Экономическая оценка результативности проекта доразведки на Милорском лицензионном участке

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Расчет необходимых капитальных вложений

Основные фонды геологических предприятий играют важную роль в производственной деятельности. От их состава, технического уровня и интенсивности использования во многом зависит не только выполнение геологического задания, но и качество получаемой геологической информации, сроки проведения работ и экономические показатели работы организации. Эффективность их применения самым непосредственным образом влияет на себестоимость работ, производительность труда, прибыль, рентабельность.

Капитальные вложения в проект рассчитываются по годам ввода месторождения в разработку с 2007г. до конца разбуривания и обустройства и далее за пределами этого срока.

Расчет капитальных вложений проводится по отдельным направлениям, включающим в себя затраты на бурение скважин и промобустройство.

Капитальные вложения в бурение скважин определяются на основе сметной стоимости 1 м проходки, установленной в зависимости от глубины и типа скважины, а также количества добывающих, нагнетательных и других скважин, вводимых из бурения. Капитальные затраты на бурение скважин в i-ом году рассчитываются по формуле:

(1.1)

Где Кскв - стоимость бурения скважины (добывающей, нагнетательной, резервной и др.), млн. руб.;

Nсквi - ввод скважин (добывающих, нагнетательных, резервных и др.) из бурения в году i, скв.;

i - индекс текущего года.

Итого капитальных вложений в бурение скважин за период:

(1.2)

Где Т - продолжительность периода расчета (10лет).

Таблица 1.1. Расчет стоимости строительства семи рекомендуемых к бурению скважин

№ п/п	Название скважины	Проектная глубина,м	Стоимость 1 п.м., тыс. руб.	Стоимость всего, тыс. руб.
14	Разведочная	2750	20	52910,72
16	Разведочная	2750	20	52910,72
17	Разведочная	2750	20	52910,72
18	Разведочная	2750	20	52910,72
19	Разведочная	2750	20	52910,72
23	Разведочная	2750	20	52910,72
24	Разведочная	2750	20	52910,72
Итого				370375

Таблица 1.2. Промысловое обустройство месторождения

Показатели	Данные, тыс.руб./скв.	Итого для 7 скважин,тыс.руб.
Кусты скважин	162	149592
Нефтесборные сети	119,85	8389
Подъезды к кустовым площадкам	76,7	5369
Эл/снабжение кустовых площадок	23,57	1650
Итого		165000

По результатам таблицы капитальные затраты составят 535375 млн.руб.

2. Расчет эксплуатационных затрат

Экономический эффект рассчитывается на 10 лет эксплуатации. Добычу планируется начать с третьего года работ. В связи с особенностью месторождения планируются начальные дебиты 28,57 т/сут. С последующим ежегодным уменьшением на 10%. Расчет добычи ведется при условии работы скважины в течении 330 дней.

Таблица2.1. Прирост добычи от бурения рекомендуемых скважин

Годы	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Суточный дебит, т	0,00	0,00	28,57	25,71	23,14	20,83	18,75	16,87	15,18	13,67
Годовая добыча ,т			66000	59400	53460	48114	43302,6	38972,3	35075,1	31567,6

При оценке вариантов разработки эксплуатационные затраты определяются по видам расходов - статьям калькуляции. При расчете затрат за основу принимается калькуляция (смета затрат) на весь объем производства.

Таблица 2.2 Расчет текущих затрат

Годы	Вспомогательные материалы, млн.руб.	Топливо, млн.руб.	Энергия, млн.руб.	Заработная плата, млн.руб.	Прочие расходы, млн.руб.	Итого, млн.руб.
2007	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
2008	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
2009	1,955	1,890	2,089	97,0	1877,066	1980,0
2010	2,689	1,769	1,905	97,0	1678,637	1782,0
2011	2,980	0,900	2,891	99,0	1498,119	1603,8
2012	2,873	0,960	2,870	97,7	1338,997	1443,4
2013	2,870	1,050	2,900	97,7	1194,48	1299,0
2014	2,900	1,089	2,555	97,7	1064,856	1169,1
2015	2,900	1,058	2,900	97,7	947,642	1052,2
2016	2,560	0,999	2,700	97,7	843,041	947,0

3. Расчет показателей экономической эффективности внедрении проекта

Обоснование предлагаемого к реализации проекта предполагает оценку экономической эффективности данного мероприятия по основным критериям, предъявляемых международными стандартами к оценке инвестиционных проектов на основе методики Мирового банка реконструкции и развития.

К основным критериям экономической целесообразности проекта относятся:

1. поток денежной наличности и чистая текущая стоимость за весь период эксплуатации;

2. срококупаемостипроекта;

3. коэффициентотдачикапитала;

4. чувствительностьпроекта к риску.

Экономическая эффективность капитальных вложений в проект может быть определена на основе дисконтных вычислений по приведению связанных с реализацией проекта расходов и доходов к моменту времени (расчетному году).

Дисконтирование - метод приведения разновременных затрат и результатов к единому моменту времени, отражающий ценность будущих поступлений (доходов) с современных позиций. При установлении значения коэффициента дисконтирования обычно ориентируются на средний уровень ссудного процента (процентной ставки). Уровень коэффициента дисконтирования может также учитывать и риск осуществляемых инвестиций.

Дисконтные вычисления основаны на том, что стоимость рубля, затраченного и полученного в разные годы, будет неодинакова, а потому простое их алгебраическое суммирование не даст реального эффекта.

Расчет чистой текущей стоимости (ЧТС), т.е. разности между текущей, дисконтированной на базе расчетной ставки, процентной стоимостью поступлений от инвестиций и величиной капитальных вложений проводится в следующем порядке.

Соответственно каждому году проводится расчет денежного потока наличности (ПДН), сущность которого состоит в том, что он представляет собой ту часть денежных доходов, которая остается в распоряжении организации и не может быть изъята. Положительное значение ПДН отражает избыток наличных средств, а отрицательное - дефицит наличности.

ПДН определяется по формуле3.1:

(3.1)

где ДВi - изменение выручки, после реализации проекта в году i, руб.;

Зтекi - текущие затраты предприятия i-го года, руб.;

Кi - капитальные вложения, осуществляемые в году i, руб.;

Нi - налоги, относимые на финансовый результат, руб.;

i - год, для которого ведется расчет.

Расчет дополнительной выручки

Прирост выручки может быть вызван либо увеличением объема добычи нефти и газа (вследствие увеличения фонда добывающих или нагнетательных скважин, перевода поисково-разведочных скважин в действующий фонд, применения методов увеличения нефтеотдачи и проч.), либо повышением цены на углеводородные продукты.

Прирост выручки за счет дополнительного объема реализации нефти и газа (В) рассчитывается по формуле:

Вi = Qi ? Цcp, (3.2)

Увеличение объема реализации также может быть обусловлено сокращением потерь нефти и газа, достигаемое в результате проведения инновации.

Расчет прироста налогов

К дополнительным налогам (не включенным в состав себестоимости) относятся прирост налога на имущество (Ним), если имеет место увеличение имущества предприятия (ввод в эксплуатацию новых основных средств), а также прирост налога на прибыль(Нпр).

Стоимость имущества организации складывается из стоимости основных средств и нематериальных активов. Для основных средств налог составляет 2,2% от их остаточной стоимости, которая представляет собой неамортизированную часть основных средств и определяется по формуле:

, (3.3)

где n - ставка налога на имущество, д.ед;

(3.4)

где СПП - первоначальная стоимость основных средств, руб.;

А - годовые амортизационные отчисления основных средств, руб.;

t - период эксплуатации основных средств, лет.

Поскольку в результате инвестиций формируются вновь вводимые основные средства предприятия, то их первоначальная стоимость (СПП) будет соответствовать общей сумме капитальных затрат:

СПП = Кi. (3.5)

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

Аi = СПП ? Nа (3.6)

где Nа - норма амортизации основных средств или износа нематериальных активов, дол. ед.

(3.7)

где Т - срок полезного использования объекта.

Срок полезной эксплуатации объектов основных средств: для нефтяных скважин - 15 лет, для оборудования для нефтедобычи - 5 лет, для промыслового обустройства - 10 лет.

Таблица 3.1. Расчет налога на имущество

Годы	Затраты на бурение, млн.руб	Затраты на обустройство, млн.руб	Амортизационные отчисления на бурение, млн.руб	Амортизационные отчисления на бурение, млн.руб	Спп, тыс. руб.	Ним, тыс.руб.
2007	370375	165000	24815,13	16500	494059,88	10869,32
2008			24815,13	16500	452744,75	9960,38
2009			24815,13	16500	411429,63	9051,45
2010			24815,13	16500	370114,5	8142,52
2011			24815,13	16500	328799,38	7233,59
2012			24815,13	16500	287484,25	6324,65
2013			24815,13	16500	246169,13	5415,72
2014			24815,13	16500	204854,00	4506,79
2015			24815,13	16500	163538,88	3597,86
2016			24815,13	16500	122223,75	2688,92

Налог на прибыль

Расчет прироста налога на прибыль определяется по формуле:

Нпрi = Прi ? n , (3.8)

где Прi - прирост прибыли от реализации в i-м году, руб.;

n - ставка налога на прибыль, д. ед.

Ставка налога на прибыль в долях единиц на 2005 год равна 0,20.

Если прирост прибыли обусловлен дополнительной реализацией продукции, он рассчитывается следующим образом:

Прi = Вi - ЗТЕК - Аi - Нимi , (3.9)

Для оценки эффективности проекта необходимо определить, окупятся ли единовременные (капитальные) вложения в проект и какой они принесут доход за период действия проекта. С этой целью определяется накопленный поток денежной наличности. После проведения расчетов всех данных показателей определяются годовые приросты потока денежной наличности (по формуле3.1), затем производится их суммирование для расчета накопленного за расчетный период потока денежной наличности (НПДН). Накопленный поток денежной наличности показывает, сколько дополнительных наличных денежных средств поступит на расчетный счет в результате проведения инноваций.

НПДН рассчитывается последовательным суммированием денежных потоков наличности за предшествующие годы по формуле:

(3.10)

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

Дисконтированный поток денежной наличности определяется по формуле:

(3.11)

где ДПДНi - дисконтированный поток денежной наличности в i-ом году;

ПДН - поток денежной наличности в i-ом году;

бi - коэффициент дисконтирования в i-ом году.

Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени, возникает необходимость их приведения к одному периоду. При экономическом обосновании инвестиционных проектов в качестве расчетного года, к которому осуществляется приведение, принимается первый (или предшествующий первому, т.е. нулевой) год. Приведение (дисконтирование) осуществляется при помощи коэффициента дисконтирования (t), который определяется отдельно для каждого года расчетного периода.

Коэффициент дисконтирования показывает во сколько раз рубль года t меньше рубля расчетного момента и рассчитывается по формуле:

(3.12)

где бt - коэффициент дисконтирования в году t, доли единицы;

Ен - норма дисконта, доли единицы;

Кинф - коэффициент инфляции, доли единицы;

Тр - расчетный год;

Тт - текущий год.

При подсчете НПДН, если доходы выражены в номинальном исчислении, т.е. без учета инфляции, ставка процента также должна быть номинальной. Если доходы выражены в реальных величинах, то ставка процента должна также выражаться в реальном исчислении.

Норма дисконта характеризует эффективность инвестиций. В условиях стабильной экономики его принимают на уровне 0,1, то есть при отдаче капитала 10% в год.

Накопленный за весь расчетный период дисконтированный поток денежной наличности представляет собой чистую текущую стоимость (ЧТС), характеризующую реальный (чистый) доход с учетом фактора времени:

ЧТС проекта определяется путем суммирования ДНДН каждого года за жизненный цикл проекта.

(3.13)

где ДПДНi - дисконтированный поток денежной наличности в году i, руб.

Т - жизненный цикл проекта, принимается исходя из сроков реализации проекта, включая время создания предприятия (производства), время его эксплуатации и ликвидации.

Расчет потока денежной наличности и ЧТС бурения семи разведочных скважин представлен в табл4.1.

Год в котором ЧТС меняет знак с «-» на «+», является годом окупаемости проекта.

Срок окупаемости инвестиций (Ток) - это период времени, за который накопленный доход становится равным сумме инвестиций. Он показывает тот момент, в который инвестор начинает получать прибыль (рис3.1)

Срок окупаемости показывается на графике зависимости НПДН и ЧТС от времени.

геологический скважина бурение месторождение



Рис. 3.1

Точка пересечения профиля ЧТС с осью абсцисс представляют собой срок окупаемости инвестиций (Ток),в нашем случае срок окупаемости Ток ? 4 года.

Для оценки эффективности капитальных вложений кроме срока окупаемости определяется коэффициент отдачи капитала (КОК):

КОК = ЧТСпр/ЧТСинв + 1 (3.14)

ЧТСпр, как видно из табл. 5.6 равна 744991,04 тыс.руб.,а ЧТСинв- суммарные дисконтированные инвестиции, которые рассчитываются по формуле 3.15

(3.15)

Текущие затраты, капитальные и коэффициент дисконтирования рассчитаны в табл4.1.

Коэффициент отдачи капитала показывает, что один рубль дисконтированных инвестиций, вложенный в проведение инновации за расчетный периоддает 59 копеек прибыли.



4. Оценка чувствительности проекта к риску

Поскольку расчеты проводятся на перспективу, а в качестве исходных данных применяются фактические показатели, которые в будущем могут меняться как в большую, так и меньшую сторону, что может являться определенным риском в достижении экономических результатов, необходимо провести анализ чувствительности проекта к риску.

Для расчета чувствительности проекта к риску производится расчет экономической эффективности при изменении каждого фактора, которые оказывают влияние на итоговые показатели (НПДН, ЧТС):

- среднесуточный дебит - 30%; +10%;

- цена на нефть -20%; +20%;

- капитальные затраты -5%; +25%;

- налог на прибыль-20%; +20%.

Для каждого фактора определяется зависимость: ЧТС(Q), ЧТС(Ц); ЧТС(К); ЧТС(Н). Результаты расчетов приведены в таблицах 4.1 - 4.9.

Таблица 4.1. Расчет потока денежной наличности и ЧТС бурения семи разведочных скважин

Годы	Q,т	Выручка, тыс.руб	Текущиезатраты, тыс.руб	Капитальные затраты, тыс .руб	Стоимость остаточная,	Ним, тыс.руб	Нпр, тыс.руб	пдн, тыс.руб	нпдн, тыс.руб	Кд	дпдн, тыс.руб	чтс, тыс. руб
2007	0	0,0	0	535375	494059,9	10869,3	0,0	-546244,3	-546244,3	1,0000	-546244,3	-546244,3
2008	0	0,0	0		452744,7	9960,4	0,0	-9960,4	-556204,7	0,9091	-9054,9	-555299,2
2009	65997	659967,0	197990,1		411429,6	9051,5	98786,5	354139,0	-202065,7	0,8264	292676,8	-262622,4
2010	59397	593970,3	178191,09		370114,5	8142,5	87917,2	319719,5	117653,8	0,7513	240210,0	-22412,4
2011	53457	534573,3	160371,98		328799,4	7233,6	78156,6	288811,1	406464,9	0,6830	197261,9	174849,5
2012	48112	481115,9	144334,78		287484,2	6324,7	69393,9	261062,6	667527,4	0,6209	162099,3	336948,8
2013	43300	433004,3	129901,3		246169,1	5415,7	61529,3	236158,0	903685,4	0,5645	133305,0	470253,8
2014	38970	389703,9	116911,17		204854	4506,8	54473,0	213813,0	1117498,4	0,5132	109719,9	579973,7
2015	35073	350733,5	105220,06		163538,8	3597,9	48144,1	193771,5	1311269,9	0,4665	90395,8	670369,5
2016	31566	315660,2	94698,051		122223,7	2688,9	42469,9	175803,3	1487073,2	0,4241	74557,7	744927,3

Таблица 4.2. Расчет экономической эффективности при уменьшении добычи нефти на 30%

Годы	q	Q	Выручка	Тек.затр	К	Сост	Ним	Нпр	пдн	нпдн	Кд	дпдн	чтс
2007	0,0	0	0,0	0	535375	494059,9	10869,3	0,0	-546244,3	-546244,3	1,0000	-546244,3	-546244,3
2008	0,0	0	0,0	0	494059,9	452744,7	9960,4	0,0	-9960,4	-556204,7	0,9091	-9054,9	-555299,2
2009	20,0	46246	462462,0	138738,6	452744,7	411429,6	9051,5	65605,6	249066,3	-307138,4	0,8264	205839,9	-349459,3
2010	18,0	41622	416215,8	124864,7	411429,6	370114,5	8142,5	58054,4	225154,1	-81984,3	0,7513	169161,6	-180297,7
2011	16,2	37459	374594,2	112378,3	370114,5	328799,4	7233,6	51280,1	203702,2	121718,0	0,6830	139131,4	-41166,3
2012	14,6	33713	337134,8	101140,4	328799,4	287484,2	6324,7	45205,1	184464,6	306182,6	0,6209	114538,0	73371,7
2013	13,1	30342	303421,3	91026,4	287484,2	246169,1	5415,7	39759,4	167219,8	473402,4	0,5645	94391,2	167762,9
2014	11,8	27308	273079,2	81923,76	246169,1	204854	4506,8	34880,0	151768,6	625171,0	0,5132	77881,3	245644,2
2015	10,6	24577	245771,3	73731,38	204854	163538,8	3597,9	30510,5	137931,6	763102,6	0,4665	64346,1	309990,3
2016	9,6	22119	221194,1	66358,24	163538,8	122223,7	2688,9	26599,6	125547,3	888649,9	0,4241	53244,3	363234,7

Таблица 4.3. Расчет экономической эффективности при увеличении добычи нефти на 10%

Годы	q	Q	Выручка	Тек.затр	К	Сост	Ним	Нпр	пдн	нпдн	Кд	дпдн	чтс
2007	0,0	0	0,0	0	535375	494059,9	10869,3	0,0	-546244,3	-546244,3	1,0000	-546244,3	-546244,3
2008	0,0	0	0,0	0	494059,9	452744,7	9960,4	0,0	-9960,4	-556204,7	0,9091	-9054,9	-555299,2
2009	31,4	72603	726033,0	217809,9	452744,7	411429,6	9051,5	109885,6	389286,1	-166918,6	0,8264	321724,0	-233575,2
2010	28,3	65343	653429,7	196028,9	411429,6	370114,5	8142,5	97906,4	351351,9	184433,3	0,7513	263975,9	30400,7
2011	25,5	58809	588086,7	176426	370114,5	328799,4	7233,6	87146,9	317280,2	501713,5	0,6830	216706,7	247107,4
2012	22,9	52928	529278,1	158783,4	328799,4	287484,2	6324,7	77485,2	286684,8	788398,4	0,6209	178008,7	425116,1
2013	20,6	47635	476350,3	142905,1	287484,2	246169,1	5415,7	68811,4	259218,0	1047616,4	0,5645	146321,8	571437,9
2014	18,6	42872	428715,2	128614,6	246169,1	204854	4506,8	61026,9	234567,0	1282183,4	0,5132	120369,9	691807,9
2015	16,7	38584	385843,7	115753,1	204854	163538,8	3597,9	54042,6	212450,1	1494633,5	0,4665	99109,5	790917,4
2016	15,0	34726	347259,3	104177,8	163538,8	122223,7	2688,9	47778,6	192614,0	1687247,5	0,4241	81687,1	872604,6

Таблица 4.4. Расчет экономической эффективности при уменьшении цены на нефть на 20%

Годы	q	Q	Выручка	Тек.затр	К	Сост	Ним	Нпр	пдн	нпдн	Кд	дпдн	чтс
2007	0,0	0	0,0	0	535375	494059,9	10869,3	0,0	-546244,3	-546244,3	1,0000	-546244,3	-546244,3
2008	0,0	0	0,0	0	494059,9	452744,7	9960,4	0,0	-9960,4	-556204,7	0,9091	-9054,9	-555299,2
2009	28,6	65997	527973,6	197990,1	452744,7	411429,6	9051,5	67108,1	253824,0	-302380,7	0,8264	209771,9	-345527,3
2010	25,7	59397	593970,3	178191,1	411429,6	370114,5	8142,5	87917,2	319719,5	17338,8	0,7513	240210,0	-105317,3
2011	23,1	53457	534573,3	160372	370114,5	328799,4	7233,6	78156,6	288811,1	306149,9	0,6830	197261,9	91944,5
2012	20,8	48112	481115,9	144334,8	328799,4	287484,2	6324,7	69393,9	261062,6	567212,5	0,6209	162099,3	254043,9
2013	18,7	43300	433004,3	129901,3	287484,2	246169,1	5415,7	61529,3	236158,0	803370,5	0,5645	133305,0	387348,9
2014	16,9	38970	389703,9	116911,2	246169,1	204854	4506,8	54473,0	213813,0	1017183,4	0,5132	109719,9	497068,7
2015	15,2	35073	350733,5	105220,1	204854	163538,8	3597,9	48144,1	193771,5	1210954,9	0,4665	90395,8	587464,6
2016	13,7	31566	315660,2	94698,05	163538,8	122223,7	2688,9	42469,9	175803,3	1386758,2	0,4241	74557,7	662022,3

Таблица 4.5. Расчет экономической эффективности при увеличении цены на нефть на 20%

Годы	q	Q	Выручка	Тек.затр	К	Сост	Ним	Нпр	пдн	нпдн	Кд	дпдн	чтс
2007	0,0	0	0,0	0	535375	494059,9	10869,3	0,0	-546244,3	-546244,3	1,0000	-546244,3	-546244,3
2008	0,0	0	0,0	0	494059,9	452744,7	9960,4	0,0	-9960,4	-556204,7	0,9091	-9054,9	-555299,2
2009	28,6	65997	791960,4	197990,1	452744,7	411429,6	9051,5	130464,9	454454,0	-101750,7	0,8264	375581,8	-179717,4
2010	25,7	59397	593970,3	178191,1	411429,6	370114,5	8142,5	87917,2	319719,5	217968,8	0,7513	240210,0	60492,6
2011	23,1	53457	534573,3	160372	370114,5	328799,4	7233,6	78156,6	288811,1	506779,9	0,6830	197261,9	257754,4
2012	20,8	48112	481115,9	144334,8	328799,4	287484,2	6324,7	69393,9	261062,6	767842,4	0,6209	162099,3	419853,8
2013	18,7	43300	433004,3	129901,3	287484,2	246169,1	5415,7	61529,3	236158,0	1004000,4	0,5645	133305,0	553158,8
2014	16,9	38970	389703,9	116911,2	246169,1	204854	4506,8	54473,0	213813,0	1217813,4	0,5132	109719,9	662878,6
2015	15,2	35073	350733,5	105220,1	204854	163538,8	3597,9	48144,1	193771,5	1411584,9	0,4665	90395,8	753274,5
2016	13,7	31566	315660,2	94698,05	163538,8	122223,7	2688,9	42469,9	175803,3	1587388,1	0,4241	74557,7	827832,2

Таблица 4.6. Расчет экономической эффективности при уменьшении капитальных затрат на 5%

Годы	q	Q	Выручка	Тек.затр	К	Сост	Ним	Нпр	пдн	нпдн	Кд	дпдн	чтс
2007	0,0	0	0,0	0	508606,3	467291,1	10280,4	0,0	-518886,7	-518886,7	1,0000	-518886,7	-518886,7
2008	0,0	0	0,0	0	467291,1	425976	9371,5	0,0	-9371,5	-528258,1	0,9091	-8519,5	-527406,2
2009	28,6	65997	659967,0	197990,1	425976	384660,9	8462,5	98927,8	354586,5	-173671,6	0,8264	293046,7	-234359,4
2010	25,7	59397	593970,3	178191,1	384660,9	343345,7	7553,6	88058,5	320167,1	146495,5	0,7513	240546,3	6186,8
2011	23,1	53457	534573,3	160372	343345,7	302030,6	6644,7	78298,0	289258,7	435754,2	0,6830	197567,6	203754,4
2012	20,8	48112	481115,9	144334,8	302030,6	260715,5	5735,7	69535,3	261510,2	697264,3	0,6209	162377,2	366131,6
2013	18,7	43300	433004,3	129901,3	260715,5	219400,3	4826,8	61670,7	236605,6	933869,9	0,5645	133557,7	499689,3
2014	16,9	38970	389703,9	116911,2	219400,3	178085,2	3917,9	54614,3	214260,5	1148130,4	0,5132	109949,5	609638,8
2015	15,2	35073	350733,5	105220,1	178085,2	136770,1	3008,9	48285,5	194219,1	1342349,5	0,4665	90604,6	700243,5
2016	13,7	31566	315660,2	94698,05	136770,1	95454,95	2100,0	42611,3	176250,8	1518600,3	0,4241	74747,6	774991,0

Таблица 4.7. Расчет экономической эффективности при увеличении капитальных затрат на 25%

Годы	q	Q	Выручка	Тек.затр	К	Сост	Ним	Нпр	пдн	нпдн	Кд	дпдн	чтс
2007	0,0	0	0,0	0	669218,8	627903,6	13813,9	0,0	-683032,6	-683032,6	1,0000	-683032,6	-683032,6
2008	0,0	0	0,0	0	627903,6	586588,5	12904,9	0,0	-12904,9	-695937,6	0,9091	-11731,8	-694764,4
2009	28,6	65997	659967,0	197990,1	586588,5	545273,4	11996,0	98079,8	351901,1	-344036,5	0,8264	290827,4	-403937,0
2010	25,7	59397	593970,3	178191,1	545273,4	503958,2	11087,1	87210,5	317481,6	-26554,8	0,7513	238528,7	-165408,4
2011	23,1	53457	534573,3	160372	503958,2	462643,1	10178,1	77449,9	286573,2	260018,4	0,6830	195733,4	30325,0
2012	20,8	48112	481115,9	144334,8	462643,1	421328	9269,2	68687,2	258824,7	518843,1	0,6209	160709,8	191034,8
2013	18,7	43300	433004,3	129901,3	421328	380012,8	8360,3	60822,6	233920,1	752763,2	0,5645	132041,8	323076,6
2014	16,9	38970	389703,9	116911,2	380012,8	338697,7	7451,3	53766,3	211575,1	964338,3	0,5132	108571,5	431648,1
2015	15,2	35073	350733,5	105220,1	338697,7	297382,6	6542,4	47437,4	191533,6	1155872,0	0,4665	89351,9	520999,9
2016	13,7	31566	315660,2	94698,05	297382,6	256067,5	5633,5	41763,2	173565,4	1329437,3	0,4241	73608,7	594608,6



Таблица 4.8. Расчет экономической эффективности при уменьшении налоговой ставки на прибыль на 20%

Годы	q	Q	Выручка	Тек.затр	К	Сост	Ним	Нпр	пдн	нпдн	Кд	дпдн	чтс
2007	0,0	0	0,0	0	535375	494059,9	10869,3	0,0	-546244,3	-546244,3	1,0000	-546244,3	-546244,3
2008	0,0	0	0,0	0	494059,9	452744,7	9960,4	0,0	-9960,4	-556204,7	0,9091	-9054,9	-555299,2
2009	28,6	65997	659967,0	197990,1	452744,7	411429,6	9051,5	79029,2	373896,3	-182308,4	0,8264	309005,2	-246294,0
2010	25,7	59397	593970,3	178191,1	411429,6	370114,5	8142,5	70333,7	337303,0	154994,5	0,7513	253420,7	7126,7
2011	23,1	53457	534573,3	160372	370114,5	328799,4	7233,6	62525,3	304442,4	459436,9	0,6830	207938,3	215064,9
2012	20,8	48112	481115,9	144334,8	328799,4	287484,2	6324,7	55515,1	274941,4	734378,3	0,6209	170717,0	385781,9
2013	18,7	43300	433004,3	129901,3	287484,2	246169,1	5415,7	49223,5	248463,9	982842,2	0,5645	140251,4	526033,3
2014	16,9	38970	389703,9	116911,2	246169,1	204854	4506,8	43578,4	224707,6	1207549,7	0,5132	115310,5	641343,8
2015	15,2	35073	350733,5	105220,1	204854	163538,8	3597,9	38515,3	203400,3	1410950,0	0,4665	94887,7	736231,5
2016	13,7	31566	315660,2	94698,05	163538,8	122223,7	2688,9	33975,9	184297,2	1595247,3	0,4241	78160,0	814391,5

Таблица 4.9. Расчет экономической эффективности при увеличении налоговой ставки на прибыль на 20%

Годы	q	Q	Выручка	Тек.затр	К	Сост	Ним	Нпр	пдн	нпдн	Кд	дпдн	чтс
2007	0,0	0	0,0	0	535375	494059,9	10869,3	0,0	-546244,3	-546244,3	1,0000	-546244,3	-546244,3
2008	0,0	0	0,0	0	494059,9	452744,7	9960,4	0,0	-9960,4	-556204,7	0,9091	-9054,9	-555299,2
2009	28,6	65997	659967,0	197990,1	452744,7	411429,6	9051,5	118543,8	334381,7	-221823,0	0,8264	276348,5	-278950,7
2010	25,7	59397	593970,3	178191,1	411429,6	370114,5	8142,5	105500,6	302136,1	80313,1	0,7513	226999,3	-51951,4
2011	23,1	53457	534573,3	160372	370114,5	328799,4	7233,6	93787,9	273179,8	353492,8	0,6830	186585,5	134634,0
2012	20,8	48112	481115,9	144334,8	328799,4	287484,2	6324,7	83272,7	247183,8	600676,6	0,6209	153481,7	288115,7
2013	18,7	43300	433004,3	129901,3	287484,2	246169,1	5415,7	73835,2	223852,1	824528,7	0,5645	126358,7	414474,4
2014	16,9	38970	389703,9	116911,2	246169,1	204854	4506,8	65367,6	202918,4	1027447,1	0,5132	104129,2	518603,6
2015	15,2	35073	350733,5	105220,1	204854	163538,8	3597,9	57772,9	184142,7	1211589,8	0,4665	85903,9	604507,5
2016	13,7	31566	315660,2	94698,05	163538,8	122223,7	2688,9	50963,9	167309,3	1378899,0	0,4241	70955,5	675463,0

Полученные зависимости чистой текущей стоимости от факторов изображаются графически. Значения ЧТС на каждой прямой, соответствующие крайним точкам диапазона, соединяются между собой, образуя фигуру, напоминающую паутину (рис.4.1)

Рис. 4.1

Из диаграммы видно, что изменения чистой текущей стоимости при заданной вариации факторов находятся в положительной области, а это значит, что проект малочувствителен к риску.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В курсовой работе была произведена стоимостная оценка результативности проекта доразведки Милорского месторождения и на основании полученных данных можно сделать следующие выводы:

- для проведения рекомендуемого мероприятия понадобятся капитальные затраты в размере 535375 тыс.руб.;

- при этом чистая текущая стоимость составит 744927,3 тыс.руб.;

- срок окупаемости, показанный на графике зависимости НПДН и ЧТС от времени составит около четырех лет, это говорит о том, что рекомендуемое бурение покроет капитальные затраты и начнет приносить доход;

- коэффициент отдачи капитала показывает, что один рубль дисконтированных инвестиций, вложенный в проведение инновации за расчетный периоддаст 59 копеек прибыли.

В результате проделанной работы можно говорить о том, мероприятие по бурению рекомендуемых скважин на Милорском месторождении является эффективным и прибыльным.



СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Методические указания по выполнению организационно-экономической части дипломных проектов для студентов специальности 130304 «Геология нефти и газа» очной и заочной формы обучения.- Тюмень :ТюмГНГУ, 2004

2. Проект доразведки по нефтегазоконденсатному Милорскому месторождению», Тюмень

Размещено на Allbest.ru