|
122 Переменные расходы на извлечение нефти, 3Пер, рубУг 117,75 Экономическое управление, НГДУ Налог на добычу полезных ископаемых, НДПИ, руб./т 599,3 Экономическое управление Норма дисконтирования, % 20 Управление инвестиций Основные критерии целесообразности бурения скважин это положительный ЧДД в течение 11 лет и дисконтированный индекс доходности затрат выше нормы [28, стр. 119]. В табл. 3.2. даны инвестиционные условия по предельноминимальному дисконтированному индексу доходности проектов на 2005 год. Таблица 3.2 Инвестиционные условия по предельно-минимальному дисконтированному индексу доходности проектов на 2006 год Проекты 2005г. 2006г. Бурение новых скважин 1,530 1,374 Ввод добывающих скважин из других категорий 1,538 1,452 Ввод нагнетательных скважин 1,556 1,469 МУН 1,592 1,516 КРС 1,592 1,516 Зарезка БС и БГС 1,602 1,455 Расчеты экономической эффективности инвестиционных проектов проведены в соответствии с методикой и сводятся к нахождению четырех показателей: чистого дисконтированного дохода, по формуле (3.1.); индекса доходности, по формуле (3.2); индекса доходности дисконтированных затрат, по формуле (З.З.); внутренней нормы доходности, по формуле (З.4.); дисконтированного срока окупаемости. Исходные данные для расчетов приведены в таблице 3.1. Как видно из табл. 1-10 Приложения 1 расчеты проводятся по следующим шагам: 1) Расчет прироста добычи нефти за год: Омес ” Чдоп.(ср) * 1р * Кэ * КПД(меф (3.5) |
добытая нефть на шаге m на этом шаге и реализуется), строка оттоки от операционной деятельности включают в себя производственные затраты, налог на имущество и налог на прибыль. Отток от инвестиционной деятельности включает затраты на строительство скважины (стоимость бурения, обустройства, стоимость ОНВСС), затраты на МУН, КРС, ПЗР. Расчет амортизационных отчислений проводится линейным способом, за первый год отчисления определяются исходя из срока эксплуатации. Норма амортизации на бурение 9,09%, на оборудование 8,3%. Исходные данные, постоянные для всех скважин, для расчета экономической эффективности представлены в табл. 3.1. Таблица 3.1 Исходные данные, постоянные для всех скважин « Данные Ответственный Коэффициент эксплуатации, Кэ 0,980 НГДУ, геологическая служба Цена реализации, Цвеал, руб./т 2974,3 Экономическое управление Переменные расходы на извле1чение нефти, 3 Пер, руб./т 1 117,75 Экономическое управление, НГДУ 1Налог на добычу полезных ископаемых, НДПИ, руб./т 599,3 Экономическое управление Норма дисконтирования, % 20 Управление инвестиций Основные критерии целесообразности бурения скважин это положительный ЧДД в течение 11 лет и дисконтированный индекс доходности затрат выше нормы [28, стр. 119]. В табл. 3.2. даны инвестиционные условия по предельноминимальному дисконтированному индексу доходности проектов на 2005 год. Таблица 3.2 Инвестиционные условия по предельно-миниматьному дисконтированному индексу доходности проектов на 2006 год Проекты_______________ 2005г.______ 2006г in 4 Бурение новых скважин 1,530 1,374 Ввод добывающих скважин из других категорий 1,538 1,452 Ввод нагнетательных скважин 1,556 1,469 МУН 1,592 1,516 КРС 1,592 1,516 Зарезка БС и БГС 1,602 1,455 Расчеты экономической эффективности инвестиционных проектов проведены в соответствии с методикой и сводятся к нахождению четырех I показателей: чистого дисконтированного дохода, по формуле (3.1.); индекса доходности, по формуле (3.2); индекса доходности дисконтированных затрат, но формуле (3.3.); внутренней нормы доходности, по формуле (3.4.); дисконтированного срока окупаемости. «. Исходные данные для расчетов приведены в таблице 3.1. Как видно из табл. 1-10 Приложения 1 расчеты проводятся по следующим шагам: 1) Расчет прироста добычи нефти за год: Qiuec = Ялоп.(ср) * tp * К Э * КпД(мсс), (3-5) где Ядоп.(ср)среднесуточный дополнительный дебит; tp календарное время работы; «/ Кэ коэффициент эксплуатации; КПд коэффициент падения добычи нефти. 2) Расчет выручки без НДС: B = Q mcc* Ц рсал; ( З 6 ) 3) Расчет производственных затрат: « ПЗ = ПР + НДПИ + 3, (3.7) где ПР переменные расходы; НДПИ налог на добычу полезных ископаемых; 112 |