Оценка эффективности инвестиционного проекта освоения нефтегазового месторождения

 

Содержание

Введение

Глава I.Характеристика нефтегазовой компании (на примере ТНК ВР)

1.1 История создания нефтегазовой компании

1.2 Характеристика нефтегазовой компании

1.3 Прозводственная характеристика компании

1.4 Проблемы научно-технического обеспечения нефтедобывающей отрасли

1.5 Перспективы добычи мирового нефтегазового рынка

Глава II. Экономическая эффективность разработки нефтегазового месторождения

2.1 Расчёт капитальных вложений

2.2 Расчёт вспомогательных материалов

2.3 Расчёт затрат на оплату труда

2.4 Расчёт суммы амортизационных отчислений

2.5 Расчёт налоговых отчислений

2.6 Расчёт себестоимости нефтегазодобычи

2.7 Экономическая эффективность разработки месторождения

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Актуальность темы состоит в том, что необходимым условием развития экономики является высокая инвестиционная активность. Она достигается посредством роста объемов реализуемых инвестиционных ресурсов и наиболее эффективного их использования в приоритетных сферах материального производства и социальной сферы. Инвестиции формируют производственный потенциал на новой научно-технической базе и предопределяют конкурентные позиции стран на мировых рынках. При этом далеко не последнюю роль для многих государств, особенно вырывающихся из экономического и социального неблагополучия, играет привлечение иностранного капитала в виде прямых капиталовложений, портфельных инвестиций и других активов.

Инвестиции играют важную роль как на макро- (страна, регион), так и на микро- (организации) уровне. По сути, они определяют будущее страны в целом, отдельного субъекта хозяйствования и являются локомотивом в развитии экономики.

Инвестиции предназначены для поднятия и развития производства, увеличения его мощностей, технологического уровня. Проблема инвестиций в нашей стране настолько актуальна, что разговоры о них не утихают. Эта проблема актуальна прежде всего тем, что на инвестициях в России можно нажить огромное состояние, но в то же время боязнь потерять вложенные средства останавливает инвесторов. Российский рынок - один из самых привлекательных для иностранных инвесторов, однако он также и один из самых непредсказуемых, и иностранные инвесторы мечутся из стороны в сторону, пытаясь не упустить свой кусок российского рынка и, в то же время, не потерять свои деньги. При этом иностранные инвесторы ориентируются прежде всего на инвестиционный климат России, который определяется независимыми экспертами и служит для указания на эффективность вложений в той или иной стране.

Вообще же капиталовложения проводятся частными инвесторами в первую очередь ради получения прибыли и пока мы имеем дело с неуравновешенной экономикой, неясной политической ситуацией и несовершенным законодательством, ни о какой прибыли не может быть и речи, а значит не может быть и речи о долгосрочных стратегических инвестициях в российскую экономику, без чего, в свою очередь, невозможен подъем производства, то есть возрождение экономики России.

Все предприятия в той или иной степени связаны с инвестиционной деятельностью. Принятие решений по инвестиционным проектам осложняется различными факторами: видом инвестиций, стоимостью инвестиционного проекта, множественностью доступных проектов, ограниченностью финансовых ресурсов, доступных для инвестирования, риском, связанным с принятием того или иного решения.

Нередко решения должны приниматься в условиях, когда имеется ряд альтернативных или взаимно независимых проектов. В этом случае необходимо сделать выбор одного или нескольких проектов, основываясь на каких-то критериях. Очевидно, что критериев может быть несколько; а вероятность того, что какой-то один проект будет предпочтительнее других по всем критериям, как правило, значительно ниже 100 %.

Весьма существенен, при инвестиционном проектировании фактор риска. Инвестиционная деятельность всегда осуществляется в условиях неопределенности, степень которой может существенно варьировать.

Принятие решений инвестиционного характера, как и любой другой вид управленческой деятельности, основывается на использовании различных формализованных и неформализованных методов. Степень их сочетания определяется разными обстоятельствами, в том числе и тем, насколько менеджер знаком с имеющимся аппаратом, применимым в том или ином конкретном случае. В отечественной и зарубежной практике известен целый ряд формализованных методов, с помощью которых расчёты могут служить основой для принятия решений в области инвестиционной политики. Какого-то универсального метода, пригодного для всех случаев жизни, не существует. Тем не менее, имея некоторые оценки, полученные формализованными методами, пусть даже в известной степени условные, легче принимать окончательные решения.

Цель работы состоит в исследовании эффективности инвестиционного проекта освоения нефтегазового месторождения

Для достижения цели поставлены следующие основные задачи:

Провести сравнительный анализ существующих методик оценки экономической эффективности инвестиционных проектов. Изучить альтернативные подходы к определению эффективности инвестиционных проектов.

Исследовать и обобщить законодательные и нормативные акты, регулирующие вопросы инвестиционного анализа, рассмотреть основные экономические модели инвестирования.

Провести анализ методов оценки инвестиционных проектов, используемых в практике предприятия. Определить учет факторов времени, инфляции, тенденций рынка, ставок процента, амортизации и других факторов, которые могут повлиять на результаты расчетов.

Разработать рекомендации по совершенствованию методов оценки инвестиционных проектов.

Глава I. Характеристика нефтегазовой компании (на примере ТНК ВР)

.1 История создания нефтегазовой компании

сентября 2003 года BP, Альфа-Групп и Аксесс/Ренова (ААР) объявили о создании стратегического партнерства и намерении объединить свои нефтяные активы на территории России и Украины. Результатом соглашения стало создание компании ТНК-ВР, которая в настоящее время является третьей в России по размеру запасов и объемам добычи нефти.

ВР и ААР владеют компанией ТНК-ВР на паритетной основе. ААР внесла в новую компанию свои пакеты акций в ТНК Интернешнл, ОНАКО и СИДАНКО, а также доли в РУСИА Петролеум (владеющей лицензией на разработку Ковыктинского газоконденсатного месторождения и Верхнечонского нефтегазового месторождения) и газодобывающем предприятии «Роспан Интернешнл» в Западной Сибири (Ново-Уренгойское и Восточно-Уренгойское месторождения).

Вкладом ВР стали ее доли в компаниях «СИДАНКО» и «РУСИА Петролеум», а также пакет акций московской сети автозаправочных станций ВР. В январе 2004 года ВР и ААР заключили договор о включении в ТНК-ВР 50%-й доли ВР в компании «Славнефть». Ранее этой компанией, осуществляющей свою деятельность в России и Белоруссии, совместно владели ААР и Сибнефть (в настоящее время Газпром нефть).

С начала работы ТНК-ВР почти на 25% увеличила объем добычи, с 1,3 млн барр. н э./сут. в 2003 году до 1,6 млн барр. н э./сут. в 2007 году (не включая долю ТНК-ВР в компании «Славнефть»).

В ближайшее время ТНК-ВР продолжит разработку принадлежащих компании зрелых месторождений, поддерживая уровень добычи и обеспечивая ежегодное замещение запасов в объеме, превышающем годовой объем добычи. Одновременно ТНК-ВР продолжает разработку новых месторождений, которые обеспечат компании рост в долгосрочной перспективе. Предполагается, что первые из новых проектов компании будут введены в эксплуатацию в 2009 году - до этого на месторождениях ТНК-ВР не ожидается существенного роста добычи.

Пятый год подряд ТНК-BP превышает собственный традиционно устанавливаемый плановый показатель замещения запасов - не менее 100% по методике SEC. В 2007 году коэффициент замещения совокупных доказанных запасов без учета срока действия лицензий составил в 2007 году 179%. Исторически коэффициент возмещения запасов ТНК-ВР по методике SEC составлял в 2003 году 133%, в 2004 году - 127%, в 2005 году - 137%, в 2006 году - 129%.

Стратегия ТНК-ВР подчеркивает важность корпоративного управления как одного из ключевых элементов, необходимых для создания российской компании мирового уровня.

С момента создания компании в 2003 году в ТНК-ВР была разработана и внедрена система корпоративного управления, призванная защищать интересы всех акционеров, способствовать эффективному и своевременному принятию решений и получению прозрачной управленческой информации. Стандарты корпоративного управления, принятые в нашей компании, - одни из самых высоких среди российских компаний, и мы постоянно работаем над их дальнейшим повышением до уровня лучших международных стандартов.

Основополагающим документом системы корпоративного управления ТНК-ВР является соглашение между акционерами ВР и ААР, которое формулирует общие принципы управления компанией.

Совет директоров ТНК-ВР, состоящий из десяти членов (пять от ВР и пять от ААР), обеспечивает стратегическое руководство компанией. При Совете директоров существуют два комитета: Комитет по аудиту и Комитет по компенсациям.

Руководство текущей деятельностью компании осуществляет команда высшего руководства ТНК-ВР.

В ТНК-ВР реализовано несколько проектов, целью которых было улучшение корпоративного управления и повышение информационной прозрачности. Так, широкомасштабный Проект трансформации бухгалтерского учета (ATP) позволил модернизировать систему и практику бухгалтерского учета. Это первый проект подобного рода в российской нефтяной промышленности, и его успешная реализация позволила значительно сократить сроки формирования и повысить точность внешней и внутренней финансовой отчетности. Сегодня:

Время, необходимое для закрытия отчетности, сократилось до 10 дней.

Разработан единый план счетов.

Учет в соответствии со стандартами МСФО (формировавшийся раньше в корпоративном центре) осуществляется в региональных представительствах.

Сохранность и целостность данных обеспечивается внедренными и контролируемыми системами.

Также компания начала внедрение Проекта по улучшению системы внутреннего контроля и продолжает совершенствование Кодекса деловой практики и корпоративных стандартов. Все эти проекты позволили нам значительно улучшить корпоративное управление путем повышения прозрачности, обеспеченной эффективным двусторонним потоком точной информации от производственных подразделений до управляющей компании, эффективным прогнозированием и планированием, принятием обоснованных решений и точным распределением ресурсов.

В 2004 году ТНК-ВР начала масштабную корпоративную реструктуризацию с целью упрощения сложной корпоративной структуры, унаследованной от компаний-предшественниц, сокращения числа юридических лиц и улучшения корпоративного управления. В процессе реструктуризации компании-предшественницы «ТНК», «СИДАНКО» и «ОНАКО» вошли в состав ТНК-ВР Холдинг (ТБХ), которому теперь принадлежит большая часть добывающих и перерабатывающих активов ТНК-ВР в России. В результате реструктуризации нам удалось рационализировать структуру компании и повысить прозрачность деятельности. Акционеры ТБХ собираются дважды в год на Общем годовом собрании акционеров и Внеочередном общем собрании акционеров для обзора полугодовых и годовых результатов и утверждения дивидендов.

По итогам 2006 года ТБХ впервые представил консолидированную финансовую отчетность по стандартам USGAAP, подготовленную в дополнение к нормативной отчетности по РСБУ, которую ТБХ направляет в Федеральную службу по финансовым рынкам в соответствии с российским законодательством. В дальнейшем ТБХ продолжит предоставлять финансовую отчетность по USGAAP и РСБУ.

В 2005 году ТНК-ВР первой среди российских компаний присоединилась к инициативе Всемирного экономического форума «Партнерство против коррупции», которая призывает компании к политике полного неприятия взяточничества и разработке практических мер по противодействию коррупции.

ТНК-ВР - прогрессивная компания, ориентированная на повышение эффективности деятельности и постоянное улучшение производственных показателей. Компания стремится к достижению наиболее высоких результатов во всех областях своей деятельности. У каждого руководителя компании есть индивидуальный производственный контракт с четко сформулированными задачами, которые направлены на достижение корпоративных целей, обозначенных в бизнес-планах компании.

.2 Характеристика нефтегазовой компании

ТНК-ВР является одной из ведущих нефтяных компаний России и входит в десятку крупнейших частных нефтяных компаний в мире по объемам добычи нефти. Компания была образована в 2003 году в результате слияния нефтяных и газовых активов компании ВР в России и нефтегазовых активов консорциума Альфа, Аксесс/Ренова (ААР). ВР и ААР владеют компанией ТНК-ВР на паритетной основе. Акционерам ТНК-ВР также принадлежит около 50% акций компании «Славнефть».

ТНК-ВР - вертикально интегрированная нефтяная компания, в портфеле которой ряд добывающих, перерабатывающих и сбытовых предприятий в России и Украине. Добывающие активы компании расположены, в основном, в Западной Сибири (Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа, Тюменская область), Восточной Сибири (Иркутская область) и Волго-Уральском регионе (Оренбургская область). В 2007 году добыча компании составила в среднем 1,6 млн барр. н.э. в сутки. С учетом доли в компании «Славнефть» объем добычи составил 1,8 млн барр. н.э. в сутки.

Независимый аудит запасов, проведенный компанией DeGolyer and MacNaughton подтвердил, что по состоянию на 31 декабря 2007 года совокупные доказанные запасы ТНК-BP по методике SEC без учета срока действия лицензий составили 8,225 млрд барр. н. э. Коэффициент замещения запасов составил 179%. По критериям PRMS (Petroleum Resources Management System; бывшие SPE), совокупные доказанные запасы составили 9,982 млрд барр. н. э. Коэффициент замещения запасов составил 297%.

Основные перерабатывающие активы компании расположены в Рязани, Саратове, Нижневартовске и Лисичанске (Украина). Перерабатывающие мощности ТНК-ВР составляют 675 000 барр./сут.

Розничная сеть компании включает порядка 1 600 заправочных станций в России и Украине, работающих под брендами ТНК и ВР. Компания является ключевым поставщиком на розничный рынок Москвы и лидирует на рынке Украины.

Аппарат управления компании, которым руководит команда менеджеров с опытом работы в более чем 50 странах мира, расположен в Москве. Мощная комбинация лучших международных и российских кадров обеспечивает внедрение технологий мирового класса, международных стандартов производственной деятельности, корпоративного управления и охраны труда и экологической безопасности.

Персонал ТНК-ВР численностью около 65 000 человек работает, в основном, в восьми крупнейших регионах России и Украины.

.3 Прозводственная характеристика компании

ТНК-BP является одной из ведущих нефтяных компаний в России по объему добычи нефти. Добычные активы ТНК-BP находятся в Западной Сибири, Волго-Уральском регионе и Восточной Сибири.

ТНК-BP перерабатывает нефть на пяти собственных НПЗ (четыре из которых находятся в России, а один - на Украине) и контролирует сеть приблизительно из 1 600 АЗС, работающих под брендами ТНК и ВР в Центральной России и на Украине. Кроме того, компания занимает ведущие позиции на топливном рынке Москвы.

ТНК-ВР контролирует крупный и диверсифицированный портфель активов в области геологоразведки и добычи, что дает компании значительные возможности роста в краткосрочной, среднесрочной и долгосрочной перспективе. В состав производственных активов входят как уже разрабатываемые, так и неосвоенные месторождения. Рост добычи будет поддерживаться за счет внедрения новых технологий повышения нефтеотдачи и оптимизации процессов добычи на разрабатываемых месторождениях. В перспективе освоение новых активов будет способствовать дальнейшему росту добычи нефти и газа.

Согласно данным аудита, по состоянию на 31 декабря 2007 года совокупные доказанные запасы ТНК-BP по методике SEC без учета срока действия лицензий составили 8,225 млрд барр. нефтяного эквивалента, увеличившись более чем на 1 млрд барр. Таким образом, коэффициент замещения совокупных доказанных запасов без учета срока действия лицензий составил в 2007 году 179%. Пятый год подряд ТНК-BP превышает собственный традиционно устанавливаемый плановый показатель замещения запасов - не менее 100% по указанным критериям.

По критериям PRMS (Petroleum Resources Management System; бывшие SPE), совокупные доказанные запасы составили 9,982 млрд барр. нефтяного эквивалента. В 2007 году коэффициент замещения совокупных доказанных запасов ТНК-BP по методике PRMS составил 297%.

Добыча на месторождениях, вошедших в активы ТНК-BP, росла быстрыми темпами в течение нескольких последних лет. Эта тенденция сохраняется и после интеграции этих активов в компанию. Добыча нефти в 2001 году составила 1,04 млн барр./сут. (52 млн т/год); в 2002 году - достигла 1,12 млн барр./сут. (56 млн т/год), увеличившись более чем на 7%. За 2003 год ТНК-ВР увеличила добычу на 13,8%, доведя ее до 63,8 млн т/год (средняя суточная добыча составляет 1,276 млн барр.). В 2004 году добыча нефти выросла на 13% и составила 1,44 млн барр./сут. или около 73 млн т/год. В 2005 году добыча компании составила в среднем 1,58 млн барр./сут. или 76 млн т/год, что на 6% больше по сравнению с 2004 годом.

Одно из преимуществ добычных активов ТНК-BP состоит в том, что 50% общей добычи обеспечивается пятью крупнейшими месторождениями, что создает значительный синергетический эффект.

Ожидается, что до 2009 года рост добычи будет превышать средний показатель по отрасли.

Несмотря на то, что на данный момент ТНК-BP не имеет на балансе доказанных запасов газа по методологии SPE, компания добывает примерно 4,5 млрд мі нефтяного газа ежегодно. Компания имеет среднесрочные и долгосрочные варианты развития газового бизнеса, которые будут осуществлены при условии дальнейшего развития рынка независимой добычи и продажи газа.

В настоящее время ТНК-ВР реализует 11 млрд куб.м газа в год, большая часть из которого является попутным нефтяным газом. Среднесрочные перспективы развития газового бизнеса ТНК-ВР базируются на развитии газо- и конденсатодобывающих активов компании Роспан, расположенных в Надым-Пур-Тазовском районе. В настоящее время Роспан осуществляет поставки газа и конденсата на российский рынок, обладая вероятными и возможными запасами порядка 350 млрд. куб. м газа, а так же 640 млн барр. доказанных, вероятных и возможных запасов углеводородов согласно оценке по стандартам SPE. ТНК-ВР планирует развивать добычные возможности Роспана в соответствии с ростом потребностей в газе российского рынка. Масштабы и сроки будущего развития Роспана зависят от продолжающихся переговоров между ТНК-ВР и Газпромом. В настоящее время компания оценивает различные варианты развития производства, которые позволили бы в перспективe реализовывать до 21 млрд куб. м газа в год.

В долгосрочной перспективе планы компании по добыче газа связаны с освоением гигантского Ковыктинского месторождения в Восточной Сибири. Потенциальный объем добычи газа на этом месторождении может достичь 40 млрд куб. м в год. Добытый газ будет поставляться на внутренний рынок, а также на рынки стран Дальнего Востока (в частности в КНР и Южную Корею). ТНК-BP владеет 63% акций компании «РУСИА-Петролеум», которой принадлежит лицензия на разработку Ковыктинского месторождения.

Таблица 1.1.

Сводные показатели добычи ТНК-ВР за 2008 год - т и куб. м

ед. изм.1 кв.2 кв.3 кв.Нефть, конденсат, ШФЛУ - дочерние предприятия ТНК-ВРтыс. т17 29817 48717 897Нефть - СП ТНК-ВРтыс. т2 4802 4362 441Итого объем добычи жидких углеводородовтыс. т19 77819 92420 338Газ - дочерние предприятия ТНК-ВРмлн куб. м2 5442 7272 932Газ - СП ТНК-ВРмлн куб. м978884Итого объем добычи газамлн куб. м2 6412 8153 016Таблица 1.2.

Сводные показатели добычи ТНК-ВР за 2008 год - барр. и куб. фут.

ед. изм.1 кв.2 кв.3 кв.Нефть, конденсат, ШФЛУ - дочерние предприятия ТНК-ВРтыс. барр./сут.1 4341 4511 469Нефть - СП ТНК-ВРтыс. барр./сут.202198196Итого объем добычи жидких углеводородовтыс. барр./сут.1 6361 6491 665Газ - дочерние предприятия ТНК-ВРмлн куб. фут./сут.9871 0581 125Газ - СП ТНК-ВРмлн куб. фут./сут.383432Итого объем добычи газамлн куб. фут./сут.1 0241 0921 157Всего добыча углеводородовтыс. барр. н.э./сут.1 8131 8371 865

Мощности ТНК-BP по переработке расположены в основном в Европейской части России и сбалансированы с производственными мощностями по добыче. Перед нефтепереработкой стоят две задачи: обеспечивать поставку нефтепродуктов на оптовые и розничные рынки внутри страны и повышать экспортный потенциал путем увеличения продаж нефтепродуктов на рынки ближнего и дальнего зарубежья.

ТНК-BP принадлежат пять основных НПЗ, четыре из которых расположены в России и один - на Украине. Фактическая переработка этих заводов в 2007 году составила 28,71 млн т/год.

РНПК находится в Рязани (200 км юго-восточнее Москвы). Этот завод выгодно расположен для поставок нефтепродуктов как на рынок Москвы, так и на экспортный рынок северо-западной Европы. Другие НПЗ - Саратовский НПЗ, Красноленинский НПЗ и ННПО - типичны для России по мощности и технологической оснащенности. Их расположение позволяет эффективно удовлетворять местный спрос на нефтепродукты.

ЛИНОС (Украина), оборудованный установкой каталитического крекинга, является лучшим на Украине. Завод выгодно расположен с точки зрения обслуживания внутреннего рынка, а также осуществления экспортных поставок через черноморские терминалы.

Таблица 1.3.

Характеристика нефтепереработки ТНК-ВР 2003-2007 гг.

год

РНПКСНПЗОНОСННПОЛИНОСВсегоФактически переработано нефтяного сырья (тыс. т/год)11 0004 6503 7501 2886 33027 018Выход светлых54,2%47,8%46,2%96,2%55,8%52,3%2004 годФактически переработано нефтяного сырья (тыс. т/год)11 3915 5353 5791 2986 74428 546Выход светлых55,67%47,17%52,73%55,21%55,58%2005 годРНПКСНПЗОНОСКНПЗННПОЛИНОСВсегоФактически переработано нефтяного сырья (тыс. т/год)14 0385 7043 5901421 3676 04630 887Выход светлых55,2%47,6%50,5%56,5%53,4%2006 год РНПКСНПЗКНПЗННПОЛИНИКВсегоФактически переработано нефтяного сырья (тыс. т/год)15 0045 9131441 3605 35327 774Выход светлых55,91%46,87%57,52%54,20%2007 годРНПКСНПЗКНПЗННПОЛИНИКВсегоФактически переработано нефтяного сырья (тыс. т/год)14 9695 8791451 3606 36028 713Выход светлых54,94%47,45%57,96%54,03%

.4 Проблемы научно-технического обеспечения нефтедобывающей отрасли

В качестве наиболее существенных проблем организации производственного процесса могут быть выделены

проблема организации технологического процесса по выпуску основной продукции предприятия

проблема управления технологическим процессом в производстве

проблема контроля качества продукции

Проблема организации технологического процесса в основном производстве. Организация производства охватывает все звенья - от групп отраслей и подотраслей народного хозяйства до рабочего места.

В рамках крупного предприятия можно выделить три уровня организации производства:

.Организация процесса на рабочем месте состоит в чётком сочетании элементов процесса труда. Для одностаночного рабочего места организация производства должна обеспечить рациональное соответствие основных параметров станка, используемого инструмента, уровня квалификации рабочего.

.Внутрицеховая организация производства обеспечивает сочетание производственных процессов (ПП), протекающих на рабочих местах, которые входят в одну стадию технологического процесса или в один частный ПП. Организационно такая стадия производства может быть оформлена как участок или цех.

.Межцеховая организация производства включает проведение мероприятий производство пространственному и временному сочетанию крупных стадий ПП. Каждая из таких стадий - достаточно законченный процесс.

Основываясь на содержании и направлениях организации производства, можно сформулировать её основные задачи: выбор наиболее совершенных вещественных элементов ПП; обеспечение их полного использования и рационального пространственного и временного сочетания; экономия живого труда; повышение качества продукции.

Проблема управления технологическим процессом в производстве Управление технологическим процессом зависит от конкретной структуры определённого предприятия. А также от способа построения функциональной системы предприятия.

При централизованном способе все функции управления сконцентрированы в функциональных отделах управления предприятия.

В цехах и на участках оставлены только линейные руководители. Для приближения функционального аппарата к производству часть этого аппарата может быть размещена на территории цехов, которые она непосредственно обслуживает. Но работники этой части подчиняются начальнику общего функционального отдела предприятия. Централизованная система оправдывает себя при небольших объёмах производства, хотя она и широко применялась в прошлом на всех предприятиях.

ТНК-ВР рассматривает технологии как одну из ключевых составляющих своего успеха на глобальной экономической арене. Грамотное управление технологиями, прежде всего, позволяет внедрять новые подходы к работе и помогает избавиться от навязчивых стереотипов мышления. Боязнь перемен заменяется осознанием того, что перемены - это нормальная составная часть любого процесса, как производственного, так и управленческого.

Сотрудники ТНК-BP стремятся демонстрировать в своей работе высочайший профессионализм, соответствовать принятым мировым стандартам, регулирующим применение не только новых технологий, но и новых методов работы, благодаря которым повышается эффективность также и существующих технологий, методов и методик. Такой подход характерен для всех направлений деятельности компании: разведки и добычи, переработки и маркетинга.

В 2004 и 2005 гг. были созданы экспертные рабочие группы по некоторым основным направлениям производственной деятельности компании - группа по борьбе с коррозией, группа экспертной поддержки эксплуатации и технического обслуживания скважин, группа бурения, группа повышения эффективности буровых работ, группа электроприводных центробежных насосов, группа текущего и капитального ремонта скважин, группа оптимизации систем поддержания пластового давления, а также экспертная группа по замерам и учету нефти и электрическая экспертная группа.

Активное участие в работе групп принимали специалисты всех Бизнес-единиц и эксперты-технологи, внесшие немалый вклад в результаты реализации программ 2004-2005 гг. Группы обеспечивают разрешение проблем, распространение передовой практики, внедрение единых стандартов и процедур, практическое использование технологий, передачу технического опыта в регионы.

Оптимизация добычи. Повышение эффективности работ по гидроразрыву пласта и разработка комплексных решений, направленных на увеличение охвата пластов заводнением, являются предметом серьезной целенаправленной работы всех подразделений компании. В 2004 году ТНК-ВР удалось добиться повышения нефтеотдачи пластов за счет применения ГРП более чем на 50% по сравнению с 2003 годом, без ухудшения показателей себестоимости добычи. Столь впечатляющие результаты были достигнуты благодаря внедрению новых технологий, доработке инструмента и новым формам сотрудничества специалистов из разных блоков. Над задачей увеличения охвата пластов заводнением работает огромный коллектив: только за этот год производственными подразделениями собраны и проанализированы данные по тысячам участков. Для всех четырех основных направлений производственной и коммерческой деятельности компании были разработаны комплексные программы мероприятий, реализация которых станет важным фактором постоянного роста объемов добычи.

Геологоразведка. Подразделение, занимающееся геологоразведкой, отвечает за выполнение программы поисково-разведочных работ компании, в рамках которой выделяется несколько четких направлений. Хорошо отработана «приграничная» разведка зрелых месторождений (Brownfields), осуществляемая в порядке продолжения ранее начатых программ. Такие работы позволяют при низких затратах обнаруживать месторождения с объемом запасов в пределах 6,84 млн т (50 млн барр.). Эти месторождения, хотя и небольшие, сравнительно легки в освоении и позволяют перейти к промышленной эксплуатации в кратчайшие сроки. Другое важнейшее направление работы - разведка новых месторождений (Greenfields); сюда относятся Уватский проект, 4 месторождения Красноярска-Таймыра, участки Роспана и Ковыктинское месторождение. Компания приобрела лицензию на обширные участки и намерена продолжать оценочные и разведочные работы, с тем, чтобы обеспечить выполнение плановых показателей по освоению месторождений и восполнению запасов. Следующее направление - совершенно новые перспективные районы, такие как Ямал, Восточная Сибирь и арктический шельф. Объемы запасов на отдельных месторождениях, расположенных в этих районах, могут превышать 34,2 млн т (250 млн барр.). Еще одним важным и весьма перспективным компонентом поисково-разведочной программы ТНК-ВР является работа на неосвоенных месторождениях и месторождениях нераспределенного фонда. Компания надеется, что эти стратегические компоненты в сочетании с новейшими технологиями обеспечат «свободу маневра», необходимую для дальнейшего развития.

Переработка. В подразделении, занимающемся переработкой и торговлей, внедренная компанией ТНК-BP Система оптимизации продолжает работать на благо компании - лежащие в ее основе надежные алгоритмы неуклонно повышают нетбэк нефти. Такие проекты, как модернизация производства вакуумного газойля на Рязанском НПЗ, строительство установки по производству битума и установки изомеризации бензинов на Лисичанском НПЗ, строительство установки висбрекинга на Саратовском НПЗ - все это примеры внедрения технологий, которые позволят ТНК-ВР занять достойное место в будущем нефте- и газоперерабатывающей отрасли. Эти проекты направлены в основном на увеличение глубины переработки и выхода легких нефтепродуктов, повышение качества высокооктановых бензинов и внедрение современных катализаторов.

Проекты и Инжиниринг. В целях наращивания своей производственной базы и выхода на международный уровень в средне- и долгосрочной перспективе, компанией реализуется ряд крупномасштабных проектов в рамках портфеля активов, постоянно расширяемого за счет открытия новых возможностей прироста добычи. Внедрение самого передового опыта, позволяющего дать адекватную оценку имеющемуся портфелю крупномасштабных проектов, а также применение современных технологий и методов разработки месторождений, способствующих максимальному увеличению прибыльности активов, является приоритетным направлением деятельности подразделения Технологий. Особенно важным фактором успешной реализации проектов является высокая профессиональная подготовка специалистов, занятых на проектах, и в целях дальнейшего совершенствования ресурсов проектного управления ТНК-ВР, до уровня соответствия мировым стандартам, была сформирована централизованная экспертная группа. Содействуя внедрению современных процессов и стандартов, в соответствии с которыми проектные группы будут осуществлять свою деятельность на этапах инженерно-проектных работ и материально-технического обеспечения, компания будет способствовать дальнейшему повышению эффективности добычи, снижению вредного воздействия на экологию, а также улучшению показателей в области охраны труда и техники безопасности на всех производственных участках ТНК-ВР в течение последующих десятилетий.

.5 Перспективы добычи мирового нефтегазового рынка

Есть серьезные основания считать, что формируются тенденции новой энергетической реальности. Текущее состояние мировой энергетики определяют такие страны и регионы мира, как Соединенные Штаты, Ближний Восток, Россия, Китай и государства - члены Европейского союза. США - крупнейший потребитель нефти (24,6 %), больше половины которой импортируется, лидер по импорту природного газа (16 % от мирового импорта).

Потребление нефти в КНР за последние 40 лет увеличилось более чем в 25 раз и составляет 8,55 % мирового. Здесь же отмечается наибольший рост темпов потребления: так, в 2004-м он составил в Китае 31 %.

Доля Западной Европы в потреблении нефти составляет 22 %, при этом Германия является вторым в мире импортером газа (14 %). В экономической зоне ЕС расположено лишь 3,5 % мировых доказанных запасов газа и менее 2 % доказанных запасов нефти (в основном в Норвегии и Великобритании). В то же время нефтегазовые месторождения эксплуатируются там гораздо интенсивнее, чем в других регионах мира, что ведет к быстрому истощению ресурсов. Основной проблемой Евросоюза является рост зависимости от импорта энергоносителей: к 2030 году она будет составлять 70 %, в то время как импорт нефти может вырасти с 76 % до 90 %, импорт газа - с 40 % до 70 %, угля - с 50 % до 70 % с лишним.

России принадлежит 26,6 % мировых запасов природного газа, от 6,2 % до 13 % (по разным оценкам) разведанных запасов нефти, около 20 % разведанных запасов каменного угля. Наша страна занимает первое место в мире по трубопроводной торговле природным газом и как экспортер нефти делит пальму первенства с Саудовской Аравией. Сегодня более 90 % экспортируемых российских энергоносителей поставляется в государства Европы.

В странах Ближнего Востока сосредоточено 61 % мировых запасов нефти и 40,1 % запасов газа, что, в частности, обуславливает стратегическую значимость региона с точки зрения выстраивания крупнейшими потребителями национальных энергетических стратегий. Среди стран Ближневосточного региона выделяются Саудовская Аравия - 22 % мировых доказанных запасов нефти, Иран - 11,5 %, Ирак - 9,6 %. Кроме того Саудовская Аравия сосредоточивает у себя 13,5 % мирового производства нефти. Во всем объеме мировых доказанных запасов газа Катару принадлежит 14,3 %, Ирану - 14,9 %.

В настоящее время нефть выступает энергоносителем общемирового значения, газ - в основном регионального, уголь - локального.

Серьезные опасения вызывает снижающийся уровень обеспеченности глобальной экономики запасами нефти и газа. Вместе с тем ощущаются как временный недостаток нефтеперерабатывающих и транспортных мощностей, так и ограниченность дополнительных мощностей по добыче нефти.

В этих условиях обозначился интерес промышленно развитых потребителей к проблемам развития альтернативной энергетики; возрастает значимость проектов по производству и поставкам сжиженного природного газа (СПГ), в ряде стран наблюдается возобновление интереса к атомной энергетике. Однако вряд ли можно надеяться, что резкий рост потребления углеводородов в обозримом будущем будет компенсирован альтернативными источниками.

В условиях продолжающегося экономического роста азиатских стран, быстрого увеличения численности населения и чрезвычайно высокой энергоемкости национальных экономик резко возросла их потребность в энергоресурсах. Одновременно там увеличивается разрыв между растущим потреблением и снижающимся производством углеводородов.

Активов для слияний и поглощений становится все меньше, поэтому в последние годы основные слияния происходят исключительно в рамках одной страны или же общего геополитического пространства. Ограниченные возможности дополнительного роста производства множат риски возможной дестабилизации рынка.

Еще более опасно усиление политической нестабильности в регионах, наиболее богатых углеводородами. Рост цен на них приобрел характер устойчивой тенденции начиная с 2000 года, когда разразился очередной арабо-израильский конфликт. Впоследствии все «пиковые» значения нефтяных котировок отражали набиравшую обороты региональную напряженность: вторжение США в Ирак, нагнетание обстановки вокруг ядерной программы Ирана, «тридцатидневная война» в Ливане и пр.

Ситуация в мировой энергетике характеризуется обострением противоречий, которые сохранятся на весь прогнозируемый период. Первопричиной геополитической напряженности является конфликтный потенциал, заложенный в распределении нефтяных ресурсов по планете. Основные потребители - высокоразвитые страны и поднимающиеся новые гиганты, в то время как мировые запасы углеводородов сконцентрированы главным образом на территориях сравнительно небольшой группы развивающихся стран и стран с переходной экономикой. Именно данное противоречие в первую очередь и определяет сценарии развития ситуации и поведение ключевых игроков на рынке.

Экономические и политические ресурсы таких крупных потребителей, как США, Европейский союз и КНР, сосредоточены на одних и тех же рынках. Экспансия мировых гигантов приводит к обострению конкуренции между ними. Политическая нестабильность большинства ресурсно богатых стран закладывает мину замедленного действия под фундамент мирового энергетического рынка, но в то же время создает определенные возможности для российской экспансии.

Большинство углеводородных ресурсов планеты контролируется национальными государственными компаниями. Зато перерабатывающие мощности, логистические и транспортные схемы, распределение углеводородов находятся в руках транснациональных корпораций. Отсюда и различие в стратегии поведения на рынке.

Крупные транснациональные корпорации стремятся расширить свою ресурсную базу. А госкомпании, располагающие основными ресурсами, делают все, чтобы развивать переработку, и пытаются получить долю в капитале транспортных и сбытовых структур. Углубление данного противоречия способствует перерастанию его в устойчивую тенденцию, которая, скорее всего, сохранится в ближайшее десятилетие.

Уменьшается число регионов, где резкий рост производства углеводородов обходится без применения новейших технологий и методов добычи, а также многомиллиардных вложений в инфраструктуру. В результате сужается круг возможностей для маневра ключевых потребителей на рынке, особенно после 2013-2017 годов.

Принципиальное значение приобретает геостратегическое противостояние между Китаем и Соединенными Штатами. К 2030-му КНР сравняется с США по объемам импортируемой нефти. При этом китайское руководство ясно осознает, что без обеспечения надежными источниками энергоресурсов дальнейший рост экономики станет невозможен. Именно поэтому энергетическая безопасность и поиск новых рынков становятся для Китая вопросом «выживания» как одного из лидеров мировой экономики. В свою очередь Вашингтон не заинтересован в усилении китайского присутствия на углеводородном рынке и готов использовать максимум политических и экономических рычагов для того, чтобы не допустить туда китайские нефтегазовые компании.

В течение следующего десятилетия динамика развития ситуации в области глобальной энергетики по всем направлениям унаследует тенденции предшествующего периода. Доля традиционных энергоресурсов (нефть, газ и уголь) в совокупном потреблении первичных энергоносителей сохранится на уровне 2003-2005 годов, то есть около 80 %. Роль нефти в период до 2017-го будет максимальной (снижение интереса к нефти возможно только начиная с 2030 года).

В ближайшее десятилетие нефть останется ведущим энергоисточником, обеспечивая около 40 % энергопотребления. За ней следуют природный газ (28 %), уголь (20 %), возобновляемые источники (7 %) и ядерная энергия (5 %). Доли природного газа и нефти будут расти, в то время как доли угля и ядерной энергии - сокращаться. Возможно, что к концу десятилетия уровень потребления ядерной энергии стабилизируется и начнет расширяться сфера применения альтернативных источников, но это не повлияет на базовые тенденции по крайней мере в течение ближайших 15-25 лет.

Глава II. Экономическая эффективность разработки нефтегазового месторождения

.1 Расчёт капитальных вложений

Общие инвестиционные издержки на строительство скважин на месторождении включают в себя затраты учтенные в составе сметной документации, разработанной в ОАО «Гипровостокнефть», затраты не вошедшие в сметную документацию, а так же средства на формирование оборотного капитала.

В составе инвестиционных издержек I очереди выделены затраты по пусковым комплексам, которые могут эксплуатироваться как самостоятельные технологические единицы.

График строительства предполагает, в соответствии с проектом организации строительства, следующее разбиение по годам строительства инвестиционных затрат:

Объекты первой очереди: 1 год строительства - 40 %, 2 год - 60 %;

остальные затраты - 100 % во 2-ой год строительства.

Общая структура инвестиционных издержек с учетом НДС представлена в таблице 2.1.

Затраты на сооружение объектов пускового комплекса первой составят 314,1 млн. долл., в том числе 183,4 млн. долл. в линейную часть. Инвестиционные издержки на сооружение пускового комплекса второй очереди составят 749,0 млн. долл., в том числе 521,4 млн. долл. в линейную часть.

Средства, необходимые для формирования оборотного капитала эксплуатирующего предприятия, включают следующие элементы:

разность между оборотными активами и оборотными пассивами;

затраты на создание финансового резерва по предупреждению чрезвычайных ситуаций на потенциально опасных объектах и объектах жизнеобеспечения.

Размер оборотного капитала определяется на базе расчета нормируемых запасов сырья и материалов на складе, незавершенного производства, готовой продукции, счета к получению и резерва денежных средств. Все остальные статьи, составляющие оборотные активы, как правило, не подлежат нормированию. Они покрываются за счет временно привлекаемых денежных ресурсов и поэтому в составе собственных нормируемых оборотных средств не включаются.

В текущие нормируемые пассивы включают счета к оплате, расчеты с бюджетом, расчеты с персоналом, авансы, проценты к уплате.

Потребность в оборотном капитале определяют путем вычитания из величины нормируемых текущих активов нормируемых текущих пассивов.

Следует отметить, что при расчете денежных потоков был определен прирост (высвобождение) потребности в инвестициях, необходимых для формирования оборотных активов на каждом шаге расчетного периода. Прирост потребности в оборотном капитале определен как разность потребности в оборотном капитале на данном шаге и профинансированной потребности в оборотном каптале на предшествующем шаге.

Стоимость 1 тонны нефтепродуктов принята на уровне 355,2 долл.

Затраты составят 21716,5 тыс. долл.

Аналогичные затраты по пусковому комплексу «второй очереди составят 66483,2 тыс. долл.

Затраты на формирование финансового резервного фонда ГО и ЧС определены в размере 1448,3 тыс. долл. (70000 минимальных окладов труда), исходя из вероятности возникновения чрезвычайных ситуаций техногенного характера на объектах НГТП ОАО «АК «Транснефтепродукт» и возникающих затрат на их ликвидацию.

Таблица 2.1.

Общая структура инвестиционных издержек

Направление затратСтоимость, млн. долл.Пусковой комплекс первой очередиПусковой комплекс второй очередиПолное развитие Освоение проектные работы Объекты и сооружения №1 Объекты и сооружения № 2 Объекты и сооружения № 3 Объекты и сооружения № 4 Объекты и сооружения № 5 Объекты и сооружения № 6 Транспортные средства не входящие в сметную стоимость Затраты на формирование резервного фонда ГО и ЧС521,4 35,9 23,3 21,7 21,7 28,9 22,6 5,9 66,5 1,1183,4 14,2 11,6 3,6 77,8 1,4 21,7 0,4704,8 50,1 23,3 21,7 3 3,3 32,5 100,4 7,3 88,2 1,5Итого749,0314,11063,1

2.2 Расчёт вспомогательных материалов

Расходы на электроэнергию рассчитаны на основе потребляемой электроэнергии и расчетных нагрузок (расчетные данные ОАО «Гипровостокнефть»). Величины двухставочного тарифа по территориям прохождения трассы продуктопровода предоставлены заказчиком.

К постоянной компоненте затрат на электроэнергию относят затраты на привод подпорных насосов, остальные потребители относятся к переменной компоненте затрат. Переменный характер указанных затрат связан с сезонностью эксплуатации (зима, лето). Однако в пределах расчетного периода (1 год) эта величина не изменяется и сохраняет свое значение на всех интервалах планирования. Таким образом все затраты по элементу электроэнергия в годовом разрезе носят постоянный характер во всех периодах планирования. Затраты на электроэнергию рассчитаны на основе двухставочного тарифа.

Потребление электроэнергии и электрические нагрузки в натуральном выражении представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Потребление электроэнергии и электрические нагрузки

Наименование площадкиЭлектропотребление тыс. кВт-часРасчетн. максим, нагрузка, кВтДвухставочный тарифЗа потребляемую э/энергию, руб./кВт-часЗа расчетную нагрузку, руб/кВт/год№1 № 2 № 3 № 4 №5 № 6 № 731480 41450 30443 30443 30443 25488 576924110 5590 4078 4078 4078 4163 77940,87 0,87 0,87 1,05 1,05 0,88 0,881540,4 1540,4 1540,4 1865,2 1865,2 1500,0 1500,0

Затраты на электроэнергию в течение года составят:

по первой очереди 988,7 тыс. долл. (в том числе за потребляемую энергию 773,4 тыс. долл., за расчетную нагрузку 215,3 тыс. долл.);

по второй очереди 8715,4 тыс. долл. (в том числе за потребляемую энергию 7055,9 тыс. долл., за расчетную нагрузку 1659,5 тыс. долл.);

при полном развитии 9704,1 тыс. долл. (в том числе за потребляемую энергию 7829,3 тыс. долл., за расчетную нагрузку 1874,8 тыс. долл.).

Необходимо учитывать, что вышеприведенные затраты на электроэнергию приведены в текущих ценах, а в таблице 2.6 они приведены в прогнозных ценах. Именно этим объясняется разница в значениях.

Натуральные показатели объемов дизельного топлива, потребляемого котельными и затраты на его приобретение представлены в таблице 2.3. Стоимость 1 т дизельного топлива принята на уровне 355,2 долл. Проектируемые объекты планируется отапливать от существующей котельной.

Таблица 2.3.

Расходы дизельного топлива и затраты на его приобретение

Наименование площадкиРасход топлива, кг/чПродолжительность отопительного периода, сут.Затраты на потребляемое топливо, тыс. долл.№ 1121213220,2№ 2481222910,3№ 3172222325,5№ 4174222329,3№ 5168227325,1№ 6198220371,3№ 7202222382,3Итого1516-2864,0

Калькуляция затрат на услуги охраны предоставлена заказчиком. Затраты на 1 человека из структур, относящихся к охране, составляют 8,08 тыс. долл. в год.

Калькуляция затрат на страхование ОФ предоставлена заказчиком. Затраты в период строительства составили 4468,6 тыс. долл.

Таблица2.4

Удельные показатели эксплуатационных затрат

Элементы затратудельный расходна единицуСырье и материалы0,46 долл.тыс. ткмРаботы и услуги производственного характера, выполненные сторонними организациями в том числе: диагностические работы Связь затраты по охране и защите Прочие Управленческие расходы 0,25 долл. 0,14 долл. 0,80 долл. 0,18 долл. 0,03 долл. тыс. ткм тыс. ткм чел. (охрана) тыс. ткм тыс. ткмКоммерческие расходы0,21 долл.тыс. ткмНалоги и сборы, включаемые в себестоимость0,09 долл.тыс. ткмПрочие затраты0,16 долл.тыс. ткм2.3 Расчёт затрат на оплату труда

Структура персонала по категориям, а так же средняя заработная плата и отчисления во внебюджетные фонды на полное развитие МНПП представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.5

Структура персонала по категориям. Средняя заработная плата и отчисления во внебюджетные фонды.

Наименование категории персоналаСредняя з/п (с премиями), $/годЕСН, $/год (на 1 человека)Расходы на содержание производственного персонала Расходы на оплату труда одного работника Численность В том числе: Расходы на содержание основного производственного персонала Расходы на оплату труда одного работника Численность Расходы на содержание вспомогательного производственного персонала Расходы на оплату труда одного работника Численность3119025,6 3112,8 1002 308167,2 3112,8 99 2810858,4 3112,8 903 1108,2 Расходы на содержание административно-управленческого персонала Расходы на оплату труда одного работник Численность В том числе: Расходы на содержание руководителей Расходы на оплату труда одного работника Численность Расходы на содержание специалистов Расходы на оплату труда одного работника Численность4133915,5 5781,7 715 860955,5 7234,92 119 3272969,8 5491,56 5961694,3 Средняя з/пЕСН,Наименование категории персонала(с премиями),$/год (на 1$/годчеловека)Итого:Расходы на содержание персонала7252950,9Расходы на оплату труда одного работника4224,21382,8Численность1717

.4 Расчёт суммы амортизационных отчислений

Затраты на ремонт приняты на уровне 25 % от амортизационных отчислений в первые 15 лет функционирования и 40 % - в последующий период, что соответствует общепринятому отраслевому уровню отчислений, используемому в целях инвестиционного проектирования. Данный уровень подтверждается фактическими данными по проектам, выполненным специалистами ОАО «Гипровостокнефть» и реализованным в последнее время в области транспорта нефтепродуктов (МНПП «Андреевка - Орехово-Зуево», НПП «Пермь -Андреевка» ОАО «ЛУКОЙЛ»).

Необходимо отметить, что на практике чаще всего складывается ситуация, когда в первые годы эксплуатации затраты на ремонт минимальны, но со временем они вырастают до очень значительного уровня. Однако определить их динамику и значения с достаточной точностью при проектировании не представляется возможным. Именно поэтому в инвестиционном проектировании используется метод экспертной оценки на основе анализа фактических данных, позволяющий с достаточной степенью точности определить будущие затраты за весь период проектирования. Данный подход используется в инвестиционном проектировании не только в отношении ремонтов, но и по некоторым другим элементам и статьям затрат (сырье и материалы, диагностические работы, управленческие, коммерческие расходы, все виды затрат с формулировкой «прочие» и «другие»).

2.5 Расчёт налоговых отчислений

Таблица 2.7.

Налоги и сборы

ПоказателиСтавка налоговНалог на прибыль24%доля, направляемая в федеральный бюджет31,3%доля, направляемая в бюджет субъектов федерации60,4 %доля, направляемая в местный бюджет8,3 %НДС18%доля, направляемая в федеральный бюджет100%Налог на имущество*2%доля, направляемая в бюджет субъектов федерации50%доля, направляемая в местный бюджет50%Подоходный налог13%доля, направляемая в федеральный бюджет1 %доля, направляемая в бюджет субъектов федерации99%Местные сборы3%Единый социальный налог

2.6 Расчёт себестоимости нефтегазодобычи

Оценка эксплуатационных затрат произведена по элементам затрат, на основе фактических данных, предоставленных ОАО «АК Транснефтепродукт», ООО «Балттранснефтепродукт» и данных, разработанных ОАО «Гипровостокнефть». К данным ОАО «Гипровостокнефть» относятся численность персонала и технологические расходные показатели в натуральном выражении (потребление электроэнергии, топлива и т. д.), представленные в соответствующих томах проектной документации. К данным ОАО «АК Транснефтепродукт» относится, главным образом, калькуляция себестоимости перекачивающих дочерних организаций за 2007 г. При расчете эксплутационных издержек использовались методы прямого счета и метод удельных показателей. Методом прямого счета были рассчитаны следующие элементы затрат: затраты на оплату труда; отчисления (ЕСН); амортизация; электроэнергия, топливо, затраты по охране. Остальные элементы затрат подсчитаны с использованием удельных показателей, с учетом различий в специфике их формирования на действующих перекачивающих организациях (с высокой степенью износа основных фондов) и вновь вводимых в эксплуатацию. Также учтено влияние экономико-географической зоны деятельности различных дочерних перекачивающих организаций.

Эксплуатационные расходы рассчитаны в разрезе следующих элементов:

сырье и материалы;

топливо;

работы, услуги сторонних организаций;

электроэнергия;

затраты на оплату труда;

отчисления (ЕСН);

амортизационные отчисления;

управленческие расходы;

коммерческие расходы;

налоги, входящие в себестоимость;

прочие затраты.

В таблице 2.8 приведены годовые эксплуатационные затраты в текущих ценах по комплексам отдельно и в целом на полное развитие. Значения основных элементов затрат по годам неизменно, поэтому в таблице приводятся значения для первого года эксплуатации. Проследить динамику эксплутационных затрат можно в отчете о движении денежных средств.

Таблица 2.8

Ежегодные эксплуатационные затраты по пусковым комплексам и в целом

Элемент затратЗначение, тыс. долл. в год Первая очередьВторая очередьПолное развитие 1. Сырье и материалы1270,34110,65381,02. Топливо405,92635,03040,93. Работы, услуги сторонних организаций в том числе: текущий ремонт капитальный ремонт диагностические работы связь затраты по охране и защите страховые платежи прочие 4180,3 690,9 1612,1 338,1 690,4 351,7 1343,4 497,1 11702,2 1560,5 3641,1 1251,1 2234,0 1407,0 3134,5 1608,5 15933,5 2252,1 5254,9 2924,5 1637,7 1758,7 4477,6 2105,64. Электроэнергия1049,89253,610303,45. Затраты на оплату труда с отчислениями291,89850,710142,36. Амортизационные отчисления8676,019596,128281,57. Управленческие расходы82,8268,1350,98. Коммерческие расходы579,91876,62456,59. Налоги, входящие в себестоимость248,5804,31052,810. Прочие затраты441,91429,81871,6Итого17227,261527,078814,4

2.7 Экономическая эффективность разработки месторождения

Эффективность инвестиционного проекта (ИП) - категория, отражающая соответствие проекта, порождающего данный ИП, целям и интересам его участников. В соответствии с официальным изданием РФ «Методические рекомендации по оценке эффективности ИП» (вторая редакция, 2000 г.) показатели коммерческой эффективности проекта учитывают финансовые последствия его осуществления для участника, реализующего ИП, в предположении, что он производит все необходимые для реализации проекта затраты и пользуется всеми его результатами. При использовании заемных средств расчет показателей коммерческой эффективности является необязательным.

Оценка коммерческой эффективности инвестиционного проекта строительства I очереди выполнена для отдельных пусковых комплексов и полного развития».

В связи с положительными значениями коммерческой эффективности рассматриваемого инвестиционного проекта и дальнейшей оценкой эффективности участия в проекте, детальный анализ формирования показателей коммерческой эффективности в настоящем разделе подробно не рассматривался.

Показатели коммерческой эффективности по пусковым комплексам представлены в таблице 2.9

Таблица 2.9

Показатели коммерческой эффективности проекта

Наименование показателейЗначение Первая очередьВторая очередьПолное развитиеЧистый дисконтированный доход (ЧДД), млн. долл. Внутренняя норма дохода (ВНД), % Ставка дисконтирования, % Срок окупаемости, лет Индекс доходности, доли единицы1136,7 25 10 5,9 2,6175,9 16 10 10,9 1,61311,6 23 10 6,8 2,3

Рассмотрим показатели по итогам пуска первой очереди

, = (20178-17227,2): (1+0,15)6=1136,7

Внутренняя норма дохода:

(20178-17227,2)* 100 % : 17227,2=25 %

Ставка дисконтирования принята 10 %

Срок окупаемости при затратах на первую очередь:

Т=101640,48 :17227,2=5,9

Индекс доходности 44790,72: 17227,2=2.6

Структура требуемого капитала представлена следующим образом: 30 % собственные средства, 70 % заемные средства (данные заказчика). Погашение основного долга и процентов по нему предполагается равными долями. Ставка по кредиту (номинальная) принята на уровне 9 %, а так же общедоступной статистической информации об условиях привлечения средств отечественными компаниями ТЭК в целях финансирования крупных инвестиционных проектов.

Специфическими потоками денежных средств, учитывающимися при расчете показателей эффективности участия, являются потоки, связанные с финансовой деятельностью предприятия: привлечение средств - в качестве притока денежных средств; возврат основного долга и процентов по нему - в качестве оттока денежных средств.

Оценка показателей эффективности участия проведена на основе приведенной выше схемы финансирования.

Следует отметить, что денежный поток, генерируемый инвестиционным проектом, достаточен для того, чтобы вернуть заемные средства в более ранние сроки, нежели это предусмотрено схемой финансирования. Однако, при такой схеме движения заемных средств инвестиционного проекта снижается эффективность участия собственных средств. Более подробно влияние кредитного срока на показатели эффективности участия рассмотрено при осуществлении анализа чувствительности.

Заключение

Оценка инвестиционных и эксплуатационных затрат выполнена с учетом реализации проекта в целом, а так же по отдельным пусковым комплексам.

Привлечение заемных средств по рассматриваемому проекту предложено на принципах проектного финансирования. Проектная схема финансирования предполагает, что все финансовые обязательства по проекту погашаются исключительно за счет генерируемого денежного потока.

Оценка коммерческой эффективности и эффективности участия в проекте показала приемлемые значения показателей эффективности как по проекту в целом, так и для его участников. Аналогичный вывод можно сделать и по рассмотренным отдельным пусковым комплексам.

Анализ риска показал достаточно высокую устойчивость проекта к изменению основных параметров проекта.

С точки зрения бюджетов различных уровней и внебюджетных фондов, инвестиционный проект в целом и отдельно по пусковым комплексам, так же является эффективным.

инвестиционный вложение нефтегазовый затрата

Список использованной литературы

Виханский О. С., Наумов А. И. Менеджмент. М.: Экономистъ, 2004 - 528 с.

Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела Уфа: Дизайнполиграфсервис, 2004 - 544 с.

Конев И. Системная стратегия организационных изменений в развивающейся корпорации //Проблемы теории и практики управления, 2005, № 3, с.86-95.

Мардас А. Н., Мардас О. А. Организационный менеджмент. СПб.: «Питер», 2003 - 336 с.

Масленникова Т. Формирование информационных технологий управления экономикой // Проблемы теории и практики управления, 2004, № 6, с.90 - 95.

Организация производства и управления предприятием /под редакцией О. Г. Туровца. М.: «ИНФРА-М», 2003 - 528 с.

Переверзев М. П., Шайденко Н.А., Басовицкий Л. Е. Менеджмент М.: ИНФРА-М, 2003 - 288 с.

Эмерсон Г. Современный менеджмент. М.: «НОРМА», 2005 - 434 с.

Юданов А. Ю. Менеджмент. М.: «Инфра-М», 2004 - 316 с.

Размещено на www.allbest.

Содержание Введение Глава I.Характеристика нефтегазовой компании (на примере ТНК ВР) 1.1 История создания нефтегазовой компании 1.2 Характеристи

Больше работ по теме: