Контрольная работа: Топливно-энергетический комплекс и его роль в развитии народного хозяйства России

 - срок службы, годы.

2. С учетом остаточной стоимости ()

, (2)

Если в момент оценки среднегодовые затраты старого оборудования больше среднегодовых затрат нового оборудования, то замена целесообразна. В противном случае необходимо продолжить эксплуатацию старого оборудования и отсрочить его замену. Расчет среднегодовых затрат для двух видов оборудования можно проводить по формуле, полученной путем преобразования формулы (2) для старого (с индексом "с") и нового (с индексом "и") оборудования:

, (3)

Если соблюдается данное условие то замена оборудования на момент  нецелесообразна.

Расчетная формула упрощается, если все остаточные стоимости равны нулю

, (4)

Помимо эксплуатационных расходов на обслуживание и ремонт нового оборудования, важен также срок его службы. Следовательно, решение проблемы замены оборудования базируется лишь на сравнении между капитальными затратами на новое оборудование и разницей в эксплуатационных расходах для старого и нового оборудование. Если эта экономия больше среднегодовых капитальных затрат на новое оборудование, то выгодна немедленная замена. В противном случае необходимо сохранить старое оборудование. Годовые капитальные на новое оборудование зависят от срока его службы. С увеличением последнего уменьшается доля годовых капитальных затрат.

Вместо использования среднегодовых капитальных затрат рассчитывается предельное значение стоимости эксплуатации, то есть срок службы, для которого продолжение эксплуатации старого оборудования и замена его на новое равно выгодны. Предельное значение срока службы для нового оборудования находится из условия

или

Если срок службы () больше порогового значения (х), то замена выгодна.

Таким образом, 44,94>35<51,39, то есть данное условие не соблюдается, поэтому замена целесообразна.

Тема: Экономический механизм функционирования отрасли

 

Практическое занятие № 7. Выбор экономически эффективного варианта добычи

ЗАДАЧА № 9

Задание:

Определить эффективности поисково-разведочного бурения при условии, что стоимость 1 литра нефтяного эквивалента (т. н. э) - 2500 руб., средняя глубина скважин 2500 м, прирост запасов на 1 скважину 25тыс. тонн. Рассчитать минимальный прирост запасов, ниже которого экономически нецелесообразно вести поиск.

РЕШЕНИЕ:

Для выполнения данного задания необходимо помнить, что затраты на 1 метр проходки можно представить не в денежном выражении, которое отражает рост цен на материалы и оборудование, а в энергетических единицах. Поэтому расчет индекса целесообразности поисково-разведочного бурения:

где  - стоимость 1 м бурения, тыс. руб.

 - цена 1 т. н.э., тыс. руб.

Н - глубина скважин, м

 - прирост запасов на 1 скважину, т.

Для  на поиск нефти и газа затрачивается такое же количество нефти, которое открывают, поэтому дальнейшее бурение становится нецелесообразным. В нашем же случае , следовательно в нашем варианте целесообразно вести поисково-разведочное бурение. Выражая стоимость поисков нефтегазовых ресурсов в эквивалентных единицах получаемой продукции, можно определить момент, когда ценность нефти как энергетического сырья превысит ее экономическую ценность.

Тема: Экономический механизм функционирования отрасли

 

Практическое занятие № 7. Выбор экономически эффективного варианта добычи

ЗАДАЧА № 10

Задание:

Выбрать наиболее экономически эффективный вариант проекта добычи нефти из новых скважин при условии что объем добычи планируется довести до 1 млн. тонн, причем объем добычи из старых, переходящих скважин составляет 600 тыс. тонн, по восстанавливаемым 146 тыс. тонн. Для увеличения добычи нефти рассматриваются три варианта представленные в таблице.

Таблица
Варианты добычи нефти из новых скважин
Варианты	Предполагаемый начальный среднесуточный дебит одной скважины Т/ сут	Средняя глубина одной скважины, м (Н)	Средняя себестоимость 1 м проходки руб. /м	Нефть
I	80	3500	7800	Малосернистая
II	24	2000	6050	Высокосернистая
III	40	1700	5400	Малосернистая масляная

РЕШЕНИЕ:

Выбор того или иного варианта зависит от комплекса технико-экономических показателей. Среди них важное место занимают капитальные вложения и качество нефти.

При определении возможного объема добычи прежде всего определяют какую часть можно получить из категории переходящих скважин (), а затем выявляют возможности добычи нефти из восстанавливаемых скважин () и наконец из новых ().

Таким образом, возможный объем добычи нефти ()

, (1)

Годовая добыча нефти одной скважины () определяется как произведение среднесуточного дебита () на время эксплуатации одной новой скважины в планируемом году ()

при этом время эксплуатации () одной новой скважины в планируемом году рассчитывается из предположения равномерного пуска новых скважин из бурения в течение года как среднюю величину:

Рассчитаем годовую добычу нефти одной скважины, Q, т по вариантам:

1 вариант = 80 * 183 = 14640 т.

2 вариант = 24 * 183 = 4392 т.

3 вариант = 40 * 183 = 7320 т.

Рассчитаем число скважин, необходимых для добычи 354000 т нефти:

1 вариант = 354000/14640 = 24 скв.

2 вариант = 354000/4392 = 81 скв.

3 вариант = 354000/7320 = 48 скв.

Рассчитаем общий объем бурения (для бурения всех новых скважин):

1 вариант = 24 * 3500 = 84000 м.

2 вариант = 81 * 2000 = 162000 м.

3 вариант = 48 * 1700 = 81600 м.

Рассчитаем общую сумму необходимых затрат, млн. руб.:

1 вариант = 84000 * 7800 = 655,2 млн. руб.

2 вариант = 162000 * 6050 = 980,1 млн. руб.

3 вариант = 81600 * 48 = 440,64 млн. руб.

Расчеты представим в таблицы

Таблица
Варианты добычи нефти из новых скважин
Вариант	Предполагаемый начальный среднесуточный дебит одной скважины, т/сут.	Средняя глубина одной скважины Н, м	Годовая добыча нефти одной скважины, Q, т	Число скважин, необходимых для добычи 354000 т нефти, n скв	Общий объем бурения (для бурения всех новых скважин) Нnскв, м	Средняя себестоимость 1 м проходки, руб. /м	Общая сумма необходимых млн. руб	Нефть
I	80	3500	14640	24	84000	7800	655,2	Мало-сернистая
II	25	2000	4392	81	162000	6050	980,1	Высокосернистая
III	40	1700	7320	48	81600	5400	440,64	Малосернистая масляная

Таким образом выбираем третий варианте, так как сумма затрат в данном (третьем) варианте меньше всего.

Тема: Экономический механизм функционирования отрасли

 

Практическое занятие № 8. Определение экономического предела эксплуатации добывающей скважины

ЗАДАЧА № 11

Задание:

На основании данных, приведенных в таблице, определить экономический предел эксплуатации добывающей скважины.

Таблица - показатели эксплуатации добывающего фонда скважин по месторождениям.

При выполнении необходимо помнить, что экономическим пределом эксплуатации добывающей скважина принято условие, при котором чистый доход (ЧДД) по скважине равен нулю.

При этом ЧДД определяется как разность между выручкой от реализации продукции скважины (нефти и нефтяного газа) () и налогами () отчисленными недропользователем государству в соответствии с действующей системой налогообложения, трансфертными затратами при экспортной реализации () и затратами на подъем нефти () высвобождаемыми при отключении конкретной скважины

, (1)

Из равенства (1) следует условие равенства выручки от реализации продукции с высвобождаемыми в результате ее остановки затратами, транспортными затратами при экспортной реализации и налогами

, (2)

выручка от реализации добытой продукции скважины определяется, исходя из цен реализации нефти на внутреннем рынке  и внешнем  рынках, цены нефтяного газа, , объемов добычи нефти  (с выделением доли реализации не внешнем рынке () и нефтяного газа

где  - газовый фактор

, (3)

Годовой объем добычи нефти и нефтяного газа из скважины определяют соответственно по формулам:

, (4)

, (5)

где  - дебит жидкости добывающей скважины;

 - число дней в году;

 - коэффициент эксплуатации;

 - обводненность скважины.

На основании данных, приведенных в таблице, определить экономический предел эксплуатации добывающей скважины.

Таблица - Показатели эксплуатации добывающего фонда скважин по месторождениям.

Текущие затраты, высвобождаемые в результате остановки скважины, определяются на основе удельных затрат, рассчитанных, по фактическим данным НГДУ (в соответствии со сметой затрат), отнесенных в зависимости от содержания затрат на тонну нефти (), тонну жидкости () и скважину ().

, (6)

Транспортные расходы при экспортной реализации рассчитываются по формуле

, (7)

где  - удельные транспортные расходы при экспортной реализации нефти руб. /т.

Налоги Hj включает налог на добавленную стоимость от реализации нефти и нефтяного газа, НДПИ и экспортную пошлину. Исходя из принятого при определении экономического предела эксплуатации добывающей скважины условия (2) предельная обводненность и предельный дебит нефти скважины, при которой ее целесообразно вывести из работы, поскольку эксплуатация скважины приносит доход, определяется по формулам:

, (8)

, (9)

где  - средняя цена реализации нефти.

Показатели эксплуатации добывающего фонда скважин по месторождениям. Результаты расчетов представить в виде таблицы.

Показатели	Варианты
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Общий объем добычи нефти по месторождению, тыс. т	500	600	700	840	850	780	900	820	920	860
Обводненность скважин,%	90	76	80	86	92	85	82	86	82	85
Коэффициент эксплуатации	0,970	0,968	0,992	0,982	0,980	0,988	0,962	0,982	0,982	0,986
Газовый фактор, м3/т	45	43	45	43	40	42	43	43	45	42
Поставка сырой нефти на экспорт, тыс. руб.	195	200	269	269	280	260	320	269	275	280
Цена эксплуатации нефти на внутреннем рынке, руб. /т	3029	3029	3029	3029	3029	3029	3029	3029	3029	3029
Цена эксплуатации нефти на внешнем рынке, руб. /м3	4978	4978	4978	4978	4978	4978	4978	4978	4978	4978
Цена нефтяного газа, руб. /м3	254	254	254	254	254	254	254	254	254	254
Трансфертные расходы при экспортной реализации, млн. руб.	201,062	201,062	201,062	201,062	201,062	201,062	201,062	201,062	201,062	201,062
Налоги: НДПИ* таможенные пошлины и сборы налог на прибыль НДС прочие
Текущие затраты, тыс. руб. /т в год на добычу нефти на добычу жидкости на скважину	0,032 0,028 32,52	0,040 0,032 35,42	0,062 0,050 38,51	0,050 0,035 34,31	0,075 0,060 40,22	0,049 0,031 36,22	0,050 0,035 34,31	0,040 0,035 32,42	0,062 0,055 39,02	0,050 0,035 34,31

РЕШЕНИЕ:

Для начала проведем расчет выручки от реализации добытой продукции скважины, исходя из цен реализации нефти на внутреннем рынке  и внешнем  рынках, цены нефтяного газа, , объемов добычи нефти  (с выделением доли реализации не внешнем рынке () и нефтяного газа по формуле:

=

= (3029 * (1 - 0,33) + 4978 * 0,33 + 254 * 42) /780000 = 11185,33 млн. руб.

Далее проведем расчет годовой объем добычи нефтяного газа из скважины определяют соответственно по формуле:

 = 780 тыс. тонн.

 = 780000 * 42 = 32760 тыс. м3

Текущие затраты, высвобождаемые в результате остановки скважины, определяются на основе удельных затрат, рассчитанных, по фактическим данным НГДУ (в соответствии со сметой затрат), отнесенных в зависимости от содержания затрат на тонну нефти (), тонну жидкости () и скважину ().

 =

= 0,049 * 780 +0,031 * 663+ 36,22 = 58809,22 тыс. руб.

Далее проведем расчет налога на добавленную стоимость:

НДС = 11185,33 * 0,18 = 2013,36 тыс. руб.

НДПИ = 400 * (75 - 9) * (30,9/261) * 780 = 2437,90 тыс. руб.

Пошлины = 398,1 * (75 - 9) * (30,9/261) * 780 = 2426,32 тыс. руб.

В совокупности налоги составляют 6877,59 тыс. руб.

Исходя из рассчитанных показателей рассчитаем выручку от реализации продукции:

ВР = 58809,22 + 201,062 + 6877,59 =

Рассчитаем обводненности скважин в зависимости от дебита жидкости скважины. Результаты расчетов представим в виде таблицы:

	Дебиты жидкости скважины т. /руб.
Показатели предела эксплуатации	3	5	10	20	30	40	50	60	70	80	90	100
,%	98,9	99,54	99,63	99,68	99,69	99,70	99,7	99,7	99,7	99,7	99,7	99,7
, т/сут.	0,03	0,02	0,04	0,06	0,09	0,12	0,15	0,18	0, 20	0,23	0,26	0,29

Далее проведем расчет экономического предела эксплуатации добывающей скважины. При выполнении необходимо помнить, что экономическим пределом эксплуатации добывающей скважина принято условие, при котором чистый доход (ЧДД) по скважине равен нулю. При этом ЧДД определяется как разность между выручкой от реализации продукции скважины (нефти и нефтяного газа) () и налогами () отчисленными недропользователем государству в соответствии с действующей системой налогообложения, трансфертными затратами при экспортной реализации () и затратами на подъем нефти () высвобождаемыми при отключении конкретной скважины

ЧДД = 65887,872 - 6877,59 - 201,062 - 58809,22 = 0

Таким образом, условие выполняется, экономический предел найден.

Литература

1.     Уманский Л.М., Уманский М.М. Экономика нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1974

2.     Егоров В.И., Победоносцева Н.Н., Павлинич Э.А. и др. Экономика нефтегазодобывающей промышленности. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1984

3.     Экономика отрасли. Серия "Высшая школа". - Ростов н/Д: Феникс, 2003

4.     Ермилов А.М., Миловидов К.Н., Чугунов Л.С., Ремизов В.В. Стратегия развития нефтегазовых компаний. - М.: Наука, 1998

5.     Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. Утверждена распоряжением правительства Российской Федерации от 28 августа 2003

6.     Тахаутдинов Ш.Ф. Организация управления нефтегазовым комплексом. - М.: ОАО "ВИИОЭНГ", 2003

7.     Ильинский А.А. Экономическая оценка ресурсов нефти и газа. - СПб.: Изд-во СПб. Ун-та, 1992

8.     Сорокин Л.Р. Современные технологии управления в нефтегазовом комплексе: Учебное пособие. - М.: МФТИ, 2003

9.     Государственное регулирование рыночной экономики. Учебник/под ред.В.И. Кушлина, Н.А. Волгина. - М.: Экономика, 2000

10.  Тироль Ж. Рынки и рыночная власть: Теория организации промышленности.2т. Пер. с англ. Под ред. В.М. Гольперена и Н.А. Зенкевича. - СПб.: "Экономическая школа", 2000

11.  Третьяк В. Анализ отраслевой организации рынков. Российский экономический журнал, № 5-10, 2001, №1-2, 2002

12.  Шерер Ф.М., Росс Д. Структура отраслевых рынков. Пер. с англ. - М.: Инфра-М, 1997

13.  Миловидов К., Жермоленко В. Экономико-математическое моделирование освоения невоспроизводственных ресурсов нефти и газа. - М.: ГАНГ им. Губкина, 1990

14.  Астахов А.С. Экономическая оценка запасов полезных ископаемых. М.: Недра, 1988

15.  Ильинский А.А., Назаров В.И. Факторы экономической оценки ресурсов нефти и газа. М.: ВИЭМС, 1989

16.  Андреев А.Ф. Экономическое обоснование инвестиционных проектов в нефтегазовой промышленности. - М.: ГАНГ, 1996