Расчет экономической эффективности инвестиционных проектов в НГДУ

- отобраны грунты СКО  50 шт, в том числе 33 образца  нефтенасыщенных;

- глубинные пробы отобраны  в 20 скважинах. Выполнено исследование  скважин генератором нейтронов  на 40 скважинах.

В 2010 году были проведены  работы по НВСП на Красногорском (скв.№ 443), Сиреневском (скв.№ 11721) и Шегурчинском (скв.№ 16132) месторождениях с целью уточнения структурного плана и уточнения трещиноватости по среднему и нижнему карбону.

На 2011 год для обеспечения  прироста запасов нефти запланированы мероприятия по отбору керна на 6 скважинах (в т.ч. 2 разведочные) и испытание КИИ-146 на шести объектах.

С целью выявления  возможных залежей нефти и  уточнения существующих контуров нефтеносности  планируется проведение НВСП на Красногорском  и Березовском месторождениях.

В течение 2010 года экспортные пошлины на нефть преимущественно  увеличивались, колеблясь в соответствии с ценами Urals с месячным лагом. В  декабре 2010 года пошлина составила $303.8 за тонну, что на 12% больше, чем  в декабре 2009 года и на 58% больше, чем в декабре 2008 года.

Выплаты по НДПИ в течение  года также преимущественно росли  в соответствии с колебаниями  цены на нефть. Ставка по НДПИ в 2010 году оставалось равной 419 руб. за тонну, а  коэффициент изменялся в зависимости  от цены Urals и курсовой стоимости рубля по отношению к доллару. С 1 января 2007 года ставка налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в отношении нефти, составляющая 419 руб. за 1 тонну добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), и на коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (Кв).

В конце 2010 года был принят закон об изменениях ставки НДПИ в  ближайшем будущем (Федеральный  закон от 27 ноября 2010 г. № 307-ФЗ «О внесении изменений в статьи 342 и 361 части второй Налогового кодекса Российской Федерации») В соответствии с законом, в 2012 году базовая ставка НДПИ должна вырасти до 446 руб. за тонну (на 6,4% от текущего уровня), а в 2013 – до 470 руб. за тонну (еще на 5,3%). Это приведет к тому, что себестоимость нефти возрастет, а прибыль, соответственно уменьшится. Следовательно, снижение производственных затрат – это первоочередная задача НГДУ «Ямашнефть».

За последние годы уже были осуществлены такие мероприятия, как:

• проведена реструктуризация структуры производства, т.е. выведены из состава НГДУ непрофильные виды деятельности;
• принята и осуществляется программа реструктуризации сервисных услуг обслуживания нефтепромысловых объектов;
• оптимизируется транспортная сфера;
• внедрена программа по работе с  нерентабельным и убыточным фондом;
• внедрена программа по добыче нефти нетрадиционными способами;
• работают программы энергосбережения, вторичного использования ресурсов, оптимизировано материально-технического обеспечение, внедрена программа по стабилизации добычи нефти, оптимизируется инвестиционная деятельность внедрения новой техники и передовых технологий.

Все это в комплексе нашло  свое отражение в финансово-экономических  показателях НГДУ «Ямашнефть»

В настоящее время в НГДУ «Ямашнефть»  продолжается процесс реструктуризации производства, оптимизации численности  и затрат. При оптимизации численности  сокращаются не только расходы на оплату, но и транспортные затраты, услуги связи, вспомогательные материалы, и, кроме того выплаты из прибыли в соответствии с коллективным договором.

 

1.2. Динамика основных  технико-экономических показателей

 

Основные технико-экономические  показатели НГДУ «Ямашнефть» за 2008-2010 годы приведены в Приложениях 4 и 5, по данным которого можно сделать выводы:

1) фактические объемы  добычи и сдачи нефти НГДУ  в 2010 и  2009 годах несколько превысили  прошлогодние и запланированные  показатели, что связано с увеличением  производительности труда;

2) эксплуатационный фонд  скважин и среднегодовой действующий фонд скважин в 2009 году несколько снизились по сравнению с 2008 годом, но в 2010 году вновь увеличились;

3) коэффициент использования  скважин и коэффициент эксплуатации  скважин выросли в 2009 году, но  уже в 2010 году снизились до 0,77 доли ед. и 0,798 доли ед.;

4) среднесуточный дебит  скважин в 2009 году снизился  и по нефти и по жидкости, но в 2010 году вырос;

5) в 2009 году продолжительность  текущего и капитального ремонтов  скважин сократилась, а межремонтный  период работы насосных скважин увеличился, что можно отметить положительно. В 2010 году ситуация несколько изменилась - межремонтный период работы насосных скважин сократился, продолжительность текущего ремонта сократилась, а продолжительность капитального - увеличилась;

6) величина капитальных вложений и затрат на строительно-монтажные работы сократилась в 2009 году, но в 2010 году существенно выросла (в 1,5 раза);

7) товарная продукция  в 2009 году снизилась и в сравнении  с 2008 годом и в сравнении  с планом, однако в 2010 году данный показатель увеличился, что можно оценить положительно;

8) среднесписочная численность  персонала также снизилась в  2009 году в сравнении с прошлогодней  численностью (на 64 чел., из них на 38 чел. рабочих и 15 чел. специалистов) и плановым показателем, а производительность, напротив, выросла. В 2010 году численность продолжила снижаться (еще на 58 чел. в сравнении с 2009 годом), а производительность труда расти. Это положительный момент;

9) фонд оплаты труда  соответственно уменьшился с  361781,3 тыс. руб. в 2008 году до 356409,3 тыс. руб. в 2009 году, однако по плану он должен был составлять всего 260249 тыс. руб. В 2010 году фонд оплаты труда также снизился в сравнении с 2009 годом, но вырос в сравнении с 2010 годом на 125,41%;

10) среднемесячная зарплата выросла в сравнении с 2008 годом и плановым показателем и продолжила увеличиваться в 2010 году (в основном за счет руководителей и специалистов, по рабочим она сократилась);

11) благодаря существенному  снижению себестоимости продукции,  прибыль НГДУ выросла с 3630,13 млн. руб. в 2008 году до 4416,7 млн. руб. в 2009 году, чему можно дать положительную оценку. Однако уже в 2010 году прибыль сократилась на 454,82 млн. руб., на что оказало влияние увеличение себестоимости продукции с 6823,24 млн. руб. до 8494,12 млн. руб. Рост себестоимости добыч нефти связан с повышением стоимости материалов, топлива, электроэнергии, оборудования, услуг.

 

1.3. Характеристика организационной  структуры предприятия

 

Общее и административное руководство предприятием, НГДУ «Ямашнефть», осуществляет руководитель - начальник управления. Должностные обязанности начальника НГДУ - руководить в соответствии с законодательством всеми видами деятельности предприятия. Организовывает работу и эффективное взаимодействие производственных единиц, цехов и других структурных подразделений предприятия, направляет их деятельность на достижение высоких темпов развития и совершенствования производства, повышение производительности труда, эффективности производства и качества продукции на основе внедрения новой техники и технологий, научной организации труда, производства и управления. Обеспечивает выполнение предприятием заданий плана, соблюдение законности в деятельности предприятия, активное использование правовых средств для совершенствования управления.

В аппарат управления также входят главный инженер  – первый заместитель начальника НГДУ, главный бухгалтер, зам. начальника по экономике и финансам, главный  геолог, зам. начальника по капитальному строительству, зам начальника по общим  вопросам, зам. начальника по соц. вопросам.

Должностные обязанности  первого заместителя начальника управления: определяет техническую  политику, перспективы развития предприятия  и пути реализации комплексных программ по всем направлениям совершенствования, реконструкции и технического перевооружения действующего производства, по ускорению НТП и достижению высоких темпов роста производительности труда. Обеспечивает постоянное повышение уровня технической подготовки производства, его эффективности и сокращение затрат на производство продукции, работ, рациональное использование производственных фондов и всех видов ресурсов, руководит разработкой перспективных планов развития НГДУ.

В настоящее время  НГДУ «Ямашнефть» разрабатывает  месторождения силами пяти цехов  добычи нефти и газа (ЦДНГ -1, ЦДНГ - 2, ЦДНГ - 3, ЦДНГ - 4, ЦДНГ - 5). Кроме этого в состав НГДУ входят: цех поддержания пластового давления (ЦППД), цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН), цех пароводоснабжения, цех подземного ремонта скважин (ЦПРС), цех капитального ремонта скважин (ЦКРС), а также цех автоматизации производства (ЦАП).

На балансе НГДУ «Ямашнефть»  числятся непромышленные объекты: гостиница, фитнес-центр, гольф-клуб, прогимназия, санаторий-профилакторий «ЯН», здравпункт, горнолыжный комплекс и база отдыха «Кама».

 

2. Расчет экономической  эффективности инвестиционных проектов  в НГДУ

2.1. Методика расчета  критериев эффективности инвестиционных  проектов

 

Работа по определению  эффективности инвестиционного  проекта является одним из наиболее ответственных этапов прединвестиционных исследований. Она включает детальный анализ и интегральную оценку всей технико-экономической и финансовой информации, собранной и подготовленной для анализа в результате работ на предыдущих этапах прединвестиционных исследований.

Методы оценки эффективности инвестиционных проектов основаны преимущественно на сравнении эффективности (прибыльности) инвестиций в различные проекты.

Сравнение различных  инвестиционных проектов (или вариантов  проекта) и выбор лучшего из них  необходимо производить с использованием показателей коммерческой (финансовой) эффективности:

- чистый дисконтированный  доход (NPV);

- индекс рентабельности (I);

- внутренняя норма доходности (IRR);

- срок окупаемости.

Чистый дисконтированный доход (NPV) определяется как сумма текущих платежей за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов над интегральными затратами. Величина NPV для постоянной нормы дисконта (d) вычисляется по формуле:

NPV = -  ,   (2.1)

где Pt - поток платежей за период t;

d - ставка дисконтирования;

KV - капитальные вложения за период;

tm - год начала производства продукции;

tc - год окончания капитального  строительства[11, с. 77].

Вместо годового интервала в  этой формуле могут использоваться и более мелкие временные интервалы - месяц, квартал, полугодие. Год начала производства продукции tm может не совпадать с годом окончания строительства. Случай tm>tc означает временную задержку производства продукции после завершения строительства, а случай tm<tc означает запуск производства до завершения строительства.

Проект считается эффективным, если NPV>0.

Внутренняя норма доходности инвестиционного  проекта представляет собой расчетную  ставку процентов, при которой чистый приведенный доход, соответствующий этому проекту, равен нулю. Уровень IRR полностью определяется внутренними данными, характеризующими инвестиционный проект.

Метод определения внутренней нормы  доходности зависит от конкретных особенностей распределения доходов от инвестиций и самих инвестиций. В общем случае, когда инвестиции и отдача от них определяются потоком платежей, IRR определяется как решение следующего уравнения относительно неизвестной величины IRR:

= 0,   (2.2)

где IRR - внутренняя норма  доходности, соответствующая потоку платежей Рt[11, с. 78].

Величина IRR зависит не только от соотношения суммарных  капитальных вложений и доходов  от реализации проекта, но и от их распределения  во времени. Чем больше растянут во времени процесс получения доходов в результате сделанных вложений, тем ниже значение внутренней нормы доходности.

Когда IRRравна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, инвестиции в данный проект оправданны.

Индекс рентабельности вычисляется по следующей формуле:

PI= ,    (2.3)

где PI – индекс рентабельности[11, с. 79].

Если PI>1, проект эффективен, в случае же когда PI<1, проект принимать не следует.

Срок окупаемости определяется как период времени, в течение которого инвестиции будут возвращены за счет доходов, полученных от реализации инвестиционного проекта. Точнее под сроком окупаемости понимается продолжительность времени, в течение которого сумма чистых доходов, дисконтированных на момент завершения инвестиций, равна сумме инвестиций.

В случае, когда норма  дисконтирования, равна внутренней норме доходности, срок окупаемости инвестиций равен производственному периоду, в течение которого доходы от производственной деятельности положительны. Таким образом, IRR является предельной нормой дисконтирования, при которой срок окупаемости существует.

Основной недостаток срока окупаемости как показателя эффективности заключается в том, что этот показатель не учитывает весь период функционирования производства и, следовательно, на него не влияют доходы, которые будут получены за пределами срока окупаемости. Такая мера, как срок окупаемости, должна использоваться не в качестве критерия выбора инвестиционного проекта, а в виде ограничения при принятии решения. То есть, что если срок окупаемости больше некоторого принятого граничного значения, то инвестиционный проект исключается из состава рассматриваемых[11, с. 80].

 

 

2.2. Экономические критерии эффективности  инвестиционных проектов в ОАО  «Татнефть»

 

Каждый инвестиционный проект в ОАО «Татнефть» проходит индивидуальную процедуру технического, геологического, экономического обоснования с экспертным заключением специалистов о производственной целесообразности и инвестиционной привлекательности.