Материал: 2357

сти скважин и прочих основных фондов по базовому варианту, определив последнюю обратным счетом по сумме амортизационных отчислений и норм амортизации. При переходе от балансовой стоимости к остаточной следует использовать коэффициенты износа по скважинам и прочим основным фондам на начало первого года расчета в целом по предприятию. При этом по замещаемой технике коэффициент износа принимается на начало первого года расчета равным нулю.

Эффективность технико-экономических мероприятий на нефтегазодобывающем предприятии рекомендуется оценивать по приростному методу. Этот метод позволяет установить является ли мероприятие выгодным для предприятия.

Расчет по предприятию в целом осуществляется путем сопоставления вариантов развития предприятия «с внедрением» мероприятия и «без внедрения». Сначала формируется вариант «без внедрения», в результате которого прогнозируются денежные потоки по предприятию в целом без учета реализации мероприятия.

Исходной информацией о действующем предприятии для формирования варианта «без внедрения» должна служить следующая:

1)отчетные балансы и исчисляемые на их основе финансовые показатели предприятия за последние отчетные периоды;

2)объемы продаж и выручки от реализации;

3)операционные издержки по статьям затрат, платежи и налоги, относимые на себестоимость продукции и финансовые результаты;

4) балансовая и остаточная стоимость основных производственных фондов;

5)объем и структура текущих активов и пассивов, условия взаиморасчетов за поставляемые и приобретаемые товары и услуги;

6)объемы капитальных вложений, без учета затрат на оцениваемое мероприятие.

В нефтедобыче формирование варианта «без мероприятия» предполагает получение информации об основных технико-экономических показателях нефтедобычи за расчетный период по объекту внедрения: объем добычи нефти, объем добычи жидкости, количество добывающих и нагнетательных скважин и т.п. Эти данные необходимы для определения выручки, текущих затрат и налогов. Эффектообразующими факторами при реализации технологического мероприятия являются прирост продукции, сокращение эксплуатационных расходов, сокращение капитальных вложений, сокращение штрафов за загрязнение окружающей среды и др.

Затем формируются технико-экономические показатели предприятия по варианту, учитывающему внедрение технико-экономических мероприятий. При этом необходимо учитывать следующее:

225

Прирост чистого дисконтированного дохода:

где ЧДД прирост дисконтированного потока реальных денег за счет внедрения нового варианта по сравнению с базовым за расчетный период Т;

ПДДt прирост дисконтированного потока денег в году Т;

ПЧБt , ПЧНt чистая прибыль (прибыль после уплаты налогов) от реализации продукции соответственно в базовом и новом вариантах в году Т;

АБt , Анt, амортизационные отчисления на реновацию соответственно в базовом и новом вариантах в году Т;

ВБt, Внt вложения соответственно в базовом и новом вариантах в году Т; ЕБ, Ен ставка дисконтирования соответственно в базовом и новом ва-

риантах в году Т; Т период расчета; t год расчета.

Оценка влияния технико-экономических мероприятий на показатели деятельности нефтегазодобывающего предприятия (ее подразделений) основывается на сравнении притоков и оттоков денежных средств по каждому мероприятию, намеченному к реализации или уже осуществляемому, и замещаемым технике, технологическому процессу, материальному ресурсу и т.д. в базовом варианте.

Втабл. 4.2 показаны возможные притоки и оттоки денежных средств

ввиде разности показателей по вариантам с использованием мероприятий и без использования их.

Таким образом:

П= П1+ П2 + П3; О= О1+ О2 + О3;

ПД= ( П1+ П2) ( О1+ О2);

СД = П – О = ( П1+ П2 + П3 )– ( О1+ О2 + О3),

где П, П1, П2, П3 притоки денег соответственно общий, в инвестиционной сфере, операционной и финансовой сферах; О, О1, О2, О3 оттоки денег соответственно общий, в инвестиционной, операционной и финансовой сферах; ПД поток денег; СД сальдо денег.

227

Таблица 4.2

Денежные потоки за счет осуществления технико-экономических мероприятий (в сравнении с базовым вариантом)

III.Финансовая сфера

1.Превышение амортиза- 1. Платежи по аренде привлекаемых основных фондов ционных отчислений по сравнению с базовой техникой (технологией) А

1.Собственный капитал 1. Уплата процентов по кредитам Пкр. (прибыль, амортизац. отчисления, акции и др.) Ксоб.

2.Краткосрочные кредиты 2. Погашение задолженности по кредитам Зкр

228

4.4. Моделирование и оптимизация механизма формирования программ повышения эффективности работы нефтеперерабатывающего предприятия

Для нефтегазодобывающей отрасли характерно не только постепенное истощение запасов нефти в процессе эксплуатации, но и устойчивая тенденция к снижению годовых объемов добычи по каждому месторождению и рост эксплуатационных затрат, вызванных ухудшением условий деятельности производства. Для обеспечения стабилизации НГДП планируется реализация геолого-технических и организационно-технических мероприятий, направленных на изменение параметров нефтепромысловых установок и объектов (мощности, производительности и глубины спуска подземного оборудования, пропускной способности системы наземных коммуникаций, гидродинамического сопротивления призабойной зоны и т.п.). При планировании программ повышения эффективности НГДП важным моментом является правильный выбор комплекса мероприятий, включение которых должно обеспечивать максимизацию эффективности производства при минимальных затратах на их осуществление.

Первоочередной задачей при формировании программ является определения основных проблем предприятия, выбор приоритетных направлений его развития и повышения эффективности. Рассмотрим возможности использования предложенного механизма формирования программ на примере НГДП Урало-Поволжья, которое разрабатывает месторождения, находящиеся на поздней стадии эксплуатации. При анализе производст- венно-хозяйственной деятельности НГДП было выявлено качественное ухудшение сырьевой базы.

229