close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

6.Эконом

код для вставкиСкачать
6. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
6.1 Характеристика производственно-хозяйственной деятельности ОАО "Нижневартовское Нефтегазодобывающее Предприятие"
ОАО "ННП" является структурным подразделением ОАО "Тюменская Нефтяная Компания" в которой находится контрольный пакет акций.
Нефтегазодобывающее предприятие занимается добычей нефти и газа, а так же внутри промысловым сбором и транспортом нефти и газа.
По состоянию на 01.01.2000г. на балансе НГДУ числятся 7 месторождений. В разработке находится 6 месторождений, 1 в доразведке. В течении последних лет удалось переломить негативную тенденцию падения добычи и начиная с 1996 года постоянно наращивать её объём.
Начиная с 1995 года были приняты стандартизированные формы бизнес-планирования, основывающиеся на управлении издержками производства в рамках доходности продажи нефти и обеспечения положительного потока наличности для выполнения объемных показателей по году (добыча нефти, капитальные вложения).
Большое внимание уделяется ценовой политике, которая базируется на постоянном контроле соответствия стоимости приобретаемых услуг и материальных ресурсов с доходами от продажи нефти.
Организационная структура НГДУ является бюрократически-функциональной структурой с высокой степенью разделения труда, развитой иерархией управления, с формальным порядком согласования решений.
6.2. Анализ эффективности проведения оптимизации скважин по Ершовому месторождению
Насосную эксплуатацию нефтяных скважин можно применять в самых различных условиях - при дебитах скважин от нескольких тонн, до сотен тонн в сутки. При подъёме нефти из скважин, широко применяют электроцентробежные насосы. Отечественная промышленность выпускает УЭЦН в широком ассортименте, что позволяет эксплуатировать скважины в самых разнообразных природных условиях, а также при суровом климате Западной Сибири. В зависимости от условий эксплуатации (дебит, расстояние до динамического уровня, свойства жидкости, наличие или отсутствие песка и газа) выпускаются различные насосы. В данной части диплома, рассматривается эффективность проведения оптимизации режимов работы. Оптимизация УЭЦН не повлияет на наработку насосов на отказ, но сможет существенно повысить дебиты скважин по жидкости, а соответственно по нефти.
6.3. Анализ влияния мероприятия на технико-экономические показатели
6.3.1 Расчет дополнительной добычи нефти (газа) и дополнительной выручки от реализации
Проведенная оптимизация приведёт к увеличению добычи нефти, которую можно определить по формуле (исходные данные см. табл.7.1):
Q(q) = q * T (6.1)
где q - прирост среднесуточного дебита, т/сут;
Т - время работы скважин в течение года, сут;
Q(q) = 243 * 359,4 = 87334,2 т.
Таблица 6.1
Исходные данные
№ п/пПоказателиЕдиницы измеренияЧисловое значение1Фонд оптимизированных скважинед.72Среднесуточный прирост дебита (по всем скважинам)т/сут2433Наработка на отказ до оптимизациисут135,04Наработка на отказ после проведения оптимизациисут145,05Себестоимость добычи нефтируб/т12496Доля условно переменных затрат в себестоимости нефти%51,27Ставка дисконта%108Расчётный периодлет39Продолжительность одного ПРСчас4810Стоимость одного часа ПРСруб370011Цена одной тонны нефтируб5230,7612Среднесписочная численность ПППчел218613Среднегодовая стоимость основных производственных фондовмлн. руб.448714Годовая добыча нефти в 2006годутыс. т5589,6 Также дополнительная добыча нефти будет получена за счёт сокращения времени на ремонт скважин (Т):
Q(t) = q * (Т), (6.2)
Q(t) = 0,16 *243 = 38,8т
Тогда всего дополнительная добыча нефти составит:
Q = Q(q) + Q(t) , (6.3)
Q = 87334,2 + 38,8 = 87373т.
Сокращение времени на ремонт скважин в течение года рассчитаем по формуле:
(Т) = (365 Тпрс )/ (Тмрп0 * 24) - (365 * Тпрс )/ (Тмрп1 * 24), (6.4)
где Тмрп0 и Тмрп1 - наработка на отказ до и после оптимизации, сут.
(Т) = (365 * 48)/(135 * 24) - (365 * 48)/(145 * 24) = 0,16 сут.
Время работы скважин после проведения оптимизации определим по формуле:
Т = Тк - (Тпрс / 24) * Тк / Тмрп, (6.5)
где Тк - календарный период (365), дней;
Тпрс - продолжительность одного подземного ремонта, часов;
Тмрп - наработка на отказ, дней.
Т = 365 - (48/24) * 365/145 = 359,6 дней.
Увеличение добычи нефти приведёт к росту производительности труда,
которая определяется по следующей формуле:
Пт = Q * Цн / Чп, (6.6)
где Пт - повышение производительности труда, руб/чел;
Q - прирост добычи, тн;
Цн - цена одной тонны нефти, руб;
Чп - среднесписочная численность ППП, чел;
Пт = 87373 * 5,23076/2186 = 209,1 тыс.руб/чел.
Также ведёт к увеличению фондоотдачи:
Фо = Q * Ц/Сопф, (6.7)
где Сопф - среднегодовая стоимость основных производственных фондов (руб);
Фо - прирост фондоотдачи.
Фо = 87373 *5,23076 /4487 = 101,85 руб/тыс.руб.
Снижение себестоимости добычи нефти (С) происходит за счёт изменения условно-постоянных затрат (Зпос) на единицу продукции и определиться по формуле (6.8):
С = Зпос (1/Q - 1/(Q + Q)), (6.8)
где Зпос - условно постоянные затраты на добычу нефти по ННП, тыс.руб;
Q - добыча нефти до мероприятия по ННП, тыс.т.
С = (1,249 * 0,488)*5589,6 *(1/5589,6-1/(5589,6+87,373)) = 9,36 руб/т.
Увеличение объёма добычи нефти ведёт к увеличению абсолютной величины прибыли от реализации:
Прреал = Qреал * (Ц - (с/с -С)), (6.9)
где Прреал - дополнительная прибыль от реализации нефти, руб;
Qреал - дополнительно реализованная нефть, т;
Ц - цена реализации нефти (руб);
с/с - себестоимость добычи нефти до проведения мероприятия, руб/т;
С - снижение себестоимости нефти.
Прреал = 87373 * (5230,76 - 1249 - 9,36) = 347080,5 тыс.руб.
Так как увеличивается прибыль от реализации продукции, то соответственно увеличивается и чистая прибыль предприятия:
Прчист = Прреал - (Прреал * Нпр), (6.10)
где Нпр - величина налога на прибыль, руб;
Прчист = 347080,5 - 347080,5 * 0,24 = 263781,2 тыс.руб.
И так, дополнительная чистая прибыль предприятия за счёт снижения постоянных затрат без учёта затрат на мероприятие на 1 тонну нефти составила 9267,273 тыс.руб.
6.4 Расчёт показателей экономической эффективности мероприятия
6.4.1 Расчет капитальных и текущих затрат
Данное мероприятие связано с дополнительной добычей (Q).
Доля условно-переменных затрат составляет 51,2%.
Объём дополнительно добытой нефти - 87373тонны.
Цена за 1 тонну нефти равна 5230,76 руб.
Кол-во оптимизированных скважин 7 шт.
Проведём расчёт ПДН и ЧТС на ближайшие три года.
Прирост выручки от реализации за год определим по формуле:
В (Q) = Q * Цн, (6.11)
где Q - объём дополнительной добычи нефти, тыс.руб;
Цн - цена 1 тонны нефти, тыс.руб.
В (Q) = 87373 * 5,23076 = 457027,2 тыс.руб.
Выручка будет возрастать и за счёт экономии затрат на подземный ремонт скважин:
Э = Имер2 - Имер1, (6.12)
Э = 3,7 * 48 * 7 * 365 / 135 - 3,7*48*7*365/145 = 230,84 тыс.руб.
Тогда общая выручка составит:
В = 120504,4 + 230,84 = 120735,7 тыс.руб.
Капитальные затраты на проведение оптимизации отсутствуют
Текущие затраты (на дополнительную добычу) определяются как сумма затрат на мероприятие и затрат условно-переменных по формуле:
Иt = Идоп + Имер2, (6.13)
где Идоп - затраты условно-переменные на дополнительную добычу нефти,руб;
Имер - затраты на проведение мероприятия.
Идоп = Q * с/с * дуп / 100, (6.14)
где с/с - себестоимость нефти, руб/тонну;
дуп - удельный вес условно-переменных затрат, %.
Идоп = 87373 * 1249 * 0,512 = 55873,99 тыс.руб.
Затраты на проведение мероприятия определим по формуле:
Имер2 = С1час ПРС * ТПРС * NПРС, (6.15)
где С1час ПРС - стоимость одного бригадо-часа подземного ремонта, руб;
ТПРС - продолжительность одного ПРС, часов;
NПРС - количество подземных ремонтов, ед.
Имер2 = (3,7 * 48 * 365/145 * 7) = 3129,43 тыс.руб.
Тогда общие затраты, связанные с дополнительной добычей нефти составят:
И = 55873,99 + 3129,43 = 59003,42 тыс.руб;
При определении величины налогов (Н) необходимо произвести расчёт налога на прибыль (Нпр).
Для расчёта налога на прибыль, рассчитаем прибыль налогооблагаемую по формуле:
Пнал.обл. = В - И (6.16)
где В - прирост выручки от реализации, тыс.руб.;
И - текущие затраты, тыс.руб.
Пнал.обл = 120735,7 - 59003,42 = 61732,28 тыс.руб.;
Нпр = Пнал.обл * Nпр / 100, (6.17)
где Нпр - ставка налога на прибыль, % (принять 24%);
Нпр = 61732,28 * 24 / 100 = 14815,75 тыс.руб.;
6.4.2 Расчет потока денежной наличности и чистой текущей стоимости
Прирост годовых денежных потоков (ДПt) рассчитывается по формуле:
ДПt = Вt - Иt (6.18)
ДП1 =120735,7 - 59003,42 - 14815,75 = 46916,53 тыс.руб.;
ДП2 = 46916,53 тыс.руб.;
ДП3 = 46916,53 тыс.руб.;
Поток денежной наличности определяется как разница между приростом годовых денежных потоков и капитальными вложениями:
ПДНt = ДПt, (6.19)
ПДН1 = 46916,53 тыс.руб.;
ПДН2 = 46916,53 тыс.руб.;
ПДН3 = 46916,53 тыс.руб.
Накопленный поток денежной наличности определим по формуле:
НПДН = ПДН, (6.20)
НПДН1 = 46916,53 тыс.руб.;
НПДН2 = 46916,53 + 46916,53 = 93833,06 тыс.руб.;
НПДН3 = 93833,06 +46916,53 = 140749,59 тыс.руб.;
Коэффициент дисконтирования - по формуле:
t = (1 + Енп)-t, (6.21)
1=1
2 = (1 + 0,1)-1 = 0,9091;
3 = (1 + 0,1)-2 = 0,8264;
Дисконтированный поток денежной наличности - по формуле:
ДПДНt = ДПt * * (6.22)
ДПДН1 = 46916,53 * 1 = 46916,53 тыс.руб.
ДПДН2 = 46916,53 * 0,9091 = 42651,82 тыс.руб.;
ДПДН3 = 46916,53 * 0,8264 = 38771,82 тыс.руб.;
Чистая текущая стоимость - по формуле:
ЧТСt = ДПДНt, (6.23)
ЧТС1 = 46916,53 тыс.руб.;
ЧТС2 = 42651,82 + 46916,53 = 89568,35 тыс. руб.;
ЧТС3 = 89568,35 + 38771,82 = 128340,17 тыс. руб.;
Результаты расчёта сведены в таблицу 6.2. Профили накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости построены на рисунке 6.1.
По графику динамики НПДН и ЧТС можно определить срок окупаемости капитальных вложений (Ток) - это точка пересечения НПДН и ЧТС с осью абсцисс.
Рис. 6.1 График динамики НПДН и ЧТС
Таблица 6.2
ПоказателиЕд.изм.2007г2008г2009гПрирост добычи нефтитыс.тонн873738737387373Капитальные вложениятыс.руб0,000,000,00Прирост выручки от реализациитыс.руб456960,79456960,79456960,79Текущие затратытыс.руб59003,4259003,4259003,42Прирост амортизациитыс.руб0,000,000,00Остаточная стоимостьтыс.руб0,000,000,00Ставка налога на имущество(2%)%0,000,000,00Налогооблагаемая прибыльтыс.руб397957,37397957,37397957,37Ставка налога на прибыль (26%)тыс.руб103468,92103468,92103468,92Прирост суммы налогавых выплаттыс.руб103468,92103468,92103468,92Денежный потоктыс.руб294488,45294488,45294488,45Поток денежной наличности (ПДН)тыс.руб294488,45294488,45294488,45Накопленный ПДНтыс.руб294488,45588976,91883465,36Коэффициент дисконтированияд.ед1,000,900,82Дисконтированный ПДНтыс.руб294488,45267719,45243365,26Чистая текущая стоимость (ЧТС)тыс.руб294488,45562207,91805573,17Цена нефтитыс.руб5,235,235,23Прирост прибылитыс.руб61732,2861732,2861732,28 Основные технико-экономические показатели
6.4.3 Анализ чувствительности проекта к возможным изменениям
На последнем этапе экономического обоснования предлагаемого мероприятия проводится анализ чувствительности проекта к риску. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона вариации каждого фактора, например:
- годовая добыча (-30%; +10%);
- цены на нефть (-10%; +20%);
- текущие затраты (-10%; +20%);
- налоги (-10%; +20%).
Для каждого фактора определяется ЧТС: ЧТС(Q); ЧТС(Ц); ЧТС(И); ЧТС(К);ЧТС(Н).
Полученная зависимость чистой текущей стоимости от факторов изображается графически. Значения ЧТС на каждой прямой, соответствующие крайним точкам диапазона, соединяются между собой, образуя фигуру, напоминающую "паука". Значения ЧТС при заданных изменениях параметров находятся в положительной области, проект не имеет риска.
Таблица 6.4
Расчёт экономических показателей при уменьшении на 30 % и увеличения объёма добычи нефти на 10 %, тыс.руб.
Показатели-30%10%Прирост добычи нефти61161,196110,3Капитальные вложения0,000,00Прирост выручки от реализации319872,553502656,869Текущие затраты59003,4259003,42Прирост амортизации0,000,00Остаточная стоимость0,000,00Ставка налога на имущество(2%)0,000,00Налогооблагаемая прибыль260869,13443653,45Ставка налога на прибыль (26%)67825,97115349,90Прирост суммы налогавых выплат 67825,97115349,90Денежный поток193043,16328303,55Поток денежной наличности (ПДН)193043,16328303,55Накопленный ПДН579129,48984910,66Коэффициент дисконтирования0,82640,8264Дисконтированный ПДН159530,87271310,06Чистая текущая стоимость (ЧТС)528069,56898074,37Цена нефти5,2305,230Прирост прибыли260869,13443653,45 Таблица 6.5
Расчёт экономических показателей при уменьшении на 10% и увеличении цены нефти на20 %, тыс.руб.
Показатели-10%20%Прирост добычи нефти8737387373Капитальные вложения0,000,00Прирост выручки от реализации411264,711548352,948Текущие затраты59003,4259003,42Прирост амортизации0,000,00Остаточная стоимость0,000,00Ставка налога на имущество(2%)0,000,00Налогооблагаемая прибыль352261,29489349,53Ставка налога на прибыль (26%)91587,94127230,88Прирост суммы налогавых выплат 91587,94127230,88Денежный поток260673,36362118,65Поток денежной наличности (ПДН)260673,36362118,65Накопленный ПДН782020,071086355,95Коэффициент дисконтирования0,82640,8264Дисконтированный ПДН215420,46299254,85Чистая текущая стоимость (ЧТС)713071,96990575,57Цена нефти4,7076,276Прирост прибыли352261,29489349,53 Таблица 6.6
Расчёт экономических показателей при уменьшении на 25% и увеличении затрат на 15%, тыс.руб.
Показатели-25%15%Прирост добычи нефти8737387373Капитальные вложения0,000,00Прирост выручки от реализации456960,79456960,79Текущие затраты44252,5767853,93Прирост амортизации0,000,00Остаточная стоимость0,000,00Ставка налога на имущество(2%)0,000,00Налогооблагаемая прибыль412708,23389106,86Ставка налога на прибыль (26%)107304,14101167,78Прирост суммы налогавых выплат 107304,14101167,78Денежный поток305404,09287939,07Поток денежной наличности (ПДН)305404,09287939,07Накопленный ПДН916212,26863817,22Коэффициент дисконтирования0,82640,8264Дисконтированный ПДН252385,94237952,85Чистая текущая стоимость (ЧТС)835432,88787657,34Цена нефти5,2305,230Прирост прибыли412708,23389106,86 Таблица 6.7
Расчёт экономических показателей при уменьшении на 15% и увеличении налогов на 25%, тыс.руб.
Показатели-15%25%Прирост добычи нефти8737387373Капитальные вложения0,000,00Прирост выручки от реализации456960,79456960,79Текущие затраты59003,4259003,42Прирост амортизации0,000,00Остаточная стоимость0,000,00Ставка налога на имущество(2%)0,000,00Налогооблагаемая прибыль397957,37397957,37Ставка налога на прибыль (26%)87948,58129336,15Прирост суммы налогавых выплат 87948,58129336,15Денежный поток310008,79268621,22Поток денежной наличности (ПДН)310008,79268621,22Накопленный ПДН930026,37805863,67Коэффициент дисконтирования0,82640,8264Дисконтированный ПДН256191,27221988,58Чистая текущая стоимость (ЧТС)848029,05734813,36Цена нефти5,2305,230Прирост прибыли397957,37397957,37 Чувствительность проекта к изменению факторов показана на рисунке 6.2.
Рис. 6.2 График чувствительности проекта к изменяющимся факторам
6.5 Выводы
Как показал расчёт экономической эффективности проведенной оптимизации, отрицательные значения НПДН отсутствуют, то есть при существующих экономических обстоятельствах проведения мероприятия проект окупается в течение 1года. Как видим, чистая текущая стоимость положительная, то есть ЧТС 0, а это является критерием эффективности проекта.
График чувствительности проекта к риску расположен в положительной области, что говорит о слабой чувствительности проекта к риску в пределах изменяющихся параметров. Поэтому предлагается внедрять его в производство.
Документ
Категория
Рефераты
Просмотров
472
Размер файла
218 Кб
Теги
эконом
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа