Влияние внедрения комплекса мероприятий по снижению энергетических затрат на себестоимость добычи нефти (на примере НГДУ "Елховнефть")

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Республики Татарстан

Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Альметьевский государственный нефтяной институт»

Факультет экономики и управления (или очно-заочный)

Кафедра «Экономика предприятий»

Выпускная квалификационная работа

Направление 080100 Экономика

Профиль «Экономика предприятий и организаций»

Тема: «Влияние внедрения комплекса мероприятий по снижению энергетических затрат на себестоимость добычи нефти (на примере НГДУ «Елховнефть»)»



ВВЕДЕНИЕ

К текущему моменту основные нефтегазоносные провинции России вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей. Это требует от нефтяных компаний увеличивать энерговооруженность технологических процессов на своих предприятиях, что в свою очередь ведет к росту потребления электроэнергии и других энергоносителей.

Таким образом, доля энергетической составляющей в себестоимости производимой продукции неизбежно возрастает.

В дальнейшем энергетическая составляющая может еще увеличиться за счет роста обводненности, доли трудноизвлекаемых запасов и т.д.

Если в 1990-м году доля затрат на электроэнергию составляла 5-10%, то сегодня - 20% и более. К 2018 г. прогнозируется увеличение этой составляющей в структуре себестоимости нефти до 40%.

Даже если предположить, что в нефтяной отрасли аспекты, связанные с технологией и оборудованием, не изменятся в худшую сторону и останутся на текущем уровне, то планомерный рост тарифов на электроэнергию делает прогноз в 40% вполне обоснованным.

Так, в связи со стремительным ростом тарифов на электроэнергию для крупных нефтегазодобывающих компаний особенно актуальной становится задача экономии энергозатрат и особенную значимость приобретает внедрение энергосберегающих технологий.

Целью данной работы является оценка эффективности внедрения комплекса мероприятий по снижению энергетических затрат на себестоимость добычи нефти в НГДУ «Елховнефть».

В связи с поставленной целью были определены следующие задачи данной работы:

- дать характеристику производственной деятельности анализируемого предприятия и рассмотреть динамику основных технико-экономических показателей;

- провести анализ энергетических затрат по технологической цепочке добычи нефти;

- изучить структуру и динамику себестоимости добычи нефти;

- рассчитать экономическую эффективность энергосберегающих технологий и оценить их влияние на себестоимость добычи нефти НГДУ «Елховнефть».

Предметом исследования данной работы является - влияние применения энергосберегающих технологий на себестоимость продукции.

Объектом исследования является - НГДУ «Елховнефть».

Данная работа состоит из введения, трех глав, заключения, списка использованной литературы и приложений.

Первая глава работы посвящена рассмотрению теоретических и методологических основ мероприятий по снижению энергетических затрат в нефтедобыче.

Вторая глава предусматривает анализ деятельности предприятия НГДУ «Елховнефть».

Третья глава предусматривает оценку влияния мероприятий по снижению энергетических затрат на себестоимость добычи нефти НГДУ «Елховнефть».



1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ЗАТРАТ В НЕФТЕДОБЫЧЕ

1.1 Отечественный и зарубежный опыт нефтяных компаний по снижению энергетических затрат в нефтедобыче

В последнее десятилетие вопрос эффективного энергопотребления стоит перед отечественной нефтегазовой отраслью особо остро, так как именно данный сектор экономики, обеспечивающий 10-12% мировой добычи нефти, является одним из самых больших потребителей энергоресурсов.

По данным специалистов, доля энергетических затрат в себестоимости продукции в России достигает 30-40%, что значительно выше, чем, например, в западноевропейских странах.

Внедрение программ энергосбережения и рационального использования ресурсов на предприятиях топливно-энергетического комплекса, которые занимаются добычей, подготовкой, транспортом и переработкой нефти и газа, привело к необходимости увеличения количества энергосберегающих разработок различных технологических процессов.

Известно, что самым энергоемким технологическим процессом на нефтедобывающих предприятиях является механизированная добыча нефти - на долю приводов скважинных насосов приходится до 60% всей потребляемой предприятием электроэнергии [3, с.15].

Снижение удельного потребления электроэнергии на добычу нефти возможно лишь при внедрении энергосберегающих технологий и оборудования.

В добыче - это оборудование скважин цепными приводами, контроллерами Lufkinautomation, применение технологии одновременно-раздельной добычи, эксплуатация скважин в периодическом режиме и др.

В РФ основным способом эксплуатации нефтедобывающих скважин является использование электроцентробежных насосов (ЭЦН), установки штанговых глубинных насосов (ШГН) также используются достаточно широко. При этом нужно отметить, что эксплуатация скважин при помощи ШГН является доминирующей в США.

Если еще 10-15 лет назад существовала точка зрения, что установки ШГН морально устарели и постепенно будут полностью вытеснены ЭЦН и винтовыми насосами, то новые разработки в области приводов ШГН позволили опровергнуть это мнение [4, с. 21].

Здесь следует отметить появление энергосберегающих цепных приводов ШГН с длиной хода до 9 м и низкой частотой качаний, а также так называемых «линейных приводов», которые отличаются компактностью и состоят практически только из электродвигателя (ЭД) и редуктора.

На федеральном уровне управления формирование законодательной базы в области рационального потребления энергетических ресурсов было направлено на разработку программ и законов об энергосбережении, стандартов по эффективному использованию энергетических ресурсов и целого ряда нормативных актов, инструкций и технических рекомендаций. Особое внимание в них было уделено ужесточению нормативов потребления топливно-энергетических ресурсов в различных отраслях и сферах деятельности, включая промышленность, строительство, жилищно-коммунальное хозяйство и т.д.

Так, например, в Дании, где до кризиса 1973 г. свыше 90% потребления нефти приходилось на системы теплоснабжения, а их общая потребность в энергоресурсах в структуре топливопотребления страны достигала 40%, в 1976 г. был принят Первый энергетический план, направленный на снижение зависимости национальной экономики от импорта углеводородного сырья. Заложенные в нем принципы организации энергетического комплекса страны получили свое дальнейшее развитие в последующих энергетических планах. Их реализация способствовала созданию уникальных систем централизованного и децентрализованного теплоснабжения, которые за период времени с 1972 по 1988 гг. обеспечили снижение затрат на отопление одного квадратного метра площади в 2 раза.

В Великобритании в 1985 г. был принят стандарт BS 8207 по эффективному использованию энергии в сфере строительства. Он используется при проектировании новых зданий, ремонте и обслуживании существующих зданий и помещений [3, с.23].

В Германии до сих пор действует постановление 1977 г. «Об энергосберегающей тепловой защите и энергосберегающих отопительных установках» (EnEV-2002), которым закрепляется уровень энергетических требований к зданиям по их отопительным параметрам и параметрам горячего водоснабжения. Это постановление является частью комплексной программы ужесточения требований по теплозащите зданий, отдельные разделы которой были положены в основу программ германского правительства 1977, 1982-1984, 1994 и 2001 г. в в области жилищно-коммунального хозяйства.

В Австралии и Новой Зеландии в 2000 г. был разработан стандарт AS/NZS 3598 по энергетическому аудиту, направленный на повышение эффективности использования энергии в промышленности и жилищно-коммунальном хозяйстве.

На уровне управления энергетикой основное направление повышения эффективности использования энергетических ресурсов было связано с развитием конкуренции в отрасли. Введение рыночных основ конкуренции значительно расширило возможности потребителей в выборе оптимальных условий энергопотребления. В настоящее время энергетические предприятия большинства развитых стран предлагают потребителям энергии широкий спектр различных вариантов энергоснабжения и оплаты предоставляемых услуг. Следует отметить, что условия для либерализации цен внутренних энергетических рынков на сегодняшний день уже созданы во многих странах мира, включая США, Германию, Великобританию, Ирландию, Швецию и Нидерланды. Всего же на 1 июля 2007 г. возможность свободного выбора поставщиков энергетических ресурсов получили потребители 27 стран-членов Евросоюза. Тем самым, у промышленных предприятий появились дополнительные возможности снижения величины энергетических затрат в себестоимости выпускаемой ими продукции [4, с.41].

На уровне управления промышленными предприятиями важнейшим направлением повышения энергетической эффективности производства становится энергетический менеджмент, который с конца 80-х и начала 90-х гг. XX века начал достаточно активно применяться в целом ряде стран. Его использование предполагает реализацию комплекса мероприятий, направленных на сокращение потребления всех видов энергетических ресурсов. Применение энергетического менеджмента на промышленных предприятиях предопределило необходимость формирования соответствующих стандартов, в которых отражены возможные направления действий и установлены мероприятия, способствующие их реализации. Разработка стандартов в области энергетического менеджмента была направлена на формирование нормативного обеспечения для выполнения его различных процедур. Так, например, в США в 1995 г. был разработан американский национальный стандарт ANSI/IEEE 739:1995, связанный с проведением работ в области энергетического менеджмента. Структура этого стандарта охватывает 8 разделов, среди которых первые три посвящены рассмотрению базовых вопросов для специалистов, занятых в области энергетики. Все последующие разделы стандарта рассматривают различные технические аспекты, включая менеджмент нагрузки, энергоменеджмент для двигателей, систем и электрооборудования, измерения для энергоменедмжента, энергоменеджмент для осветительных систем, когенерацию и т.д. В 2005 г. в США появился второй стандарт по энергетическому менеджменту ANSI/MSE 2000, область решаемых задач которого была существенно расширена. Идеологически он был направлен уже не только на снижение энергетических затрат на основе проведения различных технических мероприятий, но и на предотвращение неблагоприятного воздействия на окружающую среду, то есть, предполагал интеграцию мероприятий в области энергетического и экологического менеджмента.

В настоящее время во многих нефтегазодобывающих компаниях успешно внедряются проекты по автоматизации работы фонда добывающих скважин с применением контроллеров фирмы LufkinAutomation. Это обусловлено высокой стоимостью электроэнергии, истощением ресурсов нефтяных пластов, стремлением нефтяных компаний снизить затраты на ремонт скважин и более эффективно использовать свой персонал [5, с. 51].

Разработкой систем автоматизации для нефтедобывающей промышленности и контроллеров ШГН занимаются такие зарубежные фирмы как «LufkinAutomation» (США), «AutomationElectronics» (США), «InternationalAutomationResources» (США). Известны также отечественные разработчики, среди которых можно выделить НПФ «Экос» (Уфа), ГУПНН «Авитрон-Ойл» (Уфа), НПО «Интротест» (Екатеринбург), НПФ «Интеграл +» (Казань). Использование современных интеллектуальных контроллеров обеспечивает решение таких задач, как снижение энергетических затрат, автоматизация работы станка-качалки, оптимизация режимов работы оборудования, оперативное выявление аварийных ситуаций и несоответствия режимов эксплуатации оборудования.

Эффективность в современной промышленности достигается не только за счет внедрения новых энергосберегающих технологий, а также за счет изменений в методах и способах управления [6, с.32].

Энергоменеджмент представляет собой постоянно действующую систему управления, которая направлена на уменьшение энергетических затрат предприятия. Система энергоменеджмента позволяет решить проблемы энергоэффективности нефтедобычи и работы добывающего предприятия в целом.

В основе энергоменеджмента лежат такие процессы, как учет энергопотребления, анализ энергоэффективности, разработка, планирование и внедрение энергосберегающих мероприятий, мониторинг и анализ энергоэффективности.

Еще в начале 70-х годов зарубежные нефтяные компании пришли к выводу, что энергоменеджмент является растущим перспективным сектором бизнеса.

Компания RoyalDutchShell была среди первых, кто перенес концепцию ЕРС в Англию. Shell создает экспериментальное предприятие HeatingManagementServices, которое позже стало известно, как EmstarLimited. Вскоре BritishPetroleum (BP) создала свою компанию энергоменеджмента, BP EnergyLimited.

Работа по созданию системы энергоменеджмента в России ведется с недавних пор в ПАО «Роснефть», ПАО «Газпром нефть», ПАО «Лукойл», ТНК-BP, ПАО «Сургутнефтегаз», ПАО «РуссНефть» [7, с. 48].

ОАО «НК «Роснефть» является одним из крупнейших потребителей энергетических ресурсов Российской Федерации, занимая более 3% в энергобалансе страны.

Помимо организации комплексной системы энергоменеджмента, основным параметром для которой является удельный расход энергии (УРЭ) в компании также проводится независимая оценка деятельности предприятий по управлению процессом повышения энергоэффективности.

В настоящее время на предприятиях ПАО «Газпром нефть» создается регулярная, постоянно действующая система энергосбережения - система энергоменеджмента.

Это позволит компании перейти от отдельных технических мероприятий к системным решениям, как в области технологий, так и в области управления.

Основные направления энергосбережения ПАО «Газпром нефть»:

- применение энергоэффективных установок погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН);

- оптимизация режимов работы погружного оборудования и насосов ДНС;

- сокращение потребляемой электроэнергии насосами, аппаратами воздушного охлаждения, на трансформаторных подстанциях, компрессорами за счет установки энергосберегающего оборудования, в том числе частотно-регулируемых приводов [8, с. 65].

«Сургутнефтегаз» выбрал одним из приоритетных направлений по энергосбережению при механизированной добыче программу по повышению энергоэффективности применяемого оборудования.

Процесс внедрения нового оборудования начинается с его закупки или проката, и затраты на это необходимо учитывать при подсчете будущей экономии.

Основные направления деятельности по повышению энергоэффективности добычи нефти ТНК-ВР.

Наиболее массово применяемой технологией снижения энергопотребления стал энергоэффективный дизайн УЭЦН.

Суть метода заключается в проектировании дизайна УЭЦН с максимально возможным КПД без потери добычи жидкости. Данная технология давно применяется всеми ведущими иностранными нефтедобывающими компаниями, но на территории России ТНК-ВР впервые применила ее в широких масштабах [9, с. 17].

Особо следует отметить, что как удельное, так и абсолютное энергопотребление было достигнуто при увеличении дебита жидкости по скважинам, что ранее никогда не удавалось сделать.

Таким образом, в условиях отсутствия высокоэффективных технологий энергосбережения не требующих значительных инвестиций, технология энергосберегающего дизайна стала рабочей площадкой проекта энергосбережения.

В условиях отсутствия предлагаемых российскими производителями простых и дешевых технологий энергосбережения возникла необходимость обратиться к зарубежному опыту.

Зарубежные компании давно начали работу по энергосбережению и накопили значительный опыт применения технологий, одна из которых, успешно работает в компании ConocoInc.

Технология заключалась в применении асинхронных ПЭД с повышенным напряжением питания.

Этим методом ConocoInc. удалось снизить потери в силовых кабелях и уменьшить общее энергопотребление при механизированной добыче нефти.

Успешный опыт Conoco стал основанием для выдачи задания заводу ООО «Алмаз» на разработку и выпуск подобного оборудования. Из сравнения параметров работы стандартных асинхронных ПЭД и ПЭД с повышенным напряжением.

Увеличение напряжения питания ПЭД приводит к пропорциональному снижению рабочего тока [10, с. 49].

Снижение рабочего тока в свою очередь, позволяет снизить тепловые потери в кабельной линии и получить эффект энергосбережения.

энергетический себестоимость нефть затраты

1.2 Методика расчета показателей, характеризующих финансово-хозяйственную деятельность предприятия

Анализ финансово-хозяйственной деятельности складывается из анализа финансового состояния предприятия и анализа его хозяйственной деятельности.

Анализ хозяйственной деятельности включает в себя анализ основных средств, оборотных средств и анализ трудовых ресурсов предприятия.

Анализ основных средств характеризует эффективность использования предприятием имеющихся в его наличии средств производства. Традиционно принято считать, что анализ основных средств проводят в следующих направлениях:

- анализ обеспеченности организации основными средствами;

- анализ состава и структуры основных средств организации;

- анализ технического состояния основных средств организации;

- анализ эффективности использования основных средств организации.

Достаточная обеспеченность предприятий нужными трудовыми ресурсами, их рациональное использование, высокий уровень производительности труда имеют большое значение для увеличения объемов продукции и повышения эффективности производства [11, с. 38].

После анализа имущественного состояния предприятия происходит оценка его платежеспособности.

Анализ платежеспособности строится на показателях ликвидности и платежеспособности предприятия.

После оценки платежеспособности предприятия следует проанализировать его финансовую устойчивость, далее следует провести анализ деловой активности данного предприятия [12, с. 74].

Обобщающими показателями эффективности финансово-хозяйственной деятельности предприятия являются показатели рентабельности. Коэффициенты рентабельности показывают, насколько прибыльна деятельность компании. Рост величины данных коэффициентов является положительной тенденцией в финансово-хозяйственной деятельности организации.

Основные показатели, характеризующие финансово-хозяйственную деятельность предприятия, представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Показатели, характеризующие финансово-хозяйственную деятельность предприятия

Наименование	Формула	Показатели
1	2	3
Выручка	В = К*Ц	К - объем реализации, руб.; Ц - цена реализации, руб.
Чистая прибыль	ЧП = В-З-НП	З - затраты на производство, руб.; НП - налог на прибыль, руб.
расчет себестоимости
Прямые затраты на единицу продукции	Пред = Пр/ V	Пр - прямые затраты, руб.; V - объем производства, руб.;
Себестоимость единицы продукции	Сед. =Пред + КРпер.ед+КРпост.ед	КРпер.ед-переменные косвенные расходы, руб.; КРпост..ед - постоянные косвенные расходы, руб.;
показатели точки безубыточности и зоны безопасности
Маржинальный доход	Дм = П+Н = В - Рп	П - прибыль, руб.; Н - сумма постоянных затрат, руб.; В - выручка от реализации продукции, руб.; Рп- сумма переменных затрат, руб.;
Безубыточный объем продаж	Т = (В*Н)/Дм
Зона безопасности	ЗБ = (К-Т)/К	К - количество проданной продукции в натуральных единицах, руб.; Т - безубыточный объем реализации, руб.;
Безубыточный объем реализации в натуральных единицах	Т = Н/(Ц-У)	Ц - цена единицы продукции, руб.; У - удельные переменные затраты, руб.;
показатели рентабельности
Рентабельность предприятия	= ЧП / В ? 100%	ЧП - чистая прибыль, руб.
Рентабельность продаж	= ЧП / Сс ? 100%	Сс - себестоимость, руб.
Рентабельность оборотных средств	= ЧП / ? 100%	- среднегодовой остаток основных средств, руб.

Таким образом, анализ финансово-хозяйственной деятельности предприятия является основой для принятия решений на уровне субъекта хозяйствования, с помощью которого выделяют наиболее значимые характеристики и показатели деятельности предприятия и составляются прогнозы его дальнейшего развития.

1.3 Методика расчета экономической эффективности от внедрения новой техники и технологии

Постоянное совершенствование техники и технологии сопровождается значительными дополнительными капитальными вложениями.

Внедрение в производство новой техники и технологии оправдано только тогда, когда оно обеспечивает экономический эффект:

- снижение затрат на производство единицы продукции;

- повышение качества изделий (экономия у потребителей);

- рост производительности труда.

Дополнительные капитальные вложения, направленные на повышение совершенствования техники и технологии, должны быть возмещены экономией затрат на производство [13, с. 54].

На основании данных методических указаний разработаны «Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение НТПК в нефтяной промышленности» РД-39-01/06-0001-89.

Применяющаяся в настоящее время единая система показателей для определения экономической эффективности внедрения новой техники и технологий включает:

- капитальные вложения, необходимые для внедрения новой техники;

- себестоимость продукции (затраты на ее производство и реализацию);

- срок окупаемости дополнительных капитальных вложений и коэффициент их эффективности;

- приведенные затраты;

- производительность труда [14, с. 94].

Помимо основных показателей при выборе экономически наиболее эффективных вариантов внедрения новой техники технологии используются вспомогательные натуральные показатели - удельный расход топлива, энергии, сырья, материалов, количество высвобождаемых рабочих, коэффициент использования оборудования и т.д.

Кроме того, рассматриваются социально-экономические результаты внедрения новой техники (улучшение условий труда и т.д.)

Экономический эффект от мероприятий находится по формуле:

Эt=Рt-З, (1.1)

где Эt - экономический эффект за расчетный период;

Рt- выручка от реализации продукции (производственно-технического, научно-технического назначения) в году по ценам, установленным в централизованном или договорном порядке;

Зt - стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятий за условный год.

Понятие «капитальные вложения» подразумевают все единовременные затраты, связанные с приобретением, созданием и ростом производственных фондов предприятия. Величину капитальных вложений можно определить среднегодовой стоимостью производственных фондов, что имеет предприятие.

Основной показатель эффективности внедрения новой техники - годовой экономический эффект, определение которого основывается на сопоставлении приведенных затрат по заменяемой (базовой) и внедряемой технике.

Приведенные затраты на единицу продукции можно найти по формуле:

Зi=Сi + Ен Кi (1.2)

где Сi - себестоимость единицы продукции, руб.;

Кi - удельные капитальные вложения в производственные фонды, руб.;

Ен -нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, равен 0,15.

Расчет годового экономического эффекта производится по различным формулам в зависимости от видов внедряемой новой техники и продукции. Годовой экономический эффект от внедрения новых технологических процессов, механизации и автоматизации производства, способов организации производства и труда, обеспечивающий экономию производственных ресурсов при выпуске одной и той же продукции, определяется по формуле:

Э=(З1 - З2 )А2 (1.3)

где Э -годовой экономический эффект, руб.;

З1 и З2 - приведенные затраты на единицу продукции (работы), производимой с помощью заменяемой (базовой) и новой техники, руб.;

А2 -годовой объем производства продукции (работы) с помощью новой техники, натуральные единицы.

Формулу можно также записать следующим образом:

Э=(С1 + Ен К1 )-(С2 +Ен К2 )А2 (1.4)

где С1' и С2' -себестоимость единицы продукции (работ) по вариантам, руб.;

К1' и К2' -удельные капитальные вложения по вариантам, руб.;

Ен - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;

А2 -годовой объем производства продукции (работ) с помощью новой техники, натуральные единицы.

При расчете годового экономического эффекта на действующих предприятиях определяют по разнице себестоимости и дополнительных капитальных затрат:

Э=(С1- С2 )А2 -Ен*DК (1.5)

где DК - дополнительные капитальные вложения во внедрение новой техники, руб.

Годовой экономический эффект от применения новой технологии, обеспечивающей увеличение добычи нефти и повышение нефтеотдачи, определяется по формуле:



Э=З1 А1+ Н*?А - З2 А2 (1.6)

где З1' и З2' -приведенные затраты на добычу 1 тонны нефти соответственно без применения и с использованием новой технологии, руб./т;

А1 и А2 -годовая добыча нефти соответственно без применения и с использованием новой технологии, т;

?А - дополнительная годовая добыча нефти за счет применения новой технологии, т (?А=А2 -А1 );

Н - специальный норматив удельных приведенных затрат на 1 тонну прироста добычи нефти, руб.

При определении годового экономического эффекта от применения новой технологии, обеспечивающей увеличение добычи нефти на действующих промыслах, можно использовать формулу:

Э=(С1 А1 + Н А - С2 А2) - Ен К (1.7)

где К - дополнительные капитальные вложения, руб.

В этом нормативе отражается удельная экономия затрат на разведку, бурение и обустройство, поскольку при одних и тех же затратах добыча нефти возрастает за счет мероприятий по увеличению конечной нефтеотдачи.

Финансовые средства предприятия, идущие на формирование экономического стимулирования предприятия [17, с. 12].

При сравнении текущих хозрасчетных показателей деятельности предприятия до и после реализации мероприятия НТП может использоваться метод выделения прибыли по данному мероприятию из общей величины прибыли, остающейся в распоряжении предприятия:

?Пt= Пt - П0 (1.8)



где ?П -прирост прибыли от реализации мероприятия;

Пt и П0 - общая величина прибыли, остающаяся в распоряжении предприятия до и после реализации мероприятия.

Эффективность осуществления мероприятия характеризуется изменением (снижением) себестоимости продукции тогда, когдапри осуществлении мероприятия НТП не изменяется во времени цена и объем выпускаемой продукции или работы, и определяется по формуле.

?Пt =(С0 - Сt) Qt ± DHt (1.9)

где С0',Сt' - изменяющаяся часть себестоимости продукции (работы) без и с реализацией мероприятия НТП;

Qt - годовой объем продукции (работы);

?Нt - изменение суммы налогов и выплат из балансовой и расчетной прибыли (дохода) в результате осуществления мероприятия НТП.

При оценке экономической эффективности применения технологических процессов, обеспечивающих прирост добычи нефти и газа, экономический эффект (прирост прибыли, остающейся в распоряжении нефтегазодобывающего предприятия) определяется по формуле:

?Пt = (Пt - Сt) Qt - (Цt - С0) Q0 ± DНt (1.10)

где Цt - оптовая цена предприятия на единицу продукции (нефти, газа);

С0 и Сt - себестоимость добычи единицы продукции (нефти, газа) без и с реализацией мероприятия НТП;

Q0 и Qt - годовой объем продукции (нефти, газа) без и с реализацией мероприятия НТП.

Указанные в формулах принципы определения экономической эффективности новой техники и технологии добычи нефти отражают особенности технического прогресса в нефтегазодобывающей промышленности[20].

Период окупаемости рассчитывается по формуле:

Токуп.= DК / DС (1.11)

где DК - дополнительные капитальные вложения;

DС - экономия эксплуатационных затрат (DС =(С1 - С2)Q2).

Большое значение имеет определение времени, в течение которого полностью окупятся все единовременные затраты, связанные с внедрением новой техники [21, с. 41].

Суммарный денежный поток состоит из совокупности потоков от отдельных видов деятельности:

- денежный поток от инвестиционной деятельности -?u(t);

- денежный поток от операционной деятельности - ?0(t);

- денежный поток от финансовой деятельности - ??(t).

Сальдо денежного потока по отдельным видам деятельности рассчитывается путем алгебраического суммирования притоков денежных средств (со знаком «плюс») и оттоков (со знаком «минус») от конкретного вида деятельности на определенном шаге. Суммарное сальдо отражает суммарный итог (приток и отток) денежных средств по двум или трем видам деятельности, рассчитанный на каждом шаге расчета. Накопленное сальдо денежного потока может определяться как разница между накопленным притоком и накопленным оттоком денежных средств или как накопленное сальдо (накопленный эффект) денежного потока нарастающим итогом по шагам расчета [22, с. 55].

Дисконтированием денежных потоков называется приведение их разновременных (относящихся к разным шагам расчета) значений к их ценности на определенный момент времени, который называется моментом приведения и обозначается черезt0. Дисконтирование применяется к денежным потокам, выраженным в текущих или дефлированных ценах и в единой валюте. Для этой цели используется норма дисконта (Е), выражаемая в долях единицы или в процентах в год.

Дисконтирование денежного потока на таком шаге осуществляется путем умножения значения mна коэффициент дисконтированияm, рассчитываемый по формуле:

(1.12)

где tm - момент начала (или окончания) m-го шага.

Е - норма дисконта в долях единицы в год,

t0 - момент приведения, часто tm = t0. Разница (tm - t0) в формуле выражена в годах.

Норма дисконта (Е - в процентах или долях единицы) является экзогенно задаваемым основным экономическим нормативом, используемым при оценке эффективности.

В тех случаях, когда произведение Е*, где Е - норма дисконта, выраженная в долях единицы в год, а - продолжительность m-го шага, выраженная в годах, превышает 0,1 - 0,15 при дисконтировании денежных потоков следует учесть их распределение внутри шага путем умножения каждого элемента денежного потока ?mне только на коэффициент дисконтирования, но и на коэффициент распределения ?m. Существует два способа определения ?m:

1. Коэффициент дисконтирования относится к началу шага и коэффициент распределения учитывает при этом, что часть денежного потока осуществляется не в начале шага, а позднее, поэтому его величина не превосходит 1. расчетные формулы для ?m следующие:

- если денежный поток осуществляется в начале шага, то ?m =1;

- если денежный поток осуществляется в конце шага, то



(1.13)

- если денежный поток осуществляется равномерно в течение шага, то

(1.14)

2. Коэффициент дисконтирования относится к концу шага и коэффициент распределения учитывает при этом, что часть денежного потока осуществляется не в конце шага, а ранее, поэтому его величина не меньше 1. Расчетные формулы для ?m следующие:

- если денежный поток осуществляется в конце шага, то ?m=1;

- если денежный поток осуществляется в начале шага, то

(1.15)

- если денежный поток осуществляется равномерно на протяжении шага, то

(1.16)

Чистым доходом (другие названия - ЧД, NetValue, NV) называется накопленный эффект (сальдо денежного потока) за расчетный период:

, (1.17)

где ?ь - эффект (чистый доход, сальдо реальных денег) на m-м шаге, а сумма распространяется на все шаги расчетного периода.

Чистый дисконтированный доход - это накопленный дисконтированный эффект за расчетный период. Величина этого критерия находится как сумма дисконтированных разностей между ежегодными потенциальными валовыми доходами, которые иногда называют текущими результатами, и расчетными годовыми затратами на осуществление, эксплуатацию и техническое обслуживание проекта (нового технического решения) на всем протяжении срока его службы [23, с. 20].

ЧДД рассчитывается по формуле:

(1.18)

где ?m - коэффициент дисконтирования.

ЧД и ЧДД характеризуют превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами для данного проекта собственно без учета и с учетом неравноценности эффектов (а также затрат, результатов), относящихся к различным моментам времени [24, с. 96].

При сравнении альтернативных проектов, предпочтение должно отдаваться проекту с большим значением ЧДД (при выполнении условия его положительности). Если же ЧДД=0, то проект находится на грани между эффективным и неэффективным. На практике такие проекты рассматриваются как неэффективные, справедливо считая, что даже незначительное колебание рыночной конъюнктуры или какого-то технического параметра превратит такой проект в неэффективный.

Индекс доходности (ИД) применяется для сравнения различных альтернативных проектов.

Аналогичный показатель за рубежом называется индексом прибыльности (ProfitabilityIndeх - РI) или коэффициентом чистой дисконтированной ценности (NetPresentValueRatio - NPVR). Этот показатель находится как отношение чистой приведенной ценности проекта (NPV) к дисконтированной стоимости инвестиционных затрат (PresentValueofInvestment - PV) [25, с.31].

Индексы доходности характеризуют относительную «отдачу проекта» на вложенные в него средства. Они могут рассчитываться как для дисконтированных, так и для недисконтированных денежных потоков. При оценке эффективности часто используются:

- индекс доходности затрат;

- индекс доходности дисконтированных затрат;

- индекс доходности инвестиций (капиталовложений).

Индекс доходности инвестиций равен увеличенному на единицу отношению ЧД к накопленному объему инвестиций К, представленной формулой:

ИДК = ЧД/К+1 = (ЧДинв+ ЧДопер + ЧДфин + К)/К

= (ЧДопер + ЧДфин)/К (1.19)

Индекс доходности дисконтированных инвестиций (ИДД, ИДДК) отношение суммы дисконтированных элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине дисконтированной суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности. ИДД равен увеличенному на единицу отношению ИДД к накопленному дисконтированному объему инвестиций [26, с. 85].

Индексы доходности затрат и инвестиций превышают 1, если и только если для этого потока ЧД>0. Аналогично индексы доходности дисконтированных затрат и инвестиций превышают 1, если и только если для этого потока ЧДД положителен.

Сроком окупаемости с учетом дисконтирования называется продолжительность периода от начального момента до «момента окупаемости с учетом дисконтирования». Моментом окупаемости с учетом дисконтирования называется тот наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого текущий чистый дисконтированный доход ЧДД (k) становится и в дальнейшем остается неотрицательным.

Для уточнения положения момента окупаемости обычно принимается, что в пределах одного шага сальдо накопленного потока меняется линейно. Тогда «расстояние» x от начала шага, на котором определена окупаемость проекта, до момента окупаемости (выраженное в продолжительности шага расчета), определяется по формуле:

, (1.20)

где j, j+1 - номера шагов, на которых накопленное сальдо денежного потока (либо накопленное сальдо дисконтированного денежного потока) меняется свой знак с «-» на «+»;

Sj, Sj+1 - значения накопленного сальдо денежного потока (либо накопленного сальдо дисконтированного денежного потока) на шагах j, j+1 соответственно;

|S| - абсолютная величина значения S.

Таким образом, к основным показателям эффективности внедрения новой техники относятся следующие:годовой экономический эффект от внедрения новой техники, эффективность единовременных затрат на создание новой техники и срок окупаемости единовременных затрат на создание новой техники.Эти показатели могут быть как ожидаемыми, позволяющими судить об экономической эффективности планируемой к использованию новой техники, так и фактическими, оценивающими эффективность существующего оборудования [27, с. 44].



2. АНАЛИЗ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ НГДУ «ЕЛХОВНЕФТЬ»

2.1 Организационно-экономическая характеристика деятельности предприятия

НГДУ «Елховнефть» является одним из структурных подразделений ПАО «Татнефть». Основу деятельности НГДУ составляет добыча, подготовка и первичная переработка нефти. В соответствии с предметом и целью своей деятельности НГДУ осуществляет сбор, подготовку, транспорт нефти и газа; проектирование производств и объектов нефтяной и газовой промышленности; строительство, эксплуатацию объектов нефтяной и газовой промышленности; разрабатывает и осуществляет мероприятия по охране природы и окружающей следы.

Основной целью деятельности НГДУ является получение прибыли.

Направления предпринимательской деятельности НГДУ определяются им самостоятельно. Предпринимательская деятельность осуществляется посредством имущественных комплексов (предприятий), путем создания филиалов, представительств, а также хозяйственных обществ и товариществ или участия в них [2, c. 5].

Основными задачами нефтегазодобывающего управления являются:

- безусловное выполнение установленных планов и заданий; обеспечение высоких темпов роста добычи нефти и газа в соответствии с установленными техническими требованиями;

- повышение эффективности всего производства путем рациональной разработки нефтегазовых месторождений в соответствии с утвержденными проектами (технологическими схемами), всемерного использования эксплуатационного фонда скважин;

- совершенствование технологии добычи нефти, повышение производительности труда;

- соблюдение требований охраны недр; руководство деятельностью подведомственных предприятий и организаций и обеспечение их рентабельной работы.

Основными видами деятельности НГДУ являются:

- разработка нефтегазовых и битумных месторождений;

- добыча нефти, газа, битумов, пресных и минеральных вод, других полезных ископаемых, их транспортировка различными видами транспорта, в отдельных случаях переработка и реализация;

- строительство объектов производственного назначения и социальной сферы, проектирование, строительно-монтажные, пусконаладочные, ремонтные работы на всех видах оборудования и инженерных сетях;

- проведение научно-исследовательских и проектно- изыскательных работ;

- осуществление капитального ремонта скважин;

- эксплуатация объектов нефтепереработки;

- проведение технической экспертизы безопасности промышленных производств (объектов), оборудования и работ в нефтяной и газовой промышленности, объектов котлонадзора, подъемных сооружений, газопроводов и технологических трубопроводов;

- разработка и внедрение новой технологии, выполнение опытно промышленных работ;

- благотворительная деятельность;

- организация общественного питания;

- осуществление медицинского обслуживания работников через медпункты, профилактории включая:

а) оказание терапевтической стоматологической помощи в полном объеме;

б) осуществление хирургической стоматологической экстренной помощи;

Нефтегазодобывающее управление «Елховнефть» разрабатывает шесть нефтяных месторождений: уникальное по объему запасов Ново-Елховскоеместорождение (второе по величине извлекаемых запасов нефти в республике Татарстан); среднее - Соколкинское; мелкие -- Аксаринское, Восточно-Макаровское, Мельнинское, Южно-Мухинское. В настоящее время НГДУ имеет на своем балансе 5583 скважин, эксплуатационный фонд насчитывает 4145 скважин, в том числе 2776 добывающих и 1419 нагнетательных [2, с. 10].

Организационная структура НГДУ представлена в ПРИЛОЖЕНИИ А.

В состав НГДУ входят: ЦДНГ- 1,2,3,4 ЦППД, ПРЦЭиЭ, ЕНПУ, ЦКППН, ТЭЦ, ЦПРС, ЦКРС, ЦНИПР, ПРЦЭО, ПРЦГНО, ЦАП, ЦКРЗиС (основные бригады, база отдыха "Солнечный", гостиница "Елхов", столовые, группа промышленной эстетики), ЦПК, Аттестационный пункт, СРЦ, ЕУТТ, аппарат управления, санаторий профилакторий "Елховец".

ЦДНГ - цех добычи нефти и газа имеет следующие функции: внедрение оборудования, которое предназначено для сбора нефти и газа, а также для их последующей подготовки; работа с сервисными предприятиями и различной технической документацией; осуществление контроля за условиями работы нефтяной скважины; планирование и проведение геолого-технических и организационно-технических мероприятий

Цех поддержания пластового давления (ЦППД) поддерживает пластовое давление в соответствии с заданной технологией и проектом разработки нефтяных месторождений, утилизируют попутную воду.

ПРЦЭиЭ - прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения. Основная задача - обеспечение надежной, экономичной, безопасной работы электроустановок, проведение ремонта электрооборудования во всех подразделениях НГДУ.

Елховское нефтеперерабатывающее управление (ЕНПУ) нефтеперерабатывающая установка расположена на Кичуйской базе НГДУ «Елховнефть».

Цех комплексной подготовки и перекачки нефти (ЦКППН) занимается подготовкой добытой нефти до товарной кондиции, выработкой нефтепродуктов.

Теплоэнергетический цех (ТЭЦ) обеспечивает бесперебойное снабжение паром и горячей водой объектов основного, вспомогательного производства, социально-бытового назначения НГДУ.

Цех подземного и капитального ремонта скважин (ЦПРС, ЦКРС), задача которого - проведение ремонтных работ по восстановлению работоспособности глубинно-насосного оборудования.

ЦНИПР - цех научно-исследовательских и производственных работ. Основной задачей является осуществление контроля за разработкой месторождений методами промысловых исследований.

ПРЦЭО - прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования. Главной задачей цеха является обеспечение надежной и бесперебойной работы нефтепромыслового оборудования.

ПРЦГНО - прокатно-ремонтный цех глубинно-насосного оборудования. Основной задачей является осуществление ремонта, ревизии опрессовки.

ЦАП - цех автоматизации производства. Главной задачей является техническое обслуживание и обеспечение надежной работы.

НГДУ возглавляется начальником управления. Начальник управления назначается на должность и освобождается приказом генерального директора ОАО «Татнефть». Распределение обязанностей между руководителями, специалистами и служащими НГДУ производится в соответствии с должностными инструкциями, утвержденными начальником управления.

2.2 Анализ основных технико-экономических показателей предприятия НГДУ «Елховнефть» за 2014-2015гг.

Технико-экономические показатели - это совокупность измерителей, которые характеризуют материально-производственную базу предприятия и рациональное использование ресурсов. Имеются технико-экономические показатели общие (единые) для всех предприятий и отраслей, и специфические, отражающие особенности отдельных отраслей.

Технико-экономические показатели отражают результаты хозяйственной деятельности организации, сравнение данных показателей с предыдущими годами, а также по плану и факту, показывает эффективность работы предприятия. Технико-экономические показатели работы НГДУ «Елховнефть» за 2014-2015 гг. представлены в ПРИЛОЖЕНИИ Б.

Основные технико - экономические показатели за 2015 год выполнены.

Средняя цена нефти без налогов составила 11 818,1 руб./тн. Или 114,2%к прошлому году.

В 2015 году было обеспечено выполнение всех запланированных геолого-технических мероприятий и сокращение простаивающего фонда скважин. Введено 50 новых скважин при плане 37, по ним добыто более 65,8 тыс.тонн, что по плану составляет 156,8%. Средний дебит нефти новой скважины составил 8,9 тн./сут. Поведена оптимизация режимов работы на добывающих скважинах, пущены из бездействия 45 неработающих скважин.

Продолжилась работа по повышению эффективности и надежности системы ППД. Закачено 14,61 млн воды, в том числе 10,43 млн сточных вод.

Подготовка нефти в отчетном году осуществлялась на 4-х установках - Кичуйской ТХУ и Акташской ТХУ для девонской нефти, Кичуйской УПВСН и Акташской УПВСН для сернистой нефти. Сдача подготовленной нефти по НГДУ выполнена на 103,7% [1, c. 14].

За 2015 год силами ООО «Татнефть - АльметьевскРемСервис» при плане 82 выполнено 82 капитальных ремонтов скважин.

Средняя заработная плата в 2015 году составила 46 399 руб., или 112,8% к значению 2014 года. Все обязательства по повышению заработной платы и другие статьи коллективного договора выполнены.

В 2015 г. добыча нефти составила 3 078,1 тыс.т, что по сравнению с 2013 г. больше на 120 тыс.т. Увеличение добычи нефти произошло за счет использования гидродинамических и третичных методов повышения нефтеотдачи пластов. Динамику добычи нефти за 2014-2015 гг. можно наглядно увидеть на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - Динамика добычи нефти за 2014-2015 гг., тыс.т

Как видно из эксплуатационный фонд нефтяных скважин на конец 2015 г. составил 2 779 скважины, что на 2 скважины меньше, чем в 2014 г., также произошло уменьшение фонда нагнетательных скважин на 9 скважин. Также произошло уменьшение среднегодового действующего фонда нефтяных скважин в 2015 г. на 17 скважин по сравнению с 2014 г. и составил 3 840 скважин. На рисунке 2.2 наглядно представлена динамика эксплуатационного и действующего фонда скважин.

Среднесуточный дебит показывает производительность скважин, т.е. добычу продукции в сутки. В 2015 г. среднесуточный дебит скважин по нефти увеличился на 0,12 т/сут. и составил 3,54 т/сут.

Обводненность добываемой нефти практически не изменился, составляет 78,3%. В НГДУ ведется большая работа по сдерживанию попутной воды: останавливаются высокообводненные скважины, осуществляется закачка полимеров.



Рисунок 2.2 - Динамика эксплуатационного и действующего фонда скважин, скв.

В НГДУ «Елховнефть» используют насосную добычу нефти, в том числе ЭЦН и СКН. Основная доля приходится на добычу нефти СКН, это связано с горногеологическими условиями разработки месторождений НГДУ. Добыча ЭЦН предназначена для эксплуатации высокодебитных скважин.

Межремонтный период скважин повысился на 69 сут. в 2015 году и составляет 1 465сут.

В 2014 г. было введено основных фондов на 1 294 840 тыс.руб. В 2015 году сумма не изменилась.

Товарная продукция в денежном выражении, которая определяется как товарная добыча нефти в денежной оценке по действующим ценам предприятия в 2015 г. в НГДУ «Елховнефть» составила 3 546 486 тыс.руб., что больше на 181 558 тыс.руб., чем в 2014 г. Такое изменение произошло в основном из-за разницы цен действующих в 2014-2015 гг., а также увеличения добычи нефти.

Численность всего персонала в 2014 г. составила 1 789человек. Общая численность в 2015 г. уменьшилась по сравнению с 2014 г. на 41 человек.

Фонд оплаты труда всего списочного состава за 2 года увеличился, и составил в 2015 г. 996 099 тыс.руб.

В результате повышения фонда оплаты труда среднемесячная заработная плата в 2015 г. увеличилась на 5 276 руб.

Себестоимость 1 тонны нефти увеличилась в 2015 г. на 776 руб. и составила 9 190руб. Не смотря на это наблюдается увеличение прибыли от товарной продукции на 278 701 тыс.руб. или на 41,9%, что в 2015 г. равна 942 528тыс.руб. Увеличилась балансовая прибыль на 2 289 419 тыс.руб. и составила 7 521 315тыс.руб. в 2015 году.

Динамика основных технико-экономических показателей работы НГДУ «Елховнефть» за 2014-2015 гг., таких как товарная продукция, прибыль от реализации товарной продукции и балансовая прибыль показана на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 - Динамика основных технико-экономических показателей работы НГДУ за 2014-2015 гг., тыс.руб.

Несмотря на ухудшающиеся из года в год условия разработки нефтяных месторождений, ведущие к неизменному снижению объемов добычи нефти, совершенствование процесса разработки, улучшение технологии добычи и подготовки нефти позволило НГДУ «Елховнефть» обеспечить рост объемов добычи нефти за 2014-2015 гг.

В целом, деятельность НГДУ «Елховнефть» за анализируемый период можно охарактеризовать положительными результатами работы и благоприятными тенденциями в развитии предприятия.

2.3 Анализ состава, структуры и динамики себестоимости добычи нефти

Структура себестоимости нефти и газа - это отношение отдельных видов затрат к их общему итогу, выраженная в процентах. Необходимость изучения структуры себестоимости диктуется тем обстоятельством, что затраты предприятия различны по своей экономической природе, играют различную роль в образовании себестоимости, различны по своей величине, следовательно, различны и по удельному весу в общей себестоимости.

Структура себестоимости может быть дана как по экономическим элементам, так и по статьям расходов.

Анализ структуры затрат на производство начинается с определения удельных весов (в процентах) отдельных элементов затрат в общей сумме затрат и их изменения за отчетный период - за год, реже за квартал.

Состав себестоимости по элементам затрат:

1) материальные затраты:

- сырье, материалы, комплектующие изделия и т. д.;

- топливо, энергия;

- общепроизводственные затраты;

2) оплата труда - заработная плата:

- основного производственного персонала;

- вспомогательного производственного персонала;

- интеллектуального персонала;

- служащих - руководство, менеджеры, бухгалтеры и т.п.;

- младшего обслуживающего персонала;

3) отчисления на социальные мероприятия;

4) амортизация основных средств;

5) прочее - накладные расходы, непосредственно связанные с производством и реализацией; маркетинговые расходы.

Для дальнейшего анализа будет использоваться смета затрат на производство продукции НГДУ «Елховнефть» за 2014-2015 гг. представленная в ПРИЛОЖЕНИИ Б. Состав и структура затрат на производство НГДУ приведен в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Состав и структура затрат на производство, тыс.руб.

Наименование показателя	2014 год	2015 год	Отклонения
	тыс. руб.	уд.вес, %	тыс. руб.	уд.вес, %	+,-тыс.руб	%
1	2	3	4	5	6	7
Затраты, зависящие от деятельности подразделений
Материальные затраты	1 058 406	12,09	1 101 542	12,94	43 136	0,85
Сырье и основные материалы	4 991	0,06	4 157	0,05	-834	-0,01
Вспомогательные материалы	343 401	3,92	363 340	4,27	19 939	0,35
Топливо со стороны	22 588	0,26	21 837	0,26	-751	0,00
Энергия со стороны	687 426	7,85	712 208	8,37	24 782	0,52
Расходы на оплату труда	731 083	8,35	775 420	9,11	44 337	0,76
Прочие денежные расходы	4 304 085	49,18	3 771 899	44,32	-532 186	-4,86
Итого затрат на производство	6 093 573	69,63	5 648 862	66,38	- 444711	-3,25
Затраты на услуги, не входящие в валовую продукцию	764 808	8,74	727 478	8,55	-37 330	-0,19
Резервы предстоящих платежей	42 991	0,49	45 094	0,53	2 103	0,04
Итого эксплуатационных затрат, зависящих от деятельности подразделений	5 371 756,0	61,38	4 966 477	58,36	-405 279	-3,02
Затраты, не зависящие от деятельностиподразделений
ГТМ	666 641	7,62	395 645	4,65	-270 996	-2,97
Расходы на оплату труда (выплаты по социальной программе)	47 251	0,54	41 802	0,49	-5 449	-0,05
Прочие денежные расходы	842 932	9,63	1 128 202	13,26	285 270	3,63
Амортизация на восстановление	1 269 364	14,50	1 386 148	16,29	116 784	1,79
Налоги	350 427	4,00	457 313	5,37	106 886	1,37
Итого эксплуатационных затрат, не зависящих от деятельности подразделения	3 379 995,0	38,62	3 543 406	41,64	163 411	3,02
Всего эксплуатационных затрат	8 751 751,0	100	8 509 883	100	-241 868	-
Производственная себестоимость товарной продукции	24 935 446,0	-	26 737 830	-	1802384	-

Динамика затрат, зависящих и не зависящих от деятельности НГДУ «Елховнефть» за 2014-2015 гг. приведена на рисунке 2.4.

Рисунок 2.4 - Динамика затрат зависящих и не зависящих от деятельности НГДУ «Елховнефть» за 2014-2015 гг., тыс.руб.

Из таблицы 2.1 мы видим, что всего эксплуатационные затраты уменьшились на 241 868 и составили 8 509 883 тыс.руб. в 2015 году.