Расчет показателей экономической эффективности проекта

При экономической оценке определяют: прирост выручки от реализации продукции, дисконтные вычисления, доход государства (налоги), поток денежной наличности, дисконтированный поток денежной наличности и чистую текущую стоимость.

Годовая добыча нефти Q рассчитывается по формуле:

Q=q*Д*n, (3)

где q – суточный дебит нефти, т/сут;

Д – кол-во дней эксплуатации скважина за год, сут;

N – проектное кол-во скважин, шт.

Экономический эффект рассчитываем на 10 лет эксплуатации скважины. Добычу планируется начать со второго года. Планируются начальные дебиты в среднем по скважине 10 т/сут с последующим уменьшением ежегодно на 5%. Расчет добычи ведется при условии работы скважины в течение 340 дней в году.

Прирост добычи от перевода разведочной скважины предусмотрен на втором году эксплуатации после проведения необходимых для изучения исследований.

Прирост добычи от бурения рекомендуемых скважин представлен в таблице 4.2.1.

Таблица 4.2.1 - Прирост добычи от бурения рекомендуемых скважин

№	Годы	Дни	Среднесуточный дебит, т/сут	Дополнительная добыча, тыс.т.
			0,0	0,0
			10,00	6,80
			9,50	6,46
			9,03	6,14
			8,57	5,83
			8,15	5,54
			7,74	5,26
			7,35	5,00
			6,98	4,75
			6,63	4,51

Прирост выручки от реализации продукции рассчитывается по формуле:

, (4)

где DQ_i – прирост добычи, направленной на реализацию, т (тыс. м³);

Ц_ср – средняя цена реализации предприятием нефти тыс. руб./т.

Цена нефти на внешнем рынке составляет 109,57$/бар (3791,12 руб./бар или 28727,15 руб./т.), на внутреннем - 53,92$/бар (1865,53 руб./бар или 14136,08 руб./т.). По лицензионному соглашению, только 30% добываемой нефти можно продавать на внешнем и 70% на внутреннем рынке.

Ц= 0,7*14136,08 +0,3*28727,15=18513,40 руб./т

Выручка за расчетный период представлена в таблице 4.2.2.

Таблица 4.2.2 - Прирост выручки за расчетный период

Годы	Дополнительная добыча, Q, тыс.т	Прирост выручки от реализации продукции, ΔВ, млн. руб.	Стоимость нефти, руб./т
			18513,40
	6,80	125,89	18513,40
	6,46	119,60	18513,40
	6,14	113,62	18513,40
	5,83	107,94	18513,40
	5,54	102,54	18513,40
	5,26	97,41	18513,40
	5,00	92,54	18513,40
	4,75	87,91	18513,40
	4,51	83,52	18513,40

Эксплуатационные затраты состоят из объёма добычи и себестоимости добычи тонны нефти, которая включает в себя:

- обслуживание скважин;

- энергетические затраты для механизированной добычи жидкости;

- поддержание пластового давления;

- сбор и транспорт нефти и газа;

- ремонт скважин.

U_i= Q*с/с, (5)

где Q – объём добычи, т;

с/с – себестоимость добычи тонны нефти, млн.руб.

Эксплуатационные затраты за расчетный период представлены в таблице 4.2.3.

Таблица 4.2.3 - Расчет эксплуатационных затрат

Период, годы	Дополнительная добыча, ΔQ, т	Себестоимость нефти, тыс.руб.	Эксплуатационные затраты, Ui, тыс.руб.
	0,0	4,7	0,0
	6,80	4,7	32,0
	6,46	4,7	30,4
	6,14	4,7	28,8
	5,83	4,7	27,4
	5,54	4,7	26,0
	5,26	4,7	24,7
	5,00	4,7	23,5
	4,75	4,7	22,3
	4,51	4,7	21,2

Далее проводится расчет денежного потока наличности, сущность которого состоит в том, что он представляет собой ту часть денежных доходов, которая остается в распоряжении организации и не может быть изъята.

Поток денежной наличности рассчитывается по формуле:

ПДН = ΔВ - U_i – K_i–ΔН, (6)

где – прирост выручки от реализации продукции, тыс.руб.;

U_i –издержки по текущим затратам, тыс.руб.;

K_i – капитальные затраты;

ΔH – налоги, тыс.руб.

Налоги определяются как сумма налога на прибыль и налога на имущество.

Δ , (7)

Налог на имуществопредприятий введен в РФ с 1 января 1992 года. Стоимость имущества организации складывается из стоимости основных средств, оборотных средств и нематериальных активов. Для основных средств налог составляет 2% от их остаточной стоимости, которая представляет собой неамортизированную часть основных средств и определяется по формуле:

, (8)

где – остаточная стоимость, млн.руб.;

– первоначальная стоимость основных средств, млн.руб.;

А – годовые амортизационные отчисления основных средств, млн.руб;

– время эксплуатации.

Годовая сумма амортизационных отчислений (А) определяется исходя из нормы амортизации и первоначальной стоимости основных средств (при линейном способе начисления):

, (9)

где N_А – норма амортизации объекта основных средств или износа нематериальных активов, д.ед.

, (10)

где Т – период полной амортизации основных средств:

для скважин период полной амортизации основных средств равна 15 лет. Отсюда норма амортизации для нефтяных скважин равна 6,67%.

Налог на имущество рассчитывается по следующей формуле:

, (11)

где n – ставка налога, 2,2%.

Расчет налога на имущество представлен в таблице 4.2.4.

Таблица 4.2.4 - Расчет налога на имущество

Период, годы	Норма амортизации, NА, 1/год	Капитальные затраты, млн.руб.	Амортизационные отчисления, млн.руб.	Остаточная стоимость, млн.руб.	Налог на имущество, млн.руб.
	0,07	109,36	7,66	101,71	2,24
	0,07		7,66	94,05	2,07
	0,07		7,66	86,40	1,90
	0,07		7,66	78,74	1,73
	0,07		7,66	71,09	1,56
	0,07	1,76	7,66	65,20	1,43
	0,07		7,66	57,54	1,27
	0,07		7,66	49,88	1,10
	0,07		7,66	42,23	0,93
	0,07		7,66	34,57	0,76

Налог на прибыль рассчитывается по формуле:

Н_пр = (ΔВ – U_i – К - Н_им) · n, (12)

где ΔВ – выручка, млн.руб.;

U_i – эксплуатационные затраты, млн.руб.;

К – капитальные затраты, млн.руб.;

n – ставка налога на прибыль, 20%.

Расчет налога на прибыль представлен в таблице 4.2.5.

Таблица 4.2.5 - Расчет налога на прибыль

Период, годы	Выручка от реализации, ΔВ, млн.руб.	Текущие затраты, Ui, млн.руб.	Капитальные затраты, Кi, млн.руб.	Налог на имущество, Ним, млн.руб.	Прибыль, млн.руб.	Налог на прибыль, Нпр, млн.руб.
	0,00	0,0	109,36	2,24	-111,60	0,00
	125,89	32,0		2,07	91,86	18,37
	119,60	30,4		1,90	87,33	17,47
	113,62	28,8		1,73	83,04	16,61
	107,94	27,4		1,56	78,97	15,79
	102,54	26,0	1,76	1,43	73,31	14,66
	97,41	24,7		1,27	71,42	14,28
	92,54	23,5		1,10	67,95	13,59
	87,91	22,3		0,93	64,67	12,93
	83,52	21,2		0,76	61,56	12,31

Расчет потока денежной наличности представлен в таблице 4.2.6.

Таблица 4.2.6 – Расчет потока денежной наличности

Период, годы	Выручка от реализации, ΔВ, млн.руб.	Текущие затраты, Ui, млн.руб.	Капитальные затраты, Кi, млн.руб.	Налоги, ΔН, млн.руб.	ПДН, млн.руб.
	0,00	0,0	109,36	2,24	-111,60
	125,89	32,0		20,44	73,49
	119,60	30,4		19,37	69,87
	113,62	28,8		18,34	66,43
	107,94	27,4		17,36	63,18
	102,54	26,0	1,76	16,10	58,65
	97,41	24,7		15,55	57,13
	92,54	23,5		14,69	54,36
	87,91	22,3		13,86	51,73
	83,52	21,2		13,07	49,24

Для оценки эффективности бурения необходимо определить, окупятся ли единовременные (капитальные) вложения и какой они принесут доход за период действия работ. С этой целью определяется накопленный поток денежной наличности. Он рассчитывается последовательным суммированием денежных потоков наличности за предшествующие годы по формуле:

, (13)

где – период действия работ.

НПДН рассчитывается без учета стоимости рубля в первый и последующие годы реализации мероприятия. С учетом разницы стоимости рубля рассчитывается дисконтированный поток денежной наличности и чистая текущая стоимость (ЧТС).

Дисконтированный поток денежной наличности для соответствующего года рассчитывается по формуле:

, (14)

где – коэффициент дисконтирования, определяется по формуле:

, (15)

где E_н – норма дисконта, д.ед.;

I_р – расчетный год;

I – текущий год.

В нашем случае норма дисконта равна 10%.

Коэффициент дисконтирования показывает во сколько раз рубль текущего года меньше рубля расчетного момента.

Чистая текущая стоимость проекта рассчитывается по формуле:

(16)

Расчеты приведены в таблице 4.2.7.

Таблица 4.2.7 - Расчёт чистой текущей стоимости проекта

№	Период, годы	Выручка от реализации, ΔВ, млн.руб.	Текущие затраты, Ui, млн.руб.	Капитальные затраты, Кi, млн.руб.	Налоги, ΔН, млн.руб.	ПДН, млн. руб.	НПДН, млн.руб.	αi, д.ед.	ДПДН, млн.руб.	ЧТС,млн.руб.
		0,00	0,0	109,36	2,24	-111,60	-111,60	1,00	-111,60	-111,60
		125,89	32,0		20,44	73,49	-38,11	0,91	66,81	-44,79
		119,60	30,4		19,37	69,87	31,76	0,83	57,74	12,95
		113,62	28,8		18,34	66,43	98,19	0,75	49,91	62,86
		107,94	27,4		17,36	63,18	161,36	0,68	43,15	106,01
		102,54	26,0	1,76	16,10	58,65	220,01	0,62	36,42	142,43
		97,41	24,7		15,55	57,13	277,14	0,56	32,25	174,68
		92,54	23,5		14,69	54,36	331,50	0,51	27,90	202,57
		87,91	22,3		13,86	51,73	383,24	0,47	24,13	226,71
		83,52	21,2		13,07	49,24	432,48	0,42	20,88	247,59

Срок окупаемости инвестиций – период времени, за который накопленный доход становится равным сумме инвестиций и показывает тот момент, в который инвестор начинает получать прибыль.

Срок окупаемости данного проекта бурения скважин представлен на графике зависимости НПДН и ЧТС от времени срока окупаемости проекта (рисунок 4.2.1). Он определяется точкой пересечения профиля ЧТС с осью абсцисс.

Расчет срока окупаемости проекта бурения представлен в приложении 1.

Рисунок 4.2.1 - График определения срока окупаемости данного проекта бурения скважин

Из построенного графика видно, что проект бурения разведочной скважины окупится через 2 года с момента его внедрения.

Коэффициент отдачи капитала (КОК) – это отношение дисконтированных потоков к дисконтированным оттокам, и показывает, сколько дисконтированных рублей получим на единицу вложенных. Рассчитывается по формуле:

, (17)

где NPV_i – чистая текущая стоимость, млн. руб.;

К_i – капитальные вложения в i- м году, млн.руб.;

α_i – коэффициент дисконтирования, соответствующий году вложения инвестиций.

Расчет коэффициента отдачи капитала приведен в таблице 4.2.8.

Таблица 4.2.8 - Расчет коэффициента отдачи капитала

Период, годы	Капитальные затраты, Кi, млн.руб.	Текущие затраты, Ui, млн.руб.	αi, д.ед.	ЧТС,млн.руб.	К· αi, млн.руб.	КОК, руб./руб.
	109,36	0,0	1,00	247,59	109,36	3,24
		32,0	0,91	0,00
		30,4	0,83	0,00
		28,8	0,75	0,00
		27,4	0,68	0,00
	1,76	26,0	0,62	1,10
		24,7	0,56	0,00
		23,5	0,51	0,00
		22,3	0,47	0,00
		21,2	0,42	0,00
Итого:	110,46	3,24

Из расчета КОК получили, что на каждый вложенный дисконтированный рубль получим дисконтированную отдачу в 3,24 руб.

Внутренняя норма рентабельности (Е_н) представляет собой график зависимости чистой текущей стоимости от нормы дисконта (10% и30%) и показывает годовой доход по инвестициям в разработку проекта (рисунок 2).

Расчет NPV при норме дисконта 10% приведен в приложении 2, а при 20% - в приложении 3.

Таблица 4.2.9 - Значения ЧТС при норме дисконта 10% и 20%

Норма дисконта, %	ЧТС, млн.руб.
	247,59
	146,52

Рисунок 4.2.2 - График определения нормы рентабельности данного проекта бурения скважин

Численно Е_н получают, приравнивая чистую текущую стоимость проекта, рассчитанного на основе планируемых по нему денежных потоков, к нулю с отыскиванием в качестве неизвестного той ставки дисконта, при которой ЧТС окажется равным нулю.

График пересекает линию нулевой ЧТС в точке 34,8. Это означает, что проект станет нерентабельным (отрицательный ЧТС) при норме дисконта более 34,8%.

4.3 Анализ чувствительности проекта к риску

В ходе реализации рекомендуемых работ возможно наступление событий, связанных с потерей предприятием-недропользователем части своих ресурсов и имущества (прямой ущерб), недополучения доходов или появления дополнительных расходов (косвенный ущерб) в результате осуществления определенной производственной и финансовой деятельности. Вероятность наступления таких событий определяет степень риска, связанного с осуществлением рекомендуемых работ.

Для расчета чувствительности к риску производится расчет экономической эффективности при изменении следующих параметров:

- среднесуточный дебит [-20%;+10%];

- ставка налога на прибыль [-10%;+20%];

- величина капитальных вложений [-20%;+20%];

- цена на нефть [-30%;+20%]

Результирующие значения ЧТС при изменении параметров приведены в таблице 4.3.1

Таблица 4.3.1 - Результирующие значения ЧТС при изменении параметров

Параметр	Изменение, %	Значение ЧТС, млн.руб.
Первоначально		247,59
Среднесуточный дебит	-20	137,47
	284,30
Ставка налога на прибыль	-10	292,49
	157,79
Величина капитальных затрат	-20	271,29
	223,89
Цена на нефть	-30	201,79
	270,49

По результатам, представленным в этой таблице, строим диаграмму чувствительности к риску, представленную на рисунке 4.3.1.

Рисунок 4.3.1 – Диаграмма чувствительности к риску

Как видно из диаграммы изменения ЧТС при заданной вариации параметров находятся в положительной области. Это значит, что рекомендуемое бурение не имеет риска. Точка минимума соответствует уменьшению среднесуточного дебита нефти на 20%.