Методические указания (стр. 4 )

капитала

Срок окупаемости капитальных затрат при оценке инвестиционных проектов может быть определен двумя методами: расчетным и графическим.

Расчетным методом срок окупаемости определяется по таким показателям как чистая текущая стоимость (определение окупаемости проекта с учетом приведения доходов и расходов к настоящему времени) и накопленный поток денежной наличности (без учета приведения доходов и расходов к настоящему времени) формуле 27:

НПДНо

Ток = То - –––––––––––––––––––, (27)

НПДН1 – НПДНо

где То – количество лет, в течение которых наблюдается отрицательный накопленный поток денежной наличности, лет;

НПДНо – последнее положительное значение потока денежной наличности, тыс. руб.;

НПДН1 – первое положительное значение потока денежной наличности, тыс. руб.

Для определения срока окупаемости графическим методом, необходимо построить профили ЧТС и НПДН в динамике.

Точка пересечения профилей с осью абсцисс представляют собой сроки окупаемости инвестиций. (То). Точка перегиба отрицательного потока ЧТС(Тn) – это дата получения и продажи первой нефти (рис. 2).

тыс. руб. То1 То2 0 Тn годы

Профили ЧТС и НПДН

 

 

- НПДН

- ЧТСпр.

Рис. 2

Коэффициент отдачи капитала отражает размер получения дохода на каждый вложенный рубль в инвестиционный проект с учетом фактора времени, определяется по формуле 28:

ЧТСпр

КОК = –––––––– +1, (28)

ЧТС инв

где КОК – коэффициент отдачи капитала, руб./руб.

ЧТСпр – чистая текущая стоимость проекта, тыс. руб.

ЧТС инв – накопленные дисконтированные инвестиции в проект, тыс. руб., которые определяются по формуле 29:

ЧТС инв. = Σ Квл. t * Кд t, (29)

где Квл. t – капитальные вложения в проект в t – ом году;

Кд t – коэффициент дисконтирования, соответствующий году вложения инвестиций.

Расчет внутренней нормы рентабельности производится двумя методами: методом подбора и графическим. Внутренняя норма рентабельности проекта характеризует предельную рентабельность проекта. Это такая норма дисконта, при которой ЧТС проекта равна нулю.

Метод подбора заключается в определении ВНР при соблюдении следующего условия (формула 30):

n tp-t

Σ [ ПДНt * (1+Ст. д.) ^ ] = 0, (30)

t = 1

Графический метод определения внутренней нормы рентабельности проекта представлен на рис. 3.

Определение внутренней нормы рентабельности проекта

ЧТСпр, тыс. руб. ВНРпр ! ! ! 0Cт. д.,%

 

 

Рис. 3

Результаты расчетов определения внутренней нормы рентабельности проекта необходимо представить в таблице 7.

Таблица 7

Определение ВНР графическим методом

Ставка дисконта,%	0	15	30	60	……
ЧТСпр., тыс. руб.	НПДН
3.8. Обоснование выбора наиболее рационального варианта разработки месторождения Выбор целесообразного варианта разработки месторождения производится по критериям оценки, приведенным в таблице 8. Используя критерии оптимальности значений показателей, представленных в табл. 8, выбирается наиболее рациональный вариант с точки зрения экономической эффективности.

Таблица 8

Показатели сравнительной характеристики экономической эффективности вариантов разработки месторождения

№ п/п	Показатели	Ед. изм.	Варианты разработки
1	2	3
1	Чистая текущая стоимость	тыс. руб.
2	Внутренняя норма рентабельности	%
3	Период окупаемости	лет
4	Коэффициент отдачи капитала	руб./руб.

3.9. Анализ чувствительности проекта к риску

Необходимость проведения анализа чувствительности проекта к рису обусловлена вероятностным характером параметров, на основе которых производится расчет чистой текущей стоимости.

При разработке месторождений наиболее вероятные риски – это риски, связанны с извлечением запасов и динамикой цен на углеводородное сырье и материально – технические ресурсы. В соответствии с этим в лабораторной работе предлагается произвести расчет ЧТС при следующих интервалах изменений наиболее вероятных параметров:

Изменение объемов добычи нефти и газа [-30%: + 10%] (ЧТС (Qдоб));

Изменение капитальных вложений [-15%: + 15%] (ЧТС (Квл));

Изменение текущих затрат [-10%: + 30%] (ЧТС(Тз));

Изменение ставок налогов [-20%: + 20%] (ЧТС((Н));

Изменение цен на углеводородное сырье [-25%: + 25%] (ЧТС((Ц)).

Полученные результаты расчета ЧТС при возможных вариациях факторов необходимо свести в таблицу 9.

Таблица 9

Динамика ЧТС при различных вариациях факторов

Показатели	Значение показателя, тыс. руб.
-30%	-25%	-20%	-15%	-10%	0	10%	15%	20%	25%	30%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
ЧТС (баз)						+
ЧТС(Кз)				+				+
ЧТС(Тз)					+						+
ЧТС(Qд)	+						+
ЧТС(Н)			+						+
ЧИС (Ц)		+								+

По результатам расчета составляется диаграмма «Паук» (рис. 4).

Диаграмма «Паук»

Рис. 4

Графическая интерпретация выделенной области свидетельствует о диапазоне возможного изменения ЧТС при заданной вариации факторов.

Если диаграмма “Паук” расположена в положительной части оси ординат, следовательно, проект к риску не склонен и рекомендуется к внедрению. Если диаграмма заходит в отрицательную область оси ординат, соответственно при заданном отклонении параметров наблюдается склонность проекта к риску. Степень риска может быть оценена отношением площади диаграммы, находящейся в отрицательной области к общей площади диаграммы «Паук». С позиции инвестора наиболее эффективным является проект, имеющий минимальный риск.

Таким образом, при выборе наиболее рационального варианта разработки месторождения необходимо учитывать чувствительность проекта к риску.

Приложение 1

Физические объемы капитальных затрат по 1 варианту разработки месторождения
Наименование объектов			в т. ч. по годам
	Ед. изм.	Всего	2003 г.	2004 г.	2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.
			1	2	3	4	5	6
1. Промысловое строительство
1.1. Внутрипромысловые дороги и мосты	км	80,0	20,0	20,0	8,0	12,0	12,0	8,0
1.2.ВЛ-35кВ для электроснабжения кустов	км	28,0	28,0
1.3.ВЛ-6кВ	км	80,0	12,0	10,0	12,0	24,0	18,0	4,0
1.4. Кусты скважин	шт.	14,0	1,0	2,0	3,0	4,0	3,0	1,0
1.5. Подстанция 35/6 кВ	шт.	1,0	1,0
1.6. ДНС	шт.	1,0	1,0
1.7. Высоконапорные водоводы	км	80,0		30,0	12,0	18,0	14,0	6,0
1.8. Нефтесборные сети	км	100,0	28,0	24,0	14,0	16,0	6,0	12,0
1.9. Телемеханика	д. скв.	146	8,0	18,0	20,0	34,0	38,0	28,0
1.10. Амбар производственных отходов	шт.	1,0	1,0
1.11. Площадка для складирования труб, материалов, техники	шт.	15,0	5,0	4,0	3,0	2,0	1,0
1.12. Нефтепровод ДНС	км	80,0	80,0
2. Бурение скважин	д. скв.	146	8,0	18,0	20,0	34,0	38,0	28,0
3. Строительство скважин	д. скв.	146	8,0	18,0	20,0	34,0	38,0	28,0
4. Оборудование, не входящее в сметы строек	д. скв.	146	8,0	18,0	20,0	34,0	38,0	28,0

Приложение 2

Технико - экономические показатели по 1 варианту разработки месторождения

Годы	Добыча жидкости, тыс. т	Добыча нефти, тыс. т	Закачка воды, тыс. м3	Среднесписочн. числ.., чел.	Сред. действующ. фонд скв.
2003	13,4	4,3	0	22	2
2004	50,3	15,8	0	36	15
2005	79,5	35,5	0	53	31
2006	151,9	59,6	259,5	60	45
2007	198,9	90,7	291,1	77	57
2008	249,3	118,6	366,8	92	75
2009	261,3	145,1	398,1	111	91
2010	326,8	159,2	447,3	128	110
2011	362,3	181,5	497,2	140	126
2012	388,1	210,6	549,2	145	129
2013	407,2	257,3	656,2	145	129
2014	459,4	320,7	764,6	145	129
2015	497,2	381,8	824,3	145	129
2016	549,2	430,6	859,3	145	129
2017	656,2	521,3	891,4	145	126
2018	764,6	520,5	915,6	145	129
2019	794,2	490,6	966,7	145	129
2020	821,2	459,1	994,3	145	129
2021	859,3	416,1	1081,9	145	129
2022	891,4	360,6	1120,4	145	129
2023	926,7	360,6	1159,4	145	126
2024	994,3	255,1	1196,9	145	129
2025	1030,9	223,2	1237,6	145	129
2026	1090,4	181,5	1271,3	145	129
2027	1129,4	150,6	1291,1	145	129
2028	1189,7	134,3	1352,3	136	121
2029	1207,6	110,4	1398,9	130	115
2030	1241,3	78,6	1452,4	121	103
2031	1277,1	68,6	1508,6	111	90
2032	1311,3	32,3	1589,1	95	79

Приложение 3

Физические объемы капитальных затрат по 2 варианту разработки месторождения

			в т. ч. по годам
Наименование объектов	Ед.	Всего	2003 г.	2004 г.	2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.
	изм.		1	2	3	4	5	6
1. Промысловое строительство
1.1. Внутрипромысловые дороги и мосты	км	80,0	20,0	20,0	8,0	12,0	12,0	8,0
1.2.ВЛ-35кВ для электроснабжения кустов	км	28,0	28,0
1.3.ВЛ-6кВ	км	80,0	12,0	10,0	12,0	24,0	18,0	4,0
1.4. Кусты скважин	шт.	14,0	1,0	2,0	3,0	4,0	3,0	1,0
1.5. Подстанция 35/6 кВ	шт.	1,0	1,0
1.6. ДНС	шт.	1,0	1,0
1.7. Высоконапорные водоводы	км	80,0		30,0	12,0	18,0	14,0	6,0
1.8. Нефтесборные сети	км	100,0	28,0	24,0	14,0	16,0	6,0	12,0
1.9. Телемеханика	д. скв.	212	12,0	28,0	35,0	40,0	50,0	47,0
1.10. Амбар производственных отходов	шт.	1,0	1,0
1.11. Площадка для складирования труб, материалов, техники	шт.	15,0	5,0	4,0	3,0	2,0	1,0
1.12. Нефтепровод ДНС	км	80,0	80,0
2. Бурение скважин	д. скв.	212	12,0	28,0	35,0	40,0	50,0	47,0
3. Строительство скважин	д. скв.	212	12,0	28,0	35,0	40,0	50,0	47,0
4. Оборудование, не входящее в сметы строек	д. скв.	212	12,0	28,0	35,0	40,0	50,0	47,0

Приложение 4

Технико – экономические показатели по 2 варианту разработки месторождения

Годы	Добыча жидкости, тыс. т	Добыча нефти, тыс. т	Закачка воды, тыс. м3	Среднесписочная числен., чел.	Ср. действующий фонд скважин
2003	12,8	5,1	0	25	5
2004	58,7	16,2	0	36	15
2005	70,2	39,8	0	53	31
2006	199,5	60,6	549,2	60	45
2007	241,1	92,7	656,2	77	57
2008	349,8	128,3	709,4	92	75
2009	457,3	135,1	824,3	111	91
2010	507,2	159,4	891,4	128	110
2011	549,2	181,5	925,6	140	126
2012	656,2	220,2	966,7	152	140
2013	709,4	287,3	1081,9	177	168
2014	764,6	340,7	1130,4	209	195
2015	824,3	391,8	1196,9	209	195
2016	869,3	480,6	1219,2	209	195
2017	891,4	561,3	1267,6	209	195
2018	925,6	620,5	1291,3	209	195
2019	966,7	649,6	1361,1	209	195
2020	1004,3	599,1	1398,9	209	195
2021	1081,9	516,1	1459,2	209	195
2022	1130,4	460,6	1508,6	209	195
2023	1159,4	360,6	1589,1	209	195
2024	1196,9	255,1	1657,4	209	195
2025	1237,6	223,2	1679,9	209	195
2026	1271,3	201,5	1743,8	209	195
2027	1301,1	170,6	1772,3	209	195
2028	1352,3	134,3	1817,6	182	175
2029	1398,9	105,4	1851,2	175	165
2030	1459,2	73,7	1901,2	141	130
2031	1508,6	53,6	1970,2	120	106
2032	1589,1	32,5	2050,8	111	90

Приложение 5

Физические объемы капитальных затрат по 3 варианту разработки месторождения

			в т. ч. по годам
Наименование объектов	Ед. изм.	Всего	2003 г.	2004 г.	2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.
			1	2	3	4	5	6
1. Промысловое строительство
1.1. Внутрипромысловые дороги и мосты	км	80,0	20,0	20,0	8,0	12,0	12,0	8,0
1.2.ВЛ-35кВ для электроснабжения кустов	км	28,0	28,0
1.3.ВЛ-6кВ	км	80,0	12,0	10,0	12,0	24,0	18,0	4,0
1.4. Кусты скважин	шт.	14,0	1,0	2,0	3,0	4,0	3,0	1,0
1.5. Подстанция 35/6 кВ	шт.	1,0	1,0
1.6. ДНС	шт.	1,0	1,0
1.7. Высоконапорные водоводы	км	80,0		30,0	12,0	18,0	14,0	6,0
1.8. Нефтесборные сети	км	100,0	28,0	24,0	14,0	16,0	6,0	12,0
1.9. Телемеханика	д. скв.	309	25,0	48,0	61,0	78,0	58,0	39,0
1.10. Амбар производственных отходов	шт.	1,0	1,0
1.11. Площадка для складирования труб, материалов, техники	шт.	15,0	5,0	4,0	3,0	2,0	1,0
1.12. Нефтепровод ДНС	км	80,0	80,0
2. Бурение скважин	д. скв.	309	25,0	48,0	61,0	78,0	58,0	39,0
3. Строительство скважин	д. скв.	309	25,0	48,0	61,0	78,0	58,0	39,0
4. Оборудование, не входящее в сметы строек	д. скв.	309	25,0	48,0	61,0	78,0	58,0	39,0

Приложение 6

Технико - экономические показатели по 3 варианту разработки месторождения

Годы	Добыча жидкости, тыс. т	Добыча нефти, тыс. т	Закачка воды, тыс. м3	Ср. списоч. числен., чел.	Ср. действующий фонд скв.
2003	50,8	7,1	0	29	8
2004	131,8	20,2	0	46	25
2005	160,1	44,8	0	60	45
2006	206,7	70,6	409,2	78	58
2007	300,5	92,7	596,2	93	76
2008	409,2	111,7	779,4	111	91
2009	556,2	135,1	965,6	128	110
2010	699,4	163,4	1297,2	140	126
2011	814,3	181,5	1459,2	152	141
2012	965,6	250,2	1679,9	177	168
2013	1190,4	277,3	1720,8	209	195
2014	1279,2	340,7	1743,8	221	209
2015	1361,1	391,8	1772,3	269	250
2016	1479,2	490,6	1830,8	326	293
2017	1599,1	571,3	1851,2	326	293
2018	1657,4	630,5	1886,3	326	293
2019	1679,9	680,6	1901,2	326	293
2020	1698,2	641,1	1946,8	326	293
2021	1720,8	564,1	1960,2	326	293
2022	1743,8	580,7	1997,8	326	293
2023	1772,3	457,6	2050,4	326	293
2024	1817,6	360,6	2117,3	326	293
2025	1830,8	255,1	2190,5	326	293
2026	1851,2	213,2	2245,6	274	260
2027	1886,3	165,6	2302,5	241	225
2028	1901,2	129,3	2381,6	210	197
2029	1946,8	113,4	2416,4	175	165
2030	1960,2	78,7	2484,9	141	130
2031	1997,8	61,6	2541,2	120	106
2032	2000,4	42,5	2607,7	111	90

Рекомендуемая литература

1.  Дополнение к регламенту состояния нефтяных технологических документов на разработку нефтяных и газовых месторождений (РД 153 – 39 – 007 – 96), Минтопэнерго РФ, 1999 г.;

2.  Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая ред., исполнен. и дополнен.)(утвержд. Мин. Экономики РФ, Минфином РФ и Госстроем РФ от 21.06.99 г. № ВК 477);

3.  Основы теории риска для реализации инвестиционных проектов // Инвестиции России, 2001 г. № 8;

4.  Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153 – 39 – 007 – 96) Минтопэнерго РФ, 1996 г.;

5.  Производственный риск: Сущность и управление // Управление риском, 2001 г. № 1;

6.  , , Ольдерогге. Управление проектами: Уч. пособие для Вузов/ , , Ольдерогге; под общ. Ред. – М.: -во» «Экономика», 2001 г. – 574 с.

СОДЕРЖАНИЕ

1.	Цель работы	3
2.	Содержание работы	3
3.	Методические указания	3
3.1.	Общие положения	3
3.2.	Методика расчета потока денежной наличности и чистой текущей стоимости	5
3.3.	Расчет выручки от реализации нефти и газа	6
3.4.	Расчет текущих затрат	8
3.5.	Расчет капитальных затрат	12
3.6.	Расчет налогов, относимых на финансовый результат	14
3.7.	Методика определения срока окупаемости, коэффициента отдачи капитала и внутренней нормы рентабельности	17
3.8.	Обоснование выбора наиболее рационального варианта разработки месторождения	20
3.9.	Анализ чувствительности проекта к риску	20
	Приложения	23
	Рекомендуемая литература	29

Методические указания по выполнению лабораторной работы на тему: «Обоснование рационального варианта разработки месторождения» по дисциплине «Основы менеджмента» для студентов специальности 090600 «Разработка нефтяных и газовых месторождений» очной и заочной форм обучения

Составитель: к. э.н., доцент , ассистент

Подписано к печати экз. Бум. писч. № 1

Заказ № Уч.-изд. л.

Формат 60х84 1/16 Усл. печ. л. 2

Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж экз. 500

Издательство «Нефтегазовый университет»

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

г. Тюмень, ул.

Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет»

8