Расчет экономической эффективности инвестиционных проектов

Расчет экономической эффективности инвестиционных проектов

Содержание

Введение    3

. Характеристика производственно-хозяйственной деятельности предприятия    7

.1 Краткая характеристика производственной деятельности предприятия  7

.2 Динамика основных технико-экономических показателей     13

.3 Характеристика организационной структуры предприятия  15

. Расчет экономической эффективности инвестиционных проектов в НГДУ         17

.1 Методика расчета критериев эффективности инвестиционных проектов 17

.2 Экономические критерии эффективности инвестиционных проектов в ОАО «Татнефть»         20

.3 Формирование инвестиционной программы НГДУ      24

.4 Расчет основных экономических показателей инвестиционных проектов, входящих в инвестиционный портфель НГДУ 26

.5 Оптимизация инвестиционного портфеля по экономическим критериям 29

. Анализ факторов риска и неопределенности, влияющих на эффективность инвестиционных проектов в нефтегазодобыче         32

.1 Обзор существующих методов оценки рисков инвестиционных проектов        32

.2 Количественная оценка рисков инвестиционных проектов, входящих в инвестиционный портфель НГДУ с использованием метода вариации параметров      38

.3 Анализ влияния реализации инвестиционных проектов на технико-экономические показатели НГДУ        43

.3.1 Анализ влияния внедрения предложенных проектов на объем добычи нефти        43

.3.2 Анализ влияния реализации инвестпроектов на себестоимость добычи нефти       45

.3.3 Анализ влияния предложенных проектов на финансовые результаты деятельности предприятия       46

Заключение         49

Список использованной литературы      52

Приложение       54

Введение

инвестиционный портфель экономическая эффективность

Совокупность долговременных затрат финансовых, трудовых и материальных ресурсов с целью увеличения накоплений и получения прибыли называется инвестициями.

Инвестиционная деятельность в той или иной степени присуща любому предприятию. Она представляет собой один из наиболее важных аспектов функционирования любой коммерческой организации. Причинами, обуславливающими необходимость инвестиций, являются обновление имеющейся материально-технической базы, наращивание объемов производства, освоение новых видов деятельности.

Управление инвестиционными процессами, связанными с вложениями денежных средств в долгосрочные материальные и финансовые активы, представляет собой наиболее важный и сложный раздел финансового менеджмента. Принимаемые в этой области решения рассчитаны на длительные периоды времени и, как правило:

являются частью стратегии развития фирмы в перспективе;

влекут за собой значительные оттоки средств;

с определенного момента времени могут стать необратимыми;

опираются на прогнозные оценки будущих затрат и доходов.

Поэтому, значение экономического анализа для планирования и осуществления инвестиционной деятельности трудно переоценить. При этом особую важность имеет предварительный анализ, который проводится на стадии разработки инвестиционных проектов и способствует принятию разумных и обоснованных управленческих решений.

Для того чтобы сделать правильный анализ эффективности намечаемых капиталовложений, необходимо учесть множество факторов, и это наиболее важная вещь, которую должен делать финансовый менеджер. Степень ответственности за принятие инвестиционного проекта в рамках того или иного направления различна. Нередко решения должны приниматься в условиях, когда имеется ряд альтернативных или взаимно независимых проектов. В этом случае необходимо сделать выбор одного или нескольких проектов, основываясь на каких-то критериях. Очевидно, что таких критериев может быть несколько, а вероятность того, что какой-то один проект будет предпочтительнее других по всем критериям, как правило, значительно меньше единицы.

Принятие решений инвестиционного характера, как и любой другой вид управленческой деятельности, основывается на использовании различных формализованных и неформализованных методов. Степень их сочетания определяется разными обстоятельствами, в том числе и тем из них, насколько менеджер знаком с имеющимся аппаратом, применимым в том или ином конкретном случае. В отечественной и зарубежной практике известен целый ряд формализованных методов, расчеты, с помощью которых могут служить основой для принятия решений в области инвестиционной политики. Какого-то универсального метода, пригодного для всех случаев жизни, не существует. Вероятно, управление все же в большей степени является искусством, чем наукой. Тем не менее, имея некоторые оценки, полученные формализованными методами, пусть даже в известной степени условные, легче принимать окончательные решения.

Главным направлением предварительного анализа является определение показателей возможной экономической эффективности инвестиций, т.е. отдачи от капитальных вложений, которые предусмотрены по проекту. Как правило, в расчетах принимается во внимание временной аспект стоимости денег.

Весьма часто предприятие сталкивается с ситуацией, когда имеется ряд альтернативных (взаимоисключающих) инвестиционных проектов. Естественно, возникает необходимость в сравнении этих проектов и выборе наиболее привлекательных из них по каким-либо критериям.

В нефтегазодобывающем предприятии, таком как ОАО «Татнефть» и его НГДУ, инвестиционная программа очень обширна, поэтому именно на таких предприятиях особенно актуальна проблема анализа экономической эффективности инвестиционных проектов, так как именно такой анализ позволит исключить неэффективные и направить силы на наиболее эффективные во всех отношениях проекты.

Предмет исследования - инвестиционная программ и инвестиционный портфель предприятия.

Объект исследования - НГДУ «Ямашнефть» ОАО «Татнефть».

Цель данной работы - собрать, изучить и систематизировать информацию по анализу экономической эффективности инвестиционных проектов, а также провести такой анализ на материалах конкретного нефтегазодобывающего предприятия.

Основными задачами курсовой работы в соответствии с заданной целью являются:

дать характеристику производственно-хозяйственной деятельности предприятия;

провести расчет экономической эффективности инвестиционных проектов в НГДУ;

выполнить анализ факторов риска и неопределенности, влияющих на эффективность инвестиционных проектов в нефтегазодобыче.

Теоретическая и методологическая основа. В работе использовались системный и проектный анализ, элементы стратегического менеджмента, экономической статистики.

Основные методы исследования: системный, экономико-математический, балансовый, экспертный, абстрактно-логический. Также использовались методы статистического анализа, методы построения аналитических таблиц и моделирования изучаемых процессов.

Информационной базой исследования являются справочная литература, годовые отчеты предприятия, бухгалтерская и статистическая отчетность предприятия, собственные исследования автора, ресурсы сети Internet, материалы научно-практических конференций и другие специализированные источники.

Практическая значимость. Выполненное исследованиепозволяет выявить положительные и отрицательные стороны инвестиционной программы НГДУ «Ямашнефть» ОАО «Татнефть», оценить экономическую эффективность одного из инвестиционных проектов и показать степень его влияния на технико-экономические показатели НГДУ.

Структура и объем работы. Курсовая работа состоит из введения, трех глав, заключения, списка использованной литературы и приложений.

1. Характеристика производственно-хозяйственной деятельности предприятия

.1 Краткая характеристика производственной деятельности предприятия

НГДУ «Ямашнефть» образовано в 1969 году как экспериментальное предприятие для проведения опытно-промышленных работ по разработке мелких месторождений на территории Республики Татарстан с трудноизвлекаемыми запасами тяжелых и высоковязких нефтей.

Основной задачей предприятия была наработка опыта, техники и технологий в ходе организации добычи нефти и формирование принципов разработки мелких месторождений. Сегодня НГДУ «Ямашнефть» - одно из ведущих и стабильно развивающихся структурных подразделений акционерного общества «Татнефть», опыт которого с успехом используется другими нефтяными предприятиями.

Основная цель деятельности НГДУ «Ямашнефть» - получение прибыли.

Основными видами деятельности НГДУ «Ямашнефть» являются:

-     разработка нефтегазовых и битумных месторождений;

-       добыча нефти, газа, битумов, пресных и минеральных вод, других полезных ископаемых, их транспортировка различными видами транспорта, в отдельных случаях переработка и реализация;

-       проведение научно-исследовательских и проектно-изыскательских работ;

-       производство топографо-геофизических и картографических работ, геоэкологических исследований, осуществление природоохранных мероприятий;

-       осуществление капитального ремонта скважин;

-       геофизическое и гидродинамическое исследование скважин;

-       дефектоскопия;

-       проектирование, строительство, ремонт и эксплуатация различных объектов, производств и установок;

-       осуществление горных работ по разработке месторождений нерудных материалов, маркшейдерского дела, инженерно-геодезических и инженерно-геологичесих изысканий;

-       монтаж, ремонт и эксплуатация электротехнического оборудования, в том числе взрывозащищенного;

-       проектирование, строительство, эксплуатация и обслуживание магистральных, промысловых и местных трубопроводов, а также установление их охранных и иных специальных зон;

-       эксплуатация насосно-компрессорного оборудования;

-       монтаж, ремонт и эксплуатация средств автоматики и КИП, измерительных приборов, средств связи, информационно-вычислительной техники, оборудования систем пожаротушения, обнаружения и тушения пожаров, охранной сигнализации;

-       поиск, разведка нефтегазовых и битумных месторождений, подземных вод, организация строительства скважин всех назначений, в том числе на воду;

-       эксплуатация объектов нефтепереработки;

-       проведение технической экспертизы безопасности промышленного производства: объектов, оборудования и работ в нефтяной и газовой промышленности, объектов котлонадзора, подъемных сооружений, газопроводов и технологических трубопроводов;

-       разработки и внедрение новой технологии, выполнение опытно-промышленных работ и многое другое.

Последние достижения в плане основной деятельности НГДУ «Ямашнефть» в составе ОАО «Татнефть» представлены в Приложении 1.

В промышленной разработке НГДУ "Ямашнефть" находятся 9 месторождений. Месторождения разрабатываются с применением системы ППД. Закачка воды ведется в карбонатные коллектора среднего карбона - верейский горизонт, башкирский ярус; в терригенные (тульско-бобриковский горизонт) и карбонатные коллектора (турнейский ярус) нижнего карбона.

По начальным извлекаемым запасам (НИЗ) наиболее крупными месторождениями являются: Архангельское - 25,5%, Шегурчинское - 17,7%, Ямашинское - 14,9%, Ерсубайкинское - 12,3% Березовское - 11%, (Приложение 2).

Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) по НГДУ:

составляет 0,126 (проектный - 0,269), с учетом высоковязких нефтей -0,106 (проектный - 0,282);

по терригенным коллекторам - 0,271 (проектный - 0,393), с учетом высоковязких нефтей - 0,170 (проектный 0,378);

по карбонатным - 0,060 (проектный - 0,212) (Приложение 3).

Темп отбора от НИЗ по НГДУ составил за 2010 год 1,58%, с учетом высоковязких нефтей - 1,27%; по терригенным коллекторам 1,98%, с учетом высоковязких нефтей -1,29%; по карбонатным - 1,25%.

Более 1,58 % темп отбора от НИЗ составил на месторождениях:

Ерсубайкинском - 2,64 %, с учетом высоковязких нефтей - 2,6%;

Красногорском - 1,9 %, с учетом высоковязких нефтей - 1,32%;

Тюгеевском - 1,99 %, с учетом высоковязких нефтей - 3,19%.

Темп отбора от текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) за 2010 год составил по НГДУ 2,89%, с учетом высоковязких нефтей - 2,0%; по терригенам - 5,95%, с учетом высоковязких нефтей - 2,29%; по карбонатам - 1,71%.

Наибольший темп отбора от ТИЗ достигнут на месторождениях: Ямашинском - 3,36%; Ерсубайкинском - 5,11%; Сиренкинском - 3,0%; Тюгеевском - 3,19%.

За 2010 год добыто 1 614 500 т нефти, что составляет 102,2% к плану. Нормы отбора выполнены по всем месторождениям. Наибольший процент от всей добычи НГДУ с начала разработки приходится на: Архангельское - 25,4%; Ерсубайкинское - 13,3%; Шегурчинское - 18%; Ямашинское - 17,9%.

По объектам разработки наибольший объем добычи нефти (57,4%) приходится на терригенные коллектора, эксплуатационный фонд которых составляет 48,7% от всего фонда НГДУ.

Наименьшая доля добычи нефти приходится на карбонатные коллектора, верей-башкирских отложений - 12,9%, эксплуатационный фонд которых составляет - 22,1% от фонда скважин НГДУ.

В целях поддержания пластового давления за 2010 год было закачено 1 942 144 куб. м воды. План по закачке воды выполнены по месторождениям 101,4÷104%.

Компенсация отбора жидкости закачкой за 2010 год по НГДУ составила 65% при плане - 65%. По месторождениям компенсация выполнена в пределах допустимых (±5%) отклонений, которые не превышают +2%.

В 2010 году добыто 1 236 739 т попутной воды, что на 9 645 т меньше, чем за 2009 год. Обводненность добываемой продукции за год снизилась на 0,4% и составила 43,4%.

Среднесуточный дебит одной скважины за 2010 год составил: по нефти - 3,54 т/сут., по жидкости - 6,25 т/сут., что на 0,42 т/сут. нефти больше, чем за 2009 год. По терригенным коллекторам дебит нефти вырос на 0,6 т/сут. и составил 3,42 т/сут., по карбонатным вырос на 0,08 т/сут. и составил 3,71 т/сут.

За последние 5 лет среднесуточный дебит нефти изменялся от 3,12 т/сут. в 2009 году до 3,54 т/сут. в 2010 году. По терригенным коллекторам от 2,82 т/сут. в 2009 году до 3,63 т/сут. в 2005 году; по карбонатным - от 2,39 т/сут. за 2005 год до 3,71 т/сут. за 2010 год.

В 2010 году поисково-разведочное бурение проводилось на Южно-Шегурчинском поднятии Шегурчинского месторождения.

В разведочной скважине № 11919 Шегурчинского месторождения по результатам ГИС, ГТИ, описанию керна турнейские отложения нефтенасыщенные, бобриковские и тульские пласты - слабонефтенасыщенные, башкирские и верейские - слабо и остаточно нефтенасыщенные.

При освоении СВАБомтурнейского пласта в сентябре месяце был получен приток нефти.

По причине отсутствия обустройства и удаленности от существующих коммуникаций разведочная скважина № 11919 принята в пьезометрический фонд.

По результатам бурения разведочных скважин №№ 11914, 11915, 11916 на Восточно-Юсупкинском поднятии Тюгеевского месторождения был произведен оперативный прирост запасов в количестве 15 тыс.т балансовых и 4тыс.тн извлекаемых. Кроме того, на баланс НГДУ были поставлены запасы высоковязкой нефти в количестве 1268 тыс.т балансовых и 456 тыс.т извлекаемых, запасы же месторождений Таша и Маныческое Республики Калмыкия в количестве 588 тыс.т балансовых и 204тыс т извлекаемых были списаны с баланса и переданы в нераспределенный фонд «Калмнедра». Кроме того на Венерском поднятии Тюгеевского месторождения был произведен прирост запасов в количестве 3790 тыс.т балансовых и 1085 тыс.т извлекаемых. Так же в 2010 году в балансе запасов был отражен прирост на добычу в количестве 338 тыс.тонн.

Для обеспечения прироста запасов нефти выполнены следующие мероприятия:

отобран керн в 6 скважинах (1 разведочная), проходка составила 140 м, вынос керна 133,2 м, в том числе нефтяной 84,1 м;

опробование пластов КИИ-146 выполнено в 4 скважинах (4 объекта);

отобраны грунты СКО 50 шт, в том числе 33 образца нефтенасыщенных;

глубинные пробы отобраны в 20 скважинах. Выполнено исследование скважин генератором нейтронов на 40 скважинах.

В 2010 году были проведены работы по НВСП на Красногорском (скв.№ 443), Сиреневском (скв.№ 11721) и Шегурчинском (скв.№ 16132) месторождениях с целью уточнения структурного плана и уточнения трещиноватости по среднему и нижнему карбону.

На 2011 год для обеспечения прироста запасов нефти запланированы мероприятия по отбору керна на 6 скважинах (в т.ч. 2 разведочные) и испытание КИИ-146 на шести объектах.

С целью выявления возможных залежей нефти и уточнения существующих контуров нефтеносности планируется проведение НВСП на Красногорском и Березовском месторождениях.

В течение 2010 года экспортные пошлины на нефть преимущественно увеличивались, колеблясь в соответствии с ценами Urals с месячным лагом. В декабре 2010 года пошлина составила $303.8 за тонну, что на 12% больше, чем в декабре 2009 года и на 58% больше, чем в декабре 2008 года.

Выплаты по НДПИ в течение года также преимущественно росли в соответствии с колебаниями цены на нефть. Ставка по НДПИ в 2010 году оставалось равной 419 руб. за тонну, а коэффициент изменялся в зависимости от цены Urals и курсовой стоимости рубля по отношению к доллару. С 1 января 2007 года ставка налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в отношении нефти, составляющая 419 руб. за 1 тонну добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), и на коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (Кв).

В конце 2010 года был принят закон об изменениях ставки НДПИ в ближайшем будущем (Федеральный закон от 27 ноября 2010 г. № 307-ФЗ «О внесении изменений в статьи 342 и 361 части второй Налогового кодекса Российской Федерации») В соответствии с законом, в 2012 году базовая ставка НДПИ должна вырасти до 446 руб. за тонну (на 6,4% от текущего уровня), а в 2013 - до 470 руб. за тонну (еще на 5,3%). Это приведет к тому, что себестоимость нефти возрастет, а прибыль, соответственно уменьшится. Следовательно, снижение производственных затрат - это первоочередная задача НГДУ «Ямашнефть».

За последние годы уже были осуществлены такие мероприятия, как:

-     проведена реструктуризация структуры производства, т.е. выведены из состава НГДУ непрофильные виды деятельности;

-       принята и осуществляется программа реструктуризации сервисных услуг обслуживания нефтепромысловых объектов;

-       оптимизируется транспортная сфера;

-       внедрена программа по работе с нерентабельным и убыточным фондом;

-       внедрена программа по добыче нефти нетрадиционными способами;

-       работают программы энергосбережения, вторичного использования ресурсов, оптимизировано материально-технического обеспечение, внедрена программа по стабилизации добычи нефти, оптимизируется инвестиционная деятельность внедрения новой техники и передовых технологий.

Все это в комплексе нашло свое отражение в финансово-экономических показателях НГДУ «Ямашнефть»

В настоящее время в НГДУ «Ямашнефть» продолжается процесс реструктуризации производства, оптимизации численности и затрат. При оптимизации численности сокращаются не только расходы на оплату, но и транспортные затраты, услуги связи, вспомогательные материалы, и, кроме того выплаты из прибыли в соответствии с коллективным договором.

1.2 Динамика основных технико-экономических показателей

Основные технико-экономические показатели НГДУ «Ямашнефть» за 2008-2010 годы приведены в Приложениях 4 и 5, по данным которого можно сделать выводы:

) фактические объемы добычи и сдачи нефти НГДУ в 2010 и 2009 годах несколько превысили прошлогодние и запланированные показатели, что связано с увеличением производительности труда;

) эксплуатационный фонд скважин и среднегодовой действующий фонд скважин в 2009 году несколько снизились по сравнению с 2008 годом, но в 2010 году вновь увеличились;

) коэффициент использования скважин и коэффициент эксплуатации скважин выросли в 2009 году, но уже в 2010 году снизились до 0,77 доли ед. и 0,798 доли ед.;

) среднесуточный дебит скважин в 2009 году снизился и по нефти и по жидкости, но в 2010 году вырос;

) в 2009 году продолжительность текущего и капитального ремонтов скважин сократилась, а межремонтный период работы насосных скважин увеличился, что можно отметить положительно. В 2010 году ситуация несколько изменилась - межремонтный период работы насосных скважин сократился, продолжительность текущего ремонта сократилась, а продолжительность капитального - увеличилась;

) величина капитальных вложений и затрат на строительно-монтажные работы сократилась в 2009 году, но в 2010 году существенно выросла (в 1,5 раза);

) товарная продукция в 2009 году снизилась и в сравнении с 2008 годом и в сравнении с планом, однако в 2010 году данный показатель увеличился, что можно оценить положительно;

) среднесписочная численность персонала также снизилась в 2009 году в сравнении с прошлогодней численностью (на 64 чел., из них на 38 чел. рабочих и 15 чел. специалистов) и плановым показателем, а производительность, напротив, выросла. В 2010 году численность продолжила снижаться (еще на 58 чел. в сравнении с 2009 годом), а производительность труда расти. Это положительный момент;

) фонд оплаты труда соответственно уменьшился с 361781,3 тыс. руб. в 2008 году до 356409,3 тыс. руб. в 2009 году, однако по плану он должен был составлять всего 260249 тыс. руб. В 2010 году фонд оплаты труда также снизился в сравнении с 2009 годом, но вырос в сравнении с 2010 годом на 125,41%;

) среднемесячная зарплата выросла в сравнении с 2008 годом и плановым показателем и продолжила увеличиваться в 2010 году (в основном за счет руководителей и специалистов, по рабочим она сократилась);

) благодаря существенному снижению себестоимости продукции, прибыль НГДУ выросла с 3630,13 млн. руб. в 2008 году до 4416,7 млн. руб. в 2009 году, чему можно дать положительную оценку. Однако уже в 2010 году прибыль сократилась на 454,82 млн. руб., на что оказало влияние увеличение себестоимости продукции с 6823,24 млн. руб. до 8494,12 млн. руб. Рост себестоимости добыч нефти связан с повышением стоимости материалов, топлива, электроэнергии, оборудования, услуг.

.3 Характеристика организационной структуры предприятия

Общее и административное руководство предприятием, НГДУ «Ямашнефть», осуществляет руководитель - начальник управления. Должностные обязанности начальника НГДУ - руководить в соответствии с законодательством всеми видами деятельности предприятия. Организовывает работу и эффективное взаимодействие производственных единиц, цехов и других структурных подразделений предприятия, направляет их деятельность на достижение высоких темпов развития и совершенствования производства, повышение производительности труда, эффективности производства и качества продукции на основе внедрения новой техники и технологий, научной организации труда, производства и управления. Обеспечивает выполнение предприятием заданий плана, соблюдение законности в деятельности предприятия, активное использование правовых средств для совершенствования управления.

В аппарат управления также входят главный инженер - первый заместитель начальника НГДУ, главный бухгалтер, зам. начальника по экономике и финансам, главный геолог, зам. начальника по капитальному строительству, зам начальника по общим вопросам, зам. начальника по соц. вопросам.

Должностные обязанности первого заместителя начальника управления: определяет техническую политику, перспективы развития предприятия и пути реализации комплексных программ по всем направлениям совершенствования, реконструкции и технического перевооружения действующего производства, по ускорению НТП и достижению высоких темпов роста производительности труда. Обеспечивает постоянное повышение уровня технической подготовки производства, его эффективности и сокращение затрат на производство продукции, работ, рациональное использование производственных фондов и всех видов ресурсов, руководит разработкой перспективных планов развития НГДУ.

В настоящее время НГДУ «Ямашнефть» разрабатывает месторождения силами пяти цехов добычи нефти и газа (ЦДНГ -1, ЦДНГ - 2, ЦДНГ - 3, ЦДНГ - 4, ЦДНГ - 5). Кроме этого в состав НГДУ входят: цех поддержания пластового давления (ЦППД), цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН), цех пароводоснабжения, цех подземного ремонта скважин (ЦПРС), цех капитального ремонта скважин (ЦКРС), а также цех автоматизации производства (ЦАП).

На балансе НГДУ «Ямашнефть» числятся непромышленные объекты: гостиница, фитнес-центр, гольф-клуб, прогимназия, санаторий-профилакторий «ЯН», здравпункт, горнолыжный комплекс и база отдыха «Кама».

2. Расчет экономической эффективности инвестиционных проектов в НГДУ

.1 Методика расчета критериев эффективности инвестиционных проектов

Работа по определению эффективности инвестиционного проекта является одним из наиболее ответственных этапов прединвестиционных исследований. Она включает детальный анализ и интегральную оценку всей технико-экономической и финансовой информации, собранной и подготовленной для анализа в результате работ на предыдущих этапах прединвестиционных исследований.

Методы оценки эффективности инвестиционных проектов основаны преимущественно на сравнении эффективности (прибыльности) инвестиций в различные проекты.

Сравнение различных инвестиционных проектов (или вариантов проекта) и выбор лучшего из них необходимо производить с использованием показателей коммерческой (финансовой) эффективности:

чистый дисконтированный доход (NPV);

индекс рентабельности (I);

внутренняя норма доходности (IRR);

срок окупаемости.

Чистый дисконтированный доход (NPV) определяется как сумма текущих платежей за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов над интегральными затратами. Величина NPV для постоянной нормы дисконта (d) вычисляется по формуле:

NPV = - ,(2.1)

где Pt - поток платежей за период t;

d - ставка дисконтирования;

KV - капитальные вложения за период;m - год начала производства продукции;- год окончания капитального строительства[11, с. 77].

Вместо годового интервала в этой формуле могут использоваться и более мелкие временные интервалы - месяц, квартал, полугодие. Год начала производства продукции tm может не совпадать с годом окончания строительства. Случай tm>tc означает временную задержку производства продукции после завершения строительства, а случай tm<tc означает запуск производства до завершения строительства.

Проект считается эффективным, если NPV>0.

Внутренняя норма доходности инвестиционного проекта представляет собой расчетную ставку процентов, при которой чистый приведенный доход, соответствующий этому проекту, равен нулю. Уровень IRR полностью определяется внутренними данными, характеризующими инвестиционный проект.

Метод определения внутренней нормы доходности зависит от конкретных особенностей распределения доходов от инвестиций и самих инвестиций. В общем случае, когда инвестиции и отдача от них определяются потоком платежей, IRR определяется как решение следующего уравнения относительно неизвестной величины IRR:

 = 0,(2.2)

где IRR - внутренняя норма доходности, соответствующая потоку платежей Рt[11, с. 78].

Величина IRR зависит не только от соотношения суммарных капитальных вложений и доходов от реализации проекта, но и от их распределения во времени. Чем больше растянут во времени процесс получения доходов в результате сделанных вложений, тем ниже значение внутренней нормы доходности.

Когда IRRравна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, инвестиции в данный проект оправданны.

Индекс рентабельности вычисляется по следующей формуле:

PI=,(2.3)

где PI - индекс рентабельности[11, с. 79].

Если PI>1, проект эффективен, в случае же когда PI<1, проект принимать не следует.

Срок окупаемости определяется как период времени, в течение которого инвестиции будут возвращены за счет доходов, полученных от реализации инвестиционного проекта. Точнее под сроком окупаемости понимается продолжительность времени, в течение которого сумма чистых доходов, дисконтированных на момент завершения инвестиций, равна сумме инвестиций.

В случае, когда норма дисконтирования, равна внутренней норме доходности, срок окупаемости инвестиций равен производственному периоду, в течение которого доходы от производственной деятельности положительны. Таким образом, IRR является предельной нормой дисконтирования, при которой срок окупаемости существует.

Основной недостаток срока окупаемости как показателя эффективности заключается в том, что этот показатель не учитывает весь период функционирования производства и, следовательно, на него не влияют доходы, которые будут получены за пределами срока окупаемости. Такая мера, как срок окупаемости, должна использоваться не в качестве критерия выбора инвестиционного проекта, а в виде ограничения при принятии решения. То есть, что если срок окупаемости больше некоторого принятого граничного значения, то инвестиционный проект исключается из состава рассматриваемых[11, с. 80].

2.2 Экономические критерии эффективности инвестиционных проектов в ОАО «Татнефть»

Каждый инвестиционный проект в ОАО «Татнефть» проходит индивидуальную процедуру технического, геологического, экономического обоснования с экспертным заключением специалистов о производственной целесообразности и инвестиционной привлекательности.

В целях контроля и минимизации инвестиционных рисков, по каждому проекту готовится карта рисков с описанием возможных геологических, производственных, финансово-экономических, правовых, земельно-имущественных и других факторов, способных негативно повлиять на эффективность инвестиционных вложений.

При формировании инвестиционного портфеля активно используются информационные технологии и программные продукты от мировых лидеров в вопросах управления инвестиционными проектами.

Инвестиционный проект может быть принят, если выполняются следующие критерии: дешевизна проекта; минимизация риска инфляционных потерь; краткость срока окупаемости; стабильность или концентрация поступлений; высокая рентабельность как таковая и после дисконтирования; отсутствие более выгодных альтернатив.

Экономическими критериями эффективности инвестиционных проектов в ОАО «Татнефть» являются:

чистый дисконтированный доход должен быть положительным;

индекс доходности должен превышать единицу;

индекс доходности дисконтированных затрат, чем выше, тем лучше;

внутренняя норма доходности, чем выше, тем лучше;

дисконтированный срок окупаемости - чем меньше, тем лучше.

Расчет показателей эффективности производится в неизменных ценах.

Оценкаэкономическойэффективностивариантовпроектавцеломрассчитываетсянаосновеопределенияденежныхпотоковотоперационнойиинвестиционнойдеятельности.

В оттоки от инвестиционной деятельности по проектам включаются:

инвестиции на строительство скважины (стоимость бурения скважины, ее обустройства, стоимость оборудования);

инвестиции на строительство боковых стволов (техническое оснащение дополнительных бригад бурения, на обновление оборудования буровых бригад, на обустройство скважин, на ОНВСС).

Впритокиотоперационнойдеятельностивключаетсявыручкаотреализациипродукции (при расчете принимается, что добытая на m-ом шаге нефть реализуется в пределах этого же шага).

В оттоки от операционной деятельности включаются: производственные затраты (переменные расходы, НДПИ); налог на имущество, уменьшающий налогооблагаемую прибыль; налог на прибыль.

Потоки от финансовой деятельности учитываются, как правило, только на этапе оценки эффективности участия в проекте.

Оценкастоимостипроектапроводитсяметодомдисконтированныхпотоковденежнойналичности.

Базой для экономических расчетов служат технологические показатели с учетом динамики их изменения за анализируемый период: годовая добыча нефти, годовая добыча жидкости, годовая добыча попутного газа, годовая закачка воды в пласт и т.д. Капитальные вложения: рассчитываются по фактическим данным и на основании нормативов затрат по направлениям: бурение скважины, ее обустройство, приобретение оборудования, не входящего в сметы строек. Стоимость бурения скважин рассчитывается по сметной стоимости метра проходки и ее глубины, а по боковым стволами горизонтальным скважинам принимается по данным УБР. Капитальные вложения на обустройство и на оборудование, не входящее в сметы строек, определяются по нормативам, с учетом удорожающего коэффициента на момент оценки.

В качестве примера рассмотрим критерии эффективности, учитываемые в НГДУ «Ямашнефть» (согласно утвержденной методике) от внедрения установки для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух пластов одной скважиной с раздельным подъемом и транспортом продукции.

Оборудование ОРЭ предлагается как альтернатива строительству традиционной добывающей скважины для приобщения пласта, поэтому в качестве базы сравнения принимается бурение добывающей скважины.

Основным критерием применимости мероприятия является величина индекса дисконтированной доходности затрат (ИДДЗ) по конкретной скважине не менее 1,0.Эффект формируется за счет снижения затрат на приобщение нефтяного пласта посредством внедрения ОРЭ, по сравнению с бурением добывающей скважины.

Расчёт экономического эффекта выполняется согласно основных требований РД-153-39.0-620-09 «Положение по определению экономической эффективности внедрения результатов интеллектуальной деятельности» по формуле:

Э = З₁- З₂,(2.4)

где Э- экономический эффект от использования мероприятия;

З₁- затраты по базовому варианту;

З₂- затраты по новому варианту.

Затраты по базовому варианту представлены расходами на строительство, обустройство и обслуживание добывающей скважины, условно-постоянными затратами, приходящимися на каждую скважину эксплуатационного фонда, а также расходами на аренду нефтепромыслового оборудования.

Затраты по новому варианту представлены расходами на внедрение оборудования ОРЭ, а также аренду нефтепромыслового оборудования.

При расчёте квартальной эффективности единовременные затраты (на строительство скважины, на КРС по внедрению мероприятия, ПРС и т.д.) учитываются в сопоставимой стоимости (R), рассчитываемой по формуле:

,(2.5)

где S - сумма единовременных затрат, руб.;

B(m, Е) - текущая стоимость аннуитета в течение m периодов, дисконтированного по норме дисконта Е;- жизненный цикл инвестиций (срок проявления эффекта или срок службы оборудования), лет.

Фактически, величина B(m,Е) представляет собой сумму годовых коэффициентов дисконтирования за m лет. Выражение 1/B(m, Е) называется коэффициентом возврата капитала (capitalrecoveryfactor).

Таким образом, квартальная сопоставимая стоимость единовременных затрат R рассчитывается как 1/4 от годовой сопоставимой стоимости. В сопоставимой стоимости также учитываются амортизация и налог на имущество.

.3 Формирование инвестиционной программы НГДУ

Инвестиционная программа НГДУ «Ямашнефть» представляет собой совокупность инвестиционных мероприятий для достижения целей, поставленных выбранной стратегией развития ОАО «Татнефть» и НГДУ в частности.

При формировании инвестиционной программы в НГДУ «Ямашнефть» выполняются работы по следующим направлениям:

определение исходных условий, целей, задач и требований, предъявляемых к инвестиционной программе, в соответствии с техническим заданием, по которому ведется разработка инвестиционной программы;

анализ текущего технического состояния основных производственных фондов;

формирование перечня необходимых технических мероприятий по результатам проведенного анализа состояния основных фондов с учетом заданных значений целевых индикаторов;

определение необходимых финансовых потребностей для реализации мероприятий инвестиционной программы;

разработка плана финансирования с распределением финансовых потребностей по источникам финансирования по годам и этапам реализации программы;

оценка тарифных последствий, расчет необходимых тарифов и (или) надбавок к тарифам, обеспечивающих выполнение программы;

оценка доступности инвестиционной программы.

Инвестиционная программа на 2010 год содержала следующие направления (таблица 2.1):

бурение;

обустройство и ввод в эксплуатацию 25 скважин;

перевод под закачку 12 скважин;

ввод добывающих скважин из других категорий - 12 скважин;

капитальный ремонт 78 скважин;

внедрение технологии ОРЭиЗ - на 38 скважинах.

Таблица 2.1

Показатели выполнения инвестиционной деятельности за 2010 год

По данным таблицы 2.1 на инвестиционную программу НГДУ «Ямашнефть» на 2010 год было запланировано инвестиций в размере 722 211 тыс. руб., однако, фактически капитальные вложения составили 709 341 тыс. руб., что составляет 98,22% от планируемого показателя.

2.4 Расчет основных экономических показателей инвестиционных проектов, входящих в инвестиционный портфель НГДУ

Расчет основных экономических показателей инвестиционных проектов, входящих в инвестиционный портфель НГДУ, проведем на примере инвестиционного проекта по внедрению установки для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух пластов одной скважиной с раздельным подъемом и транспортом продукции.

Раздельная эксплуатация нефтяных пластов месторождений, имеющих разные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти, наличие неньютоновских свойств и т.д.), находящихся на одной площади, требует больших затрат на строительство и обустройство дополнительных скважин. Скважины, пробуренные на месторождениях с малым дебитом, могут быть нерентабельными. Совместная эксплуатация одной скважиной нескольких пластов с разными пластовыми давлениями и дебитами приводит к неоптимальной эксплуатации каждого из них, потере производительности, большим отклонениям от проектов их разработки, потере контроля над разработкой.

Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов одной скважиной обеспечивает разобщение пластов, раздельную их эксплуатацию, учёт добываемой продукции каждого объекта, а также достижение запроектированных темпов разработки.

Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины с раздельным подъемом и транспортом продукции предполагает использование привода с двумя станками-качалками, двухканальное устьевое оборудование, двуствольный якорь для ограничения относительного перемещения колонн НКТ, пакерующее оборудование.

Расчёт составлен на основании исходных данных НГДУ «Ямашнефть», ОАО «Татнефть», УК ООО «ТМС групп» в ценах по состоянию на март 2011 года (Приложение 6).

Затраты по НИОКР, понесенные в 2005 году в размере 3000 тыс. руб., учтены при выполнении расчетов экономического эффекта по скважинами - объектам внедрения «Плана мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и применению передовых технологий и оборудования по ОАО «Татнефть» 2006-2010 гг.», поэтому удельные затраты на НИОКР при расчете эффекта от внедрения данного мероприятия в 2011 году и далее не учитываются.

В Приложении 7 произведен расчет амортизации и налога на имущество по оборудованию. Расчетный период в базовом и новом вариантах (жизненный цикл мероприятия) принят 15 лет.

В таблице 2.2 представлен расчет квартального эффекта от внедрения оборудования ОРЭ с раздельным подъемом и транспортом продукции на действующей скважине в сравнении с бурением добывающей скважины.

Таблица 2.2

Расчет экономического эффекта от внедрения ОРЭ с раздельным подъёмом продукции за квартал

Ежеквартальный эффект от внедрения ОРЭ, который будет формироваться в течение 15-летнего расчетного периода, составит 697,7 тыс. руб.Расчёт экономической эффективности внедрения ОРЭ с раздельным подъёмом продукции представлен в приложении 8. ЧДД проекта составляет 23 349 тыс. руб./скв., проект окупается в первый год.

Результаты расчетов подтверждают эффективность внедрения установки для одновременно-раздельной эксплуатации с раздельным подъемом и транспортом продукции.

2.5 Оптимизация инвестиционного портфеля по экономическим критериям

При использовании нескольких направлений вложения средств формируется так называемый инвестиционный портфель, т.е. определенная совокупность направлений инвестирования. Предприниматели заинтересованы, чтобы инвестиционный портфель их организации состоял из наиболее доходных вложений. Для экономически обоснованного оптимального формирования портфеля нужны аналитические расчеты.

Оптимизация инвестиционного портфеля по экономическим критериям производится несколькими методами:

1)критерий индекса возможных потерь чистого дисконтированного дохода (NPV): если реализацию всех проектов перенести на один год, то по полученному индексу ожидаемых потерь можно провести сравнительный анализ и выявить проекты с минимальными потерями реализацию которых можно перенести на следующий год.

Алгоритм расчета:

а)выбираются чистые дисконтированные доходы и суммы инвестиций. При заданной процентной ставке определяется процент дисконтирования или величина доходности вложенного капитала. Из предположения, что реализация всех проектов может быть перенесена на один год, определяется NPV1 путем перемножения NPV₀ на коэффициент дисконтирования;

б) определяется величина абсолютных потерь, то есть NPV₀, NPV₁ для каждого проекта;

в)рассчитывается индекс возможных потерь на единицу затрат (деление абсолютной величины потерь на сумму инвестиций);

г) устанавливается приоритетный ряд проектов по величине индексов потерь от большего значения к меньшему. Чем больше, тем целесообразнее реализовать его в первом году.

) критерий индекса рентабельности: по этому критерию проекты формируются в приоритетный ряд по убыванию величины индекса рентабельности.

) метод расчета чистого дисконтированного дохода (NPV) приведенных потоков:

а)определяется наименьшее общее кратное сроков действия анализируемых проектов;

б) рассматривается каждый из проектов как повторяющейся некоторое число раз;

в) определяется суммарное значение NPV для каждого из попарно сравниваемых проектов по формуле:

NPVi,j=NPVi∙(1+(2.6)

где NPVi- чистый приведенный эффект исходного проекта, продолжительность действия проекта, - процентная ставка (или рентабельность проекта)[13, с. 90].

) метод приростных показателей:

а) определяется разность показателей, которые обладают свойством аддитивности: чистая текущая стоимость, величина инвестиций, годовой доход.

б)определяются расчетным путем IRR и PI (формулы 2.2 и 2.3);

в)проводится сравнение полученного IRR с r, при которой рассчитывались NPV текущих проектов. Если IRR>r, то принимается проект с большими капиталовложениями, если IRR<r, то принимается проект с меньшей величиной инвестиций.

) опционный метод оценки проектов:

а) анализ ожидаемого воздействия факторов внешней среды и внутренний потенциал предприятия для установления возможностей реализации проекта. Определяются мероприятия по минимизации затрат и использования благоприятных факторов;

б) вырабатывается генеральная стратегия с основными параметрами развития.

. Прогнозная информация о будущих параметрах формализуется с помощью вероятностных методов (построение экономико-математической модели, имитационной модели).

Таким образом, по данной главе курсового исследования можно сделать следующий вывод. Наиболее популярными критериями эффективности инвестиционных проектов, в том числе и в ОАО «Татнефть», являются: чистый дисконтированный доход; индекс доходности; индекс доходности дисконтированных затрат; внутренняя норма доходности; дисконтированный срок окупаемости. По некоторым инвестиционным мероприятиям рассчитываются и исследуются индекс дисконтированной доходности затрат и экономический эффект. Инвестиционная программа НГДУ «Ямашнефть» представляет собой совокупность инвестиционных мероприятий для достижения целей, поставленных выбранной стратегией развития ОАО «Татнефть» и НГДУ в частности.

3. Анализ факторов риска и неопределенности, влияющих на эффективность инвестиционных проектов в нефтегазодобыче

.1 Обзор существующих методов оценки рисков инвестиционных проектов

Эффективность любой финансовой или хозяйственной операции, в том числе инвестиционного проекта, и величина сопутствующего ему риска взаимосвязаны. Естественно, чем выше вероятность получения низкого дохода или убытков, тем рискованнее проект. А чем рискованнее проект, тем выше должна быть норма его доходности.

При выборе из нескольких возможных вариантов вложения капитала часто рассуждают «этот проект кажется менее рискованным» или «в этом случае прибыль больше, но и риск, вроде бы, больше». Однако, степень риска в большинстве случаев может быть достаточно точно оценена, а также определена величина доходности предлагаемого проекта, соответствующая данному риску. Основываясь на полученные результаты, управленец может, как выбирать наиболее привлекательный для него способ вложения денег, так и значительно снизить величину возможного риска.

Для оценки степени риска используются два основных метода: количественный и качественный.

Для количественной оценки риска применяются положения математической теории вероятности. Каждому событию устанавливается величина, характеризующая возможность того, что событие произойдет - вероятность данного события - p. Если событие никогда не произойдет, его вероятность нулевая (p = 0). Если событие произойдет при любых условиях, его вероятность р = 1. Если же в результате проведения эксперимента или наблюдения выявлено, что событие происходит в n случаях из N, то его вероятность p = n / N. Сумма вероятностей всех событий будет равна единице [5, с. 140].

Вероятность может выражаться как в долях единицы, так и в процентах.

Методы количественной оценки риска инвестиционного проекта включают: определение предельного уровня устойчивости проекта; анализ чувствительности проекта; анализ сценариев развития проекта; имитационное моделирование рисков по методу Монте-Карло.

Дадим им краткую характеристику.

. Анализ предельного уровня устойчивости проекта предполагает выявление уровня объёма выпускаемой продукции, при котором выручка равна суммарным издержкам производства, т.е. нахождение безубыточного уровня («точки безубыточности»). Показатель безубыточного уровня производства используется при: а) внедрении в производство новой продукции, б) создании нового предприятия, в) модернизации предприятия.

Показатель безубыточного производства определяется:

(3.1)

где В_ЕР - точка безубыточного производства;- постоянные издержки;

Р - цена продукции;-переменные затраты [5, с. 149].

Проект считается устойчивым, если В_ЕР ≤ 0,6÷0,7 после освоения проектных мощностей. Если В_ЕР→1, то проект имеет недостаточную устойчивость к колебаниям спроса на данном этапе.

. Анализ чувствительности проекта предполагает определение изменения переменных показателей эффектности проекта в результате колебания исходных данных. При таком подходе последовательно пересчитывается каждый показатель эффективности проекта (например, NPV, IRR, PI) при изменении какой-то одной переменной (например, ставки дисконта или объёма продаж).

Показатель чувствительности проекта рассчитывается как отношение процентного изменения показателя эффективности к изменению значения переменной на один процент.

. Анализ сценариев развития проектов предполагает оценку влияния одновременного изменения всех основных параметров проекта на показатели эффективности проекта.

В данном виде анализа используются специальные компьютерные программы, программные продукты и имитационные модели.

Обычно рассматриваются три сценария: а) пессимистический, б) оптимистический, в) наиболее вероятный (средний).

Упрощённый метод оценки риска (предложенный Министерством экономики РФ) заключается в том, что вводится поправка показателей проекта на риск или же поправка к ставке дисконтирования. Поправочный коэффициент «P» выбирается из предложенных нормативов. Например, поправочный коэффициент составляет 3-5% при вложениях в надёжную технику, и это соответствует низкому уровню риска. Высокий уровень риска наблюдается при вложениях денежных средств в производство и продвижение на рынок нового продукта, при этом поправочный коэффициент составляет 13-15% [5, с. 142].

. Имитационное моделирование по методу Монте-Карло (Monte-CarloSimulation) позволяет построить математическую модель для проекта с неопределенными значениями параметров, и, зная вероятностные распределения параметров проекта, а также связь между изменениями параметров (корреляцию) получить распределение доходности проекта.

Применение метода имитации Монте-Карло требует использования специальных математических пакетов (например, специализированного программного пакета Гарвардского университета под названием Risk-Master), в то время, как метод сценариев может быть реализован даже при помощи обыкновенного калькулятора.

Методика качественной оценки рисков проекта должна привести аналитика-исследователя к количественному результату, к стоимостной оценке выявленных рисков, их негативных последствий и «стабилизационных» мероприятий.

Качественный анализ проектных рисков проводится на стадии разработки бизнес-плана, а обязательная комплексная экспертиза инвестиционного проекта позволяет подготовить обширную информацию для анализа его рисков.

В качественной оценке можно выделить следующие методы: экспертный метод; моделирование задачи выбора с помощью «дерева решений»; метод аналогий; метод анализа уместности затрат.

1. Экспертный метод можно использовать путем обработки мнений опытных предпринимателей и специалистов. Желательно, чтобы эксперты сопровождали свои оценки данными о вероятности возникновения различных величин потерь. Можно ограничиться получением экспертных оценок вероятностей допустимого критического риска либо оценить наиболее вероятные потери в данном виде предпринимательской деятельности.

Каждый эксперт, работающий отдельно, пользуется перечнем возможных рисков и оценивает вероятность их наступления, основываясь, например, на такой системе оценок: 0 - несущественный риск; 25 - рисковая ситуация вероятнее всего не наступит; 50 - о возможности риска нельзя сказать ничего определенного; 75 - рисковая ситуация вероятнее всего наступит; 100 - рисковая ситуация наступит наверняка.

Затем оценки экспертов подвергаются анализу на их противоречивость и должны удовлетворять следующему правилу: максимально допустимая разница между оценками двух экспертов по любому виду риска не должна превышать 50, что позволяет устранить недопустимые различия в оценках экспертами вероятности наступления отдельного риска:

max |ai - bi| ≤ 50,(3.2)

где a, b - векторы оценок каждого из двух экспертов. Если участвуют три эксперта, то должно быть выведено три оценки: для попарного сравнения мнений первого и второго экспертов, второго и третьего; i - вид оцениваемого риска [5, с. 149].

Одна из разновидностей экспертного метода - метод Дельфи. Этот метод анонимен и имеет управляемую обратную связь. Анонимность экспертов гарантируется за счет физического разделения, что не дает членам комиссии возможности обсуждать ответы на поставленные вопросы и договариваться. Цель анонимности - избежать группового принятия решения и субъективного мнения лидера. После обработки результата через управляемую обратную связь обобщенный результат сообщается каждому члену комиссии. Основная цель - позволить ознакомиться с оценками других членов комиссии, не подвергаясь давлению из-за знания того, кто конкретно дал ту или иную оценку. После этого оценка может быть повторена.

. Еще один важный метод исследования риска - моделирование задачи выбора с помощью «дерева решений». Данный метод предполагает графическое построение вариантов решений, которые могут быть приняты. По ветвям «дерева» соотносят субъективные и объективные оценки возможных событий. Следуя вдоль построенных ветвей и используя специальные методики расчета вероятностей, оценивают каждый путь и затем выбирают менее рискованный. Данный метод имеет и негативные факторы, усложняющие его использование: это очень трудоемкий метод; в «дереве» учитываются только те действия, которые намерен совершить предприниматель, и только те исходы, которые, с его точки зрения могут иметь место. При этом совсем не учитывается влияние внешней среды на деятельность предпринимательской фирмы, а предприниматель не всегда может предвидеть действия партнеров, конкурентов.

. Метод аналогий можно использовать в ситуации, когда другие методы оценки риска невозможны. Этот метод основан на применении базы данных о риске подобных проектов или сделок, исследовательских работ проектно-изыскательских учреждений. Данные из такой базы данных обрабатываются для выяснения наличия зависимостей в законченных проектах для оценки потенциального риска при реализации нового предпринимательского проекта или сделки.

4. Метод анализа уместности затрат ориентирован на выявление потенциальных зон риска и используется лицом, принимающим решение об инвестировании средств, для минимизации риска, угрожающего капиталу. Предполагается, что перерасход средств может быть вызван одним из четырех основных факторов или их комбинациями: первоначальная недооценка стоимости проекта в целом или его отдельных фаз и составляющих; изменение границ проектирования, обусловленное непредвиденными обстоятельствами; различие в производительности (отличие производительности от предусмотренной проектом); увеличение стоимости проекта в сравнении с первоначальной вследствие инфляции или изменения налогового законодательства.

Эти факторы могут быть детализированы. На базе типового перечня можно составить подробный контрольный перечень возможного повышения затрат по статьям для каждого варианта проекта или его элементов. Процесс утверждения ассигнований разбивается на стадии. Стадии утверждения должны быть связаны с проектными фазами и основываться на дополнительной информации о проекте, поступающей по мере его разработки. На каждой стадии утверждения, получив информацию о высоком риске, назревшем для требуемых средств, инвестор может принять решение о прекращении инвестиций. Поэтапное выделение средств позволяет инвестору при первых признаках того, что риск вложений растет, или прекратить финансирование проекта, или же начать поиск мер, обеспечивающих снижение затрат.

3.2 Количественная оценка рисков инвестиционных проектов, входящих в инвестиционный портфель НГДУ с использованием метода вариации параметров

Выходные показатели проекта могут существенно измениться при неблагоприятном изменении (отклонении от проектных) некоторых параметров. В методе вариаций рассматривают возможные изменения параметров в течение расчётного периода и оценивают результаты проекта, обусловленные этими параметрами, то есть факторами.

Рекомендуется проверять реализуемость и оценивать эффективность проекта в зависимости от изменения следующих факторов:

инвестиционных затрат (или их отдельных составляющих);

объема производства;

издержек производства и сбыта или их отдельных составляющих;

процента за кредит;

прогнозов общего индекса инфляции, индексов цен и индекса внутренней инфляции (или иной характеристики изменения покупательной способности) иностранной валюты;

задержки платежей;

длительности расчетного периода (до момента прекращения реализации проекта);

других параметров, предусмотренных в задании на разработку проектной документации [12, с. 44].

При отсутствии информации о возможных, с точки зрения участника проекта, пределах изменения значений указанных параметров рекомендуется провести вариантные расчеты реализуемости и эффективности проекта последовательно для следующих сценариев:

увеличение инвестиций. При этом стоимость работ, выполняемых российскими подрядчиками, и стоимость оборудования российской поставки увеличиваются на 20%, стоимость работ и оборудования инофирм - на 10%. Соответственно изменяются стоимость основных фондов и размеры амортизации в себестоимости;

увеличение на 20% от проектного уровня издержек и на 30% удельных (на единицу продукции) прямых материальных затрат на производство и сбыт продукции. Соответственно изменяется стоимость запасов сырья, материалов, незавершенного производства и готовой продукции в составе оборотных средств;

уменьшение объема выручки до 80% ее проектного значения;

увеличение на 100% времени задержек платежей за продукцию, поставляемую без предоплаты;

увеличение процента за кредит на 40% его проектного значения по кредитам в рублях и на 20% по кредитам в валюте [12, с. 45].

Эти сценарии рекомендуется рассматривать на фоне неблагоприятного развития инфляции, задаваемой экспертно. Если проект предусматривает страхование на случай изменения соответствующих параметров проекта либо значения этих параметров фиксированы в подготовленных к заключению контрактах, соответствующие этим случаям сценарии не рассматриваются.

Проект считается устойчивым по отношению к возможным изменениям параметров, если при всех рассмотренных сценариях:

чистый дисконтированный доход положителен;

обеспечивается необходимый резерв финансовой реализуемости проекта, т. е. при условии допущения ухудшающих сценариев в соответствии с вариантными расчетами реализуемости и эффективности проекта проект остаётся прибыльным.

Если при каком-либо из рассмотренных сценариев хотя бы одно из указанных условий не выполняется, рекомендуется провести более детальный анализ пределов возможных колебаний соответствующего параметра и при возможности уточнить верхние границы этих колебаний. Если и после такого уточнения условия устойчивости проекта не соблюдаются, рекомендуется:

при отсутствии дополнительной информации отклонить проект;

при наличии информации с учётом количественных характеристик неопределённости, о которой будет сказано в последующих разделах, оценивать эффективность инвестиционного проекта более точными изложенными там методами [12, с. 46].

Оценка устойчивости может производиться также путем определения предельных значений параметров проекта, т. е. таких их значений, при которых интегральный коммерческий эффект участника становится равным нулю. Одним из таких показателей является внутренняя норма доходности, отражающая предельное значение нормы дисконта.

Для оценки предельных значений параметров, меняющихся по шагам расчета (цены продукции и основного технологического оборудования, объемы производства, объем кредитных ресурсов, ставки наиболее существенных налогов и др.), рекомендуется вычислять предельные интегральные уровни этих параметров, т. е. такие коэффициенты (постоянные для всех шагов расчета) к значениям этих параметров, при применении которых чистый дисконтированный доход проекта (или участника проекта) становится нулевым [12, с. 47].

Произведем расчет чистой дисконтированной стоимости инвестиционного проекта НГДУ «Ямашнефть» по строительству новой скважины:

Размер инвестиции - 12 800 тыс. руб.

Доходы от инвестиции в первом году - 7360 тыс. руб.

во втором году - 5185 тыс. руб.

в третьем году - 6270 тыс. руб.

Размер барьерной ставки (ставки дисконтирования) - 11,4% в первом году;

,7% во втором году;

,5% в третьем году.

PV1 = 7360 / (1 + 0,114) = 6606,82 тыс. руб.

PV2 = 5185 / (1 + 0,114) / (1 + 0,107) = 4204,52 тыс. руб.

PV3 = 6270 / (1 + 0,114) / (1 + 0,107) / (1 + 0,095) = 4643,23 тыс. руб.= 6606,82 + 4204,52 + 4643,23 - 2654,57 = 2654,57 тыс. руб.

Определим период, по истечении которого инвестиция окупается.

Сумма доходов за 1 и 2 года: 7360 + 5185 = 12545 тыс. руб., что меньше размера инвестиции равного 12 800 тыс. руб.

Сумма доходов за 1, 2 и 3 года: 12545 + 6270 = 18815 тыс. руб. больше 12 800 тыс. руб., это значит, что возмещение первоначальных расходов произойдет раньше 3 лет.

Если предположить что приток денежных средств поступает равномерно в течении всего периода (по умолчанию предполагается что денежные средства поступают в конце периода), то можно вычислить остаток от третьего года.

Остаток = (1 - (18815 - 12 800) / 6270) = 0,04 года

Ответ: период окупаемости равен 2,04 года.

Теперь предположим, что доходы от работы новой скважины НГДУ «Ямашнефть» увеличатся на 30% от первоначально запланированных.

Пересчитаем денежные потоки в вид текущих стоимостей с учетом данных анализа чувствительности:

_+30% = (1 + 0,3) ∙ 7360 / (1 + 0,114) = 8588,87 тыс. руб._+30% = (1 + 0,3) ∙ 5185 / (1 + 0,114)/(1 + 0,107) = 5465,87 тыс. руб._+30% = (1 + 0,3) ∙ 6270 / (1 + 0,114)/(1 + 0,107)/(1 + 0,095) =6036,20 тыс. руб._+30% = 8588,87 + 5465,87 + 6036,20 - 12 800 = 7290,94 тыс. руб.

Определим изменение чистой текущей стоимости:

(NPV_+30% - NPV) / NPV ∙ 100% = (7290,94 - 2654,57) / 2654,57 ∙ 100% = 174,66%.

Полученный результат означает, что увеличение доходов от данной инвестиции на 30% приведет к увеличению чистой текущей стоимости инвестиционного проекта на 174,66%.

Теперь предположим, что доходы от работы новой скважины уменьшатся на 15% от первоначально запланированных.

Пересчитаем денежные потоки НГДУ «Ямашнефть» в вид текущих стоимостей с учетом данных анализа чувствительности:

_-15% = (1 - 0,15) ∙ 7360 / (1 + 0,114) = 5615,80 тыс. руб._-15% = (1 - 0,15) ∙ 5185 / (1 + 0,114) / (1 + 0,107) = 3573,84 тыс. руб._-15% = (1 - 0,15) ∙ 6270 / (1 + 0,114) / (1 + 0,107) / (1 + 0,095) = 3946,75тыс. руб._-15% = 5615,80 + 3573,84 + 3946,75 - 12 800 = 336,39 тыс. руб.

Определим изменение чистой текущей стоимости:

(NPV_-15% - NPV) / NPV ∙ 100% = (336,39 - 2654,57) / 2654,57 ∙ 100% = -87,33%.

Полученный результат означает, что уменьшение доходов от данной инвестиции на 15% приведет к уменьшению чистой текущей стоимости инвестиционного проекта НГДУ «Ямашнефть» на 87,33%.

Аналогичным образом просчитывается изменение и иных экономических критериев эффективности инвестиционных проектовНГДУ «Ямашнефть» (срок окупаемости, норма рентабельности и другие), связанное с различными вариантами исходных величин (величина инвестиции, размер доходов и их составляющих).

3.3 Анализ влияния реализации инвестиционных проектов на технико-экономические показатели НГДУ

.3.1 Анализ влияния внедрения предложенных проектов на объем добычи нефти

Для характеристики эффективности действия инвестиции на увеличение валового объема производства продукции применяют показатель «дополнительный выход продукции на рубль инвестиций».

Формула для расчета:

(3.3)

где GPi - дополнительный выход продукции на рубль инвестиций, долей единиц;исх - валовой объем производства продукции при исходных инвестициях, рублей; доп - валовой объем производства продукции при дополнительных инвестициях, рублей;- сумма дополнительных инвестиций, рублей[15, с. 208].

Для показателя «валовой объем производства продукции при исходных инвестициях» может быть ситуация когда исходные инвестиции проводились за предшествующий долговременный период.

При выполнении данных работ освоено инвестиций на общую сумму 786 млн. руб. Запланированный объем дополнительной добычи нефти по совокупности всех направлений выполнен - при плане 131 тыс. т. Добыто 148 тыс. т (113%).

Плановая эффективность вложенных средств по всем направлениям составила:

131 000 т. / 786 млн. руб. = 166,67 т. на 1 млн. руб.

Фактическая эффективность вложенных средств по всем направлениям составила:

000 т. / 786 млн. руб. = 188,30 т. на 1 млн. руб.

Фактическая эффективность вложенных средств по всем направлениям превысила плановую на 21,63 т. на 1 млн. руб.

Плановые показатели по успешности также выполнены по всем направлениям.

Введены в эксплуатацию 24 новые добывающие скважины: на Красногорском месторождении пробурено 14 скв., на Шегурчинском - 7 скв., на Ерсубайкинском - 6 скв., из них только 4 введены в эксплуатацию, №№ 11032, 11066 переведены в пьезометр. Общий объем проходки по всем скважинам составил 34,4 тыс.м. при плане 33,8 тыс.м. Суммарный объем капитальных вложений составил 532 млн. руб.

Общий объем добычи из новых скважин составил 23,4 тыс. т. при плане 18,6 тыс. т. (126%). Успешность по дебиту составила 85%. В среднем эффективность вложенных инвестиций составила 44 т/млн. руб. при плане 35 т/млн. руб. (126%).

За данный период в направлении МУН произведено 182 скважино-обработки на 172 скважинах. На общую сумму 102,6 млн. руб., в том числе непосредственно на методы увеличения нефтеотдачи - 61,9 млн. руб. и на ПЗР силами бригад КРС - 40,7 млн. руб. При этом достигнута запланированная добыча - 70,4 тыс. т. Соответственно фактическая эффективность по МУН составила 686 т. / млн. руб., при плановом значении - 685 т. / млн. руб. Успешность направления составила 78%, планового прироста не достигли 42 скважины.

Произведены работы по капитальному ремонту на 76 скважинах, в том числе на получение дополнительной добычи - 73 скважины. Объем освоенных инвестиций составил 87 млн. руб. Объем дополнительно добытой нефти составил 17,4 тыс. т. при плане 15,2 тыс. т. Фактическая эффективность составила 199 т./млн. руб. (план - 174 т./млн. руб.). Успешность направления составила 74%, 19 скважин не успешны. Кроме того, в 2010 году бригадами КРС были проведены работы по ликвидации 9 скважин на сумму 16 млн. руб.

Технология ОРЭ была внедрена на 34 скважинах, ОРЗ - на 2 скважинах (№№ 1366, 6968), и еще на двух скважинах внедрена установка одновременно-раздельной эксплуатации и закачки (№№ 10969, 7297). Объем дополнительно добытой нефти составил 21,1 тыс. т. при плановом показателе 15,7 тыс. т. Эффективность инвестиций - 416 т./млн. руб. (плановое значение равно 310 т./млн. руб.). Годовая успешность технологии составила 92%.

.3.2 Анализ влияния реализации инвестпроектов на себестоимость добычи нефти

Для характеристики эффективности действия инвестиции на снижение себестоимости применяют показатель «снижение себестоимости продукции в расчете на рубль инвестиций».

Формула для расчета:

(3.4)

где RPi - снижение себестоимости продукции в расчете на рубль инвестиций, долей единиц;

Сисх - себестоимость единицы продукции соответственно при исходных капитальных вложениях, рублей;

Сдоп - себестоимость единицы продукции соответственно при дополнительных капитальных вложениях, рублей;доп - годовой объем производства продукции в натуральном выражении после дополнительных инвестиций, штук;- сумма дополнительных инвестиций, рублей[15, с. 210].

Для показателя «себестоимость единицы продукции при исходных инвестициях» может быть ситуация когда исходные инвестиции проводились за предшествующий долговременный период.

Инвестиции в увеличение объемов производства составили 786 млн. руб. За счет этого себестоимость 1 тонны нефти увеличилась с 4275 рублей до 5261 рубля. Годовой объем добычи нефти увеличился, и составил 1614,5 тыс. т.

Определим снижение себестоимости тонны нефти на рубль инвестиций:

= 1614500 ∙ (4275 - 5261) / 786 000 000 = -2,03 долей единиц.

На каждый рубль инвестиций произошел рост себестоимости единицы продукции в размере 2,03 рублей.

.3.3 Анализ влияния предложенных проектов на финансовые результаты деятельности предприятия

Для характеристики эффективности действия инвестиции на увеличение объема прибыли применяют показатель «увеличение прибыли в расчете на рубль инвестиций».

Формула для расчета:

(3.5)

где Pi - увеличение прибыли в расчете на рубль инвестиций, долей единиц;исх - прибыль на единицу продукции до дополнительных инвестиций, рублей;доп - прибыль на единицу продукции после дополнительных инвестиций, рублей;доп - годовой объем производства продукции в натуральном выражении после дополнительных инвестиций, штук;- сумма дополнительных инвестиций[15, с. 212].

Для показателя «прибыль на единицу продукции при исходных инвестициях» может быть ситуация когда исходные инвестиции проводились за предшествующий долговременный период.

Инвестиции в увеличение объемов производства составили 786 млн. руб. Объем добычи составил 1614,5 тыс. т. нефти. Прибыль снизилась с 4416,7 млн. руб. до 3961,88 млн. руб.

Определим увеличение объема прибыли для 2010 года:

пг = 1614,5 ∙ (3961,88 - 4416,7) / 786 = -934232 единиц.

На каждый рубль инвестиций произошло снижение объема прибыли в размере 934232 рублей.

Однако, необходимо помнить, что данные результаты получены в том числе и за счет реорганизаций, проводимых в НГДУ «Ямашнефть» в сфере организационной и производственной структур предприятия. Следовательно, более точно оценить влияние инвестиционных проектов на финансовые результаты деятельности НГДУ «Ямашнефть» не представляется возможным.

Таким образом, по данной главе курсового исследования можно сделать следующий вывод. Для оценки степени риска на практике используются два основных метода: количественный и качественный. В качестве одного из количественных зачастую используется метод вариации параметров, который заключается в том, что оценивается эффективность проекта в зависимости от изменения основных исходных факторов (инвестиционных затрат, объема производства, величины инфляции и других параметров). Например, было выявлено, что при уменьшении доходов от инвестиции на 15% чистая текущая стоимость инвестиционного проекта по разработке новой скважины уменьшится на 87,33%; если же доходы увеличить на 30%, то чистая текущая стоимость инвестиционного проекта по разработке новой скважины увеличится на 174,66%. Анализ влияния реализации инвестиционных проектов на технико-экономические показатели НГДУ показал, что дополнительные инвестиции привели к увеличению объема добычи нефти, но себестоимость при этом выросла, а прибыль снизилась. Однако, это не окончательный результат оценки влияния, так как помимо инвестиций в НГДУ «Ямашнефть» проводились различные оптимизации, реструктуризации производственного процесса, увеличилась стоимость сырья и материалов и другие изменения.

Заключение

Таким образом, цель данной курсовой работы исполнена, а именно - собрана, изучена и систематизирована информация по анализу экономической эффективности инвестиционных проектов, а также проведен такой анализ на материалах конкретного нефтегазодобывающего предприятия - НГДУ «Ямашнефть» ОАО «Татнефть».

Управление инвестиционной деятельностью нефтяной компании в современных условиях связано с принятием сложных и дорогостоящих управленческих условий. Так, например, отклонение инвестиционного проекта для нефтегазодобывающих предприятий влечет за собой целую цепочку взаимосвязанных процессов (консервация скважин на месторождениях, изменение технологических режимов, изменение поставок и т.д.), что в конечном итоге приводит к перераспределению материальных и финансовых потоков.

Принципиальная сложность в управлении инвестиционной деятельностью крупной нефтяной компании, обусловлена сложностью технологической цепочки «добыча - транспортировка - переработка - транспортировка - сбыт», наличием огромного пула разнородных проектов и конкурентных ограничений.

НГДУ «Ямашнефть» - это одно из ведущих и стабильно развивающихся структурных подразделений акционерного общества «Татнефть», опыт которого с успехом используется другими нефтяными предприятиями. Основными видами деятельности НГДУ «Ямашнефть» являются: разработка нефтегазовых и битумных месторождений; добыча нефти, газа, битумов и других полезных ископаемых, их транспортировка различными видами транспорта, в отдельных случаях переработка и реализация; проведение научно-исследовательских и проектно-изыскательских работ и другие виды работ.

Наиболее популярными критериями эффективности инвестиционных проектов, в том числе и в ОАО «Татнефть» и в НГДУ «Ямашнефть», являются: чистый дисконтированный доход; индекс доходностиинвестиций; индекс доходности дисконтированных затрат; внутренняя норма доходности; дисконтированный срок окупаемости. По некоторым инвестиционным мероприятиям рассчитываются и исследуются индекс дисконтированной доходности затрат и экономический эффект. Инвестиционная программа НГДУ «Ямашнефть» представляет собой совокупность инвестиционных мероприятий для достижения целей, поставленных выбранной стратегией развития ОАО «Татнефть» и НГДУ в частности.

При использовании нескольких направлений вложения средств формируется так называемый инвестиционный портфель, т.е. определенная совокупность направлений инвестирования. Предприниматели заинтересованы, чтобы инвестиционный портфель их организации состоял из наиболее доходных вложений. Для экономически обоснованного оптимального формирования портфеля нужны аналитические расчеты.

Для оценки степени риска на практике используются два основных метода: количественный и качественный. В качестве одного из количественных зачастую используется метод вариации параметров, который заключается в том, что оценивается эффективность проекта в зависимости от изменения основных исходных факторов (инвестиционных затрат, объема производства, величины инфляции и других параметров).

Было выявлено, что при уменьшении доходов от инвестиции на 15% чистая текущая стоимость инвестиционного проекта по разработке новой скважины уменьшится на 87,33%; если же доходы увеличить на 30%, то чистая текущая стоимость инвестиционного проекта по разработке новой скважины увеличится на 174,66%.

Анализ влияния реализации инвестиционных проектов на технико-экономические показатели НГДУ показал, что дополнительные инвестиции привели к увеличению объема добычи нефти, но себестоимость при этом выросла, а прибыль снизилась. Однако, это не окончательный результат оценки влияния, так как помимо инвестиций в НГДУ «Ямашнефть» проводились различные оптимизации, реструктуризации производственного процесса, увеличилась стоимость сырья и материалов и другие изменения.

В связи с этим необходимо отметить, что на любом предприятии крайне необходим максимально детализированный учет всех изменений (и их причин) в объеме добычи нефти, производственной и полной себестоимости продукции, прибыли. Только благодаря такому детализированному учету можно будет достоверно оценить степень влияния предложенных проектов на объем и себестоимость добычи нефти, а также на финансовые результаты деятельности предприятия.

Список использованной литературы

1.    Бланк И.А. Основы инвестиционного менеджмента. В 2-х томах. - Киев: Ника-Центр, Эльга, 2007.

2.      Бланк И.А. Управление финансовыми рисками. - К.: Ника-Центр, 2009.

.        Бродский Б.Е., Жарковская Е.П. Антикризисное управление: Учебник, 6-е издание. - М.: Омега-Л, 2009.

.        Жариков В.В., Жариков И.А., Евсейчев А.И. Антикризисное управление предприятием. - Тамбов: ТГТУ, 2009.

.        Иванов А.А., Олейников С.Я., Бочаров С.А. Риск-менеджмент. Учебно-методический комплекс. - М.: Изд. центр ЕАОИ, 2008.

.        Игонина Л.Л. Инвестиции: Учеб.пособие. - М.: Юристъ, 2009.

.        Инвестиции. Организация управления и финансирование. Учебник для ВУЗов. Издание 2. / Игошин Н.В. - ЮНИТИ, 2008.

.        Инвестиции: Учебник для вузов. / В. Бочаров - СПб: Питер, 2007.

.        Инвестиции: учебное пособие / М.В. Чиненов и др.; под ред. М.В. Чиненова. - М.: КНОРУС, 2007.

.        Инвестиционный менеджмент: учебное пособие. - М.: КНОРУС, 2007.

.        Масленников П.В., Задорожный А.А. Экономическая оценка инвестиций: учебное пособие - / П.В. Масленников, А.А. Задорожный; Кемеровский технологический институт пищевой промышленности. - Кемерово, 2007.

.        Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. Вторая редакция, исправленная и дополненная. Утв. Минэкономики РФ, Минфином РФ и Госстроем РФ от 21 июня 1999 г. № ВК 477. - М.: Экономика, 2000.

.        Основы инвестиционного менеджмента. Теория и практика: Учебник / Л.С. Барютин и др.; под ред. А.К. Казанцева и Л.Э. Миндели. - 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Экономика, 2007.

.        Попов В.М., Ляпунов С.И. Бизнес-планирование: Учебник / Под ред. В.М. Попова и С.И. Ляпунова. - М.: Финансы и статистика, 2008.

.        Староверова Г.С. Экономическая оценка инвестиций: учебное пособие. - М.: КНОРУС, 2008.

.        Фархутдинов И.З., Трапезников В.А. Инвестиционное право: учеб.-практ. пособие. - М.: ВолтерсКлувер, 2008.

.        Шевчук Д.А. Бизнес-планирование: Учебное пособие. - Ростов-на-Дону: Феникс, 2008.

Приложение 1

Научно-технические достижения ОАО «Татнефть»НГДУ «Ямашнефть»

Впервые в объединении «Татнефть» внедрена схема организации предварительной подготовки нефти непосредственно на промыслах с утилизацией пластовой воды для целей ППД. В последующем проведена их реконструкция для получения товарной нефти по III группе качества. В результате пластовая вода стала использоваться для целей ППД, снизились затраты при транспортировке нефти на 30%.

Впервые внедрена схема подготовки нефти с использованием резервуаров и установок улавливания легких фракций (разработка специалистов НГДУ «Ямашнефть»). Благодаря этому стала возможной транспортировка нефти на подготовку нефти с обводненностью до 5%; обеспечены самые низкие удельные нормы электропотребления по ОАО «Татнефть» на подготовку 2,4 кВтч/т нефти и самой низкой себестоимости подготовки нефти по I группе качества; снижена металлоемкость объекта в 2,6 раза.

На скважинах № 2046 Сиреневского месторождения и №1385 Ямашинского месторождения НГДУ «Ямашнефть» впервые в ОАО «Татнефть» внедрена технология одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной. В результате на 01.06.2009 фонд скважин НГДУ «Ямашнефть» с технологией ОРЭ составил 130 единиц, дополнительная добыча за 4 года составила 224,7 тыс. тонн. Стала возможной выработка запасов без дополнительных затрат на бурение.

Впервые в ОАО «Татнефть» внедрена технология сепарации воды и отделения нефти в стволе скважины для предотвращения образования эмульсии, а также технология сепарации воды и утилизации в другие горизонты без подъема на устье. В результате снизились отказы глубинно-насосного оборудования скважин и повышение межремонтного периода работы скважин. Межремонтный период по НГДУ «Ямашнефть» повысился до 1300 суток - это остается самым высоким показателем по ОАО «Татнефть» на протяжении 13 лет. Снижены затраты по электроэнергии на добычу нефти. Удельный расход электроэнергии на добычу одной тонны нефти самый низкий по ОАО «Татнефть» и составляет 51,6 кВтч/т.

На Архангельском месторождении НГДУ «Ямашнефть» впервые в ОАО «Татнефть» внедрена новая схема формирования системы нефтесбора с использованием принципа совместного транспорта нефти и попутного газа. Это позволило исключить строительство типовых объектов сбора и перекачки нефти, начать использование попутного нефтяного газа на технологические нужды и ликвидировать факелы, снизить металлоемкость и энергоемкость нефтепромысловых объектов.

Впервые использован сероводородосодержащий газ без предварительной очистки для выработки электроэнергии газопоршневыми установками на Архангельском месторождении НГДУ «Ямашнефть». Благодаря этому снизились затраты на электропотребление и стало возможным создание собственной малой энергетики.

Впервые в ОАО «Татнефть» внедрена схема разработки мелких месторождений с организацией адресной закачки воды для целей ППД на основе использования насосных агрегатов малой производительности. Результатом стало ежегодное увеличение объемов добычи нефти и сохранение обводненности добываемой продукции скважин на протяжении 15 лет на уровне 42-43%. Объем дополнительной добычи на закачку одного м³ воды для целей ППД в НГДУ «Ямашнефть» - один из самых высоких по ОАО «Татнефть», а уровень эксплуатационных затрат на добычу одной тонны нефти - один из наиболее низких.

На Березовском месторождении НГДУ «Ямашнефть» впервые в ОАО «Татнефть» была внедрена технология бурения скважин с малым диаметром эксплуатационной колонны. Это позволило снизить капитальные вложения на бурение скважин относительно традиционных скважин на 30%.

Внедрена схема электроснабжения объектов нефтедобычи от поставщиков электроэнергии с высоким напряжением 35-110 кВт, что способствовало снижению потерь электро-энергии: на сегодня в НГДУ «Ямашнефть» самый низкий тариф электроэнергии по ОАО «Татнефть».

Введен принцип кустового бурения, в результате чего сократились занимаемые земельных площади на 60-70%, снизилась стоимость строительства скважин на 25-30% и стоимость обустройства скважин на 15-20%.

Ежегодное внедрение техники и технологий, направленных на снижение затрат, энерго- и ресурсосбережение, рационализацию технологических процессов, позволяет осуществлять управлению оптимизацию эксплуатационных затрат в объеме 76-80 млн рублей в год.

Приложение 2

Распределение НИЗ и добычи нефти от НИЗ по месторождениям, по терригенным и карбонатным коллекторам

Приложение 3

Добыча нефти, темпы отбора, текущий КИН по месторождениям НГДУ "Ямашнефть"

Приложение 4

Технико-экономические показатели НГДУ «Ямашнефть» за 2008-2009 годы

Приложение 5

Технико-экономические показатели НГДУ «Ямашнефть» за 2009-2010 годы

Приложение 6

Исходные данные по инвестиционному проекту НГДУ «Ямашнефть»

Приложение 7

Расчёт сопоставимых амортизации и налога на имущество

Приложение 8

Расчет экономической эффективности от внедрения ОРЭ с раздельным подъёмом продукции