эксплуатацией данного, месторождения. Все эти мероприятия должны сопровождаться указанием ответственных организаций и лиц, а также периодичностью контроля за их выполнением с учетом требований Госгортехнадзора (РД 08-54-94).

10.1. Охрана окружающей среды.

10.1.1. Охрана атмосферного воздуха на территории нефтепромысловых объектов нефтяных и газонефтяных месторождений обеспечивается мероприятиями, направленными на сокращение потерь нефти и газа, повышение надежности нефтепромыслового оборудования, высокую степень утилизации нефтяного газа.

Расчет валовых выбросов вредных веществ в атмосферу производится по РД 39-0147103-321-86 и методическим указаниям Госкомгидромета России.

Методы контроля, его периодичность следует принять в соответствии с РД 39-0148070-069-89.

Снижение загрязнения атмосферного воздуха вредными выбросами нагревателей и котлоагрегатов обеспечивается методами, относящимися к оптимизации процесса сжигания топлива при одновременном снижении образования токсичных продуктов сгорания. В качестве топлива следует применять природный газ как наиболее экологически чистый.

10.1.2. Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения реализуется в соответствии с требованиями "Пособия по составлению раздела "Охрана окружающей природной среды" к СНиП 1.02.01-85", директивных постановлений природоохранных органов и других нормативных документов [13-31].

Эффективными мероприятиями по предотвращению загрязнения водоемов могут явиться выделение охранных зон, повышение надежности магистральных нефтепроводов на участках прохождения через водоемы, оснащение бригад по ликвидации аварийных выбросов техникой и биобакпрепаратами для обработки загрязненной поверхности. Сброс промысловых стоков направлять через канализацию в систему сбора и подготовки нефти, а подтоварные воды закачивать в продуктивные пласты или специально выбранные для захоронения промстоков пласты (при воздействии паром и горячей водой). При строительстве скважин необходимо внедрять более совершенные конструкции, повышать качество тампонажных работ путем широкого внедрения заколонных пакеров, центраторов, скребков, герметичных резьбовых соединений обсадных труб, уплотнений и герметизирующих смазок, а также наиболее прогрессивных технологий крепления и перфорации эксплуатационной колонны.



10.1.3. Охрана земель, лесов, флоры и фауны от вредного воздействия на них буровых и добывающих предприятий.

Необходимо повсеместно исключить из практики нефтедобычи расположение скважин и кустов в охранных зонах ( в том числе в зонах хвойных реликтовых лесов), сооружение земляных буровых амбаров и котлованов для захоронения отходов на участках со слабой защищенностью пресных водоносных горизонтов от загрязнения сверху.

При обустройстве месторождения следует предусмотреть напорную герметизированную систему сбора, подготовки, транспорта нефти, исключающую попадание продукции скважин на почву и в воду, комплексное использование природных и техногенных ресурсов, направленное на уменьшение отходов, загрязняющих окружающую среду.

Осуществлять контроль за состоянием воздуха, поверхностных и подземных вод, горного массива, почв, растительности, животного мира на месторождении, а также обеспечивать высокое качество и своевременное проведение рекультивации земель (прежде всего участков разливов нефти), очистки промысловых сточных и буровых вод, конденсата и загрязненных пресных подземных вод.



При проектировании технологической схемы разработки месторождения предусматривать строительство переходов через магистральные и промысловые трубопроводы на основных путях миграции диких животных.

10.2. Охрана недр.

К процессу бурения скважин предъявляются следующие основные требования по надежности их сооружения, обеспечивающие предотвращение: заколонных и межколонных перетоков, приводящих к утечкам газа и минерализованных вод в атмосферу и в горизонты, залегающие над эксплуатационными объектами; аварийного фонтанирования; образование грифонов; возникновение зон растепления и просадки устьев скважин, смятия колонн и др.

Эти требования реализуются в соответствии с РД 39-133-94. Особое внимание уделяется охране водоносных горизонтов пресных, минерализованных и промышленных вод.

В процессе эксплуатации требуется обеспечение контроля за выработкой запасов, учетом добываемой продукции и ее потерь, состоянием надпродуктивной части разреза в процессе всего периода эксплуатации. По мере возникновения осложнений должны реализовываться меры по их устранению (ремонтно-изоляционные работы, консервация и ликвидация скважин).

 

МЕТОДИКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ (ГАЗОНЕФТЯНЫХ) МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ВВЕДЕНИЕ

 

Настоящие методические рекомендации разработаны в соответствии с "Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования" и "Методическими рекомендациями по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности" [77, 78]. В них изложены методика и порядок экономического обоснования вариантов разработки нефтяного (газонефтяного) месторождения и выбора из них наиболее рентабельного.

Методические рекомендации предполагают единый подход к оценке вариантов разработки нефтяных и газонефтяных месторождений и предназначены для всех организаций, осуществляющих проектирование разработки нефтяных месторождений, а также для лиц и организаций, проводящих экспертизу таких проектов.

Настоящие методические рекомендации содержат общие положения, основные понятия, показатели экономической оценки, выбор варианта, алгоритм расчета экономических показателей.

11.1. Общие положения.

11.1.1. В методических рекомендациях предлагается экономическую оценку вариантов разработки проводить с использованием системы показателей (см. 11.2.1), характерных для рыночной экономики, широко используемых в зарубежной, а сейчас и в отечественной практике.

11.1.2. В процессе экономической оценки будут отражены геолого-физические, технологические, технические и экологические особенности, связанные с разработкой нефтяного (нефтегазового) месторождения.

11.1.3. В экономическую оценку включаются технологические варианты разработки, отличающиеся плотностью сетки скважин, порядком и темпами разбуривания, методами воздействия на залежь, уровнями добываемой нефти, жидкости, вводом из бурения добывающих и нагнетательных скважин, объемом закачиваемой воды, реагентов, способами эксплуатации и др.

11.1.4. Все варианты систем разработки подвергаются экономической оценке по годам, этапам разработки (5, 10, 15, 20 лет), а также в целом за проектный срок.

11.1.5. Экономические показатели разработки нефтяного месторождения определяются в строгом соответствии с проектируемыми по вариантам уровнями технологических показателей.

11.1.6. Экономическая эффективность отражает соотношение затрат и результатов применительно к рассматриваемым технологическим вариантам.

11.1.7. Результатом экономической оценки является выявление наиболее рационального варианта разработки месторождения, отвечающего критерию достижения максимального экономического эффекта от возможно полного извлечения из пластов запасов нефти при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды.

11.1.8. Для стоимостной оценки результатов и затрат могут использоваться базисные, мировые, прогнозные и расчетные цены (см. 11.2.6.).

11.1.9. Система показателей, используемая для определения эффективности проекта разработки, учитывает интересы непосредственных участников реализации проекта, а также интересы федерального и местного бюджетов.

11.1.10. В методических рекомендациях предусматривается:

- приведение предстоящих разновременных расходов и доходов к условиям их соразмерности по экономической ценности в. начальном периоде;

- учет инфляции, влияющей на ценность используемых денежных средств;

- учет рисков, связанных с осуществлением проекта;

- обоснование целесообразности участия в реализации проектов заинтересованных предприятий, банков, российских и иностранных инвесторов, федеральных и региональных органов государственного управления.

11.1.11 Для установления влияния экономических факторов на показатели эффективности разработки рекомендуется оценку технологических вариантов осуществлять в нескольких экономических вариантах, отражающих, например, различные условия сбыта добываемой продукции (внутренний, внешний рынки), изменения действующей налоговой системы (наличие льготного налогообложения или уменьшение налоговых ставок), условия начисления амортизации (традиционная система или ускоренная), различные коэффициенты дисконтирования и др.

11.1.12. Экономическую оценку вариантов разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами следует проводить с учетом "Закона о недрах" [80], в котором в целях стимулирования их освоения предусматривается освобождение от выплаты трех налогов: акциза, платы за недра, отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы.

11.1.13. Нефтедобывающее предприятие, имеющее на момент оценки проектного документа налоговые льготы, должно учитывать их в расчетах эффективности технологических вариантов разработки.

11.1.14. Методические рекомендации по экономическому обоснованию систем разработки могут быть использованы в различных проектных документах:

- проект пробной эксплуатации;

- технологическая схема (проект) опытно-промышленной разработки;

- технологическая схема разработки;

- проект разработки;

- уточненный проект разработки (доразработки);

- ТЭО (добывных возможностей, коэффициента нефтеизвлечения, целесообразности ввода месторождения в разработку).

11.1.15. Экономически обоснованная величина коэффициента нефтеизвлечения определяется за период рентабельной эксплуатации объекта. За рентабельный срок принимается период получения положительных значений текущего (годового) дисконтированного потока наличности.

11.1.16. Методические рекомендации предусматривают использование программных средств для решения задач, поставленных в проектных документах.

11.2. Основные понятия.

11.2.1. Экономические критерии.

Эффективность проекта оценивается системой рассчитываемых показателей, выступающих в качестве экономических критериев.

Для оценки проекта предлагается использовать следующие основные показатели эффективности:

- дисконтированный поток денежной наличности (NPV);

- индекс доходности (PI);

- период окупаемости капитальных вложений;

- внутренняя норма возврата капитальных вложений (IRR).

В систему оценочных показателей включаются также:

- капитальные вложения на освоение месторождения;

- эксплуатационные затраты на добычу нефти,

- доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды РФ).

В разделе 11.3. отражено экономическое содержание упомянутых выше показателей и дается метод их расчета.

11.2.2. Инфляция.

Инфляция - это рост общего уровня цен и издержек, сопровождающийся потерей покупательной способности денежной единицы государства. Расчет показателей эффективности проектного документа рекомендуется производить в текущих ценах, т.е. с инфляционной индексацией.

11.2.3. Дисконтирование.

Дисконтирование - метод приведения разновременных затрат и результатов к единому моменту времени, отражающий ценность будущих поступлении (доходов) с современных позиций. При установлении значения коэффициента дисконтирования обычно ориентируются на средний уровень ссудного процента (процентной ставки). Уровень коэффициента дисконтирования может также учитывать и риск осуществляемых инвестиций.

11.2.4. Риск.

Экономический риск определяется как "опасность, возможность убытка или ущерба", т.е. потеря предприятием части своих ресурсов, недополучение доходов или появление дополнительных расходов в результате осуществления определенной производственной или финансовой деятельности.

Экономический риск в проектных документах оценивается анализом чувствительности основных показателей эффективности к изменению различных факторов (цена нефти, налоговые ставки, цены на оборудование, материалы, сырье, электроэнергию и другие элементы, затрат).

11.2.5. Кредит.

Кредит - денежная ссуда, покрывающая дефицит финансовых средств предприятия, возникающий при осуществлении деятельности по производству той или иной продукции. Кредит предоставляется на условиях платности за него (процента), срочности, возвратности и других условий, на основе которых складываются отношения кредитора (как правило, банка) и должника (заемщика).

11.2.6. Цены.

Для экономической оценки вариантов разработки могут использоваться базисные, текущие (прогнозные), расчетные и мировые цены.

Под базисными понимаются цены, сложившиеся в народном хозяйстве на определенный момент времени. Базисная цена на добываемую продукцию считается неизменной в течение всего расчетного периода и может быть использована, как правило, на стадии оценки проектов пробной эксплуатации, опытно-промышленных работ, в которых расчетный период изменяется от 3 до 7 лет.

При экономической оценке технологической схемы разработки, проекта разработки обязательным является расчет экономической эффективности в текущих (прогнозных) и расчетных ценах.

Текущие (прогнозные) цены отражают изменение цены во времени и определяются с помощью годового (текущего) коэффициента инфляции (см. раздел 11.5).

Для того чтобы правильно оценивать результаты проекта, а также обеспечить сравнимость показателей проектов в различных условиях, необходимо учесть влияние инфляции на расчетные значения результатов и затрат. Для этого следует потоки затрат и результаты приводить в прогнозных (текущих) ценах, а при вычислении интегральных показателей (NPV, IRR, PI) переходить к расчетным ценам, т.е. ценам, очищенным от общей инфляции.

Расчетные цены с помощью коэффициента дисконтирования приводятся к некоторому моменту времени, т.е. соответствуют ценам в этот момент (см. 11.5.3). Приведение делается для того, чтобы при вычислении значений интегральных показателей исключить из расчета общее изменение масштаба цен, но сохранить (происходящее из-за инфляции) изменение в структуре цен.

11.3. Показатели экономической оценки.

11.3.1. Поток наличности (NPV).

Дисконтированный поток денежной наличности - сумма прибыли от реализации и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину инвестиций, направляемых на освоение нефтяного месторождения определяется как сумма текущих годовых потоков, приведенных к начальному году:

,

где

NPV - дисконтированный поток денежной наличности;

Пt - прибыль от реализации в t-м году,

At - амортизационные отчисления в t-м году;

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

ПРИБЫЛЬ ОТ РЕАЛИЗАЦИИ (Пт)

Прибыль от реализации - совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением в ниx амортизационных отчислений и обшей суммы налогов, направляемых в бюджетные и внебюджетные фонды. Расчет прибыли производится с обязательным приведением разновременных доходов и затрат к первому расчетному году. Дисконтирование осуществляется путем деления величины прибыли за каждый год на соответствующий коэффициент приведения:

,

где

Пt - прибыль от реализации продукции;

Т - расчетный период оценки деятельности предприятия;

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

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

Ht - сумма налогов;

Ен - норматив дисконтирования, доли ед.;

t, tp - соответственно текущий и расчетный год.

Выручка от реализации продукции (Bt) рассчитывается как произведение цены реализации нефти и нефтяного газа на их объемы добычи:

Bt = (Цн x Qн + Цг х Qг)t,

где

Цн, Цг - соответственно цена реализации нефти и газа в t-м году;

Qн, Qг - соответственно добыча нефти к газа в t-м году.

11.3.2. Внутренняя норма возврата капитальных вложений (IRR).

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

.

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

11.3.3. Индекс доходности (PI).

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

.

11.3.4. Период окупаемости вложенных средств.

Период окупаемости (Пок) - это продолжительность периода, в течение которого начальные негативные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются ее положительными значениями. Период окупаемости может быть определен из следующего равенства:

,

где

Пок - период возврата вложенных средств, годы.

Иными словами, это тот период, за пределами которого NPV становится и в дальнейшем остается неотрицательным.

11.3.5. Капитальные вложения.

Капитальные вложения рассчитываются по годам ввода месторождения в разработку до конца разбуривания и обустройства и далее за пределами этого срока, если имеется необходимость.

Для нефтяных месторождений, обустроенных и уже введенных в разработку, определяется цель капитальных вложений в соответствии с их воспроизводственной структурой: новое строительство, расширение, реконструкция или техническое перевооружение.

Расчет капитальных вложений при составлении проектной документации для разрабатываемых месторождений, особенно если они территориально примыкают к другим месторождениям, должен осуществляться с учетом возможности использования имеющихся мощностей объектов промыслового обустройства для нужд проектируемого объекта.

Расчет капитальных вложений проводится по отдельным направлениям, включающим в себя затраты на бурение скважин и промобустройство (см. 11.5.1).

Капитальные вложения в бурение скважин определяются на основе сметной стоимости 1 м проходки, установленной в зависимости от глубины скважины, количества добывающих, нагнетательных и других скважин, вводимых из бурения.

Расчет капитальных вложений в объекты нефтепромыслового обустройства производится в соответствии с объемными технологическими показателями по каждому варианту разработки и удельными затратами в разрезе отдельных направлений:

- оборудование для нефтедобычи;

- оборудование прочих организаций;

- сбор и транспорт нефти и газа;

- комплексная автоматизация;

- электроснабжение и связь;

- промводоснабжение;

- базы производственного обслуживания;

- автодорожное строительство;

- заводнение нефтяных пластов;

- технологическая подготовка нефти;

- методы увеличения нефтеотдачи пластов;

- очистные сооружения;

- природоохранные мероприятия;

- прочие объекты и затраты.

Капитальные вложения в строительство объектов по сбору и транспорту нефти, комплексной автоматизации технологических процессов, водоснабжению промышленных объектов, электроснабжению, связи и в базы производственного обслуживания определяются умножением удельных капитальных затрат по соответствующему направлению на количество нефтяных скважин, вводимых из бурения, а в заводнение нефтяных пластов - на количество нагнетательных скважин.

Капитальные вложения на подготовку нефти, очистные сооружения рассчитываются умножением удельных капитальных затрат по соответствующему направлению на вводимую в данном году мощность по добыче нефти и очистке.

Капитальные вложения на инфраструктуру рассчитываются в процентном отношении к сумме затрат на нефтепромысловое строительство. Затраты на природоохранные мероприятия исчисляются в процентах от общей суммы капитальных затрат, включая стоимость буровых работ.

11.3.6. Эксплуатационные затраты.

При оценке вариантов разработки эксплуатационные затраты могут быть определены по видам расходов - статьям калькуляции или элементам затрат. В настоящих методических рекомендациях изложен способ расчета этих затрат, базирующийся на статьях калькуляции.

Эксплуатационные затраты рассчитываются (см. 11.5.2) в соответствии с удельными текущими затратами и объемными технологическими показателями в разрезе следующих статей:

- обслуживание добывающих и нагнетательных скважин;

- энергетические затраты для механизированной добычи жидкости;

- поддержание пластового давления;

- сбор и транспорт нефти и газа;

- технологическая подготовка нефти;

- капитальный ремонт скважин;

- амортизация скважин.

Затраты на обслуживание добывающих скважин определяются в зависимости от количества действующих скважин и включают в себя заработную плату (основную и дополнительную) производственных рабочих, цеховые расходы, общепроизводственные расходы, а также затраты на содержание и эксплуатацию оборудования.

Энергетические затраты рассчитываются в зависимости от объема механизированной добычи жидкости. При расчете этих затрат исходят из средней стоимости электроэнергии и ее удельного расхода.

Расходы на сбор, транспорт нефти и газа, технологическую подготовку нефти рассчитываются в зависимости от объема добываемой жидкости без учета амортизационных отчислений.

Расходы по поддержанию пластового давления складываются из затрат на обслуживание нагнетательных скважин, затрат на закачку воды. При определении затрат на закачку воды исходят из объема закачиваемой в пласт воды, ее стоимости и энергетических затрат. Норматив для определения энергетических затрат при закачке воды в пласт устанавливается исходя из удельного расхода электроэнергии и стоимости § 1 кВт-ч электроэнергии.

Амортизация основных фондов рассчитывается исходя из их балансовой стоимости и действующих норм на их полное восстановление.

Кроме традиционных статей калькуляции в составе эксплуатационных затрат на добычу нефти и газа учтены расходы на экологию, платежи за кредит, а также налоги, относимые на себестоимость добываемой продукции.

11.3.7. Методы начисления амортизации.

Амортизационные отчисления являются одним из источников воспроизводства основных фондов. При их оценке могут быть использованы различные способы начисления амортизации: линейный (пропорциональный) и ускоренный.

Наиболее широкое применение в настоящее время имеет линейный или пропорциональный метод начисления амортизации. Этот метод предусматривает расчет амортизационных отчислений на реновацию исходя из среднего срока службы основных фондов. За этот срок балансовая стоимость этих фондов полностью переносится на издержки производства. Как правило, этот норматив в нефтяной отрасли принимается на уровне 10-20%. Если месторождение уже разрабатывается и существуют ранее созданные фонды, то при расчете амортизационных отчислений должны быть учтены не только вновь, но и ранее созданные фонды.

Ускоренная амортизация предусматривает полное перенесение балансовой стоимости основных фондов на издержки производства в более короткие сроки, чем это предусмотрено по действующим нормам амортизационных отчислений. Тем самым появляется возможность создания резервного фонда, используемого для новых капитальных вложений и расширения производственных мощностей.

11.3.8. Налоговая система.

Оценка вариантов разработки должна проводиться в соответствии с налоговой системой, установленной в законодательном порядке.

Ниже следует перечень налогов, отчисляемых в бюджетные и внебюджетные фонды РФ, и показан порядок их расчета:

- налог на добавленную стоимость исчисляется в размере 20% от цены нефти, включая акцизный сбор;

- акцизный сбор рассчитывается по ставкам, дифференцированным по нефтедобывающим предприятиям в руб/т;

- налог на имущество учитывается в расчетах в размере 2% от среднегодовой стоимости основных фондов;

- налог на прибыль исчисляется в размере 35% от балансовой прибыли, остающейся от выручки после компенсации эксплуатационных затрат и выплаты всех налогов.

При расчете налогооблагаемой прибыли должна учитываться предоставляемая предприятиям по закону льгота в части освобождения от налога затрат на развитие производства в сумме, снижающей налогооблагаемую прибыль на 50%.

Налога и платежи, учитываемые в составе эксплуатационных затрат:

от цены нефти за вычетом налога на добавленную стоимость и акцизного сбора рассчитываются:

- штата за недра - 6%- 16%;

- отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы - 10%:

- отчисления в дорожный фонд - 1%;

- отчисления в страховой фонд - 1%;

от фонда оплаты труда исчисляются следующие платежи:

- государственный фонд занятости - 2%;

- фонд социального страхования - 5.4%;

- фонд медицинского страхования - 3.6%;

- пенсионный фонд - 28%;

- от эксплуатационных затрат на добычу нефти определяется фонд НИОКР - 1.5%;

- плата за землю рассчитывается в зависимости от размера площади месторождения в руб./га.

11.3.9. Источники финансирования.

При оценке вариантов разработки необходимо определять источники финансирования капитальных вложений. К их числу могут быть отнесены собственные средства предприятия (прибыль предприятия реинвестированная в производство, амортизационные отчисления), а также заемные. Кроме того, на инвестирование могут быть направлены акции предприятия. Порядок погашения кредита и выплаты за него процентов показан в разделе 11.5.

11.4. Выбор варианта, рекомендуемого к реализации.

Конечной целью экономической оценки вариантов разработки является выбор наилучшего варианта, обеспечивающего целесообразность промышленного освоения проектируемого объекта и наибольшую эффективность нефтедобычи.

Сравнение различных вариантов и выбор лучшего из них рекомендуется проводить с использованием выше приведенной системы показателей.

Основным показателем, определяющим выбор рекомендуемого варианта из всех рассматриваемых, является поток денежной наличности (NPV). Наилучшим признается вариант, имеющий максимальное значение NPV за проектный срок разработки. Характерная особенность этого показателя в том, что как критерий выбора варианта он применим и для вновь вводимых месторождений, и для месторождений, уже находящихся в разработке. Расчет NPV дает ответ об эффективности варианта в целом.

Показатель внутренней нормы возврата капитальных вложений (IRR) определяет требуемую инвестором норму прибыли на вкладываемый капитал, сравниваемую с действующей процентной ставкой на кредит. Если расчетный показатель IRR равен или больше процентной ставки, инвестиции в данный проект являются оправданными.

Здесь необходимо отметить тот факт, что показатель IRR играет важную роль при оценке проектов по вновь вводимым месторождениям, требующим значительных капитальных затрат.

В проектах доразработки, которые, в основном, не требуют значительных капиталовложений, а также в проектах, предусматривающих применение методов повышения нефтеотдачи пластов на поздних стадиях, связанных, в основном, с повышенными текущими затратами, показатель IRR играет вспомогательную роль и, как правило, не участвует в процессе выбора наилучшего варианта.

Показатель - индекс доходности (PI) так же, как и IRR, имеет "весомое" значение, если проектируется вновь вводимое месторождение с большими капитальными затратами. В этом случае его значение интерпретируется следующим образом: если PI > 1, вариант эффективен. если PI < 1- вариант разработки нерентабелен.

При проектировании месторождений уже обустроенных либо находящихся на поздних стадиях, этот показатель определяется с учетом уже существующих основных фондов.

Показатель - период окупаемости, устанавливаемый временем возмещения первоначальных затрат, так же, как и два предыдущих, характерен для вновь вводимых месторождений, требующих полного обустройства. Чем меньше значение этого показателя, тем эффективнее рассматриваемый вариант.

Каждый из перечисленных критериев сам по себе не является достаточным для выбора варианта проектируемого объекта. Решение о принятии варианта к реализации должно приниматься с учетом значений всех интегральных показателей и интересов всех участников проекта.

11.5. Алгоритм расчета экономических показателей.

11.5.1. Капитальные вложения.

Бурение скважин:

Kcквj = Кскв х Ncквi x Сi ,

где

Кскв - стоимость бурения скважины (добывающей, нагнетательной, резервной и др.), млн.руб.;

Ncквi - ввод скважин (добываюших, нагнетательных, резервных и др.) из бурения в году i, скв;

Сi - коэффициент инфляции года i;

i - индекс текущего года.

Итого капитальных вложений в бурение скважин за период:

где

Т - продолжительность периода расчета (5, 10, 15 и т.д. лет, весь срок), годы.

Промысловое обустройство:

Koi = (Кн + Кст + Кат + Кэс + Кпв + Кбо + Кад) х Nдобi х Ci,

где

Кн - удельные капитальные вложения в оборудование предприятий нефтедобычи, не входящее в сметы строек, млн.руб/доб.скв.;

Кcт - удельные капитальные вложения в сбор и транспорт нефти и газа, млн.руб/доб.скв.;

Кат - удельные капитальные вложения в автоматизацию и телемеханизацию, млн.руб/доб.скв.;

Кэс - удельные капитальные вложения в электроснабжение и связь, млн.руб/доб.скв.;

Кпв - удельные капитальные вложения в промводоснабжение, млн.руб/доб.скв.;

Кбо - удельные капитальные вложения в базы производственного обслуживания млн.руб/доб.скв.;

Кад - удельные капитальные вложения в строительство дорог, млн.руб/доб.скв.;

Nдoбi - ввод добывающих скважин из бурения в году i.

Оборудование для прочих организаций, не входящее в сметы строек:

Kпpi = Кн х Nдобi х al ,

где

al - доля затрат для прочих организаций, доли ед.

Заводнение нефтяных пластов:

Кзавi = Кзав х Nнi х Сi,

где

Кзав - удельные капитальные вложения в заводнение нефтяных пластов, млн.руб/нагн.скв.;

i - ввод нагнетательных скважин в году i, cкв.

Технологическая подготовка нефти:

Ктпi = Ктп х Qi х Ci,

где

Ктп - удельные капитальные вложения в технологическую подготовку нефти (обезвоживание и обессоливание), тыс.руб./т;

Qi - прирост добычи нефти в году i, тыс.т.

Очистные сооружения:

Koчi = Коч х Qвi х Сi,

где

Коч - удельные капитальные вложения в очистные сооружения, тыс.руб/м3 вводимой суточной мощности;

i - вводимая мощность по очистке в году i, тыс.м3/сут.

Оборудование для методов увеличения нефтеизвлечения:

Кмунi = Кмун х Nмунi x Ci,

где

Кмун - стоимость спецоборудования для закачки рабочего агента, млн.руб.;

Nмунi - ввод специальных установок для закачки рабочего агента в году i, шт.

Прочие объекты и затраты:

Kпi = (Koi + Кзавi + Ктпi + Кочi + Кмунi - Кн х Кдобi) х а2

где

а2 - доля затрат в прочие объекты в промысловое обустройство, доли ед.

Итого капитальных вложений в промысловое обустройство:

Kпоi = Koi + Kпpi + Кзавi + Ктпi + Koчi + Кмунi + Kпi

Капитальные вложения в природоохранные мероприятия:

Koxpi = (Kбypi + Kпoi) х а3 ,

где

а3 - доля затрат в природоохранные мероприятия в суммарных капиталовложениях, доли ед.

Всего капитальных вложений:

Ксумi = Кбурi + Кпоi + Koxpi.

Всего капитальных вложений за период:

.

11.5.2. Эксплуатационные затраты.

Текущие затраты (без амортизации на реновацию):

Обслуживание нефтяных скважин (включая общепроизводственные затраты):

Toбi = Тоб х Nдi x Ci ,

где

Тоб - затраты по обслуживанию действующего фонда нефтяных скважин, млн.руб/скв-год;

i - действующий фонд нефтяных скважин в году i, скв.

Обслуживание нагнетательных скважин:

Tнaгi = Тнаг х Nнaгi x Сi ,

где Тнаг - затраты по обслуживанию действующего фонда нагнетательных скважин млн.руб/скв-год;

Nнaгi - действующий фонд нагнетательных скважин в году i, скв.

Сбор и транспорт нефти и газа:

Tcбтi = Тсбт х Qжi х Ci,

где

Тсбт - затраты по сбору и транспорту нефти и газа, тыс.руб/т жид.;

i - добыча жидкости из пласта в году i, тыс.т.

Технологическая подготовка нефти:

Ттпi = Ттп х Ожпi х Ci,

где

Ттп - затраты по технологической подготовке нефти, тыс.руб/т жид.;

Ожпi - объем добытой жидкости, идущей на технологическую подготовку в году i, тыс.т.

Энергетические затраты на извлечение жидкости:

Tэниi = Вмех х СкВт·ч х Qмехi х Ci ,

где

Вмех - удельный расход электроэнергии при добыче жидкости мехспособом, кВт·ч/т жид.;

СкВт·ч - стоимость 1 кВт-часа электроэнергии, тыс.руб.;

Qмexi - добыча жидкости мехспособом в году i, тыс.т.

Энергетические затраты на закачку воды:

Тэнзi = (Взак х СкВт·ч + Св) х Qзaкi x Ci,

где

Взак - удельный расход электроэнергии при закачке воды, кВт·ч/м3;

Св - стоимость воды, тыс.руб/м3;

Qзaкi - объем закачиваемой воды в году i, тыс.м3.

Затраты на применение МУН:

Тмунi = Тмун х Pмyнi x Ci,

где

Тмун - стоимость закачки реагента или скв-опер;

Pмyнi - объем закачиваемого реагента (кол-во скв-опер).

Итого текущих затрат (без налогов и платежей):

Тi = Toбi + Tнaгi + Тсбтi + Ттпi + Тэниi + Тэнзi + Тремi + Тмунi,

где

Тремi - ремонтный фонд в году i, млн.руб.

Платежи и налоги, включаемые в себестоимость нефти.

Дорожный фонд:

Тдорi = Цн х Qнi x a4/100 x Ci,

где

Цн - продажная цена нефти (без НДС, акцизного сбора), тыс.руб/т;

i - добыча нефти в году i, тыс.т;

а4 - ставка дорожного налога, %.

Государственный фонд занятости:

Тзанi = Тзп х Ч х а5/100 х Ci, где

где

Тзп - среднегодовая заработная плата одного работающего, млн.руб.;

Ч - численность работающих, чел.;

а5 - ставка налога в фонд занятости, %.

Фонд социального страхования:

Тсоцi = Тзп х Ч х а6/100 х Ci,

где

а6 - ставка налога социального страхования, %.

Фонд медицинского страхования:

Тмедi = Тзп х Ч х а7/100 х Сi,

где

а7 - ставка налога медицинского страхования, %.

Пенсионный фонд:

Тпенi = Тзп х Ч x a8/100 x Сi,

где

a8 - ставка налога пенсионного страхования, %

Фонд НИИОКР:

где

Тнииi = Тi х а9/100,

где

а9 - ставка налога в фонд НИИОКР, %.

Страховой фонд:

Tстрi = Цн x Qнi x a10/100 x Ci,

где

а10 - ставка налога в страховой фонд, %.

Плата за недра:

Tнeдi = Цн x Qнi x al1/100 x Ci,

где

all - ставка налога платы за недра, %.

Плата за землю:

Тземi = a12 x Sмест x Ci,

где

a12 - ставка земельного налога, тыс.руб/га;

Sмест - плошадь месторождения, тыс.га.

Воспроизводство минерально-сырьевой базы:

Tсырi = Цн x Qнi х а13/100 х Сi,

где

a13 - ставка налога на воспроизводство минерально-сырьевой базы, %.

Итого платежей и налогов, включаемых в себестоимость нефти:

Тплатi = Тдорi + Тзанi + Тсоцi + Тмедi + Тнииi + Тстрi + Тнедi + Тземi + Тсырi

Итого текущих затрат с налогами и платежами (без амортизационных отчислений):

Ттекi = Тi + Тплатi.

Всего текущих затрат за период:

Амортизационные отчисления (реновация).

Амортизационный фонд по скважинам (добывающим, нагнетательным, контрольным и др.), млн.руб.:

Фсквнi = Фсквнi-1 + Ксквi - Kcквi-15 ,

где

Фсквнi-1 - стоимость по скважинам года, предшествующего расчетному, млн.руб.;

15 - амортизационный срок по скважинам, годы.

Амортизационный фонд по прочим основным фондам, млн.руб.:

Фпpi = Фпрi-1 + Kпоi - Фпрi-1/Nдi-1 х (Nдi-1 - Nдi) ,

где

Фпрi-1 - стоимость прочих основных фондов года, предшествующего расчетному, млн.руб.

Амортизационные отчисления по скважинам, млн.руб.:

Асквнi = Фсквнi х 6.7/100 ,

где

6.7 - ежегодная норма амортизационных отчислений по скважинам, %.

Амортизационные отчисления по прочим основным фондам, млн.руб.:

Апрi = Фпрi х а14/100 ,

где

а14 - норма амортизационных отчислений на реновацию по прочим основным фондам, %.

Итого амортизационных отчислений на реновацию основных фондов, млн.руб.:

Аофi = Асквнi + Aпpi.

Всего амортизационных отчислений за период, млн.руб.:

.

Всего эксплуатационных затрат на добычу нефти, млн.руб.

Эi = Ттекi + Аофi.

Себестоимость добычи 1 т нефти, тыс.руб.:

Снi = Эi/Qнi.

Всего эксплуатационных затрат на добычу нефти за период, млн.руб.:

.

Среднегодовая себестоимость нефти за период:

.

Налоги и платежи, отчисляемые в бюджет.

Налог на добавленную стоимость:

Нндсi = Цн х Qнi х а15/100 х Сi,

где

а15 - ставка налога на добавленную стоимость, %.

Акцизный сбор:

Накцi = Qнi х а16 х Сi,

где

а16 - ставка акцизного налога, тыс.руб./т.

Налог на имущество предприятий:

Нимi = (ОФсквi + ОФпрi) х а17/100,

где

а17 - ставка налога на имущество предприятия;

ОФсквi - остаточная стоимость основных фондов по скважинам в году i, млн.руб.;

ОФпрi - остаточная стоимость прочих основных фондов в году i, млн.руб.

11.5.3. Интегральные показатели эффективности.

Выручка от реализации, млн.руб.:

Pi = (Ц х Qнi + Цг х Qгi) х Сi,

где

Ц - цена нефти (включая НДС, акцизный сбор), тыс.руб./т;

i - добыча нефти в году i, тыс.т;

Цг - отпускная цена газа, тыс.руб./1000 м3;

i - добыча нефтяного газа в году i, млн.м3.

Балансовая прибыль или прибыль к налогообложению, млн.руб.:

Пi = Рi - (Эi + Нндсi + Накцi + Нимi).

Налог на прибыль, млн.руб.:

Hпрi = Пi х а18/100, при условии Пi > 0

где

а18 - ставка налога на прибыль, %.

Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, млн.руб.

Пчi = Пi - Hпpi.

Вычисление интегральных показателей эффективности (NPV, IRR, индекс доходности, период окупаемости) осуществляется на базе расчетных цен, чтобы исключить влияние инфляционного изменения цен на результирующие экономические показатели.

При этом коэффициент дисконтирования определяется из следующих соображений:

если "а" - коэффициент дисконтирования, выраженный в текущей денежной единице,

"А" - то же, выраженное в постоянной денежной единице,

"г"- годовой коэффициент инфляции, доли ед.,

тогда значение коэффициента дисконтирования, которое должно быть применено при определении интегральных показателей получается из соотношения:

(1 + "а") = (1 + "А") х (1 + "г").

Аналогичные поправки на уровень инфляции вносятся при определении внутренней нормы возврата капитальных вложений (IRR):

если "m" - значение IRR в текущей денежной единице,

"М" - то же, выраженное в постоянной денежной единице,

"г" - годовой коэффициент инфляции, доли ед.,

тогда IRR определяется из следующего соотношения:

1 + "m" = (1 + "М") х (1 + "г").

Расчетные формулы для определения интегральных показателей эффективности приведены в соответствующих разделах методики.

11.5.4. Погашение кредитных средств.

Выплата за кредит и процентов за него производится по формуле:

,

где

Р - равная по годам сумма кредита, подлежащая выплате за определенный срок;

j - процентная ставка за кредит, доли ед.;

К - сумма кредита;

n - количество сроков выплаты кредита.

 


Просмотров 1363

Эта страница нарушает авторские права

allrefrs.ru - 2020 год. Все права принадлежат их авторам!