WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 || 4 |

С каждой последующей стадией проектирования необходимо повышать точность расчетов. Использование вышеизложенного метода приведет к излишне укрупненной оценке необходимых капитальных вложений. Поэтому для месторождений, находящихся в эксплуатации несколько лет, предлагается использовать более достоверную и полную геолого-технологическую и экономическую информацию. Имеющиеся фактические данные позволяют выделить из комплексных направлений затрат составляющие, напрямую независящие от фонда скважин, которые более корректно оценивать в расчете на километр (это касается всех линейных объектов).

Оценку затрат на строительство остальных общепромысловых объектов обустройства (установки по подготовке нефти – УПН, дожимной насосной станции – ДНС, кустовых насосных станций – КНС), не зависящих напрямую от количества пробуренных скважин, предлагается проводить по аналогии с такими же объектами на других месторождениях, с поправкой на проектный уровень мощности.

При составлении проектных документов 2-ого и 3-его уровней, по мере уточнения геологического строения месторождения необходимо осуществлять оценку эффективности освоения каждой продуктивной залежи. Эту задачу можно решить на основе разделения расходов между продуктивными пластами. Она усложняется при одновременно-раздельной эксплуатации пластов одного месторождения. Изложенная выше методика позволяет более точно оценить потребность в капитальных вложениях, позволяя обоснованно решить данную проблему.

В случае совместной эксплуатации залежей нами рекомендуется распределять пропорционально извлекаемым запасам нефти капитальные вложения необходимо только по таким промысловым объектам как УПН, ДНС, КНС.

К выбору методики распределения затрат на строительство линейных коммуникационных объектов предлагается подходить в зависимости от качественных характеристик пластов:

- в случае, когда на месторождении один из пластов можно выделить в качестве основного, корректно все затраты относить на него;

- если пласты сопоставимы по запасам, то затраты следует разделять пропорционально количеству скважин буримых на каждый пласт.

Предложенную методику рекомендуется применять при выполнении таких проектных работ как “ТЭО коэффициента извлечения нефти”, где необходим более детальный и взвешенный подход к распределению инвестиционных затрат по продуктивным пластам. Использование предложений по детализации оценки капитальных вложений позволит повысить обоснованность выбора рекомендуемого варианта разработки месторождения, оценить целесообразность вовлечения в разработку каждого продуктивного пласта.

3. Разработан экспресс-метод оценки влияния затратообразующих факторов в проектах разработки нефтяных месторождений на доходы бюджетов различных уровней.

В практике проектирования возникают ситуации, когда проектный документ на разработку месторождения, с одной стороны, характеризуется невысокими показателями экономической эффективности, а с другой, наличием явно завышенных капитальных вложений. Как известно, завышение инвестиционных расходов приводит к сокращению величины налога на прибыль при одновременном увеличении поступлений в государственные бюджеты по налогу на имущество. В такой ситуации возникает проблема оперативной оценки влияния на доход государства искусственного завышения капитальных вложений. При этом стоит отметить, что в большинстве случаев потенциальный рост суммарных платежей по налогу на имущество не способен компенсировать недостающие поступления по налогу на прибыль. Кроме того, интерес к решению этого вопроса может быть обусловлен неравномерной структурой распределения вышеобозначенных налогов между бюджетами различных уровней.

Автором установлено, что при условии равномерной и полной амортизации капитальных вложений (за расчетный период), суммарные выплаты по налогу на имущество могут быть определены следующим образом:

c-i Aим С Аим i=Ним = КВ (С - - ) = КВ, (4) 2 C 100 2 где Ним – суммарная величина налога на имущество, руб.;

КВ – объем капитальных вложений по проекту, руб.;

С – значение, равное сроку службы основных средств;

Аим – ставка налога на имущество, %.

Таким образом, величина налога на имущество при завышенных капитальных вложениях будет выше, нежели при их реальном уровне, на КВ С величину, равную « », где “КВ” – это объем капитальных вложений, превышающий их реальную стоимость.

Величина налога на прибыль зависит непосредственно от ее ставки и балансовой прибыли. Последняя, в свою очередь, представляет собой разницу между прибылью от реализации нефти и налогами, поступающими в местные бюджеты. Величина прибыли от реализации проекта находится в прямой зависимости от объема капитальных вложений. Если в проекте объем капитальных вложений ( КВпр ) завышен в «n» раз, то в этом случае прибыль от реализации нефти за рентабельный КВпр период окажется заниженной на величину, равную ( КВпр - ).

n Таким образом, если в расчетах капитальные вложения завышены, то величину, показывающую на сколько при этом искажено (занижено) значение налога на прибыль, можно будет определить по формуле:

КВ Аим С Ап Н = (КВ + ), (5) п 2 100 где Нп – недополучение средств по налогу на прибыль, руб;

С – значение, равное сроку службы основных средств;

Аим,, Ап – ставки налогов на имущество и на прибыль соответственно, %.

Формула (5) справедлива при следующих условиях:

• если на протяжении расчетного рентабельного периода возможные отрицательные значения текущей балансовой прибыли полностью компенсируются последующей положительной динамикой за счет соответствующего уменьшения налогооблагаемой прибыли;

• если за рентабельный период амортизируется вся сумма затрат.

Совокупное влияние выявленного масштаба завышения объема капитальных вложений на изменение дохода государства может быть определено как разность между недополучением средств по налогу на прибыль и дополнительными поступлениями по налогу на имущество.

Учитывая действующее ставки налогов и их распределение по бюджетам, можно определить влияние изменения объема капитальных затрат на доходы бюджетов всех уровней.

4. Предложен методический подход к оперативному определению потенциальной коммерческой эффективности разработки месторождений на основе установления ориентировочных предельно-рентабельных значений технологических параметров.

В процессе проектирования разработки нефтяных месторождений часто возникает необходимость оперативной приблизительной оценки предельно-рентабельных начальных дебитов нефти скважин (qн.нач.) для краевых зон залежей и для месторождения в целом, накопленной добычи нефти на одну строящуюся скважину (Qн.рентаб.), а также потенциальной эффективности инвестирования. Перечисленные параметры интересуют нефтяные компании, инвесторов, консалтинговые фирмы, специалистов, занимающихся вопросами контроля и регулирования недропользования.

В целях оперативного получения информации предлагается сформировать базу данных с предельно-рентабельными значениями технологических параметров, рассчитанных с учетом наиболее значимых условий разработки месторождений.

На первом этапе формирования информационной базы данных предлагается оценить ориентировочные значения qн.нач. и Qн.рентаб. для месторождений с различными геолого-технологическими условиями разработки и территориальной расположенностью. На втором этапе, основываясь на предельно-рентабельные технологические показатели, можно определить потенциальную коммерческую эффективность разработки.

Расчеты предельных параметров qн.нач. и Qн.рентаб. должны осуществляться с учетом различной удаленности месторождений от районов с освоенной инфраструктурой, применения различных систем разработки и общего проектного фонда строящихся скважин на месторождении, с учетом закономерности изменения различных технологических параметров во времени в процессе разработки месторождений и приближенных к действующим на момент выполнения экономической оценки стоимостным характеристикам.

Данные результаты расчетов должны быть систематизированы в виде таблицы со значениями параметров qн.нач. и Qн.рентаб, обеспечивающих получение минимально приемлемой экономической рентабельности.

На основе предельных технологических параметров можно определить потенциальную коммерческую эффективность по показателю внутренней нормы доходности (IRR) разработки того или иного месторождения. Она может быть спрогнозирована, исходя из сопоставления полученных предельно-рентабельных значений технологических параметров с их ориентировочными значениями, которые могут быть заложены в проектных документах.

Для различных заданных условий (удаленность месторождения, проектный фонд скважин, система разработки) степень влияния технологических параметров на изменение нормы прибыли неодинакова. В таблице 2 в качестве примера представлены предельно-рентабельные начальные дебиты новых скважин по нефти и полученные ориентировочные значения прироста внутренней нормы прибыли при увеличении производительности скважин на 1 т/сут., характерные для семиточечной системы разработки месторождения.

Согласно выполненных расчетов, для месторождения с удаленностью 100 км и проектным фондом в 200 скважин (соотношение добывающих и нагнетательных скважин 2/1), минимальный начальный дебит скважин по нефти составляет примерно 20 т/сут. Значение IRR при этом равно 10%.

Увеличение начального дебита нефти на 1 т/сут ведет к росту внутренней нормы доходности примерно на 0,9%. Функциональная зависимость внутренней нормы прибыли от дебита нефти имеет линейный характер.

Следовательно, для того, чтобы величина внутренней нормы прибыли достигла, например, значения 20%, проектный уровень среднего начального дебита нефти должен быть около 31 т/сут.

Таблица Прирост IRR при изменении начального дебита скважин по нефти Фонд скважин Удаленность, км 0 50 100 Всего в т.ч.

Рост "IRR, %" Рост "IRR, %" Рост "IRR, %" Рост "IRR, %" бури- добываqн., qн., qн., qн., при росте qн при росте qн при росте qн при росте qн мых ющих т/сут т/сут т/сут т/сут на 1 т/сут. на 1 т/сут. на 1 т/сут. на 1 т/сут.

100 67 16 1,2 20 0,9 24 0,8 29 0,200 133 15 1,2 18 1,0 20 0,9 23 0,300 200 15 1,2 17 1,0 19 0,9 21 0,400 267 15 1,2 17 1,1 18 0,9 20 0,500 333 15 1,2 17 1,1 18 1,0 19 0,qн. - предельно-рентабельный (IRR=10%) средний начальный дебит нефти, т/сут.

Полученная информация может быть использована в течение определенного периода времени, на протяжении которого экономические условия реализации проекта являются относительно устойчивыми.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ Проведенные исследования, направленные на повышение обоснованности принимаемых проектных решений, позволили сформулировать следующие основные выводы:

1. Анализ информационно-методического обеспечения оценки капитальных и эксплуатационных затрат на разработку нефтяных месторождений выявил необходимость его уточнения и детализации для каждой стадии проектирования (от составления проектов пробной эксплуатации до проектов доразработки). Это будет способствовать повышению достоверности экономических расчетов и обоснованности принятия управленческих решений.

2. Разработанные в диссертации предложения по развитию методики оценки текущих производственных расходов предполагают использование:

- отчетной информации по нефтедобывающему предприятию на стадии проектирования пробной и опытно-промышленной эксплуатации месторождений;

- систематизированной базы фактических данных в разрезе месторождений на стадии составления технологических схем и проектов разработки;

- методов статистического моделирования для получения информации на стадии составления проектов доразработки.

3. Предложенная методика обоснования нормативов текущих затрат в разрезе их элементов основана на выявлении более тесной связи затрат с технологическими параметрами разработки. В частности, при обосновании удельных энергозатрат на извлечение жидкости рекомендуется учитывать глубину добывающих скважин, забойное давление в зоне отбора, обводненность нефти. Расчет норматива прочих затрат в условнопеременной его части целесообразно проводить с использованием поправочного коэффициента, который зависит от действующего фонда скважин в общем эксплуатационном фонде.

4. Формализованные и дополненные автором подходы к определению потребности в капитальных вложениях предусматривают детализацию их оценки на разных стадиях проектирования по двум направлениям: затраты, связанные со строительством линейных коммуникационных сооружений и общепромысловых объектов инфраструктуры. Для принятия более обоснованных решений о целесообразности вовлечения в разработку продуктивных пластов на второй и третьей стадиях проектирования разработаны методические рекомендации по распределению названных групп капитальных вложений в разрезе эксплуатационных объектов (пластов) в зависимости от их качественных характеристик.

5. Предложенный экспресс-метод оценки влияния величины завышенных капитальных вложений на доход государства заключается в определении потенциального недополучения поступлений по налогу на прибыль и сопоставлении их с возможным увеличением притока денежных средств по налогу на имущество. Его применение позволит, не прибегая к объемным расчетам, оценить, на сколько уменьшатся или увеличатся доходы различных бюджетов (федерального, регионального и местного) при скорректированных капитальных вложениях.

6. Для получения предварительных выводов о целесообразности разработки нефтяных месторождений на предпроектной стадии сформировано методическое обеспечение по оперативному анализу потенциальной коммерческой эффективности. Оно включает методические положения по установлению ориентировочных предельно-рентабельных значений технологических параметров, по оценке влияния их изменения на внутреннюю норму доходности, а также по расчету ее потенциальной величины.

Основные положения диссертации изложены в следующих публикациях:

1. Янин К.Е. О направлениях совершенствования информационнометодического обеспечения проектного анализа в нефтедобыче // Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе: тезисы всерос. научн. практ. конф.- Тюмень: ТюмГНГУ, 2001. – 0,08 п.л.

2. Янин К.Е., Янина И.В. Формализация подходов к формированию нормативной базы для экономических расчетов // Технологоинструментарные новации в управлении ТЭК: макро-, мезо- и микроуровень. Материалы II всерос. науч. практ. конф. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. – 0,4 п.л. (авт.- 0,3 п.л.).

Pages:     | 1 | 2 || 4 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»