2020-01-14
569
Рассчитаем чувствительность проекта к риску:
ЧТС зависит от следующих факторов: от прироста добычи, цены на нефть, цены ГРП и стоимости переработки нефти, величины налога на прибыль. Каждый фактор подвержен изменениям.
Для анализа чувствительности проекта рассчитываем ЧТС при изменении каждого фактора. Полученные значения вносим в таблицы, а полученные зависимости отобразим в диаграмме чувствительности проекта к риску.
Необходимо задать наиболее вероятные интервалы изменения факторов, которые приведены в таблице 12. Результаты расчетов представлены в таблицах 13, 14, 15, 16.
Таблица 12 – Интервалы изменения факторов
| Факторы | Оптимистический вариант | Пессимистический вариант |
| Прирост добычи | + 10% | - 30% |
| Цены на продукцию | - 20% | + 20% |
| Затраты | - 10% | + 10% |
| Налог на прибыль | -20% | +20% |
Таблица 13 – Изменение прироста добычи
| Показатели | Ед. изм. | Обозначение | Значение | ||||
| -30% | +10% | ||||||
| Дополнительная годовая добыча нефти | т/год | ΔQгн | 24757,95 | 38905,35 | |||
| Прирост выручки от реализации нефти
| тыс. руб | ΔВQгн | 297095,4 | 466864,2 | |||
| Затраты на выполнение ГРП | тыс. руб. | ИМt | 8376 | 8376 | |||
| Затраты на дополнительную добычу | тыс. руб. | ИДt | 12378,8 | 19452,4 | |||
| итого | тыс. руб. | ΔИt | 129652,95 | 203740,35 | |||
Продолжение таблицы 13
| Прирост прибыли от реализации | тыс. руб. | ΔПр | 167442,45 | 263123,85 |
| Ставка налога на прибыль | % | Nпр | 20 | 20 |
| Налог на прибыль | тыс. руб. | ΔНпр | 33488,49 | 52624,77 |
| Прирост чистой прибыли | тыс. руб. | ΔПч | 133953,96 | 210499,08 |
| Прирост потока денежной наличности | млн. руб. | ΔПДН | 133,95 | 210,49 |
| Накопленный поток денежной наличности | млн. руб. | ΔНПДН | 133,95 | 210,49 |
| Коэффициент дисконтирования | д. ед. | αt | 0,909 | 0,909 |
| Дисконтированный поток денежной наличности | млн. руб. | ΔДПДН | 121,76 | 191,34 |
| Чистая текущая стоимость | млн. руб. | ЧТС | 121,76 | 191,34 |
Таблица 14 – Изменение цены на продукцию
| Показатели | Ед. изм. | Обозначение | Значение | |||
| -20% | +20% | |||||
| Дополнительная годовая добыча нефти | т/год | ΔQгг | 28294.8 | 42442,2 | ||
| Прирост выручки от реализации нефти | тыс. руб. | ΔВQгн | 339537,6 | 509306,4 | ||
| Затраты на выполнение ГРП | тыс. руб. | ИМt | 8376 | 8376 | ||
| Затраты на дополнительную добычу | тыс. руб. | ИДt | 14147,2 | 21220,8 | ||
| итого | тыс. руб. | ΔИt | 148174,8 | 222262,2 | ||
| Прирост прибыли от реализации | тыс. руб. | ΔПр | 191362,8 | 287044,2 | ||
| Ставка налога на прибыль | % | Nпр | 20 | 20 | ||
| Налог на прибыль | тыс. руб. | ΔНпр | 38272,56 | 57408,84 | ||
| Прирост чистой прибыли | тыс. руб. | ΔПч | 153090,24 | 229635,36 | ||
| Прирост потока денежной наличности | млн. руб. | ΔПДН | 153,09 | 229,63 | ||
| Накопленный поток денежной наличности | млн. руб. | ΔНПДН | 153,09 | 229,63 | ||
| Коэффициент дисконтирования | д. ед.
| αt | 0,909 | 0,909 | ||
| Дисконтированный поток денежной наличности | млн. руб. | ΔДПДН | 139,15 | 208,73 | ||
| Чистая текущая стоимость | млн. руб. | ЧТС | 139,15 | 208,73 | ||
Таблица 15 – Изменение затрат
| Показатели | Ед. изм. | Обозначение | Значение | |
| +10% | -10% | |||
| Дополнительная годовая добыча нефти | т/год | ΔQгн | 38905,35 | 31831,65 |
| Прирост выручки от реализации газа | тыс. руб | ΔВQгн | 466864,2 | 381979,8 |
| Затраты на выполнение ГРП | тыс. руб. | ИМt | 8376 | 8376 |
| Затраты на дополнительную добычу | тыс. руб. | ИДt | 19452,4 | 15915,6 |
| итого | тыс. руб. | ΔИt | 203740,35 | 166696,65 |
| Прирост прибыли от реализации | тыс. руб. | ΔПр | 263123,85 | 215283,15 |
| Ставка налога на прибыль | % | Nпр | 20 | 20 |
| Налог на прибыль | тыс. руб. | ΔНпр | 52624,77 | 43056,63 |
| Прирост чистой прибыли | тыс. руб. | ΔПч | 210499,08 | 172226,52 |
| Прирост потока денежной наличности | млн. руб. | ΔПДН | 210,49 | 172,22 |
| Накопленный поток денежной наличности | млн. руб. | ΔНПДН | 210,49 | 172,22 |
| Коэффициент дисконтирования | д. ед. | αt | 0,909 | 0,909 |
| Дисконтированный поток денежной наличности | млн. руб. | ΔДПДН | 191,34 | 156,55 |
| Чистая текущая стоимость | млн. руб. | ЧТС | 191,34 | 156,55 |
Таблица 16 – Изменение налога на прибыль
| Показатели | Ед. изм. | Обозначение | Значение | |
| +20% | -20% | |||
| Дополнительная годовая добыча нефти | т/год | ΔQгн | 42442,2 | 28294.8 |
| Прирост выручки от реализации нефти | тыс. руб | ΔВQгн | 509306,4 | 339537,6 |
| Затраты на выполнение ГРП | тыс. руб. | ИМt | 8376 | 8376 |
| Затраты на дополнительную добычу | тыс. руб. | ИДt | 21220,8 | 14147,2 |
| итого | тыс. руб. | ΔИt | 222262,2 | 148174,8 |
| Прирост прибыли от реализации | тыс. руб. | ΔПр | 287044,2 | 191362,8 |
| Ставка налога на прибыль | % | Nпр | 20 | 20 |
| Налог на прибыль | тыс. руб. | ΔНпр | 57408,84 | 38272,56 |
Продолжение таблицы 16
| Прирост чистой прибыли | тыс. руб. | ΔПч | 229635,36 | 153090,24 |
| Прирост потока денежной наличности | млн. руб. | ΔПДН | 229,63 | 153,09 |
| Накопленный поток денежной наличности | млн. руб. | ΔНПДН | 229,63 | 153,09 |
| Коэффициент дисконтирования | д. ед. | αt | 0,909 | 0,909 |
| Дисконтированный поток денежной наличности | млн. руб. | ΔДПДН | 208,73 | 139,15 |
| Чистая текущая стоимость | млн. руб. | ЧТС | 208,73 | 139,15 |
Полученные данные сводим в таблицу 17 и строим диаграмму чувствительности проекта (рисунок 24).
Таблица 17 – Сводная таблица результатов расчета
| Параметры | Пессимистический | Оптимистический | ЧТСпесс | ЧТСопт |
| Прирост добычи | -30% | 10% | 121,76 | 191,34 |
| Цены на продукцию | -20% | 20% | 139,15 | 208,73 |
| Затраты | 10% | -10% | 191,34 | 156,55 |
| Налог на прибыль | 20% | -20% | 208,73 | 139,15 |
Рисунок 24 – Диаграмма чувствительности к риску проведения ГРП
Изменения чистой текущей стоимости при заданной вариации факторов находятся в положительной области, значит, проект можно применять, не опасаясь, риска убытков.
Таким образом, можно сделать вывод, что мероприятие по интенсификации скважин методом ГРП экономически выгодно, не смотря на высокую стоимость проведения операции, составляющую 8376 тыс. руб. Так, срок окупаемости инвестиций начинается с первых дней, не смотря на увеличение затрат на переработку дополнительно добытой продукции
(17684 тыс. руб.). Что касается таких показателей, как чистая текущая стоимость (ЧТС) и накопленный поток денежной наличности (НПДН), то они составляют к концу расчетного периода 173,948 млн. руб. и 191,3628 млн. руб. соответственно. Чувствительность проекта к риску незначительна. При заданных интервалах изменения факторов значения чистой текущей стоимости остаются в положительной области: от 121,76 млн. руб. до 191,34 млн. руб.
Нельзя не отметить и актуальность данного вопроса: гораздо выгоднее улучшить продуктивность возможности существующей скважины, чем строить новую, тем более при не очень хороших коллекторских свойствах пластов, чем и отличаются верхне-среднеюрские отложения Верх-Тарского месторождения. Вместе с тем применение ГРП позволяет не только повысить продуктивность скважин, но и создает условия для наиболее полной выработки, содержащихся в продуктивных пластах запасов углеводородов, что очень важно при дальнейшем проектировании на полное развитие месторождения.
|
|
|
Внедрение ГРП при освоении скважин после бурения служит не только для интенсификации притока, но и способствующего повышению степени охвата разработкой продуктивных пластов. При этом за счет увеличения рабочих дебитов, при использовании ГРП, по сравнению с традиционными методами вскрытия, появляется возможность сокращения количества эксплуатационных скважин и повышения эффективности работы залежи.
