15 гор север зап купол гот. В недрах Казахстана залегает 2% доказанных мировых запасов углеводородов

• Название: В недрах Казахстана залегает 2% доказанных мировых запасов углеводородов
• Дата: 21.06.2018
• Размер: 0.98 Mb.
• Имя файла: 15 гор север зап купол гот.doc
• Тип: Документы; #47568
• страница: 8 из 10

3 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 План повышения предприятием эффективности производства

Затраты на внедрения новой техники, организационных и технических мероприятий могут покрываться за счет капитальных вложений (средства фонда развития производства, часть собственной прибыли, централизованные капитальные вложения) и оборотных средств. В последнем случае эти затраты непосредственно относят на себестоимость продукции. Затраты на внедрения новой техники и организационно-технических мероприятий за счет капитальных вложений покрываются в том случае, если они связаны с приобретением оборудования и проведением строительно-монтажных работ, т.е. с увеличением стоимости основных фондов. Эти работы включают в титульные списки капитального строительства. Мероприятия не предусмотренные титульным списком, но имеющие высокую экономическую эффективность, могут финансироваться за счет кредита Государственного банка.

Экономическая эффективность новой техники и организационно-технических мероприятий наиболее полно выражается ростом производительности общественного труда или снижением стоимости единицы продукции. Однако стоимость продукции, как известно, по отдельным предприятиям не исчисляется. Поэтому для определения экономической эффективности новой техники и организационно-технических мероприятий необходимо взаимоувязанная система показателей, которая в наибольшей степени отражала уровень общественных затрат труда на производство той или иной продукции.

Такими показателями являются:

1. 
   общие (или дополнительные) капитальные вложения на внедрение новой техники;
   
2. 
   себестоимость производства продукции;
   
3. 
   срок окупаемости дополнительных капитальных вложений за счет экономии текущих затрат на производство;
   
4. 
   величина условно-годовой экономии.
   

Все организационно-технические мероприятия, осуществляемые на буровых и нефтегазодобывающих предприятиях, можно рассматривать с двух точек зрения. С точки зрения результата организационно-технических мероприятий, т.е. того экономического воздействия, которое они оказывают на процесс производства, и с точки зрения источников покрытия затрат на проведение этих мероприятий.

По результатом воздействия на технико-экономические показатели производственного процесса организационно-технические мероприятия можно разделить на несколько групп:

а) мероприятия, меняющие расходные нормы (обслуживание скважин, расхода труб, электроэнергии, промывочной жидкости, долот, топлива, пара и т.д.);

б) мероприятия, направленные на увеличение производства, т.е. объема проходки, добычи нефти и газа, производства услуг и т.д.;

в) мероприятия, направленные на изменения качества вырабатываемой продукции;

г) мероприятия, направленные на улучшения условий труда.

По источникам финансирования все проводимые технические мероприятия можно разделить на две группы мероприятий, затраты на которые покрываются за счет:

а) текущих издержек производства;

б) капитальных вложений.

Если расходы на внедрения мероприятий покрываются за счет текущих издержек производства, т.е. непосредственно включаются в себестоимость продукции, то срок их окупаемости не рассчитывают. Годовой экономический эффект Э независимо от того, направлено ли данное мероприятие на изменение расходных норм процесса или увеличение объема производства, определяют по формуле:

Э = (С1 – С2) х Q2

где С1, С2 – себестоимость единицы продукции до и после внедрения мероприятия в руб.,

Q2 – годовой объем производства в натуральном выражении после внедрения мероприятия.

Предел (норматив) эффективности внедрения новой техники на действующем предприятии будет зависеть от источника покрытия затрат на внедрения новой техники. Если новая техника внедряется за счет фонда производства, то такая техника должна быть настолько эффективна, чтобы не снизить достигнутый уровень рентабельности действующего предприятия. Иными словами, достигнутый уровень рентабельности на предприятии явится в данном случае минимально допустимым пределом эффективности внедрения новой техники.

Для определения годового экономического эффекта в рублях (условно-годовой экономии) необходимо провести простейшее алгебраическое преобразование формулы коэффициента сравнительной эффективности капитальных вложений, имея в виду, что мероприятие может быть признано эффективным, если коэффициент сравнительной экономической эффективности больше норматива, т.е. Е больше Ен, или С1 – С2 больше Ен (К2 – К1) это же выражение можно представить как:

С1 + Ен К1 больше С2 + Ен К2

Таким образом, условно-годовая экономия выражается формулой:

Э = (С1 + Ен К1) – (С2 + Ен К2)

Годовой экономический эффект в рублях от внедрения мероприятия выражается формулой:

Э = ( (С1 + Ен К1) – (С2 + Ен К2) ) х Q2

где К1, К2 – удельные капитальные вложения или производственные фонды на единицу продукции до и после проведения мероприятия в тенге.

Расчет экономической эффективности от внедрения мероприятий по обработке призабойной зоны скважины.

Объем дополнительных капитальных вложений.

№ п.п	Наименование мероприятия	Объем работы(м3)	Ст-ть единицы	Сумма (тенге)
1	Закачка ВУВЭ	173	8740	1512020
2	Закачка горячей нефти	182	8737	1590134
	Итого капитальных вложений			3102154

Q1 = q1 x Эср. = 9,5 х 320 = 3040 тн.

Q2 = q2 x Эср. = 37,5 х 320 = 12000 тн.

где q1. q2 – среднесуточный дебит скважины.

Куд. = Кдоп.\Q2 = 3102154\12000 = 258,51 тг.

где Кдоп. – дополнительные капитальные вложения для проведения капитального ремонта скважины.

2. 
   Нормативы эксплуатационных затрат
   

При расчете эксплуатационных затрат выделены две группы нормативов:

• 
  нормативы для расчета эксплуатационных затрат.
  
• 
  ставки и нормативы для расчета налогов и отчислений, т.е. платежей в бюджет и цены, связанные с реализацией продукции.
  

В расчете участвуют нормативы нескольких видов:

Условно-постоянные:

• 
  на 1 скважину действующего добывающего фонда скважин;
  
• 
  на 1 скважину действующего нагнетательного фонда скважин;
  
• 
  на 1-го работника промышленно-производственного персонала (ППП).
  
• 
  Условно-переменные на:
  
• 
  1 тонну добываемой жидкости;
  
• 
  1 тонну добываемой нефти;
  
• 
  1 тонну закачиваемой воды;
  
• 
  1000 м³ газа и др.
  

В составе вспомогательных материалов учтены:

• 
  трубы;
  
• 
  задвижки;
  
• 
  запчасти;
  
• 
  другие материалы.
  

Нормативы затрат на вспомогательное оборудование, запчасти и прочие материалы определялись в расчете на 1 тонну добытой жидкости, а нормативы затрат на материалы и химреагенты (ингибиторы коррозии, деэмульгаторы, воду для технических и хозяйственно-бытовых нужд и прочие) рассчитывались в зависимости от вида производственного процесса или места использования.

В системе поддержания пластового давления удельные затраты отнесены – на 1м³ закачиваемой воды, системе подготовки углеводородов – на 1 тонну добытой жидкости, при добыче – на 1 тонну жидкости добытой механизированным способом.

Технологические нормативы за весь период остаются неизменными, так как, весь проектируемый период технология и тип установок, оборудования и оснастки в соответствии с вариантом разработки остается одинаков. Поэтому, количество потребляемых энергоносителей например, электроэнергии, воды, тепла, газа приходящихся на единицу мощности, не меняются во времени.

Проектирование налоговых обязательств осуществляемых предприятием произведено по принятым в качестве нормативов ставкам налогов, отчислений и других обязательных платежей в Бюджет.

3.3 Капитальные вложения

При расчете стоимости капитальных вложений использованы укрупненные показатели стоимости.

Основой для расчета стоимости строительства явились расчетные показатели по технологии добычи, подготовки и транспортировки нефти, данные по климатическим характеристикам района строительства, данные по удельным объемам строительства, рассчитанные на основе проектов-аналогов, выполненных для месторождений и промышленных объектов Республики Казахстан институтом АО “НИПИнефтегаз”.

Объемы капитальных вложений включают в себя:

• 
  бурение новых добывающих скважин;
  
• 
  бурение новых нагнетательных скважин;
  
• 
  затраты на ликвидацию скважин;
  
• 
  обустройство добывающих и нагнетательных скважин;
  
• 
  строительство выкидных линий к новым скважинам;
  
• 
  строительство нагнетательных линий к новым скважинам;
  
• 
  строительство автомобильных дорог к новым скважинам;
  
• 
  строительство высоковольтных линий.
  

3.4 Эксплуатационные затраты

Затраты на операционные и текущие расходы определялись в соответствии с основными эксплуатационными показателями, рассчитанными в соответствующих разделах настоящего проекта исходя из технологии и техники добычи, подготовки и транспорта нефти и газа.

Расходы, связанные с обычной деятельностью предприятия, (эксплуатационные затраты) разделяются на расходы, относимые на себестоимость продукции и на расходы периода.

Расходы относимые на себестоимость продукции включают в себя все эксплуатационные затраты, производимые непосредственно на промысле. Расходы периода в свою очередь включают в себя общепроизводственные и административные расходы.

Расходы, относимые на себестоимость продукции включают в себя расходы на:

• 
  обслуживание скважин;
  
• 
  материальные производственные затраты;
  
• 
  внутри промысловый сбор и транспорт нефти и газа;
  
• 
  технологическую подготовку нефти и газа;
  
• 
  затраты на поддержание пластового давления;
  
• 
  обслуживание и текущий и капитальный ремонт основных фондов;
  
• 
  оплату труда промышленно-производственного персонала;
  
• 
  налоги, отчисления и сборы в бюджет, входящие в себестоимость продукции;
  
• 
  услуги сторонних организаций производственного и непроизводственного характера, необходимые на промысле;
  
• 
  затраты на грузоперевозки и снабжение;
  
• 
  прочие необходимые затраты.
  

Расходы периода включают в себя расходы на:

• 
  материальные затраты общепроизводственного назначения;
  
• 
  оплату труда работников административно-управленческого персонала (АУП);
  
• 
  общеадминистративные расходы;
  
• 
  услуги непроизводственного характера, выполненные сторонними организациями;
  
• 
  прочие затраты общепроизводственного назначения;
  
• 
  затраты на обучение казахстанских специалистов для работы на вновь вводимом оборудовании и установках;
  
• 
  и другие расходы.
  

Расчет затрат на операционные и текущие расходы произведен на основании следующих исходных данных:

1. Рабочих дней в году - 365;

2. Расходы электроэнергии и воды приняты как по сложившимся фактическим данным потребления на месторождении, так и по материалам технологических расчетов;

3. Обслуживающий персонал рассчитан по Нормативам численности с учетом существующего количества работников и структуры численности по данному предприятию;

4. Капитальные вложения для расчета амортизационных отчислений для целей налогообложения и для себестоимости приняты в соответствии с данными раздела “Капвложения” настоящей записки;

5. Амортизационные отчисления, для целей налогообложения, определены по нормам групп амортизации в соответствии с налоговым режимом предприятия;

6. Амортизационные отчисления, включаемые в себестоимость, рассчитаны по производственному методу в зависимости от объемов добычи продукции;

7. Затраты на обслуживание и текущий ремонт определен в размере 0.5-3% от стоимости капитальных вложений, капитальный ремонт основных фондов 1–3% от стоимости капитальных вложений;

8. Отчисления в Фонд ликвидации (Резервный фонд) составляют 1% от суммарных инвестиций в соответствии с вариантом разработки;

9. Эксплуатационные затраты учитываются только для объектов непосредственно занятых на добыче нефти. Затраты по другим объектам учитываются через услуги (грузоперевозки, снабжение, строительство, бурение, торговля и т.д.).

10. Затраты на страхование определены в размере 0.1% от остаточной стоимости основных фондов.

3.5 Налоги и отчисления

Расчет налогов и отчислений производился в соответствии с системой налогообложения в Республике Казахстан и налоговым режимом, установленным для данного предприятия.

В расчете предусмотрены следующие налоги и платежи:

Налог на добавленную стоимость, при реализации продукции на внутреннем рынке –20%, в соответствии с Контрактом на недропользование. Налог на добавленную стоимость при приобретении основных фондов, материалов и услуг облагаются по ставке 14%, в соответствии с налоговым кодексом РК;

2. Бонус добычи выплачиваются в соответствии со следующими ставками:

2 млн. $ при достижении уровня накопленной добычи в размере 4.5 млн. тонн.

3 млн. $ при достижении уровня накопленной добычи в размере 13.5 млн. тонн

4 млн. $ при достижении уровня накопленной добычи в размере 28.5 млн. тонн

6 млн. $ при достижении уровня накопленной добычи в размере 43.5 млн. тонн.

3. Корпоративный подоходный налог выплачивается по ставке 30% от налогооблагаемого дохода.

4. Налог на чистую прибыль по ставке 15% от объема чистой прибыли.

5. Отчисления от оплаты труда –32%.

6. Налог на имущество – 1% от остаточной стоимости основных производственных и непроизводственных фондов (балансовая стоимость за вычетом износа оборудования).

7. Платежи в дорожный фонд - 0.5% от валовой реализованной стоимости продаж углеводородов, добытых на Контрактной территории.

8. Плата за использование земельного участка выплачивается по соответствующим ставкам.

9. Налог на сверхприбыль в соответствии с налоговым режимом предприятия выплачивается по ставкам. Налогооблагаемой базой для налога на сверхприбыль является чистый доход Подрядчика, который равен налогооблагаемому доходу после вычета подоходного налога, включая, в соответствии с разделом 2 Налогового Кодекса, подоходный налог с юридических лиц и налог на чистую прибыль.

10. Прочие налоги и платежи в бюджет (налог на транспортные средства, различные государственные пошлины и сборы, за проезд по территории РК, таможенные пошлины и др.) – 0.4%.

11. Отчисления в фонд охраны природы 0.283 $/тонну нефти.

12. Подоходный налог физических лиц по шкале в соответствии с Налоговым Кодексом, действующим на 01.01.07.

3.6 Показатели эффективности вариантов

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 %;
  
• 
  срок окупаемости капитальных вложений (продолжительность периода от начального момента до момента окупаемости);
  
• 
  внутренняя норма доходности или внутренняя норма прибыли (IRR или ВНП) – внутренней нормой доходности называется такое положительное число, что при норме дисконта = ВНП, чистый дисконтированный доход проекта обращается в ноль, при всех больших значениях нормы дисконта - NPV отрицателен, при всех меньших значениях NPV положителен. Если не выполнено хотя бы одно из этих условий, считается, что ВНП не существует;
  
• 
  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 2007 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 %.