Анализ экономической эффективности инвестиционных проектов (на примере «Альметьевнефть»)

 

    Технологический эффект от проводимых работ, в соответствии с организационным планом будет получен со 1-го месяца внедрения (500 т/мес.), при условии выполнения работ в соответствии с графиком. Максимальное значение технологического эффекта по проекту будет достигнуто в октябре 2006 года (6.3 тыс.т/мес.).

Бюджетные показатели предлагаемого проекта:

Расходная часть бюджета проекта составляет 58914.23 тыс. руб.

Дополнительная  добыча нефти 113,1 тыс. т

Накопленная дисконтированная дополнительная чистая прибыль (NPV) составит 57569,6 тыс. руб.

Срок  окупаемости 8 месяцев.

    Расчетный объем закачиваемого раствора БГС на 1 нагнетательную скважину составляет 3000 м3 (концентрация ПАА – 0,12%, конц. сшивателя ХКК – 0.02%). Стоимость закачки 1 м3 раствора БГС составляет 92,1 руб./т. Расчетный объем закачки ПГС «Темпоскрин» составляет 200 м3 на скважину с расходом 1 т товарной формы реагента.

   Доходная часть бюджета проекта формируется за счет поступлений от реализации дополнительно добытой нефти от внедрения мероприятий.

    Потребность в кредите составляет 21226,8 тыс. руб. Инвестиции необходимы для выполнения работ на начальном этапе проекта, до тех пор, пока текущие затраты не будут покрываться поступлениями от реализации дополнительной нефти.

    Доход от реализации дополнительно добытой нефти по установленной цене (1700 тыс. руб./т с НДС и акцизом) составит 147147,6 тыс. руб.

Таблица 3.2

Поступления от проекта распределятся следующим образом

 

Всего налоги и отчисления составят 112528,8 тыс. руб.

Расчет  экономической эффективности выполнен на основании исходных данных, приведенных  в табл. 3.3.

Таблица 3.3

 Исходные  данные для расчета экономических  показателей по Проекту 

 

    На основе экономического анализа организационного проекта были получены следующие результаты:

общая потребность в кредите составила 21216,8 тыс. руб.;

полученный чистый дисконтированный доход (NPV) от внедрения ГТМ при годовой ставке дисконтирования 10 % составит 57569,6 тыс. руб.;

внутренняя  норма доходности (IRR) составит 655,8 %;

срок  окупаемости проекта – 8 месяцев  с момента начала работ;

чистая  суммарная прибыль предприятия составит 61466,5 тыс. руб;

сумма налогов и отчислений составит 112528,8 тыс. руб.

Результаты  экономического расчета представлены в табл. 3.3. 

Таблица 3.4

Основные  технико-экономические показатели Проекта 

 

      Оценка  рисков проводилась с вариацией  параметров (отклонения от базового варианта на величину «плюс» и «минус» 10%), определяющих эффективность проекта в условиях реальных рыночных отношений (табл.9).

       Изменениям были подвергнуты следующие показатели:

- объем  дополнительно добытой нефти  (эффективность МУН);

- затраты,  связанные с реализацией проекта;

- цена  реализации нефти на внутреннем  рынке.

Оценка  рисков показывает следующее:

1. Наибольшее  влияние на эффективность Проекта оказывает цена реализации дополнительно добываемой нефти, но даже при снижении цены реализации на 10 %, проект остается достаточно эффективным. Так, NPV составит 47410,3 тыс. руб, срок окупаемости 8 месяцев, а внутренняя норма доходности снизится на 195,7 %.

2. В  случае уменьшения технологического  эффекта (объема дополнительно  добываемой нефти) на 10% от проектного  уровня чистый приведенный доход  (NPV) уменьшается с 57569,61 тыс.руб. (базовый  вариант) до 47786,14 тыс.руб. Внутренняя  норма доходности уменьшится на 189,3 % .

3. Удорожание  стоимости работ по реализации  проекта, влияет на эффективность  работ в меньшей степени, чем  снижение технологического эффекта  и изменение цены на нефть.  При увеличении прямых затрат  на 10 %, NPV составит 53312,04 тыс.руб, а внутренняя норма доходности составит 481,75%, т.е. снизится на 174,1%.

Таблица 3.5

Сводная таблица показателей эффективности  при оценке проекта на чувствительность

 
 

    Таким образом, изменения рассмотренных параметров в заданных интервалах, принципиально не влияют на эффективность проекта. При наиболее неблагоприятном варианте (уменьшение цены реализации на 10 %), NPV составит 47410,2 тыс. руб., а срок окупаемости – не изменится.  
 

3.3.1. Анализ влияния внедрения предложенных  проектов на технико-экономические показатели НГДУ  

   Решения руководителей современной нефтяной промышленности определяются несколькими ключевыми факторами, такими как эффективность, гибкость, производительность, экология. Но наиболее важным фактором остается экономичность проектов и технологий.

    Сервисная компания «Шлюмберже» предлагает своим клиентам технологию гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ), важнейшим качеством которой является именно экономичность. ГНКТ помогает уменьшить расходы, т.к. зачастую устраняет необходимость использования дорогостоящих станков КРС. Услуги ГНКТ являются быстрыми и эффективными – скважина возвращается в действующий фонд с минимальной потерей времени.

     Компания «Шлюмберже» предлагает экономичную альтернативу многим традиционным методам нефтедобычи -–от бурения до заканчивания скважин.

ГНКТ  – это автономная, легко транспортируемая установка с гидравлическим приводом, которая спускает и поднимает непрерывную гибкую НКТ в эксплуатационную НКТ или в обсадную трубу скважины. Технология ГНКТ может применяться в наземной и морской нефтедобыче и не требует отдельного станка КРС. ГНКТ можно применять на добывающих скважинах, она позволяет вести закачку рабочих жидкостей или азота во время спуска трубы.

    Сравнение двух технологий может определить эффективность применения ГНКТ для удаления парафиновых (гидратных) пробок.

Время, которое требуется бригаде КРС  для выполнения этой работы, колеблется от 7 до 10 дней, что будет стоить ок. 10 000 долларов США (включая материалы и вспомогательное оборудование). Эта операция производится как часть программы ремонта скважины. Подобная работа, выполненная посредством ГНКТ, занимает два дня и стоит ок. 30 000 долларов США.

ГНКТ  выполняет в среднем 12 работ в  месяц.

КРС делает в среднем 3 работы в месяц.

Следовательно, можно произвести экономический  расчет согласно нижеприведенной формуле (допуская, что дебит скважин остается постоянной средней величиной в течение определенного времени):