Главная Коллекция "Revolution" Менеджмент и трудовые отношения Экономическое обоснование выбора производственной стратегии в сегменте "Геологоразведка и нефтегазодобыча"

Экономическое обоснование выбора производственной стратегии в сегменте "Геологоразведка и нефтегазодобыча"

Анализ производственных и экономических показателей деятельности предприятия. Основные показатели и эффективность геологоразведки и нефтегазодобычи компании. Обоснование варианта производственной стратегии на основе стоимостной оценки месторождения.

Рубрика Менеджмент и трудовые отношения
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 16.02.2016
Размер файла 920,4 K
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра «Экономика и управление на предприятии нефтяной и газовой промышленности»

КУРСОВАЯ РАБОТА

на тему: «Экономическое обоснование выбора производственной стратегии в сегменте «Геологоразведка и нефтегазодобыча» (на примере «АНК ПАО «Башнефть»)»

по дисциплине: «Производственный менеджмент»

Выполнил: Д.Р. Азаматов

Проверил: И.М. Захарова

Уфа 2015

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ И ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ КОМПАНИИ

1.1 ОСНОВНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПАО АНК «БАШНЕФТЬ»

1.2 АНАЛИЗ ОРГАНИЗАЦИОННО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ СТРУКТУРЫ ПРЕДПРИЯТИЯ

1.3 АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПАО АНК «БАШНЕФТЬ»

1.4 ПОКАЗАТЕЛИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДКИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ КОМПАНИИ

ГЛАВА 2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ СТОИМОСТНОЙ ОЦЕНКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ И УЧАСТКОВ НЕДР

ГЛАВА 3. ОБОСНОВАНИЕ ВАРИАНТА ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ СТРАТЕГИИ НА ОСНОВЕ СТОИМОСТНОЙ ОЦЕНКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время вопрос выбора производственной стратегии весьма актуален для предприятий, так как в связи с развитием научно-технического прогресса рыночная экономика приобретает все более инновационный характер.

Компания для успешного осуществления поставленной цели должна выбрать стратегию, которая будет наиболее приемлемой для использования имеющихся у нее ресурсов в данной рыночной ситуации. Приемлемость той или иной стратегии определяется эффективностью деятельности фирмы, что, в свою очередь, выражается в величине прибыли, объемах продаж и рентабельности.

Производственная стратегия в нефтегазодобывающей компании - одно из средств достижения целей организации (корпорации, фирмы), отличающееся от других средств своей новизной, прежде всего для данной организации и, возможно, для отрасли, рынка, потребителей.

Объектом исследования является ПАО АНК «Башнефть».

Предметом исследования является экономическое обоснование эффективности производственной стратегии.

Целью курсовой работы является - анализ экономической эффективности ПАО АНК «Башнефть».

При написании работы ставятся следующие задачи:

- изучить основные характеристики компании;

- проанализировать основные технико-экономические показатели, организационную, производственную структуру ПАО АНК «Башнефть»;

- рассмотреть эффективность показателей геологоразведки и нефтегазодобычи;

- обосновать выбор варианта производственной стратегии на основе стоимостной оценки месторождения;

1. АНАЛИЗ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ И ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ КОМПАНИИ

1.1 ОСНОВНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПАО АНК «БАШНЕФТЬ»

ПАО АНК «Башнефть» -- динамично развивающаяся российская вертикально-интегрированная нефтяная компания. По итогам 2014 года компания занимает шестое место по объему добычи нефти и четвертое по объему первичной переработки среди нефтяных компаний России. «Башнефть» демонстрирует устойчивые финансовые результаты и стабильно высокие дивидендные выплаты.

На сегодняшний день компанию характеризуют следующие факты:

- «Башнефть» -- одно из старейших предприятий нефтяной отрасли России -- ведет добычу с 1932 года;

- обширные запасы нефти и ресурсная база компании расположена в 3-х основных нефтедобывающих регионах России: Волго-Уральская провинция, Тимано-Печора, западная Сибирь;

- в промышленной эксплуатации находится более 170 месторождений;

- добыча более 17 млн. тонн нефти в год;

- мощный научный потенциал -- многолетний опыт разработки и внедрения передовых технологий разведки и добычи нефти;

- переработка более 20 млн. тонн нефти в год;

- производство и реализация моторных топлив высокого экологического стандарта «евро-5»;

- розничная сеть «Башнефть» по состоянию на 31.12.2014 насчитывает 802 АЗС (собственных и партнерских), расположенных в 27 регионах РФ.

Основными видами деятельности ПАО АНК «Башнефть» являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и нефтехимической продукции, а также сбыт произведенной продукции.

Прироста добычи нефти в ПАО АНК «Башнефть» удается добивать за счет оптимизации системы разработки: ввода в эксплуатацию новых скважин, бурения боковых стволов, проведения геолого-технических мероприятий, применения современных методов увеличения нефтеотдачи.

Комплекс нефтепереработки «входит в число отраслевых лидеров по, глубине переработки и качеству выпускаемых нефтепродуктов.

Относительно блока сбыта и коммерции происходит развитие розничных и мелкооптовых продаж, продвижение бренда и укрепление позиций на экспортном рынке.

экономический производственный стратегия месторождение

1.2 АНАЛИЗ ОРГАНИЗАЦИОННО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ СТРУКТУРЫ ПРЕДПРИЯТИЯ

На рисунке 1 представлена производственная структура деятельности ПАО АНК «Башнефть».

Рисунок 1 -Производственная структура ПАО АНК «Башнефть»

Как видно из рисунка 1, производственная структура ПАО АНК «Башнефть» носит дивизиональный характер, каждая из отраслей деятельности располагается отдельно и находится в подчинении у головного отдела компании.

На рисунке 2 изображена организационная структура ПАО АНК «Башнефть».

Рисунок 2 - Организационная структура ПАО АНК «Башнефть»

Организационная структура компании носит дивизиональный характер, над каждым департаментом находится вице- президент.

Рассмотрим каждый из секторов деятельности компании чуть подробнее.

1) Разведка и добыча

Обширные запасы нефти и ресурсная база Компании расположены в 3-х основных нефтедобывающих регионах России: Волго-Уральская провинция, Тимано-Печора, Западная Сибирь. Компания ведет активную работу по наращиванию ресурсного потенциала, интенсификации добычи на зрелых месторождениях в Башкортостане, а также развитию новых регионов добычи в Ненецком автономном округе и Ханты-Мансийском автономном округе.

Основные факты по разведке и добыче:

- доказанные запасы нефти на 31.12.2014 г. - 2 145,6 млн. барр.;

- объем добычи нефти -- 17,8 млн. тонн в год по итогам 2014 г.;

- 175 из 194 месторождений находятся в промышленной эксплуатации.

2) Нефтепереработка и нефтехимия

Единый нефтеперерабатывающий комплекс ПАО АНК «Башнефть» представлен тремя НПЗ совокупной мощностью 24,1 млн. тонн в год: «Башнефть-Уфанефтехим», «Башнефть-УНПЗ» и «Башнефть-Новойл».

НПЗ «Башнефти» занимают лидирующие позиции в отрасли по глубине переработки нефти и выпуску светлых нефтепродуктов. Компания обеспечивает более 12% поставок автомобильного бензина и около 6% дизельного топлива на российский топливный рынок. Основная доля выпускаемой продукции - это дизельное топливо (38%) и бензины (25%).

3) Сбыт

Объем экспортных поставок нефти в 2014 г. составил 5,8 млн. т, что превышает показатель прошлого года на 26%. Основными направлениями экспорта нефти, как и годом ранее, стали: порт Новороссийск (35%) и поставки через систему нефтепроводов «Транснефть» в направлении Венгрии (23%).

Внутренний рынок является основным рынком сбыта нефтепродуктов и нефтехимической продукции Компании. На внутреннем рынке в 2014 г. было реализовано около более половины от общего объема продукции уфимских нефтеперерабатывающих заводов (10,4 млн. т). Из них 8,9 млн. тонн пришлось на оптовую реализацию (включая мелкий опт).

Продажа нефтепродуктов в России мелким оптом осуществляется через филиал ПАО АНК «Башнефть» - «Башнефть-Региональные продажи», представленный сетью отделений и секторов региональных продаж, осуществляющих поставки нефтепродуктов с Уфимских НПЗ в более чем 30 регионов РФ.

1.3 АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПАО АНК «БАШНЕФТЬ»

Проведем анализ основных экономических показателей компании на протяжении последних с 2012-2014 гг. Расчеты произведены на основе данных бухгалтерского баланса. Результаты расчетов представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Динамика экономических показателей за 2012-2014 гг.

Показатель

2012 г.

2013 г.

2014 г.

Т пр 2014/2012 гг., %

Выручка, млн. руб.

532,50

563,29

637,27

19,67

Себестоимость реализованной продукции (включая управленческие и коммерческие расходы), млн. руб.

459,24

500,33

580,43

26,38

Прибыль от реализации, млн. руб.

73,25

62,95

56,83

-22,41

Чистая прибыль, млн. руб.

56,79

46,39

43,02

-24,24

Затраты на рубль товарной продукции, руб./руб.

0,47

0,04

0,04

-91,29

Среднегодовая сумма валюты баланса, млн. руб.

463,50

447,79

523,68

12,98

Среднегодовая сумма основных средств, млн. руб.

277,14

277,36

369,92

33,47

Фондоотдача, руб./руб.

1,92

2,03

1,72

-10,30

Фондоёмкость, руб./руб.

0,52

0,49

0,58

11,32

Среднесписочная численность, чел.

57329

27898

33320

-41,879

Производительность труда, руб./чел.

9288,52

20191,26

19125,78

105,91

Среднегодовая стоимость собственных средств,млн.руб.

247,91

236,32

203,65

-17,85

Среднегодовая стоимость заемных средств, млн. руб.

215,60

211,48

320,03

48,44

Среднегодовая стоимость дебиторской задолженности, млн. руб.

28,37

27,32

14,69

-48,19

Среднегодовая стоимость кредиторской задолженности, млн. руб.

28,94

50,37

37,34

29,02

Коэфф-т оборачиваемости деб. зад-ти, число оборотов

19

21

44

130,99

Коэффициент оборачиваемости кредиторской задолженности, число оборотов

19

12

17

-7,24

Средний срок оборота дебиторской задолженности, в днях

20

18

9

-56,71

Средний срок оборота кредиторской задолженности, в днях

20

33

22

7,80

Рентабельность продукции, %

12,36

9,27

7,41

-40,06

Рентабельность продаж, %

10,66

8,23

6,75

-36,70

Чистая рентабельность активов, %

12,25

10,36

8,21

-32,95

На основе полученных результатов можно сделать следующие выводы:

Выручка в 2014 г. по сравнению с 2012 г. выросла на 19,7%, это связано с увеличением объема добычи нефти на 15,6% благодаря освоению месторождений им. Требса и Титова и покупке компании «Бурнефтегаз»;

Однако прибыль от реализации продукции снизилась на 22,4%, это связано, в первую очередь, с увеличением себестоимости на 26,4%, что повлекло за собой снижение величины ЧП на 24%;

Фондоотдача снизилась на 10% в связи с увеличением стоимости ОФ на 33,5% и увеличения выручки на 19,7%;

Производительность труда в 2014 г. выросла почти на 106% (она составила около 19 тыс. руб./чел), это объясняется уменьшением ССЧ на 41,7% и увеличением выручки на 10%;

Период оборота дебиторской задолженности снизился на 56% и составил около 9 дней. Это произошло вследствие увеличения коэффициента оборачиваемости дебиторской задолженности на 25 оборотов, что, в свою очередь, вызвано снижением величины дебиторской задолженности на 48%. Это означает, что компания будет быстрее производить расчеты с покупателями, своевременно получая от них денежные поступления за реализованную продукцию;

Период оборота кредиторской задолженности увеличился на 8% и составил около 22 дней. Это произошло вследствие уменьшения коэффициента оборачиваемости кредиторской задолженности на 2 оборота, что, в свою очередь, вызвано увеличением кредиторской задолженности на 29%. Это означает, что компания будет несколько медленнее производить расчеты с кредиторами. Рентабельности продукции/продаж/активов снизились соответственно на 40%, 37%, 33%, что связано, в основном, со снижением чистой прибыли на 24%.

Проанализируем общее финансовое состояние компании, определив ее финансовую устойчивость на протяжении последних трех лет с помощью трехмерного показателя S. Результаты расчетов представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Расчет трехмерного показателя S

Показатель, млн. руб.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

Величина собственных оборотных средств, Ес

-93989

-70102

-184654

+/- собственных средств для формирования запасов и затрат, Ес

-117828

-91552

-211013

+/- собственных и долгосрочных источников для формирования запасов и затрат, Ет

10948

33148

-2201

+/- общей величины основных источников для формирования запасов и затрат, Ен

97773

119925

109016

Показатели Ес < 0, Ет > 0, Ен > 0, следовательно, на протяжении последних трех лет финансовое состояние компании было неустойчивым, о чем свидетельствует увеличение обязательств более чем на 100 млрд. руб., связанное с реализацией нескольких крупных проектов, таких как ребрендинг АЗС, реконструкция трубопроводов и т.д., следовательно, было необходимо привлечение дополнительных денежных средств и инвестиций.

1.4 ПОКАЗАТЕЛИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДКИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ КОМПАНИИ

Эффективная реализация геологоразведочных проектов является важнейшим элементом достижения стратегических целей Компании по восполнению ресурсной базы и повышения ресурсоотдачи действующих месторождений. При этом особое внимание уделяется строгому соблюдению экологической безопасности и широкому внедрению современных технологий.

Основные регионы проведения ГРР -- Республика Башкортостан и Ненецкий автономный округ.

Таблица 3- Показатели динамики основных ГРР

Наименование

2012

2013

2014

Глубокое поисковое бурение, тыс. м., в т. ч.:

27,4

33,8

43,9

в Республике Башкортостан1

18,9

25

18,8

в Ненецком АО

8,5

8,8

12,5

в Ханты-Мансийском АО («Бурнефтегаз»)

12,6

Закончено бурением скважин, шт., в т. ч.:

10

14

16

в Республике Башкортостан и Оренбургской области2

8

12

10

в Ненецком АО

2

2

3

в Ханты-Мансийском АО («Бурнефтегаз»)

3

Закончено освоением (скважин), шт., в т. ч.:

11

15

16

в Республике Башкортостан

10

13

11

из них продуктивных

8

8

7

в Ненецком АО

1

2

2

из них продуктивных

1

2

2

в Ханты-Мансийском АО («Бурнефтегаз»)

3

из них продуктивных

2

Сейсморазведка, в т.ч.

2D, пог. км

347

2 742

3D, км2

922

2 759

2 779

в Республике Башкортостан

304

1 468

1 776

в Ненецком АО (месторождения им. Р. Требса и А. Титова)

618

891

26

в Ненецком АО (5 новых участков)

400

977

в Ханты-Мансийском АО («Бурнефтегаз»)

Открыто месторождений, шт.

1

1

1

Открыто нефтегазоносных залежей, шт.

11

8

53

Подготовлено перспективных структур, шт.

4

8

15

Суммарные ресурсы нефти паспортизованных структур, тыс. т.

3 925

17 335

3 996

1Без учета углубления с целью доразведки. С учетом углубления проходка в разведочном бурении в 2014 г. составила 22,4 тыс. м.

2Без учета углубления. С учетом углубления количество пробуренных скважин в 2014 г. составило 20.

3Без учета углубления. С учетом углубления в 2014 г. открыто 18 нефтегазоносных залежей.

В 2014 г. Компания продолжила реализацию программы по восполнению минерально-сырьевой базы посредством проведения ГРР на мало- и слабоизученных территориях Республики Башкортостан и изучения нетрадиционных коллекторов. Общие затраты на реализацию программы (поисково-разведочное бурение и углубление скважин, сейсмика) в 2014 г. составили около 1,73 млрд руб.

Объем сейсморазведочных работ 3D составил 1,8 тыс. км2. По результатам сейсморазведочных работ выявлено около 40 структур с ожидаемым приростом ресурсов нефти более 17 млн т. Паспортизованы восемь перспективных объектов с суммарными ресурсами нефти категории С3 в объеме 1,420 млн т.

Объем глубокого поискового бурения, без углубления с целью доразведки, в Башкортостане по итогам 2014 г. составил 19 тыс. м. Закончено бурением 10 скважин, а строительством - 11 скважин, из них 7 скважин продуктивные. Результатом глубокого поискового бурения и углублений стало открытие 18 нефтяных залежей на разрабатываемых месторождениях с запасами нефти категории С1+С2 (по российской классификации) в объеме 1,6 млн т. Открытые залежи введены в разработку с начальными дебитами скважин от 4 до 71 т/сут.

Добычные активы Башнефти расположены в трех основных нефтедобывающих регионах России: Волго-Уральской провинции, Тимано-Печоре, Западной Сибири. Основные зрелые месторождения Компании расположены в Республике Башкортостан. На этот регион приходится 88% нашей добычи нефти. Кроме того, Компания разрабатывает перспективные месторождения в новых регионах - Тимано-Печоре и Западной Сибири.

Таблица 4 - Показатели добычи нефти,млн.т

Регион

2012

2013

2014

Республика Башкортостан

14,7

15,1

15,7

Ханты-Мансийский АО

0,4

0,3

0,9

Оренбургская область

0,2

0,2

0,2

Республика Татарстан

0,2

0,2

0,14

Всего

15,4

16,1

17,8

По итогам 2014 г. «Башнефть» вновь продемонстрировала высокие темпы прироста производства нефти, став лидером отечественной нефтяной отрасли по этому показателю, благодаря увеличению добычи нефти на зрелых месторождениях, а также за счет активов в Ненецком автономном округе и Ханты-Мансийском автономном округе.

В 2014 г. Компания увеличила добычу нефти на 10,8% - до 17,8 млн т. Среднесуточная добыча составила 48,8 тыс. т в сутки, или 360,5 тыс. барр./сут. Добыча природного газа и ПНГ. На конец 2014 г. в промышленной эксплуатации находилось 4 газовых и 16 газонефтяных месторождений. Объем добычи природного газа составил 38 млн м3. Добыча ПНГ без учета ООО «Бурнефтегаз» составила 662 млн м3 .(на 9% выше показателя предыдущего года). Добыча ПНГ с учетом ООО «Бурнефтегаз» составила 697 млн м3 (на 15% выше показателя предыдущего года).

Таблица 5 - Показатели добычи природного газа и ПНГ

Показатель

2012

2013

2014

Добыча природного газа, млн м3

40,205

37,281

38,043

Добыча ПНГ, всего, млн м3

500,62

604,971

662,115

ООО «Башнефть-Добыча»

500,62

556,228

526,903

ООО «Башнефть-Полюс»

-

48,744

135,212

ООО «Бурнефтегаз»

-

-

35,498

Использование ПНГ, всего, млн м3

376,401

439,927

487,468

ООО «Башнефть-Добыча»

376,401

419,59

432,46

ООО «Башнефть-Полюс»

-

20,337

55,008

ООО «Бурнефтегаз»

-

-

34,128

Коэффициент утилизации ПНГ

75,20%

72,70%

74,80%

ООО «Башнефть-Добыча»

75,20%

75,40%

82,10%

ООО «Башнефть-Полюс»

-

41,70%

40,70%

ООО «Бурнефтегаз»

-

-

96,10%

2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ СТОИМОСТНОЙ ОЦЕНКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ И УЧАСТКОВ НЕДР

Стоимостная оценка месторождений полезных ископаемых и участков недр в настоящее время широко применяется при решении задач в сфере недропользования на разных уровнях управления. Нефтегазовые компании используют ее для определения рыночной стоимости месторождений и лицензионных участков, обоснования экономической эффективности инвестиций в геологоразведочные работы (ГРР) и выбора наиболее эффективных направлений этих работ, обоснования экономической эффективности вариантов разработки месторождений, оценки эффективности инвестиций в нефтегазодобычу, формирования стратегии развития добывающего сектора.

В качестве объектов стоимостной оценки (далее - объект оценки) выступают участки недр, месторождения, залежи, содержащие запасы и ресурсы нефти и горючих газов. Под стоимостной оценкой объекта понимается определение его стоимости.

Определение вида стоимости объекта оценки, подходов к оценке и ее методов регулируется законодательством в области оценочной деятельности в Российской Федерации. В соответствии с утвержденным Федеральным стандартом оценки (ФСО) № 2 при проведении оценки определяется рыночная стоимость объекта либо виды стоимости, отличные от рыночной: инвестиционная, ликвидационная, кадастровая.

При оценке рыночной стоимости объекта определяется наиболее вероятная цена, по которой он может быть отчужден на дату оценки на открытом рынке в условиях конкуренции, когда стороны сделки действуют разумно, располагая всей необходимой информацией, а на величине цены сделки не отражаются какие-либо чрезвычайные обстоятельства.

При оценке инвестиционной стоимости объекта определяется стоимость для конкретного лица или группы лиц при установленных ими инвестиционных целях использования объекта оценки. В отличие от определения рыночной стоимости, учет возможности отчуждения по инвестиционной стоимости на открытом рынке не обязателен.

При оценке ликвидационной стоимости объекта определяется расчетная величина, отражающая наиболее вероятную цену, по которой данный объект может быть отчужден за срок его экспозиции, меньший типичного срока экспозиции для рыночных условий (в том случае если продавец вынужден совершить сделку по отчуждению имущества). При этом, в отличие от определения рыночной стоимости, учитывается влияние чрезвычайных обстоятельств, вынуждающих продавца продавать объект оценки на условиях, не соответствующих рыночным.

При оценке кадастровой стоимости объекта методами массовой оценки определяется рыночная стоимость, установленная и утвержденная в соответствии с законодательством по проведению кадастровой оценки. Кадастровая стоимость определяется, в частности, для целей налогообложения.

Применительно к стоимостной оценке нефтегазовых месторождений и участков недр речь идет преимущественно о рыночной стоимости.

При определении стоимости нефтегазовых месторождений и участков недр в большинстве случаев рекомендуется использовать доходный подход.

Основной метод, применяемый для определения стоимости объекта оценки при доходном подходе - метод дисконтирования денежных потоков. В соответствии с ним измерителем прогнозируемых доходов от эксплуатации объекта оценки выступают денежные потоки, включающие все связанные с эксплуатацией объекта поступления и расходы за расчетный период.

Количественный показатель стоимостной оценки при доходном подходе - величина чистого дисконтированного дохода, который может быть получен в результате эксплуатации объекта оценки.

Чистый дисконтированный доход (другие названия - ЧДД, чистый приведенный доход, чистая современная стоимость, NetPresentValue-NPV) определяется по формуле (1):

(1)

где ЧД - чистый доход,

Е - норма дисконта;

t -индекс текущего года;

to - момент приведения.

ЧД = Выручку - Затраты - Налоги

Для определения стоимости объектов оценки проводится комплексное исследование, содержащее обоснование геологических, технологических, экологических, экономических и других показателей, характеризующих процесс их изучения и освоения (геолого-экономическая оценка).

Последовательность проведения стоимостной оценки объектов соответствует основным стадиям их освоения и включает:

· прогноз показателей процесса подготовки запасов промышленных категорий;

· обоснование технологических показателей добычи УВ;

· обоснование капитальных и текущих затрат на подготовку запасов, добычу и транспортировку УВ, ликвидацию промысла и рекультивацию земли;

· расчет и обоснование стоимости объектов оценки (ЧДД) и других показателей эффективности;

· вероятностную характеристику стоимостной оценки и определение показателей риска.

Стоимостная оценка месторождения или участка недр при этом осуществляется в следующей последовательности:

· выделение объектов оценки и подготовка для них исходных параметров; предварительная стоимостная оценка выделенных объектов без учета многопластового характера месторождения и пересечения объектов в плане;

· корректировка параметров объектов с учетом взаимного расположения выделенных объектов;

· окончательный расчет показателей стоимостной оценки объектов с использованием скорректированных параметров;

· стоимостная оценка месторождения или участка в целом. Для этого технико-экономические показатели по выделенным объектам суммируются с учетом сроков ввода каждого из них в эксплуатацию, рассчитываются денежные потоки и на их основе итоговые показатели оценки для месторождения или участка в целом.

При расчетах необходимо иметь в виду возможность комплексного подхода, при котором объекты, приуроченные к одному участку или близрасположенные, рассматриваются как единый добывающий комплекс. Это позволяет планировать разработку наиболее крупного из них в начальный период, затем по мере снижения на нем добычи подключать к его инфраструктуре более мелкие.

Для определения стоимости объекта оценки строится динамическая модель денежного потока, учитывающая все связанные с эксплуатацией объекта поступления и расходы за расчетный период. На ее основе определяются ЧДД и другие показатели эффективности. К последним относятся:

внутренняя норма доходности (ВНД) - такое значение нормы дисконта, при котором ЧДД = 0:

(2)

Срок окупаемости с учетом дисконтирования - продолжительность периода времени до момента, начиная с которого ЧДД становится и остается в дальнейшем положительным;

Индекс доходности дисконтированных затрат - отношение суммы дисконтированных денежных притоков к сумме дисконтированных денежных оттоков;

Индекс доходности дисконтированных инвестиций (ИДД) - увеличенное на единицу отношение ЧДД к накопленному дисконтированному объему инвестиций.

Применительно к стоимостной оценке нефтегазовых объектов в качестве момента приведения в зависимости от решаемых задач могут быть выбраны моменты начала инвестирования, начала работ или начала добычи на месторождениях. В большинстве случаев рекомендуется принимать год, предшествующий началу вложений в изучение и освоение объектов оценки.

Способ приведения сводится к умножению разновременных значений эффектов на коэффициенты, отражающие относительную ценность эффектов этих лет по сравнению с эффектом в году приведения - коэффициенты дисконтирования (КДИСК):

(3)

Один из основных параметров, используемых при стоимостной оценке, норма дисконта (другие названия - ставка дисконтирования, DiscountRate), выражаемая в долях единицы или процентах в год.

Норма дисконта (Е) отражает максимальную годовую доходность альтернативных направлений инвестирования и минимальные требования по доходности, предъявляемые участниками проекта.

Существуют коммерческая, бюджетная, социальная (общественная) нормы дисконта. Первая используется при оценке коммерческой эффективности и определяется с учетом альтернативной эффективности использования капитала; вторая - при расчетах показателей бюджетной эффективности, отражает альтернативную стоимость бюджетных средств и устанавливается государственными органами, по заданию которых оценивается бюджетная эффективность; третья - при расчетах показателей общественной эффективности и характеризует минимальные требования общества к общественной эффективности проектов.

Поскольку процесс освоения ресурсов нефти и газа связан с разными рисками (геологическими, технологическими, экономическими и др.), расчетная норма дисконта (Е) должна определяться не только на основе представлений о нормальной прибыли, принятой в различных сферах бизнеса, но и обеспечивать покрытие рисков, т. е. иметь две составляющие - базовую свободную от риска ставку (Eб) и надбавку за риск (Е-р): Е = ЕБ + Ер.

Величина надбавки за риск к норме дисконта определяется экспертным путем и зависит от степени изученности объекта, сложности его геологического строения, освоенности региона, стабильности рыночной ситуации и т.д. Так, например, величина надбавки за геологический и географо-экономический риски для старых обустроенных районов нефтегазодобычи (Западная Сибирь, Урало-Поволжье, Северный Кавказ и др.) может составлять, по экспертным оценкам, от 0% для объектов с промышленными запасами категорий А, В, C1 до 6-8% для объектов с прогнозными и перспективными ресурсами категории D. Для новых районов нефтегазодобычи без развитой инфраструктуры, таких, например, как Восточная Сибирь, шельфы Охотского и Берингова морей, эта величина может составлять от 3-5 до 9-12%.

При решении задач на уровне государственных органов управления, касающихся условий лицензирования и налогообложения, а также классификации объектов УВ-сырья по промышленной значимости, рекомендуется применять коммерческую норму дисконта с учетом риска. При этом в качестве безрисковой (базовой) ставки целесообразно использовать доходность российских ценных бумаг на момент оценки.

При обосновании эффективности комплексных инвестиционных проектов и целевых программ различного уровня, направления бюджетных средств на воспроизводство МСБ рекомендуется применять федеральную бюджетную норму дисконта с учетом риска. В настоящее время в качестве безрисковой нормы для проектов, финансируемых за счет средств государственной поддержки, постановлением Правительства РФ от 22.11.97 г. № 1470 рекомендовано принимать ставку рефинансирования ЦБ РФ, скорректированную на объявленный Правительством РФ темп инфляции на текущий год.

При стоимостной оценке для решения задач регионального уровня и расчетах региональной эффективности социальная норма дисконта, устанавливаемая централизованно, может корректироваться региональными органами управления.

В большинстве случаев при стоимостной оценке нефтегазовых месторождений и участков недр рекомендуется применять коммерческую норму дисконта с учетом риска. При этом базовая свободная от риска ставка принимается в размере 10%, расчеты проводятся в текущих ценах (без учета инфляции).

3. ОБОСНОВАНИЕ ВАРИАНТА ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ СТРАТЕГИИ НА ОСНОВЕ СТОИМОСТНОЙ ОЦЕНКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Компания имеет лицензию на право поисков, разведки и добычи нефти на лицензионном участке №1 (ЛУ №1) и на лицензионном участке №2 (ЛУ №2). Необходимо провести стоимостную оценку месторождений ЛУ №1, №2 и выбрать наиболее эффективный вариант разработки месторождения. Исходная информация по ЛУ №1, №2 приведена в таблице 3, 4.

Таблица 6 - Исходные данные ЛУ №1

Параметр

Разраб.запасыА,В,С1

Предв.оцен.зап. С2

Геологические запасы нефти,млн.т.

13,6

3,3

Начальные ископаемые запасы,тыс.т.

3808

924

Площадь земель,кв км

32,8

8,6

Средняя глубина разведочных и эксплуатационных скважин,м.

2600

Количество разведочных скважин,ед.

2

Коэффициент подтверждаемости запасов С2,доли ед.

0,7

Доля разведочных скважин,передаваемых в эксплутацию,доли ед.

2

Технологический клэффициент извлечения нефти,доли ед.

0,28

0,28

Период действия лицензии,год

10

Нормативы затрат на ГРР:

1)стоимость сейсморазведки 3 д, тыс.руб./кв.км

800

2)стоимость поисково-разведочного бурения,руб./м.

15800

Нормативы капитальных затрат в нефтедобычу:

1)стоимость эксплуатационного бурения,руб/м.

13200

2)нефтепромысловое строительство,тыс.руб./скв.

7980

3)оболрудование,не входящее в сметы строек,тысруб../скв

23600

Нормативы текущих издержек на добычу нефти:

1)условно-переменные,руб./т.нефти

815

2)условно-постоянные,руб./скв.

2650

Удельные затраты на экспорт нефти,руб./т.

2600

Стоимость ГТМ,тыс.р./операция

1500

Завтраты на ликвидацию промысла,тыс.руб./скв

1500

Основные фонды на начало расчетов,млн.руб.:

1)остаточная стоиомсть ОФ

2050

2)среднегодовая сумма амортизации по остаточ.ОФ

263,1

Срок службы ОФ,лет:

1)эксплуатационные скважины

13

2)объекты промыслового строительства

15

3)оборудование

5

Коэффициент инфляции капитальных и текущих,%

0

НДПИ,руб

4300

Экспортная пошлина,руб

6200

Цена,руб

21000

Средний дебет т/сут

25

Рассчитаем затраты на ГРР ЛУ №1 (таблица 6).

Таблица 6 - Затраты на ГРР ЛУ № 1

Год

Затраты на ГРР

Сейсморазведка 3D,км2

Стоимость СР, млн.руб.

Разведочное бурение, тыс.м

Стоимость РБ, млн.руб.

Итого

0*

-

-

-

-

-

1

8,6

0,00688

5,2

0,08216

0,08904

1) стоимость СР : стоимость сейсморазведки 3D *площадь земли = 800тыс.руб.*8,6кв.км/ = 0,00688млн.руб.

2) разведочное бурение : средняя глубина разведочных и эксплуатационных скважин * количество скважин = 2600м.*2ед. = 5,2 тыс.м.

3)стоимость разведочного бурения: стоимость поисково-разведочного бурения* разведочное бурение = 5,2тыс.м.*15800 руб./м. = 0,08216млн.руб

Таким образом затраты на ГРР составляют 0,08904млн.руб.

Рассчитаем капитальные вложения ЛУ №1 (таблица 7), сумма: бурения, нефтепромыслового строительства, оборудования.

Талица 7 - Расчет капитальных вложений ЛУ № 1,млн.руб.

Год

Капитальные вложения

Бурение

Нефтетепромысловое строительство

Оборудование

Итого

0*

-

-

-

-

1

410,8

95,76

283,2

789,76

2

616,2

119,7

354

1089,9

3

534,04

103,74

306,8

944,58

4

410,8

79,8

236

726,6

5

1643,2

319,2

944

2906,4

6

0

159,6

472

631,6

7

0

0

0

0

8

0

0

0

0

9

0

0

0

0

10

0

0

0

0

Итого

3615,04

877,8

2596

7088,84

Таким образом капитальные затраты составляют 7088,84млн.руб.

Рассчитаем эксплуатационные затрат ЛУ № 1 (таблица 8), сумма: ГТМ и добычи нефти.

Таблица 8 - Расчет эксплуатационных затрат ЛУ № 1,млн.руб.

Год

Эксплуатационные затраты

Добыча нефти

ГТМ

Всего

0*

-

-

-

1

70,6122

42

112,6122

2

201,7375

9

210,7375

3

252,17595

12

264,17595

4

302,60625

10,5

313,10625

5

605,2125

12

617,2125

6

806,95

10,5

817,45

7

756,5197

7,5

764,0197

8

504,34375

6

510,34375

9

302,60625

7,5

310,10625

10

201,7375

6

207,7375

Итого

4004,5016

123

4127,5016

Таким образом, эксплуатационные затраты составляют 4127,5016млн.руб.

Рассчитаем затраты на ликвидацию и транспорт ЛУ № 1 (таблица 9).

Таблица 9 - Затраты на ликвидацию и транспорт ЛУ № 1,млн.руб.

Год

Затраты на ликвидацию

Затраты на транспорт

0*

-

-

1

-

166,088

2

-

474,5

3

-

593,138

4

-

711,75

5

-

1423,5

6

-

1898

7

-

1779,388

8

-

1186,25

9

-

711,75

10

72

474,5

Итого

9418,864

Затраты на ликвидацию приходятся только на 10 год, и равен произведению фонда скважин и затраты на ликвидацию промысла. Составляют 72 млн.руб.

Затраты на транспорт, равен произведению добычи нефти на удельные затраты на экспорт, составляют 9418,864 млн.руб.

Таблица 10 - Расчет прямых затрат и эффективности ЛУ № 1,млн.руб.

Год

НДПИмлн.руб

Экспортная пошлина

Выручка

Операционная прибыль

Налог на прибыль

Чистая прибыль

Чистый поток

Коэф.дисконт

Дисконтированный поток инвестора

Бюджетный поток (доход гос-ва)

год

Дисконтир. поток

0

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

0

1

274,68

396,06

1341,48

392,04

268,30

123,74

-666,02

0,91

-605,47

939,04

853,67

1

2

784,75

1131,50

3832,50

1231,01

766,50

464,51

-625,39

0,83

-516,85

2682,75

2217,15

2

3

980,96

1414,41

4790,73

1538,05

958,15

579,91

-364,67

0,75

-273,99

3353,51

2519,54

3

4

1177,13

1697,25

5748,75

1849,52

1149,75

699,77

-26,83

0,68

-18,33

4024,13

2748,53

4

5

2354,25

3394,50

11497,50

3708,04

2299,50

1408,54

-1497,86

0,62

-930,05

8048,25

4997,33

5

6

3139,00

4526,00

15330,00

4949,55

3066,00

1883,55

1251,95

0,56

706,69

10731,00

6057,37

6

7

2942,83

4243,16

14371,98

4642,58

2874,40

1768,19

1768,19

0,51

907,36

10060,39

5162,57

7

8

1961,88

2828,75

9581,25

3094,03

1916,25

1177,78

1177,78

0,47

549,44

6706,88

3128,81

8

9

1177,13

1697,25

5748,75

1852,52

1149,75

702,77

702,77

0,42

298,04

4024,13

1706,62

9

10

784,75

1131,50

3832,50

1234,01

766,50

467,51

467,51

0,39

180,25

2682,75

1034,32

10

Итого

15577,35

22460,37

76075,44

24491,35

15215,09

9276,27

2187,43

297,10

53252,81

30425,91

Таким образом, расчеты эффективности ЛУ №1 показали:

1) чистая прибыль составляет 9276,27 млн.руб.;

2) дисконтированный поток инвестора составляет 297,10 млн.руб.;

3) доход государства составляет 53252,81 млн.руб.;

4) дисконтированный поток 30425,91млн.руб.

Таблица 11 - Исходные данные ЛУ

Параметр

разраб.запасыА,В,С1

Предв. оцен.зап. С2

Геологические запасы нефти,млн.т.

14,3

4,6

Начальные ископаемые запасы,тыс.т.

3789,5

1219

Площадь земель,кв км

29,8

8,3

Средняя глубина разведочных и эксплуатационных скважин,м.

2600

Количество разведочных скважин,ед.

1

Коэффициент подтверждаемости запасов С2,доли ед.

0,7

Доля разведочных скважин,передаваемых в эксплутацию,доли ед.

1

Технологический клэффициент извлечения нефти,доли ед.

0,265

0,265

Период действия лицензии,год

10

Нормативы затрат на ГРР:

1)стоимость сейсморазведки 3 д, тыс.руб./кв.км

800

2)стоимость поисково-разведочного бурения, руб./м.

15200

Нормативы капитальных затрат в нефтедобычу:

1)стоимость эксплуатационного бурения,руб/м.

13100

2)нефтепромысловое строительство,тыс.руб./скв.

8700

3)оболрудование,не входящее в сметы строек,тысруб../скв

22900

Нормативы текущих издержек на добычу нефти:

1)условно-переменные,руб./т.нефти

517

2)условно-постоянные,руб./скв.

2457

Удельные затраты на экспорт нефти,руб./т.

2600

Стоимость ГТМ,тыс.р./операция

<...

Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены