|
182 Оценка эффективности рассчитывается на основе определения денежных потоков от операционной и инвестиционной деятельности. Строка «притоки от операционной деятельности» равна выручке, 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, обустройство). Расчет амортизационных отчислений проводится линейным способом, за первый год отчисления определяются исходя из срока эксплуатации. Результаты расчета показывают, что совокупный чистый дисконтированный доход по всем инвестиционным проектам составил в 2006г. 169518 тыс.руб. Индекс доходности изменяется в пределах от 1,92 (вертикальная скважина №3) до 2,09 (горизонтальная скважина №3). Максимальный срок окупаемости составляет 3,64 года горизонтальная скважина №3, а минимальный срок окупаемости 1,45'лет. Наибольший объем добычи дополнительной нефти по горизонтальной скважине №2 51426 тн., а наименьший скважина №1 17189 тн. Сумма чистой прибыли по проектам также разная и колеблется в пределах от. 25035,6 тыс.руб. (скважина №1) до 77065,6 тыс.руб. (горизонтальная скважина №2). Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений производится на основе неполной геолого-геофизической информации об объекте, недостаточной для минимизации потерь в разработке, что приводит к принятию инвестиционных решений в условиях риска и неопределенности. В организационной структуре управления инвестиционным проектом на ОАО «Татнефть» предлагается внести изменения, добавить блок «Инвестиционная комиссия» й разбить его на следующие группы: группа оценки и прогнозирования деятельности денежных потоков; группа оценки рисков и определения ставки дисконта; группа оптимизации источников финансирования (рис.З). В современных условиях совокупность методов и средств управления |
п число интервалов в общем, расчетном периоде t. Показатель внутренней ставки доходности также приемлем для сравнительной оценки инвестиционных проектов. На каждом может быть установлен в качестве целевого норматива показатель минимальная внутренняя ставка доходнос ти и инвестиционные проекты с более низким его значением будут, автоматически отклонятся, как не соответствующие требования эффективности реального инвестирования. Все рассмотренные показатели оценки эффективности реальных инвестиционных проектов находится между собой взаимосвязи, и позволяют оценить эту эффективность с различных сторон. Поэтому при оценке эффективности реальных инвестиционных проектов предприятиях следует рассматривать их в комплексе [13, стр. 243]. Для анализа сделаем расчет экономической эффективности инвестиционных проектов по бурению горизонтальных, вертикальных скважин и зарезки БС. Расчетный период разбивается на шаги отрезки, в пределах которых производится расчет данных, используемых для оценки финансовых показателей. Шаги расчета определяются их номерами (1,2, 3..... п). Время в расчетном периоде измеряется в годах. В бурении расчетный период охватывает 11 лет это средняя продолжительность, в течение, которого скважина «нормально» работает. Скважину вводят в эксплуатацию в течение первого шага, и время эксплуатации на первом шаге определяется с учетом даты ввода. Норма дисконта задается экзогенно (постоянно) и равна 20%. Ставка дисконта учитывает ставку рефинансирования, степени риска проекта и темпы инфляции. Оценка эффективности рассчитывается на основе определения денежных потоков от операционной и инвестиционной деятельности. Строка притоки от операционной деятельности равна выручке (предполагается что но 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 Результаты расчета показывают, что совокупный чистый дисконтированный доход но всем инвестиционным проектам составит 169518 тыс. руб. Индекс доходности изменяется в пределах от 1,92 (вертикальная скважина №3) до 2,09 (горизонтальная скважина №3). Максимальный срок окупаемости составляет 3,64 года горизонтальная скважина №3, а минимальный срок окупаемости 1,45 лет зарезка БС скважина №2. Наибольший объем добычи дополнительной нефти по горизонтальной скважине №2 51426 тн., а наименьший по зарезке БС скважина JS'«1 17189 тн. Наибольший процент показателя ВНД в горизонтальной скважине №2 37%, наименьший тоже в горизонтальной скважине, но №3 21%. Сумма чистой прибыли по проектам также разная и колеблется в пределах от 25035,6 гыс.руб. (зарезка БС Лгу1) до 77065,6 тыс.руб. (горизонтальная скважина №2). На рис. 3.1. представлено изменение сумм ЧДД по годам горизонтальной скважины №2, вертикальной №4, зарезки БС №2. Изменение ЧДД 4 0 0 0 0 20000 10000 0 -10000 10 11 □ ЧДД горизонтальной скважины №2 В ЧДД вертикальной скважины №4 □ ЧДД зарезки БС №2 45 |