Инвестиционная политика предприятий нефтяной и газовой промышленности

13">

Фондоотдача ФО_т:

 

 где Н – добыча нефти (млн. тонн), С_срг – (среднегодовая) стоимость основных фондов (млн. руб.).

14. Фондоемкость показывает стоимость основных фондов для выполнения единицы объема работ.

 Фондоемкость  ФЕ_р:

 

 где С_срг – (среднегодовая) стоимость основных фондов (млн. руб.), В – выручка от реализации (млн. руб.).

15. Фондоемкость ФЕ_т:

 

 где С_срг – (среднегодовая) стоимость основных фондов (млн. руб.), Н – добыча нефти (млн. тонн).

16. Фондовооруженность ФВ:

 

 где С_срг – (среднегодовая) стоимость основных фондов (млн. руб.), Ч – среднесписочная численность персонала (чел.).

17. Коэффициент оборачиваемости К_об:

 

 где В – выручка от реализации (млн. руб.), О – средние остатки оборотных средств (млн. руб.)

18. Период оборота Т_об:

 

 где Д – количество дней (сут.), К_об – коэффициент оборачиваемости.

 
 

 

 Рисунок 2.1 Динамика добычи нефти, млн. т.

 
 

 

 Рисунок 2.2 Динамика добычи газа, млн. м³

 

 

 

 Рисунок 2.3 Динамика выручки от реализации, млн. руб.

 
 

 

 

 Рисунок 2.4 Динамика полной себестоимости, млн. руб.

 
 

 

 

 Рисунок 2.5 Динамика показателей рентабельности, %.

 
 

 Из  рисунка 2.1 видно, что с ростом добычи нефти растет, а добыча газа по сравнению с 2007 годом падает, а потом возрастает, в связи с этим выручка от реализации  по сравнению с 2007 годом растет, это влечет за собой снижение  рентабельности продаж. Увеличение стоимости основных фондов, уменьшает фондоотдачу с каждым годом отражается как снижение фондоотдачи как в стоимостном, так и в натуральном виде, так как имеется обратная пропорциональность.

 В целом  соблюдается положительная динамика развития производства предприятия. Но рентабельность и эффективность  деятельности снижаются, что объясняется постоянными колебаниями мировых цен на нефть и газ, то есть факторов, на которые компания повлиять не сможет.

 3 Расчетная часть

 
 

 Задание:

 Обосновать  экономическую эффективность разработки коллекторов технологией межскважинной перекачки пластовой воды и провести анализ чувствительности инвестиционного проекта к рискам.

 Исходные  данные

 Таблица 3.1 Основные технико-экономические показатели газодобывающего предприятия

 

 В  качестве  объекта  исследования была взята операция ГРП на  эксплуатационной  скважине №211. Капитальные затраты представлены в таблице 3.1

 Применение  технологии ГРП дает эффект продолжительностью 5 лет. Прирост дополнительной добычи газоконденсатной смеси вследствие проведения ГРП за составил 28533,86 млн. м³. Условно-переменные затраты в себестоимости добычи газоконденсатной смеси составляет 462,5 руб./1000м³.

 С учетом среднего конденсатного фактора по исследуемой скважине и плотности конденсата, суммарная дополнительная добыча конденсата составила 294,54 тыс. т., а суммарный прирост отбора газа за этот период составил 1864,48 млн. м³.

 

 Таблица 3.2 Капитальные затраты на проведение одной операции

 ГРП, руб.

 При определении финансового результата приняты следующие условия:

• налог на добычу полезных ископаемых – 2300 руб./т.;
• налог на прибыль – 20%;
• цена 1 тонны конденсата – 3000руб/т;
• цена 1 тыс. м³ газа – 1600 руб./1000м³;
• ставка дисконта – 15%.

 Решение:

 1. Определим величину капитальных вложений, как сумму статей капитальных затрат на проведение одной операции ГРП из таблицы 3.2:

 КВ = 13646,92 руб. + 3456,70 руб. + 9737,28 руб. + 266,98 руб. + 4678,90 руб. = 31786,78 руб.

 2. Определим величину амортизационных отчислений:

 АО = КВ/5 = 31786,78 руб./5 = 6357,36 руб.

 Остаточная  стоимость основных фондов на конец  года:

 31786,78 руб. - 6357,36 руб. = 25429,42 руб.

 Среднегодовая стоимость основных фондов:

 С_срг = (С_нг + С_кг)/2 = (31786,78 руб. + 25429,42 руб.)/2 = 28608,10 руб.

 3. Рассчитаем налог на имущество для каждого года по формуле:

 ΔН_им = С_срг * n_им,

 где Н_им – налог на имущество;

        С_срг – среднегодовая стоимость основных фондов;

         n_им - ставка налога на имущество (2%).

 
 

 4. Рассчитаем налог на добычу полезных ископаемых:

 ΔНДПИ = ΔQ_к*n_ндпи,

 где ΔQ_к - суммарная дополнительная добыча конденсата в год, т.;

        n_ндпи – ставка налога на добычу полезных ископаемых.

 ΔНДПИ = 294540 т./5 * 2300 руб./т. = 135488,4 тыс. руб.

 Результаты  расчета для каждого года внесем в таблицу 4.

 5. Рассчитаем текущие затраты:

   ΔЗ_тек = З_пер*ΔQ_гк + ΔQ_к*СС_к + ΔQ_г*СС_г,

   где З_пер – условно-переменные затраты в себестоимости добычи газоконденсатной смеси;

        ΔQ_гк – суммарный прирост дополнительной добычи газоконденсатной смеси в год;

        ΔQ_к – суммарная дополнительная добыча конденсата в год;

        СС_к – себестоимость 1 тонны конденсата, принятая на уровне 2 года;

        ΔQ_г – суммарный прирост отбора газа в год;

        СС_г – себестоимость 1000 м³ газа в год, принятая на уровне 2 года.

        ΔЗ_тек = 462,5руб./1000 м³* 8533860 тыс. м³/5 + 58908 т.*1261,7 руб./т.+

 + 372896000 м³*514,1 руб/10³м³ = 191782755970,1 тыс. руб.

 Результаты  расчета для каждого года внесем в таблицу 3.3.

 6 Рассчитаем общий прирост выручки в год по формуле:

 ΔВ = ΔQ_к*Ц_к + ΔQ_г*Ц_г,

 где ΔQ_к – суммарная дополнительная добыча конденсата в год, т.;

       Ц_к – цена 1 тонны конденсата, руб./т.;

       ΔQ_г – суммарный прирост отбора газа в год, тыс. м³;

       Ц_г – цена 1 тыс. м³ газа, руб./1000 м³;

 ΔВ=(294540т./5) * 3000руб./т. + (1864480м³/5) * 1600руб./м³ = =596810324000тыс. руб.

 Результаты  расчета для каждого года внесем в таблицу 3.3.

 7. Рассчитаем валовую прибыль:

   ΔВП = ΔВ – ΔЗ_тек – ΔН_им – ΔНДПИ,

 где ΔВ – выручка;

       ΔЗ_тек – текущие затраты;

       ΔН_им – налог на имущество;

       ΔНДПИ – налог на добычу полезных ископаемых.

       ΔВП =596810324000 тыс. руб. –191782755970,1 тыс. руб.- 572,16 тыс.руб.- – 135488,4 тыс. руб. = 405027431969,4 тыс. руб.