Расчет экономической эффективности инвестиционных проектов в НГДУ

В целях контроля и  минимизации инвестиционных рисков, по каждому проекту готовится карта рисков с описанием возможных геологических, производственных, финансово-экономических, правовых, земельно-имущественных и других факторов, способных негативно повлиять на эффективность инвестиционных вложений.

При формировании инвестиционного  портфеля активно используются информационные технологии и программные продукты от мировых лидеров в вопросах управления инвестиционными проектами.

Инвестиционный проект может быть принят, если выполняются следующие критерии: дешевизна проекта; минимизация риска инфляционных потерь; краткость срока окупаемости; стабильность или концентрация поступлений; высокая рентабельность как таковая и после дисконтирования; отсутствие более выгодных альтернатив.

Экономическими критериями эффективности инвестиционных проектов в ОАО «Татнефть» являются:

- чистый дисконтированный доход должен быть положительным;

- индекс доходности должен превышать единицу;

- индекс доходности дисконтированных затрат, чем выше, тем лучше;

- внутренняя норма доходности, чем выше, тем лучше;

- дисконтированный срок окупаемости – чем меньше, тем лучше.

Расчетпоказателейэффективностипроизводитсявнеизменныхценах.

Оценкаэкономическойэффективностивариантовпроектавцеломрассчитываетсянаосновеопределенияденежныхпотоковотоперационнойиинвестиционнойдеятельности.

Воттокиотинвестиционнойдеятельностипопроектамвключаются:

- инвестициинастроительствоскважины  (стоимостьбуренияскважины, ееобустройства, стоимостьоборудования);

- инвестициинастроительствобоковыхстволов (техническоеоснащениедополнительныхбригадбурения, наобновлениеоборудованиябуровыхбригад, наобустройствоскважин, наОНВСС).

Впритокиотоперационнойдеятельностивключаетсявыручкаотреализациипродукции (прирасчетепринимается, чтодобытаяна m-омшагенефтьреализуетсявпределахэтогожешага).

Воттокиотоперационнойдеятельностивключаются: производственныезатраты (переменныерасходы, НДПИ); налогнаимущество, уменьшающийналогооблагаемуюприбыль; налогнаприбыль.

Потокиотфинансовойдеятельностиучитываются, какправило, тольконаэтапеоценкиэффективностиучастиявпроекте.

Оценкастоимостипроектапроводитсяметодомдисконтированныхпотоковденежнойналичности.

Базойдляэкономическихрасчетовслужаттехнологическиепоказателисучетомдинамикиихизменениязаанализируемыйпериод: годоваядобычанефти, годоваядобычажидкости, годоваядобычапопутногогаза, годоваязакачкаводывпластит.д. Капитальныевложения: рассчитываютсяпофактическимданныминаоснованиинормативовзатратнонаправлениям: бурениескважины, ееобустройство, приобретениеоборудования, невходящеговсметыстроек. Стоимостьбуренияскважинрассчитываетсяпосметнойстоимостиметрапроходкииееглубины, апобоковымстволамигоризонтальнымскважинампринимаетсяподаннымУБР. Капитальныевложениянаобустройствоинаоборудование, невходящеевсметыстроек, определяютсяпонормативам, сучетомудорожающегокоэффициентанамоментоценки.

ИнвестициинапроведениеМУНвключаютстоимостьподготовительно-заключительныхработистоимостьработ, связанныхснепосредственнымзакачиваниемреагентоввскважину (стоимостьработыспецтехники, вспомогательногооборудования, химреагентов) иккапитальнымвложениямнеотносятся.

Эксплуатационныезатратырассчитываютсяпостатьямилигруппамстатейкалькуляциипотехнологическимпоказателямработыскважиныисприменениемнормативовтекущихзатратнадобычунефти - энергиянаподъемжидкости, затратыназакачкуагента, обслуживаниескважин, сборитранспортнефти, перекачканефти, цеховыеиобщепроизводственныерасходы, отчисления, включаемыевсебестоимость.

В качестве примера рассмотрим критерии эффективности, учитываемые  в НГДУ «Ямашнефть» (согласно утвержденной методике) от внедрения установки для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух пластов одной скважиной с раздельным подъемом и транспортом продукции.

Оборудование ОРЭ предлагается как альтернатива строительству  традиционной добывающей скважины для  приобщения пласта, поэтому в качестве базы сравнения принимается бурение добывающей скважины.

Основным критерием  применимости мероприятия является величина индекса дисконтированной доходности затрат (ИДДЗ) по конкретной скважине не менее 1,0.Эффект формируется за счет снижения затрат на приобщение нефтяного пласта посредством внедрения ОРЭ, по сравнению с бурением добывающей скважины.

Расчёт экономического эффекта выполняется согласно основных требований РД-153-39.0-620-09 «Положение по определению экономической эффективности внедрения результатов интеллектуальной деятельности» по формуле:

Э = З₁- З₂,     (2.4)

где Э– экономический  эффект от использования мероприятия;

З₁– затраты по базовому варианту;

З₂– затраты по новому варианту.

Затраты по базовому варианту представлены расходами на строительство, обустройство и обслуживание добывающей скважины, условно-постоянными затратами, приходящимися на каждую скважину эксплуатационного фонда, а также расходами на аренду нефтепромыслового оборудования.

Затраты по новому варианту представлены расходами на внедрение оборудования ОРЭ, а также аренду нефтепромыслового оборудования.

При расчёте квартальной  эффективности единовременные затраты (на строительство скважины, на КРС  по внедрению мероприятия, ПРС и  т.д.) учитываются в сопоставимой стоимости (R), рассчитываемой по формуле:

,     (2.5)

гдеS – сумма единовременных затрат, руб.;

B(m, Е) – текущая  стоимость аннуитета в течение  m периодов, дисконтированного по  норме дисконта Е;

m – жизненный цикл  инвестиций (срок проявления эффекта или срок службы оборудования), лет.

Фактически, величина B(m,Е) представляет собой сумму годовых  коэффициентов дисконтирования  за m лет. Выражение 1/B(m, Е) называется коэффициентом  возврата капитала (capitalrecoveryfactor).

Таким образом, квартальная  сопоставимая стоимость единовременных затрат R рассчитывается как 1/4 от годовой  сопоставимой стоимости. В сопоставимой стоимости также учитываются  амортизация и налог на имущество.

 

2.3.Формирование инвестиционной  программы НГДУ

 

Инвестиционная программа  НГДУ «Ямашнефть» представляет собой  совокупность инвестиционных мероприятий  для достижения целей, поставленных выбранной стратегией развития ОАО  «Татнефть» и НГДУ в частности.

При формировании инвестиционной программы в НГДУ «Ямашнефть» выполняются работы по следующим направлениям:

- определение исходных условий, целей, задач и требований, предъявляемых к инвестиционной программе, в соответствии с техническим заданием, по которому ведется разработка инвестиционной программы;

- анализ текущего технического состояния основных производственных фондов;

- формирование перечня необходимых технических мероприятий по результатам проведенного анализа состояния основных фондов с учетом заданных значений целевых индикаторов;

- определение необходимых финансовых потребностей для реализации мероприятий инвестиционной программы;

- разработка плана финансирования с распределением финансовых потребностей по источникам финансирования по годам и этапам реализации программы;

- оценка тарифных последствий, расчет необходимых тарифов и (или) надбавок к тарифам, обеспечивающих выполнение программы;

- оценка доступности инвестиционной программы.

Инвестиционная программа  на 2010 год содержала следующие  направления (таблица 2.1):

- бурение;

- обустройство и ввод в эксплуатацию 25 скважин;

- перевод под закачку 12 скважин;

- ввод добывающих скважин из других категорий – 12 скважин;

- капитальный ремонт 78 скважин;

- внедрение технологии ОРЭиЗ – на 38 скважинах.

 

 

Таблица 2.1

Показатели выполнения инвестиционной деятельности за 2010 год

Наименование показателя	План	Факт	Отклонение, %
Капитальные вложения, тыс. руб.	722211	709341	98,22
1. Производственное строительство	712430	700974	98,39
- бурение – всего	481061	472316	98,18
в т.ч.: разведочное	29676	22788	76,79
- капитальное строительство	189162	189056	99,94
- оборудование не входящее  в смету строек	42017	39420	93,82
- выкуп земли	190	182	95,79
2. Непроизводственное  строительство	9781	8367	85,54
- капитальное строительство	0	0	-
- оборудование не входящее в смету строек	9781	8367	85,54
Источники инвестиций, тыс. руб.	722211	709341	98,22
- износ	484540	476537	98,35
- прибыль	237670	232804	97,95

 

По данным таблицы 2.1 на инвестиционную программу НГДУ «Ямашнефть»  на 2010 год было запланировано инвестиций в размере 722 211 тыс. руб., однако, фактически капитальные вложения составили 709 341 тыс. руб., что составляет 98,22% от планируемого показателя.

 

2.4. Расчет основных  экономических показателей инвестиционных  проектов, входящих в инвестиционный  портфель НГДУ

 

Расчет основных экономических  показателей инвестиционных проектов, входящих в инвестиционный портфель НГДУ, проведем на примере инвестиционного  проекта по внедрению установки  для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух пластов одной скважиной с раздельным подъемом и транспортом продукции.

Раздельная эксплуатация нефтяных пластов месторождений, имеющих  разные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти, наличие неньютоновских свойств и т.д.), находящихся на одной площади, требует больших затрат на строительство и обустройство дополнительных скважин. Скважины, пробуренные на месторождениях с малым дебитом, могут быть нерентабельными. Совместная эксплуатация одной скважиной нескольких пластов с разными пластовыми давлениями и дебитами приводит к неоптимальной эксплуатации каждого из них, потере производительности, большим отклонениям от проектов их разработки, потере контроля над разработкой.

Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов одной скважиной обеспечивает разобщение пластов, раздельную их эксплуатацию, учёт добываемой продукции каждого объекта, а также достижение запроектированных темпов разработки.

Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной  скважины с раздельным подъемом и транспортом продукции предполагает использование привода с двумя станками-качалками, двухканальное устьевое оборудование, двуствольный якорь для ограничения относительного перемещения колонн НКТ, пакерующее оборудование.

Расчёт составлен на основании исходных данных НГДУ «Ямашнефть», ОАО «Татнефть», УК ООО «ТМС групп» в ценах по состоянию на март 2011 года (Приложение 6).

Затраты по НИОКР, понесенные в 2005 году в размере 3000 тыс. руб., учтены при выполнении расчетов экономического эффекта по скважинами – объектам внедрения «Плана мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и применению передовых технологий и оборудования по ОАО «Татнефть» 2006-2010 гг.», поэтому удельные затраты на НИОКР при расчете эффекта от внедрения данного мероприятия в 2011 году и далее не учитываются.

В Приложении 7 произведен расчет амортизации и налога на имущество  по оборудованию. Расчетный период в базовом и новом вариантах (жизненный цикл мероприятия) принят 15 лет.