ΔИдоп = ΔQ * с/с * дуп / 100, (9)
Где
с/с – себестоимость нефти, руб/тонну;
дуп – удельный вес условно-переменных затрат, %.
Затраты на проведение мероприятия определим по формуле:
Имер2 = С1час ПРС * ТПРС * Nскв, (10)
где
С1ГРП – стоимость одного ГРП, руб;
Nскв – количество скважин, ед.
Тогда общие затраты, связанные с дополнительной добычей нефти составят:
Определяем величину налога на прибыль (Нпр).
Для расчёта налога на прибыль, рассчитаем прибыль налогооблагаемую по формуле:
ΔПнал.обл. = ΔВ - ΔИ (11)
где
ΔВ – прирост выручки от реализации, тыс.руб.;
ΔИ – текущие затраты, тыс.руб.
Нпр = ΔПнал.обл * Nпр / 100, (12)
где
Нпр – ставка налога на прибыль, % (принять 26%);
ΔДПt = ΔВt - ΔИt - Нt (13)
.
Поток денежной наличности определяется как разница между приростом годовых денежных потоков и капитальными вложениями:
ПДНt = ΔДПt (14)
Накопленный поток денежной наличности определим по формуле:
НПДН = å ПДН, (15)
Коэффициент дисконтирования – по формуле:
at = (1 + Енп)-t, (16)
Дисконтированный поток денежной наличности – по формуле:
ДПДНt = ДПt * at, (17)
Чистая текущая стоимость – по формуле:
ЧТСt = å ДПДНt, (18)
Результаты расчёта сведены в таблицу 2
Таблица 2
Расчёт экономических показателей
Показатели
|
Ед.изм.
|
2017
|
2018
|
2019
|
Капитальные вложения
|
тыс.руб
|
-
|
-
|
-
|
Прирост добычи нефти
|
тыс.тонн
|
|
|
|
Прирост выручки от реализации
|
тыс.руб
|
|
|
|
Текущие затраты
|
тыс.руб
|
|
|
|
Прирост прибыли
|
тыс.руб
|
|
|
|
Прирост суммы Налоговых выплат
|
тыс.руб
|
|
|
|
Денежный поток
|
тыс.руб
|
|
|
|
Поток денежной наличности
|
тыс.руб
|
|
|
|
Накопленный ПДН
|
тыс.руб
|
|
|
|
Коэффициент дисконтирования (Енп=0,1)
|
Д.ед
|
|
|
|
Дисконтированный ПДН
|
тыс.руб
|
|
|
|
Чистая текущая стоимость
|
тыс.руб
|
|
|
|
На последнем этапе экономического обоснования предлагаемого мероприятия проводится анализ чувствительности проекта к риску. Для этого выбирается интервал наиболее вероятного диапазона вариации каждого фактора, например:
- годовая добыча (-30%; +10%);
- цены на нефть (-10%; +20%);
- текущие затраты (-25%; +15%);
- налоги (-15%; +25%).
Для каждого фактора определяется ЧТС: ЧТС(Q); ЧТС(Ц); ЧТС(Т); ЧТС(Н).
Расчёт экономических показателей при уменьшении объёма добычи нефти на 30%, тыс.руб.
Таблица 3 - Расчёт экономических показателей при увеличении объёма добычи нефти на 10%, тыс.руб.
Таблица 4 - Расчёт экономических показателей при уменьшении цены нефти на 10%, тыс.руб.
Таблица 5 - Расчёт экономических показателей при увеличении цены нефти на 20%, тыс.руб.
Таблица 6 - Расчёт экономических показателей при уменьшении затрат на 25%, тыс.руб.
Таблица 7 - Расчёт экономических показателей при увеличении затрат на 15%, тыс.руб.
Таблица 8 - Расчёт экономических показателей при уменьшении налогов на 15%, тыс.руб.
Таблица 9 - Расчёт экономических показателей при увеличении налогов на 25%, тыс.руб.
Таблица 10 - Расчёт экономических показателей при уменьшении объёма добычи нефти на 30%
Показатели
|
Обознач
|
2007
|
2008
|
2009
|
Прирост добычи нефти,т
|
Qt
|
|
|
|
Прирост выручки от реализации
|
Вt
|
|
|
|
Текущие затраты
|
Иt
|
|
|
|
Прирост прибыли
|
ПРt
|
|
|
|
Налог на прибыль и имущество
|
Нпр
|
|
|
|
Капитальные затраты
|
Кt
|
|
|
|
Поток денежной наличности
|
ПДНt
|
|
|
|
Накопленный ПДН
|
НПДНt
|
|
|
|
Коэффициент дисконтирования
|
a
|
|
|
|
Дисконтированный ПДН
|
ДПДНt
|
|
|
|
Чистая текущая стоимость
|
ЧТСt
|
|
|
|
Срок окупаемости общих капитальных вложений определяется по следующей формуле:
ТО = (19)
где
ТО – срок окупаемости общих капитальных вложений, лет;
КО - общая сумма капитальных вложений, тыс. руб.;
П – прибыль, полученная от капитальных вложений в процессе производства продукции и ее продажи, тыс. руб.
Срок окупаемости дополнительных капитальных вложений в результате внедрения новых технологий и техники:
ТД = (20)
где
ТД - срок окупаемости дополнительных капитальных вложений, лет;
- дополнительные капитальные вложения в новые технологии и технику, тыс. руб.;
Построить график точки безубыточности.
Постройте график окупаемости
Постройте график точки безубыточности
Формула расчета точки безубыточности предприятия в денежном выражении
Задача 2
Провести экономическое обоснование применения технологии:
№
|
Показатель
|
Числовое значение
|
Вариант 1
|
Вариант 2
|
Вариант 3
|
Вариант 4
|
1
|
Количество скважин
|
8
|
6
|
4
|
2
|
2
|
Стоимость гибкой шарнирной муфты
|
247153
|
354126
|
112359
|
253334
|
3
|
Среднесуточный дебет на 1 скважину
|
21,2
|
16,8
|
14,6
|
11,3
|
4
|
Коэффициент эксплуатации
|
0,924
|
0,890
|
0,910
|
0,941
|
5
|
Коэффициент падения дебита
|
0,798
|
0,890
|
0,819
|
0,901
|
6
|
Условно-переменные затраты
|
52,8
|
51,6
|
51,2
|
50,9
|
7
|
Ставка дисконта
|
13
|
15
|
11
|
17
|
8
|
Продолжительность одного ПРС часа
|
99
|
115
|
127
|
86,9
|
9
|
Стоимость одного ремонта
|
3698
|
3589
|
4128
|
4986
|
10
|
Себестоимость 1т нефти
|
8996
|
9785
|
10384
|
9578
|
11
|
Цена 1 т. нефти
|
21700
|
21800
|
22100
|
22690
|
12
|
Наработка на отказ до мероприятия
|
52
|
46
|
68
|
37
|
13
|
Наработка на отказ после
|
112
|
139
|
147
|
162
|
Задача 3
Провести экономическое обоснование применения технологии:
№
|
Показатель
|
Числовое значение
|
Вариант 1
|
Вариант 2
|
Вариант 3
|
Вариант 4
|
1
|
Количество скважин
|
8
|
6
|
4
|
2
|
2
|
Стоимость гибкой шарнирной муфты
|
247153
|
354126
|
112359
|
253334
|
3
|
Среднесуточный дебет на 1 скважину
|
21,2
|
16,8
|
14,6
|
11,3
|
4
|
Коэффициент эксплуатации
|
0,924
|
0,890
|
0,910
|
0,941
|
5
|
Коэффициент падения дебита
|
0,798
|
0,890
|
0,819
|
0,901
|
6
|
Условно-переменные затраты
|
52,8
|
51,6
|
51,2
|
50,9
|
7
|
Ставка дисконта
|
13
|
15
|
11
|
17
|
8
|
Продолжительность одного ПРС часа
|
99
|
115
|
127
|
86,9
|
9
|
Стоимость одного ремонта
|
3698
|
3589
|
4128
|
4986
|
10
|
Себестоимость 1т нефти
|
8996
|
9785
|
10384
|
9578
|
11
|
Цена 1 т. нефти
|
21700
|
21800
|
22100
|
22690
|
12
|
Наработка на отказ до мероприятия
|
52
|
46
|
68
|
37
|
13
|
Наработка на отказ после
|
112
|
139
|
147
|
162
|
Задача 4
Провести экономическое обоснование применения технологии:
№
|
Показатель
|
Числовое значение
|
Вариант 1
|
Вариант 2
|
Вариант 3
|
Вариант 4
|
1
|
Себестоимость добычи нефти, руб./т
|
5586,0
|
5864,1
|
6781,4
|
7102,6
|
2
|
Условно-переменных затраты в себестоимости нефти, %
|
51,9
|
50,8
|
52,4
|
53,1
|
3
|
Прирост дебита скважины после обработки, т/сут.
|
3,9
|
5,2
|
4,6
|
3,9
|
4
|
Количество обработок, ед.
|
56
|
18
|
28
|
9
|
5
|
Коэффициент эксплуатации скважины, ед.
|
0,894
|
0,921
|
0,941
|
0,904
|
6
|
Ставка дисконта, %
|
16
|
16
|
17
|
17
|
7
|
Цена нефти, руб./т
|
10536
|
8994
|
9854
|
10348
|
Таблица 2
Смета затрат на соляно-кислотную обработку, руб.
|
Статья затрат
|
Сумма
|
1
|
Затраты на материалы
|
21854
|
2
|
Фонд оплаты труда
|
3485
|
3
|
Транспортные расходы (Азин, ЦА-320)
|
2415
|
|
Итого прямых затрат
|
?
|
4
|
Накладные расходы (37%)
|
?
|
|
Итого:
|
?
|
|
Рентабельность (15%)
|
?
|
|
Стоимость СКО
|
?
|
Задача 5
Провести экономическое обоснование применения технологии:
№
|
Показатель
|
Числовое значение
|
Вариант 1
|
Вариант 2
|
Вариант 3
|
Вариант 4
|
1
|
Наработка на отказ до мероприятия, сут.
|
245
|
254
|
346
|
198
|
2
|
Наработка на отказ после мероприятия, сут.
|
350
|
357
|
568
|
295
|
3
|
Количество скважин с установленными скребками, ед.
|
3
|
5
|
8
|
2
|
4
|
Стоимость скребков , тыс. руб.
|
73
|
67
|
59
|
64
|
5
|
Станция управления тыс. руб.
|
320
|
240
|
439
|
295
|
6
|
Продолжительность ПРС, час.
|
72,1
|
71,9
|
70,6
|
73,2
|
7
|
Средний дебит скважин, т/сут.
|
12,7
|
10,6
|
11,3
|
12,2
|
8
|
Стоимость одного ремонта, тыс. руб.
|
15200
|
14368,7
|
13684
|
17846
|
9
|
Стоимость одного часа ПРС, тыс. руб.
|
7500
|
5500
|
6843
|
7138
|
10
|
Себестоимость нефти, руб./т
|
12600
|
11869
|
11633
|
1286
|
11
|
Доля условно-переменных затрат
|
0,531
|
0,522
|
0,542
|
0,501
|
12
|
Цена 1 т нефти, руб.
|
21785
|
21785
|
21785
|
21785
|
13
|
Коэффициент эксплуатации, д.ед.
|
0,954
|
0,976
|
0,982
|
0,924
|
14
|
Коэффициент падения дебита
|
0.873
|
0,844
|
0,875
|
0,824
|
15
|
Ставка дисконтирования, %
|
19
|
21
|
23
|
20
|
Do'stlaringiz bilan baham: |
