Показатели эффективности реализации проекта

Эффективность проекта оценивалась системой рассчитываемых показателей, выступающих в качестве экономических критериев, соответствующих требованиям органов Республики Казахстан и принятой мировой практики.

Для оценки проекта использовались следующие основные показатели эффективности:

- чистая прибыль (прибыль валовая за минусом налоговых отчислений, выплачиваемых из прибыли);

- денежные потоки наличности. Годовой денежный поток наличности определяется как разница между полученным совокупным годовым валовым доходом и затратами полученными и произведенными в рамках действия Контракта на недропользование;

- дисконтированный поток денежной наличности (Чистая приведенная стоимость) - (NPV) при норме дисконта равной 10 - ти %;

- период окупаемости капитальных вложений (время необходимое для покрытия затрат по проекту за счет доходов от этого проекта), т.е. окупаемость означает тот момент, когда ВНП впервые становится равной нулю;

- внутренняя норма возврата капитальных вложений или Внутренняя норма прибыли (IRR или ВНП) – Показатель прибыльности проекта - представляет собой то значение нормы дисконта, при которой суммы чистого кумулятивного дохода от инвестиций равна сумме инвестиций по проекту;

- максимальный финансовый риск (МФР) – Показатель риска, рассчитываемый на основе максимально отрицательного денежного потока;

- удельные показатели по затратам.

В систему оценочных показателей включены также:

- капитальные вложения на освоение месторождения;

- эксплуатационные затраты на добычу нефти и газа.

Расчет экономической эффективности произведен как в реальных, так и в текущих ценах. При проведении расчетов бралась во внимание инфляция – рост общего уровня цен и издержек, сопровождающийся потерей покупательной способности денежной единицы – доллара. Расчет показателей эффективности производился:

а) в текущих (с учетом инфляции) ценах, отражающих изменение цены во времени и рассчитанных исходя из годового коэффициента инфляции;

б) в расчетных ценах, необходимых для правильной оценки результатов проекта, а также для обеспечения сравнимости показателей проекта в различных условиях, т.е. по ценам, очищенным от общей инфляции (иначе - с учетом дефляции).

При определении денежных потоков применялось дисконтирование – метод приведения разновременных затрат и результатов к единому моменту времени, в данном случае к началу реализации проекта 2006 году, отражающий ценность прошлых и будущих поступлений (доходов) с современных позиций. Приведение делалось для того, чтобы, при вычислении значений интегральных показателей (IRR, NPV) исключить из расчета общее изменение масштаба цен, но сохранить (происходящее из-за инфляции) изменения в структуре цен. При выборе дифференцированной ставки процента (дисконтной) в процессе дисконтирования потока инвестиционного проекта учитывались следующие факторы:

- средний уровень ссудного процента (реальной депозитной ставки);

- темп инфляции (или премии за инфляцию);

- премии за риск;

- премии за низкую ликвидность проекта.

Для данного проекта ставка дисконта принята на уровне 10 - ти %.

Внутренняя норма прибыли или внутренняя норма возврата капитала определялась от ежегодного денежного потока.

Расчет окупаемости инвестиций проекта произведен по моменту перехода накопленного дисконтированного денежного потока в положительную величину.

Расчет величины чистой прибыли приведен в таблице 6.7.1

Интегральные экономические показатели отражены в таблице 6.7.2.

Дисконтированный поток наличных (чистая приведенная стоимость) за расчетный период составляет 996,6 млн.$. Срок окупаемости инвестиций, рассчитанный по дисконтированному потоку, составляет 1 год.

Внутренняя норма прибыли по рассматриваемому проекту в среднем за расчетный период (с учетом дефляции), составит, в целом по предприятию 77.9 %.

В результате внедрения представленного проекта Государство получит в качестве налогов и отчислений сумму в размере, 4852,8 млн. $.

Таблица 6.7.1 - Расчет чистой прибыли в текущих (с учетом инфляции ценах)

Года	Налогооблаг прибыль до переноса убытков тыс.$	Налогооблагаемая прибыль после переноса убытков тыс. $	Корпоративный подоходный налог тыс.$	Чистая прибыль предприятия после выплаты подоходного налога тыс $	Чистая прибыль после налога на сверх прибыль тыс.$	Налог на чистый доход тыс.$	Чистая прибыль тыс.$	Налог на сверх прибыль тыс.$
	333507.9		100052.4	275624.7	275624.7	41343.7	234281.0	0.0
	494356.2		148306.9	381830.5	381830.5	57274.6	324555.9	0.0
	534419.6		160325.9	406758.6	309391 8	46408.8	262983.0	97366.8
	578566.2		173569.9	430781.2	351886.3	52782.9	299103.3	78894.9
	746596.4		223978.9	539609.4	449878-4	67481.8	382396 6	89731.0
	772399.9		231720.0	553518.4	438799.4	65819.9	372979.5	114719.0
	757088.7		227126.6	540343.6	428449.8	64267.5	364182.3	111893.8
	766202.2		229860.7	543788.2	434533.5	65180.0	369353.5	109254.7
	763685.7		229105.7		428297.9	64244.7	364053.2	110806.1
	768057.8		230417.3	539362.0	430146.0	64521.9	365624.1	109216 0
	763161.5		228948.4	532907.1	423219.9	63483.0	359736.9	109687.2
	739019.9		221706.0	513034.6	405113.5	60767.0	344346 5	107921.1
	676662 8		202998.8	468257.2	364953.2	54743.0	310210.2	103303 9
201.9	590057 3		177017.2	406643.3	313580.2	47037.0	266543.2	93063.1
	514420.2		154326.1	353744.3	273781 3	41067.2	232714.1	79963.0
	437501 5		131250.5	305059 4	235245.2	35286.8	1999S8.4	69814.2
	366065 7		109819.7	255337.0	195349 4	29302.4	166047 0	59987 5
Итого	10601769.7	10601769.7	3180530.9	7585703.3	6140081.0	921012,2	5219068.9	1445622.3

Таблица 6.7.2 - Интегральные экономические показатели проекта

 

п/п	НАИМЕНОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ	Цены с учетом инфляции	Цены с учетом дефляции
	Расчетный период	2006-2022	2006-2022
	Суммарная добычи нефти, тыс. тонн	48331.4	48831.4
	Добыча газа попутного, тыс. м3	889.1	889.1
	Суммарная продажа нефти, тыс. тонн	48538.4	48538.4
	Суммарная выручка от реализации нефти, млн.$	17423.4	13320.8
	Суммарная выручка от реализации газа, млн.$	1.3	1.1
	Затраты па транспорт нефти, млн.$	1310.8	1002.1
	Роялти, млн$	568.1	436.2
	Налог на имущество, млн.$	78.7	61.2
	Эксплуатационные затраты, млн.$	6765.3	4999.4
	Средние общие затраты (расходы, включаемые в себестоимость продукции + расходы периода) на 1т. углеводородов, $	137.68	101.74
	Капитальные вложения (без НДС), млн.$	474.6	415.3
	Удельные капитальные вложения, $/тыс.т	9.72	8.50
	Максимальная отрицательная денежная наличность, млн.$	-53.7	-47.5
	Налогооблагаемая балансовая прибыль, млн.$	10601.8	8171.0
	Корпоративный подоходный налог, млн.$	3180.5	2451.3
	Налог на сверхприбыль, млн $	1445.6	1122.3
	Чистая приведенная стоимость (NPV) при ставке 10%, млн.$	1233.9	994.4
	Внутренняя норма прибыли (ВНП или IRR), %	79.1%	78.0%
	Срок окупаемости, годы
	Накопленная чистая прибыль, млн.$	5219.1	4068.9
	Отношение чистой прибыли к выручке, %	30.0%	30.5%
	Суммарные выплаты Государству в виде налогов, млн $	4854.1	3755.2

 

Заключение

В данном дипломном проекте был рассмотрен проект по утилизации газа на месторождении Северные Бузачи.

Для достижения полной утилизации газа было произведено строительство объекта с подготовкой и продажей излишка газа на соседнее месторождение Каражанбас.

Данный путь определен оптимальным не только по результатам технико-экономических расчетов, но и потому, что является наиболее реалистичным.

Для реализации данной Программы были выполнены следующие проекты:

- Проектирование и поэтапное обустройство газосборной системы от существующих ГЗУ

- Расширение и реконструкция ЦППН

- Поэтапное строительство новых ГЗУ (по мере ввода скважин из бурения) с обустройством дополнительных участков газосборной системы

- Проектирование и обустройство установки подготовки газа УПГ для транспорта потребителю

- Компрессорная станция для подачи топливного газа потребителю

- Проектирование и обустройство газопровода от м. Северные Бузачи до потребителя

2006 г. - период начала работ по выбору подрядчика по проектированию, разработки концепции реконструкции существующего ЦППН и ГЗУ, выполнение комплексных промысловых исследований по замеру газового фактора по ряду скважин и ГЗУ для мониторинга и контроля за разработкой. 2007-2008 гг. - период проектирования объектов утилизации газа, выбора Подрядчика на тендерной основе, заказа оборудования, изготовления, поставки, строительно-монтажных работ, пуско-наладочных операций.

Утилизация газа в полном объеме в соответствии с план-графиком достигнута уже в конце 2008 г.

 

Список использованной литературы

1. «Отчет по подсчету запасов нефти и газа по месторождению Северные Бузачи», 1977

2. Технологическая схема разработки месторождения Сев. Бузачи. АО «НИПИнефтегаз», 2004

3. Авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки м. Сев. Бузачи (по состоянию на 01.01.05). АО «НИПИнефтегаз», 2005

4. Авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки м. Сев. Бузачи (по состоянию на 01.01.06). АО «НИПИнефтегаз», 2006

5. Гиматудинов Ш. К. Справочник по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Изд. Недра, 1983.

6. Отчет "Исследование глубинных проб пластовой нефти, отобранных из скважин № 642, 678 и 1092 месторождения Северные Бузачи". АО «НИПИнефтегаз»

7. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М: Недра, 2003.

8. Проект пробной эксплуатации месторождения Северные Бузачи. Каспиймунайгаз, 2000г.

9. План мероприятий по устранению проблем разработки месторождения Северные Бузачи (в соответствии с письмом МЭиМР №09-04-1534 от 02.03.04).

10. «Программа производственного экологического мониторинга месторождения Северные Бузачи на 2006 г.», КАПЭ, 2005 г.

11. «Ежеквартальные отчеты по мониторингу атмосферного воздуха, подземных вод, почв за 2006 год».

12. Программа утилизации газа на месторождении Северные Бузачи, 2006г.