Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Новосибирский государственный университет» ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ Кафедра политической экономии ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПРОЕКТОВ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ СЕКТОРЕ Заведующая кафедрой к. э. н. , доцент И. В. Филимонова Новосибирск 2015
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПРОЕКТОВ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ СЕКТОРЕ ЦЕЛЬ КУРСА - формирование системы знаний студентов о геолого-экономической и инвестиционной оценках эффективности проектов освоения ресурсов углеводородов.
Нормативно-правовое обеспечение проведения экономической оценки Закон РФ от 21 февраля 1992 г. N 2395 -I «О недрах» статья 23. 1. «Геолого-экономическая и стоимостная оценки месторождений полезных ископаемых и участков недр» «геолого-экономическая оценка, осуществляемая для определения промышленной ценности месторождений полезных ископаемых при геологическом изучении недр и при постановке запасов полезных ископаемых на государственный баланс»
ЭТАПЫ ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ ПРОЕКТОВ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ СЕКТОРЕ № Этапы экономической оценки 1 Определение объекта экономической оценки 2 Построение модели разработки месторождения 3 Построение экономической модели Рассчитываемые параметры Фонд недр Участки недр Структура курса Прогноз добычи, Месторождение Залежь Прогноз количества скважин, Прогноз обустройства месторождения, Прогноз формирования транспорта Капитальные вложения, Эксплуатационные затраты, Налоги 1) Определение объекта экономической оценки – запасы и ресурсы месторождений и 4 Построение финансовой модели Валовая прибыль, Net Present Value перспективных площадей Налог на прибыль, Internal Rate of Return 2) Чистая прибыль 5 Анализ рисков 6 Проведение сводного анализа полученных результатов Payback Period Profitability Index Анализ чувствительности Метод Монте-Карло Дерево решений
1. Объект геологоэкономической оценки № Этапы геолого-экономической оценки Рассчитываемые параметры 1 Определение объекта экономической оценки Фонд недр Участки недр Месторождение Залежь 2 Построение модели разработки месторождения Прогноз добычи, Прогноз количества скважин, Прогноз обустройства месторождения, Прогноз формирования транспортной инфраструктуры 3 Построение экономической модели Капитальные вложения, Эксплуатационные затраты, Налоги 4 Построение финансовой модели Валовая прибыль, Налог на прибыль, Чистая прибыль 5 Анализ рисков Анализ чувствительности Метод Монте-Карло Дерево решений 6 Проведение сводного анализа полученных результатов Net Present Value Internal Rate of Return Payback Period Profitability Index
Объект геолого-экономической оценки 1. Фонд недр (распределённый; нераспределённый). 2. Участок недр (лицензионный участок) 3. Месторождение (запасы и ресурсы) 4. Залежь.
Объект геолого-экономической оценки: 1. Фонд недр Недра – часть земной коры ниже почвенного слоя до глубин, доступных для геологического изучения и освоения. Фонд недр – совокупность используемых и неиспользуемых участков недр в пределах территории Российской Федерации и ее континентального шельфа. Фонд недр подразделяется на распределённый и нераспределённый.
Объект геолого-экономической оценки: 2. Участок недр – геометризованный блок недр, и неиспользуемые части недр в пределах территории РФ и ее континентального шельфа. Лицензионный участок недр - участок, который обозначен границами, и на нём разрешена разработка и добыча полезных ископаемых. Все работы на лицензионном участке могут проводиться только при наличии лицензии. Лицензия – это разрешение на право проведения каких-либо действий, которое подтверждено таким документом. Процесс выдачи называется лицензирования. такой лицензии процессом
Объект геолого-экономической оценки: 2. Участок недр 1) Участки недр федерального значения – участки, выделяемые в целях обеспечения обороны страны и безопасности государства: • Месторождения урана и алмазов; • Месторождения нефти (от 70 млн т) и газа (от 50 млрд куб. м); • Шельф; • Участки для обеспечения обороны и безопасности страны. 2) Участки недр местного значения: • Содержат общераспространенные полезные ископаемые; • Используются для строительства и эксплуатации подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых; • Участки недр, содержащие подземные воды для целей питьевого, хозяйственно-бытового водоснабжения, сельскохозяйственного назначения. 3) Фонд резервных участков недр – в целях обеспечения в перспективе потребностей РФ в стратегических и дефицитных видах полезных ископаемых из не предоставленных в пользование участков недр.
Объект геолого-экономической оценки: 3. Месторождение полезных ископаемых – совокупность залежей, приуроченных к общему участку земной поверхности Залежь нефти и газа – естественное единичное скопление нефти или газа в ловушке. Ловушка – совокупность пласта-коллектора и пласт-покрышки. Пласт-покрышка – непроницаемый для флюидов (нефть, газ, воду) пласт. Пласт-коллектор — горная порода, содержащая пустоты (поры или трещины) и способная вмещать флюиды (нефть, газ, воду).
Объект геолого-экономической оценки Классификация месторождений 1. Классификация месторождений по типу флюида - нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную газом; - газонефтяные (ГН), в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему нефтяную часть залежи; - нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой и залежи, в которых газовая шапка превышает по объему нефтяную часть залежи; - газовые (Г), содержащие только газ; - газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом; - нефтегазоконденсатные (НГК), содержащие нефть, газ и конденсат.
Объект геолого-экономической оценки Классификация месторождений 2. Классификация месторождений по крупности Действующая классификация до 01. 0. 2016 г. - уникальные - более 300 млн. т нефти или 500 млрд куб. м; - крупные - от 60 до 300 млн. т нефти или от 75 до 500 млрд куб. м; - средние - от 15 до 60 млн. т нефти или от 40 до 75 млрд куб. м; - мелкие – менее 15 млн. т нефти или 40 млрд куб. м. Классификация после 01. 0. 2016 г. - уникальные - более 300 млн. т нефти или 300 млрд куб. м; - крупные - от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 300 млрд куб. м; - средние - от 5 до 30 млн. т нефти или от 5 до 30 млрд куб. м; - мелкие - от 1 до 5 млн. т нефти или от 1 до 5 млрд куб. м; - очень мелкие - менее 1 млн. т нефти, менее 1 млрд куб. м.
Объект геолого-экономической оценки Запасы и ресурсы В зависимости от изученности минерально-сырьевые ресурсы подразделяются на следующие категории: 1) Запасы – количество нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, которое находится в недрах в изученных бурением залежах, наличие которых в недрах доказано пробной залежах или промышленной эксплуатацией или испытанием скважин, или обосновывается геолого-геофизическими исследованиями; 2) Ресурсы – количество нефти, газа и конденсата, содержащееся в невскрытых бурением ловушках, нефтегазоносных или ловушках перспективных нефтегазоносных пластах, горизонтах или комплексах, наличие которых в недрах предполагается на основе геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований.
Определение сырьевой базы объекта геологоэкономической оценки Классификации запасов и ресурсов Для российских нефтяных компаний актуальными являются три классификации: • Классификация запасов и ресурсов нефти и газа РФ. Эта классификация применяется только в России. • Классификация Общества инженеров-нефтяников (SPE) • Классификация SEC (американской Комиссии по рынку ценных бумаг), обязательное требование для нефтяных компаний, чьи акции торгуются на американской фондовой бирже. Эти классификации имеют ряд схожих и ряд различных особенностей. Доклад: «Сравнение российской и зарубежных классификаций запасов и ресурсов нефти и газа»
Определение сырьевой базы объекта геологоэкономической оценки Классификации запасов и ресурсов
Определение сырьевой базы объекта геологоэкономической оценки Классификации запасов и ресурсов Категория А – все параметры залежи известны, запасы выделяются на поздней стадии разработки месторождения, есть проект разработки. Категория B – не все параметры залежи известны, запасы выделяются в начальной стадии разработки месторождения, есть проект разработки. Категория C 1 – в основной части неразрабатываемые запасы, определенные по материалам поисково-разведочного и эксплуатационного бурения, промышленно опробованы. Категория C 2 – запасы определены по материалам поисково-разведочного бурения, не проведено опробование. 1 – скважины на профиле; 2 – интервалы перфорации; 3 – непроницаемые породы; 4 – опорный маркирующий горизонт.
Определение сырьевой базы объекта геологоэкономической оценки Классификации запасов и ресурсов Запасы залежей и месторождений подразделяются на: • 1) геологические запасы / ресурсы – общее количество нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, которое находится в недрах; • 2) извлекаемые запасы / ресурсы - часть геологических запасов/ресурсов, которая может быть добыта из залежи (месторождения) в рамках оптимальных проектных решений с использованием доступных технологий; Перевод геологических запасов в извлекаемые осуществляется посредством коэффициента извлечения нефти – отношение извлекаемых запасов к геологическим запасам.
Определение сырьевой базы объекта геологоэкономической оценки Методы подсчёта запасов нефти и газа • Метод аналогий. В основе лежит предположение о сопоставимости рассматриваемого пластам-аналогам в отношении коллекторских свойств пород и свойств флюида, влияющих на определение величины конечных извлекаемых запасов. • Объемный метод. Основан на использовании данных о коллекторских свойствах пород и свойствах флюида для расчета объемов начальных геологических запасов и последующего определения той их части, которая может быть добыта в результате реализации конкретного проекта (проектов) разработки. • Метод материального баланса. Основан на анализе динамики изменения давления в пласте по мере отбора из него флюида. • Метод анализа эксплуатационных показателей. Основан на анализе изменения темпов отбора и фазового состава добываемой продукции в зависимости от времени и величины накопленной добычи по мере истощения залежи. • Метод переводных коэффициентов.
Определение сырьевой базы объекта геологоэкономической оценки Метод переводных коэффициентов Коэффициенты перевода ресурсов в запасы: 1. D 1, D 2 0, 1 С 1 2. С 3 0, 3 С 1 3. С 2 0, 5 С 1 Запасы категории С 1 = накопленная добыча нефти
2. Построение модели разработки месторождения № Этапы экономической оценки Рассчитываемые параметры 1 Определение объекта экономической оценки Фонд недр Участки недр Месторождение Залежь 2 Построение модели разработки месторождения Прогноз добычи, Прогноз количества скважин, Прогноз обустройства месторождения, Прогноз формирования транспортной инфраструктуры 3 Построение экономической модели Капитальные вложения, Эксплуатационные затраты, Налоги 4 Построение финансовой модели Валовая прибыль, Налог на прибыль, Чистая прибыль 5 Анализ рисков Анализ чувствительности Метод Монте-Карло Дерево решений 6 Проведение сводного анализа полученных результатов Net Present Value Internal Rate of Return Payback Period Profitability Index
Разработка нефтяных и газовых месторождений - комплексная область знаний, включающая: а) выбор систем и технологий разработки месторождений, б) моделирование и расчёты процессов вытеснения нефти и газа из пластов, в) определение рациональной воздействия на пласт, системы г) прогнозирование показателей разработки месторождения.
Разработка нефтяных и газовых месторождений
2. Построение модели разработки месторождения Имеем 1. Месторождение с характеристики пластов: Извлекаемые запасы, млн т; Толщина пласта, м; Проницаемость, 10 -2 мкм 2; Вязкость нефти, 10 -2 Па*с Хотим получить 1. Профиль добычи нефти. 2. Необходимый фонд добывающих и других скважин. 3. Объекты обустройства месторождения.
2. Построение модели разработки месторождения Профиль добычи нефти Прогноз добычи нефти (Qt) формируется исходя из фонда скважин (Nt), пробуренных на месторождении и дебита (qt) одной скважины.
2. Построение модели разработки месторождения Профиль добычи нефти Дебит скважины — объём продукции, добываемой из скважины за единицу времени (нефти – т/сут. , газа – тыс. куб. м/сут). Выделяют: 1) Начальный дебит (qo) - добычи нефти из неистощённого пласта (в период начала работы скважины). Текущий дебит (qt) – дебит нефти в определённый период работы скважины. 2) Средний дебит (qср) - рассчитывается как суточная добыча группы скважин (месторождения, объекта разработки) по отношению к количеству добывающих скважин).
2. Построение модели разработки месторождения Профиль добычи нефти Классификация скважин по назначению: • Эксплуатационные скважины; • Нагнетательные скважины. Классификация скважин по профилю: • Вертикальные скважины; • Наклонно-направленные скважины; • Горизонтальные скважины.
2. Построение модели разработки месторождения Профиль добычи нефти Стадии разработки месторождения нефти: I стадия – стадия интенсивного освоения нефтяного месторождения II стадия – максимальный уровень добычи III стадия – стадия падения добычи нефти IV стадия – поздняя (завершающая) стадия разработки
2. Построение модели разработки месторождения Профиль добычи нефти: по среднему дебиту № этапа 1. Описание и формульный вид Стадии освоения месторождения Основные параметры кривой добычи 1) ∆tin = t 2 -t 1 – период роста добычи 2) ∆tmax= t 3 -t 2 – период максимального уровня добычи Максимальный уровень добычи 3) ∆tfin – период падения добычи Рост добычи Падение добычи 4) Qt= kt*IRRes где kt – ежегодный темп отбора нефти, % IRRes – начальные извлекаемые запасы (А, В, С 1), т 4. 1) Qmax= kmax*IRRes Qmax – добыча нефти на «полке» kt – темп отбора нефти на полке, % ∆tin ∆tmax ∆tfin 4. 2) kt – определяется в зависимости от крупности месторождения. 4. 3) IRRes = S = ∑Qt где ∑Qt – накопленная добыча нефти за все время, S – площадь под кривой.
2. Построение модели разработки месторождения Профиль добычи нефти № этапа 1. Стадии освоения месторождения Стадии Максимальный освоения месторождения уровень добычи Падение добычи Рост добычи Параметры кривой добычи с дифференциацией по крупности месторождения Крупное и уникальное месторождение (более 60 и более 300 млн т) 1) ∆tin = 5 -6 года, 2) ∆tmax= 7 лет, 3) ∆tfin – 30 лет 4) kmax – 3% Среднее месторождение (от 15 до 60 млн т) 1) ∆tin = 4 года, 2) ∆tmax= 5 лет, 3) ∆tfin – 25 лет 4) kmax – 5% ∆tin ∆tmax ∆tfin Мелкое месторождение (менее 15 млн т) 1) ∆tin = 3 года, 2) ∆tmax= 3 лет, 3) ∆tfin – 25 лет
2. Построение модели разработки месторождения Профиль добычи нефти Методы прогнозирования добычи нефти: 1. Прогноз добычи нефти по среднему дебиту; 2. Прогноз добычи нефти по начальному и текущему дебиту.
2. Построение модели разработки месторождения Прогнозирование добычи нефти по среднему дебиту
2. Построение модели разработки месторождения Профиль добычи нефти: по среднему дебиту № этапа 1. Описание и формульный вид Графический вид
2. Построение модели разработки месторождения Профиль добычи нефти: по среднему дебиту № этапа 2. Описание и формульный вид Графический вид
2. Построение модели разработки месторождения Профиль добычи нефти: по среднему дебиту № этапа 3. Описание и формульный вид Графический вид
2. Построение модели разработки месторождения Профиль добычи нефти: по среднему дебиту № этапа 4. Описание и формульный вид Графический вид
2. Построение модели разработки месторождения Прогнозирование добычи нефти по начальному и среднему дебиту
2. Построение модели разработки месторождения Профиль добычи нефти: по начальному и текущему дебиту № этапа 1. Описание и формульный вид Графический вид
2. Построение модели разработки месторождения Профиль добычи нефти: по начальному и текущему дебиту Проницаемость - способность пород пласта пропускать жидкость и газ при перепаде давления. Проницаемость пород обычно выражают в миллидарси (м. Д). Плохо проницаемые породы - глины, сланцы и т. д. Хорошо проницаемые породы - песчаники, карбонаты и т. д.
2. Построение модели разработки месторождения Профиль добычи нефти: по начальному и текущему дебиту Вязкость - сила трения, возникающая между двумя смежными слоями внутри жидкости на единицу поверхности при их взаимном перемещении. Вязкость флюидов обычно выражают в м. Па·с или сантипуазах.
2. Построение модели разработки месторождения Профиль добычи нефти: по начальному и текущему дебиту Эффективная толщина пласта - это толщина одного или нескольких нефтенасыщенных пластов. Нефтенасыщенность пласта - содержание нефти в породе-коллекторе. Выражается в долях или процентах от объёма порового пространства.
2. Построение модели разработки месторождения Профиль добычи нефти: по начальному и текущему дебиту Дренирование пласта - отток флюида из пласта, обеспечиваемый естественными или искусственными дренажными системами (скважинами).
2. Построение модели разработки месторождения Профиль добычи нефти: по начальному и текущему дебиту Депрессия на пласт - разность между пластовым давлением в районе скважины и её забойным давлением, вызывающая движение нефти (газа) из пласта к забою скважины. С увеличением депрессии эксплуатационной скважины. возрастает дебит
2. Построение модели разработки месторождения Профиль добычи нефти: по начальному и текущему дебиту № этапа 2. Описание и формульный вид В основе вычисления текущего дебита нефти скважин (qt) лежит прогноз начального дебита (q 0). Динамика падения дебита нефти описывается экспоненциальной функцией: где q 0 – начальный дебит скважины по нефти, т/сут, qt – текущий дебит скважины, т/сут, T 1 – время безводной эксплуатации скважины, лет, T 2 – время окончания работы скважины, лет, k – коэффициент, отвечающий за режим и срок эксплуатации скважины. Графический вид
2. Построение модели разработки месторождения Профиль добычи нефти: по начальному и текущему дебиту № этапа 3. Описание и формульный вид Графический вид Первый отрезок Второй отрезок Третий отрезок
2. Построение модели разработки месторождения Профиль добычи нефти: по начальному и текущему дебиту № этапа 3. Описание и формульный вид Графический вид Ограничением на суммарное количество ежегодно вводимых скважин служит размещение скважин по площади с заданной плотностью сетки скважин: Фонд добывающих скважин получается от деления прогнозируемой площади месторождения на заданную плотность сетки скважин, предполагается, что покрытие будет равномерным. где N – фонд добывающих скважин, шт. , S – площадь нефтегазоносного объекта, кв. км, p – плотность сетки добывающих скважин, кв. км/1 скв.
2. Построение модели разработки месторождения Профиль добычи нефти: по начальному и текущему дебиту № этапа 3. Описание и формульный вид Плотность сетки скважин задаётся для каждого участка отдельно, но в среднем составляет 25, 36 или 49 га на скважину – это 500 x 500 м, 600 x 600 м и 700 x 700 м соответственно. Графический вид
2. Построение модели разработки месторождения Профиль добычи нефти: по начальному и текущему дебиту № этапа 4. Описание и формульный вид Годовой уровень добычи нефти рассчитывается умножением числа добывающих скважин на величину добытой ими нефти в каждом конкретном году: 1 год: Q 1 = n 1*q 1 2 год: Q 2 = n 1*q 2 + n 2*q 1 3 год: Q 3 = n 1*q 3 + n 2*q 2 + n 3*q 1 … T год: Qn = n 1*q. T + n 2*q. T-1 + n 3*q. T-2 + n. T*q 1 Вывод формулы
2. Построение модели разработки месторождения Профиль добычи нефти: по начальному и текущему дебиту № этапа 4. Описание и формульный вид Величина добычи за все годы разработки месторождения не может превышать потенциально возможные извлекаемые запасы промышленных категорий (R). Поэтому решается оптимизационная задача, где в качестве целевой функции принимается уравнение, описывающее профиль добычи, а переменными, по которым происходит максимизация, являются начальный дебит скважины (q 0) и плотность сетки скважин (p), заданные в интервале допустимых значений [q 1, q 2] и [p 1, p 2] соответственно. Графический вид
Влияние выбора метода расчёта ввода скважин на эффективность проекта разработки
Прогноз добычи полезного ископаемого Ключевыми параметрами модели прогнозирования добывных возможностей объекта исследования выступает система индикаторов: 1. • • • Показатели сырьевой базы объём начальных суммарных ресурсов; структура сырьевой базы (соотношение запасов и ресурсов в структуре начальных суммарных ресурсов); степень разведанности, как отношение накопленной добычи с начала разработки и разведанных запасов по отношению к начальным суммарным запасам; • коэффициенты перевода более низких категорий запасов и ресурсов в более высокие. 2. Технико-экономические показатели: • условия лицензионных соглашений; • срок ввода запасов в эксплуатацию; • время выхода на проектную мощность; • степень выработанности, как доля накопленной добычи и потерь (с начала разработки и в прогнозный период) к потенциально извлекаемым суммарным запасам; • уровень отбора УВ на «полке» , определяемый как отношение максимальной добычи к потенциально извлекаемым суммарным запасам; • коэффициент извлечения, отражающий технологическую возможность освоения запасов; • инвестиции в разработку и показатели, отражающие экономическую целесообразность освоения запасов. 3. • • • Организационные и маркетинговые показатели: ориентиры, заложенные в стратегических государственных и корпоративных планах развития; государственная и региональная программа лицензирования нефтегазоносной территории региона; программа воспроизводства минерально-сырьевой базы нефтегазоносной территории региона; условия доступа к транспортной и перерабатывающей инфраструктуре; структура собственности; спрос на УВ на внутреннем и мировом рынках.
3. Построение экономической модели № Этапы экономической оценки Рассчитываемые параметры 1 Определение объекта экономической оценки Фонд недр Участки недр Месторождение Залежь 2 Построение модели разработки месторождения Прогноз добычи, Прогноз количества скважин, Прогноз обустройства месторождения, Прогноз формирования транспортной инфраструктуры 3 Построение экономической модели Капитальные вложения, Эксплуатационные затраты, Налоги 4 Построение финансовой модели Валовая прибыль, Налог на прибыль, Чистая прибыль 5 Анализ рисков Анализ чувствительности Метод Монте-Карло Дерево решений 6 Проведение сводного анализа полученных результатов Net Present Value Internal Rate of Return Payback Period Profitability Index
Инвестиции в освоение месторождения Ct = Cлиц+CГРР+Сбур+Соб+Стр+Сперераб 1. Нематериальные активы (Cлиц) 2. Геологоразведочные работы (CГРР) 3. Бурение скважин (Сбур) 4. Обустройство промысла (Соб) 5. Внешний транспорт (Стр) 6. Перерабатывающая инфраструктура (Cперераб)
3. Построение экономической модели Капитальные вложения Геологоразведочные работы Эксплуатационный этап Региональный Поисково-оценочный Разведочный Опытно-промышленная Разработка этап разработка месторождения Доразведка месторождения
3. Построение экономической модели Капитальные вложения 54
3. Построение экономической модели Нематериальные активы 55
3. Построение экономической модели Нематериальные активы Виды пользования недрами 1) регионального геологического изучения; 2) геологического изучения, включающего месторождений полезных ископаемых; поиски и оценку 3) разведки и добычи полезных ископаемых; _______________________ 4) строительства и эксплуатации подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых; 5) образования особо охраняемых геологических объектов, имеющих научное, культурное, эстетическое, санитарно-оздоровительное и иное значение (научные и учебные полигоны, геологические заповедники, заказники, памятники природы, пещеры и другие подземные полости); 6) сбора минералогических, палеонтологических и других геологических коллекционных материалов.
3. Построение экономической модели Нематериальные активы Виды лицензий на право пользования недрами: 1. Геологическое изучение (НП); 2. Разведка и добыча (НЭ); 3. Геологическое изучение, совмещенная лицензия. разведка и добыча (НР) -
3. Построение экономической модели Нематериальные активы Срок выдачи лицензии: Геологическое изучение (НП) - на срок до 5 лет, 1. 1. или на срок до 7 лет - в границах Республики Саха (Якутия), Камчатского края, Красноярского края, Хабаровского края, Иркутской области, Магаданской области, Сахалинской области, Ненецкого АО, Чукотского АО, Ямало-Ненецкого АО, 1. 2. или на срок до 10 лет - на континентальном шельфе Российской Федерации; Разведка и добыча (НЭ) - на срок отработки месторождения, исчисляемый исходя из технико-экономического обоснования, обеспечивающего рациональное использование и охрану недр.
3. Построение экономической модели Нематериальные активы Плата на право пользования недрами: 1. Разовый платеж 1. 1. Минимальный (стартовый) размер разового платежа устанавливается федеральным органом управления государственным фондом недр. 1. 2. Окончательный размер разового платежа устанавливаются по результатам конкурса или аукциона и фиксируются в лицензии; 2. Сбор за участие в конкурсе (аукционе); 3. Регулярные платежи - взимаются с пользователей недр отдельно по каждому виду работ – поиск, оценка, разведка, добыча.
3. Построение экономической модели Нематериальные активы Ставки регулярных платежей (за 1 кв. км площади участка недр в год) за пользование недрами в целях min - поиска и оценки месторождений полезных ископаемых Углеводородное сырье 120 Углеводородное сырье на континентальном шельфе 50 - разведки полезных ископаемых Углеводородное сырье 5 000 Углеводородное сырье на континентальном шельфе 4 000 max 540 225 20 000 16 000
3. Построение экономической модели Геологоразведочные работы Этапы и стадии геологоразведочных работ на нефть и газ: 1. Региональный этап - изучение основных закономерностей геологического строения осадочных бассейнов и оценка перспектив их нефтегазоносности. 2. Поисково-оценочный этап обнаружение месторождений (залежей) нефти и газа. новых 3. Разведочный этап - изучение характеристик месторождений (залежей), обеспечивающих составление технологической схемы разработки (проекта опытно-промышленной эксплуатации).
3. Построение экономической модели Геологоразведочные работы Региональный этап: Геофизические методы (крупномасштабные виды съёмок): • геологическая, топографическая, геодезическая, геофизическая, геохимическая, аэрофотосъёмка, космическая Глубокое бурение: • Структурное бурение - для уточнения геологических структур и элементов залегания пластов, выявленных геофизической съёмкой; • Параметрическое бурение – для получения геолого-геофизических параметров зон нефтегазонакопления, наиболее перспективных для поисковых работ; • Опорное бурение – для получения опорных данных для проектирования объёмов и видов региональных и поисковых работ.
3. Построение экономической модели Геологоразведочные работы Поисково-оценочный этап: Геофизические методы для изучения геологического разреза скважин и контроля их технического состояния: • Переинтерпретация данных прошлых лет; • Сейсморазведочные работы 2 D; Глубокое бурение: • Оценочное бурение; бурение • Поисковое бурение; • Поисково-оценочное бурение – для уточнения деталей геологического строения и оценки нефтегазоносности пласта для составления проекта доразработки месторождения.
3. Построение экономической модели Геологоразведочные работы Разведочный этап: Геофизические методы: • Сейсморазведочные работы 3 D. Глубокое бурение: • Разведочное бурение – для подготовки запасов и сбора данных для составления проекта разработки месторождения. Схема сейсморазведочных работ методом отраженных волн: 1 — сейсмоприёмники; 2 — сейсморазведочная станция; 3 — взрывной пункт; 4 — место взрыва; 5 — прямая волна; 6 — отраженная волна.
Геологоразведочные работы Схема стадийности геологоразведочных работ на нефть и газ Этап Стадия Региональный Прогноза нефтегазоносности и выделения зон нефтегазонакопления Поисковооценочный Выявления и подготовки объектов поискового бурения Поиска и оценки месторождений (залежей) Разведочный Разведки Объекты геологического изучения Осадочные бассейны, их части, yефтегазоперспективн ые зоны и зоны нефтегазонакопления Районы с установленной или возможной нефтегазоносностью, выявленные ловушки Подготовленные ловушки, открытые месторождения (залежи) Промышленные месторождения (залежи) Объекты Геолого. Итоговая оценка Схематическое геол. -экон. разведочные ресурсов представление оценки работы результата ГРР Интеграль Сейсморазведочные Прогнозные ный объект работы 2 D, ресурсы D 1, D 2 параметрическое бурение Единичные Сейсморазведочные Перспективные объекты работы 2 D ресурсы С 3 Поисковое бурение, Предварительно сейсморазведочные оцененные работы 3 D запасы С 1, предварительно оцененные запасы С 2 Разведочное Разведанные бурение, запасы С 1 и сейсморазведочные предварительно работы 3 D оцененные С 2
3. Построение экономической модели Геологоразведочные работы Критерии выбора объёма геологоразведочных работ: Вид работ Сейсморазведка 2 D Единицы измерения Объект Критерий км/кв. км плотность профилей площадь участка не менее 1 -1, 5 км/кв. км Поисковооценочное бурение скважин, метров не менее 2 поисковых и 1 оценочной скв. на 1 геологическую структуру Сейсморазведка 3 D площадь плотность профилей кв. км/кв. км месторождения не менее 0, 5 -1 км/кв. км Разведочное бурение скважин, метров количество структур площадь не менее 4 кв. км месторождения на 1 скважину
Программа геологоразведочных работ
Программа геологоразведочных работ
3. Построение экономической модели Геологоразведочные работы Стоимость 1 поисковой скважины глубиной 2500 м – 475 млн руб. Стоимость 1 разведочной скважины глубиной 2500 м – 525 млн руб.
3. Построение экономической модели Геологоразведочные работы
3. Построение экономической модели Геологоразведочные работы Стоимость подготовки 1 т запасов нефти категории С 1 – 340 руб. /т или 0, 72 долл. /барр. или 1, 6% от цены нефти (45$/барр. , курс 65 р. /$)
3. Построение экономической модели Бурение скважин
3. Построение экономической модели Бурение скважин Скважина - это цилиндрическая горная выработка (без доступа в нее человека), у которой длина ствола гораздо больше, чем ее диаметр. Верхняя часть скважины называется устье, нижняя – забой. Стенки скважины – это ствол скважины. Максимальный начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм.
3. Построение экономической модели Бурение скважин Классификация скважин по профилю: • Вертикальная - это скважина, у которой угол отклонения ствола от вертикали не превышает 5°. • Наклонно-направленная – это скважина, у которой угол отклонения от вертикали больше 5°. • Горизонтальная - у которой угол отклонения ствола от вертикали составляет 80 -90°. • Многоствольная – скважина, у которой точка разветвления ствола находится выше продуктивного горизонта. • Многозабойная - скважина, у которой точка разветвления ствола находится в пределах продуктивного горизонта.
3. Построение экономической модели Бурение скважин Классификация скважин по назначению: • Добывающие скважины - предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, газоконденсата и других сопутствующих компонентов. В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на: - • фонтанные, газлифтные, насосные. Нагнетательные скважины – предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть: - законтурными, приконтурными, внутриконтурными.
3. Построение экономической модели Нагнетательные скважины Метод законтурного заводнения - для небольших по размерам залежей. Он заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Контуры нефтеносности: 1 — внешний, 2 — внутренний; Скважины: 3 — нагнетательные, 4 - добывающие
3. Построение экономической модели Нагнетательные скважины Метод приконтурного заводнения - применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем. Контуры нефтеносности: 1 — внешний, 2 — внутренний; Скважины: 3 — нагнетательные, 4 - добывающие
3. Построение экономической модели Нагнетательные скважины Внутриконтурное заводнение • разрезание рядами нагнетательных скважин; • площадное; • избирательное; • очаговое; • головное; • барьерное. Выделяют несколько подвидов разрезания рядами нагнетательных скважин: • разрезание на площади, • блоковое, • сводовое (центральное).
3. Построение экономической модели Нагнетательные скважины Блоковое заводнение - нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси. Контуры нефтеносности: 1 — контур нефтеносности; Скважины: 2 — нагнетательные; 3 — добывающие
3. Построение экономической модели Нагнетательные скважины Сводовое заводнение - нагнетание воды осуществляется в скважины одного практически прямолинейного или кольцевого разрезающего ряда, расположенного в сводовой части залежи. ОСЕВОЕ ЗАВОДНЕНИЕ ЦЕНТРАЛЬНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ Контуры нефтеносности: 1 — внешний; 2 — внутренний; Скважины: 3 — нагнетательные, 4 — добывающие
3. Построение экономической модели Нагнетательные скважины Площадное заводнение - разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности, установленной проектным документом на разработку. Формы сеток скважин: а — пятиточечная, б — семиточечная, в — девятиточечная, г — ячеистая.
3. Построение экономической модели КВ в бурение скважин Сбур = nдобt · Lдоб · сбур. доб + nнагt · Lнаг · сбур. наг где nдобt , nнагt– ежегодно вводимые добывающие и нагнетательные скважины, шт. ; Lдоб , Lнаг– глубина добывающих и нагнетательных скважин, м; сбур. доб , сбур. наг – удельная стоимость бурения 1 м добывающих и нагнетательных скважин, руб. /м. Соотношение Nдоб : Nнаг = 3 (2, 5) : 1
3. Построение экономической модели Нормативы капитальных вложений в бурение скважин Показатель Стоимость бурения добывающей нефтяных скважин, тыс. руб. /м Стоимость бурения горизонтального ствола (ГС) добывающей нефтяных скважин, тыс. руб. /м Операции многостадийного гидроразрыва пласта (МСГРП), тыс. руб. /скв. Операции зарезки бокового ствола (ЗБС), тыс. руб. /скв. Стоимость бурения нагнетательных скважин, тыс. руб. /м Стоимость бурения добывающей газовой скважины, тыс. руб. /м 80 160 28 000 69 000 80 60 Стоимость 1 добывающей скважины глубиной 2500 м – 200 млн руб. Стоимость 1 добывающей скважины глубиной 2500 м и ГС 1000 м – 360 млн руб. Стоимость 1 доб. скважины глубиной 2500 м, ГС 1000 м и МСГРП – 457 млн руб.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ДОБЫЧИ НЕФТИ В РОССИИ
Эксплуатационный фонд и дебит нефтяных скважин в России в 1995 -2010 гг.
Глубокое эксплуатационное и разведочное бурение на нефть в России в 1995 -2010 гг.
Средняя глубина эксплуатационных нефтяных скважин и проходка на одно долбление в России в 1995 -2010 гг.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ДОБЫЧИ ГАЗА
Эксплуатационный фонд и дебит газовых скважин в России в 1995 -2010 гг.
Глубокое эксплуатационное и разведочное бурение на газ в России в 1995 -2010 гг.
Средняя глубина эксплуатационных газовых скважин и проходка на одно долбление в России в 1995 -2010 гг.
3. Построение экономической модели Обустройство промысла
3. Построение экономической модели Обустройство промысла КУСТ СКВАЖИН
3. Построение экономической модели Обустройство промысла Куст скважин - специальная площадка на которой сгруппированы устья скважин, а забои скважин находятся в точках, соответствующих проектам разработки месторождения. КУСТ В куст скважин может входить несколько десятков наклоннонаправленных скважин.
3. Построение экономической модели Обустройство промысла Автоматические групповые замерные установки (АГЗУ) Газожидкостная смесь из добывающих скважин поступает на АГЗУ, в которой в автоматическом режиме производится измерение дебитов жидкости и газа каждой скважины.
3. Построение экономической модели Обустройство промысла Дожимная насосная станция (ДНС) - для перекачки флюидов в случаях, когда недостаточно устьевого давления и расстояние от кустов скважин до пункта сбора велико.
3. Построение экономической модели Обустройство промысла Установка подготовки нефти (УПН) - сырая нефть проходит полный цикл обработки, который включает: 1) Дегазация - разгазирование нефти с помощью сепараторов для отделения от нефти всех газов. 2) Обезвоживание – отделение воды от нефти. 3) Обессоливание – отделение соли от нефти, 4) Удаление механических примесей от нефти. После этого товарная нефть поступает в резервуар последующей откачкой в магистральный нефтепровод. с
3. Построение экономической модели Обустройство промысла Подготовка нефти - обезвоживание Обезвоживание нефти – 90. 0 80. 0 70. 0 60. 0 50. 0 40. 0 30. 0 20. 0 10. 0 80% 60% 40% 20% 0% 2023 2026 2029 2032 2035 2038 2041 2044 Добыча нефти на 1 скв. , тыс. т/год Добыча жидкости на 1 скв. , тыс. т/год По мере разработки месторождения – обводнённость возразтает и в конечном итоге достигает 90 -95%. Обводнённость, % В начале разработки новой скважины — нефть безводная или маловодная. Добыча нефти (жидкости) на 1 скв. , тыс. т/год отделение нефти от воды в процессе её добычи и подготовки к транспортированию. 100%
3. Построение экономической модели Обустройство промысла Подготовка нефти - обессоливание Обессоливание нефти - процесс удаления из нефти солей, которые находятся в ней или в виде взвеси, или в виде эмульсии пластовой воды. Высокое содержание солей: • способствует коррозии трубопроводов при перекачке нефти, • вызывает коррозию оборудования НПЗ при переработке нефти, • приводит к закупориванию теплообменной аппаратуры, • др.
3. Построение экономической модели Обустройство промысла Подготовка нефти – удаление примесей Механические примеси в нефтях состоят из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины и других твердых пород, которые, адсорбируясь на поверхности глобул воды, способствуют стабилизации нефтяной эмульсии. Последствия механических примесей: 1. При транспортировке нефти механические примеси могут оседать на стенках труб и аппаратуры, что приводит к ускорению процесса её износа; 2. В отстойниках, резервуарах и трубах при подогреве нефти механические примеси выпадают на дно и отлагаются на стенках, образуя слой грязи и твердого осадка. При этом уменьшается производительность аппаратов, а при отложении осадка на стенках труб уменьшается их теплопроводность.
3. Построение экономической модели Обустройство промысла Резервуарные парки (Р) используются для создания запасов: • сырья, поступающего на УПН, необходимого в количестве суточного объема продукции скважин; • товарной нефти в объеме суточной производительности УПН.
3. Построение экономической модели Обустройство промысла Собустр = Скуст + СГЗУ + СДНС + СКС + СЦПС + СР где Скуст – затраты на куст скважин; СГЗУ - затраты в групповые замерные установки; СДНС - затраты в дожимную насосную станцию; СКС - затраты в компрессорную станцию; СЦПС - затраты на центральный пункт сбора; СР - затраты на резервуарный парк. Собустр = 0, 8 · Сбур
3. Построение экономической модели Внешний транспорт
3. Построение экономической модели Внешний транспорт - нефтепроводы
3. Построение экономической модели Внешний транспорт - нефтепроводы Трубопровод – сооружение в состав которого входят: • линейные сооружения, • перекачивающие промежуточные), насосные станции (головные и • резервуарные парки. Виды трубопроводов: • Магистральные – трубопроводы для перекачки значительных объемов нефти на дальние рассеяния с диаметров более 218 мм. • Промысловые – трубопроводы для сбора и транспортировки нефти на промысле.
3. Построение экономической модели Внешний транспорт - нефтепроводы В состав линейных сооружений входят следующие элементы: • трубопровод дальнего транспорта нефти с ответвлениями, • запорная арматура, • переходы через естественные и искусственные препятствия, • узлы подключения нефтеперекачивающих станций (НПС), • линии электропередачи и линии связи, • пункты подогрева нефти, • и др.
3. Построение экономической модели Внешний транспорт - нефтепроводы Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются по трассе с интервалом 70 -150 км и оборудуются центробежными насосами с электроприводом. Головная НПС располагается вблизи нефтяного промысла и отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным трехсуточной пропускной способности нефтепровода.
3. Построение экономической модели Внешний транспорт - нефтепроводы Особенности строительства трубопроводов: • верхнюю образующую магистральных трубопроводов заглубляют в грунт на глубину 0, 8 м. • толщина стенок труб определяется проектным давлением, которое может достигать 10 МПа. • при прокладке МН в районах с вечномерзлыми грунтами или через болота трубы укладываются на опоры или в искусственные насыпи. • на пересечениях крупных рек трубопроводы утяжеляют грузами или бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной нитки перехода через реки укладывают резервную нитку того же диаметра. • на трубопроводах, транспортирующих высокозастывающие и высоковязкие нефти, устанавливают тепловые станции с печами подогрева и имеют теплоизоляционное покрытие.
3. Построение экономической модели Внешний транспорт - нефтепроводы
3. Построение экономической модели Внешний транспорт - нефтепроводы Странс = Слин. часть + СКС где Слин. часть – затраты на линейную часть; СКС - затраты в компрессорную станцию.
3. Построение экономической модели № Этапы экономической оценки Рассчитываемые параметры 1 Определение объекта экономической оценки Фонд недр Участки недр Месторождение Залежь 2 Построение модели разработки месторождения Прогноз добычи, Прогноз количества скважин, Прогноз обустройства месторождения, Прогноз формирования транспортной инфраструктуры 3 Построение экономической модели Капитальные вложения, Эксплуатационные затраты, Налоги 4 Построение финансовой модели Валовая прибыль, Налог на прибыль, Чистая прибыль 5 Анализ рисков Анализ чувствительности Метод Монте-Карло Дерево решений 6 Проведение сводного анализа полученных результатов Net Present Value Internal Rate of Return Payback Period Profitability Index
3. Построение экономической модели Эксплуатационные затраты Эксплуатационные (операционные) затраты делятся на: • условно-постоянные, которые зависят от величины основных фондов, задействованных в производстве; • условно-переменные, которые определяются объемом добываемой продукции. 112
3. Построение экономической модели Эксплуатационные затраты • - условно-постоянные: основная заработная плата производственных рабочих, отчисления от заработной платы, расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, амортизация, общепроизводственные расходы. • - условно-переменные: расходы энергии на механизированную добычу жидкости, расходы по искусственному воздействию на пласт, сбор и транспорт нефтесодержащей жидкости, расходы по технологической подготовке нефти, налог на добычу полезных ископаемых, прочие производственные расходы. 113
3. Построение экономической модели Эксплуатационные затраты № Показатель Условно-переменные расходы 1 Расходы на электроэнергию 2 Расходы по искусственному воздействию на пласт 3 Расходы по сбору и транспорту нефти 4 Расходы по технологической подготовке нефти 5 Налог на добычу полезных ископаемых Условно-постоянные расходы 6 Расходы на оплату труда Метод расчёта Расходы норма расхода электроэнергии на 1 т, умноженная на объём добычи жидкости норма расхода воды на 1 т, умноженная на объём добычи жидкости норматив умножается на объём добычи жидкости и расстояние транспортировки Формула Норматив nэл/эн * Qж nводы * Qж nсбор * Qж * L nсбор = 25, 98 руб. за 100 т*км норматив умножается на объём добычи нефти nподгот * Qн ставка налога, умноженная на объём добычи нефти t. НДПИ= 5797 руб. /т Qн * t. НДПИ число работников на 1 скважину умножается на nчел. * Nдоб. скв. *nз/пл * 12 nчел. = 4 чел. /скв. фонд скважин, умножается на среднемесячную зарплату 1 работника, умножается на 12 месяцев 7 Отчисления на социальные нуждырасходы на оплату труда умножаются норму ФОТ * tотчисл= 30% отчислений 8 Расходы на содержание и норма расхода на 1 скв. умноженная на фонд nподгот * Nдоб. скв. эксплуатацию оборудования добывающих скважин 9 Амортизация норматив амортизации умноженный на nам. * CAPEXост. nам. = 6% в год остаточную стоимость основных фондов (капитальных вложений) Всего эксплуатационных затрат 10 Всего эксплуатационных затрат 1. + 2. + 3. + 4. + 5. + 6. + 7. + 8. + 9. 114 11 Себестоимость добычи 1 т нефти сумма затрат делённая на добычу нефти 12. / Qн
3. Построение экономической модели Эксплуатационные затраты Виды себестоимости добычи и реализации нефти: • себестоимость добычи нефти на промысле – определяется по эксплуатационным затратам без учёта транспортных затрат; • себестоимость добычи и реализации нефти – определяется по эксплуатационным затратам с учётом транспортных затрат. 115
3. Построение экономической модели Эксплуатационные затраты Себестоимость добычи нефти, долл. /барр. 116
3. Построение экономической модели Эксплуатационные затраты 117
3. Построение экономической модели Эксплуатационные затраты ОPEX = Оусл-перем + Оусл-пост где Оусл-перем – условно-переменные затраты; Оусл-пост – условно-постоянные затраты; Себестоимость = OPEX / Qн OPEX = себестоимость * Qн 118
3. Построение экономической модели № Этапы экономической оценки Рассчитываемые параметры 1 Определение объекта экономической оценки Фонд недр Участки недр Месторождение Залежь 2 Построение модели разработки месторождения Прогноз добычи, Прогноз количества скважин, Прогноз обустройства месторождения, Прогноз формирования транспортной инфраструктуры 3 Построение экономической модели Капитальные вложения, Эксплуатационные затраты, Налоги 4 Построение финансовой модели Валовая прибыль, Налог на прибыль, Чистая прибыль 5 Анализ рисков Анализ чувствительности Метод Монте-Карло Дерево решений 6 Проведение сводного анализа полученных результатов Net Present Value Internal Rate of Return Payback Period Profitability Index
3. Построение экономической модели Налоги и сборы в составе себестоимости: • Страховые взносы; • Налог на доходы физических лиц (НДФЛ); • Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ); • Регулярные платежи. Налоги на финансовый результат: • Налог на имущество; • Налог на прибыль. Прочие: • Налог на добавленную стоимость; • Экспортная пошлина; 120
3. Построение экономической модели Налоги Страховые взносы Элемент Характеристика Объект обложения Выплаты и иные вознаграждения начисляемые в рамках страховыми трудовых отношений взносами Ставка страховых взносов Формула расчёта 2, 9% Фонд обязательного социального страхования (ФОСС) 22, 0% Пенсионный фонд (ПФР) 5, 1% Фонд обязательного медицинского страхования (ФОМС) 30, 0% Всего Tсрах. взносы = Фонд оплаты труда * Ставкасрах. взносы Зачисляется в Внебюджетные фонды – 100% бюджет 121
3. Построение экономической модели Налог на доходы физических лиц (НДФЛ) Элемент Характеристика Объект обложения Доход, полученный физическими лицами, страховыми взносами являющимися налоговыми резидентами РФ от источников в РФ или за пределами РФ Ставка НДФЛ 13, 0% Формула расчёта TНДФЛ = Все доходы налогоплательщика * Ставка. НДФЛ Зачисляется в бюджет Федеральный бюджет Региональный бюджет 122
3. Построение экономической модели Налог на имущество организаций Элемент Объект обложения страховыми взносами Характеристика Движимое и недвижимое имущество, учитываемое на балансе в качестве объектов основных средств Ставка налога 2, 2% Формула расчёта Tимущ. = Остаточная стоимость имущества * Ставкаимущ. Остаточная стоимость = Первоначальная стоимость - Амортизация Зачисляется в бюджет 123 Федеральный бюджет – 50% Региональный бюджет – 50%
3. Построение экономической модели Налог на прибыль Характеристика Элемент Объект обложения Прибыль, полученная налогоплательщиком. страховыми взносами Прибыль - это полученные доходы, уменьшенные на величину произведенных расходов. Ставка налога 20, 0% Формула расчёта Tпр. = Прибыль * Ставкапр. Зачисляется в бюджет Федеральный бюджет - 10% Региональный бюджет - 90% 124
3. Построение экономической модели Налог на добавленную стоимость Элемент Характеристика Объект обложения Операции по реализации товаров (работ, услуг) на страховыми взносами территории РФ Ставка налога Формула расчёта Для начисления налога - 18, 0% Для исчисления налога - 15, 25%=18/118*100% TНДС = Цена реализации товара (работ, услуг) * Ставка. НДС Зачисляется в бюджет Федеральный бюджет - 100% 125
Mineral extraction tax (MET) - oil The rate of MET on crude oil is established as the base rate per tonne of extracted oil, multiplied by a coefficient reflecting movements in world oil prices (Cp) and reduced by indicator Em reflecting oil extraction factors: MET = Base Rate × Cp – Em Base rate – RUB 766 for 2015, RUB 857 for 2016, RUB 919 from 2017 Em = Cmet × Cp × (1 – Cd × Cr × Cde × Crd × Ccan) 126
Mineral extraction tax (MET) - oil Cmet = RUB 530 Cp Cp = (P — 15) × R/261 P – average price level of Urals oil for the tax period in US dollars per barrel R – average value for the month of the exchange rate of the US dollar to the Russian ruble as established by the Russian Central Bank Cd Cd = 0. 3, if the level of depletion of reserves of a particular subsurface site exceeds 1 Cd = 3. 8 — (3. 5 × N/V), if the level of depletion is greater than or equal to 0. 8 and less than or equal to 1 N — amount of cumulative oil extraction according to the State’s balance sheet of reserves of commercial minerals for the calendar year preceding the accounting year in which the coefficient Cd is applied V — initially extractable oil reserves Cd = 1, if the rate of depletion is less than 0. 8 127 Cd = 1, if Cde is less than 1
Mineral extraction tax (MET) - oil Cr = 0. 125 × Vr + 0. 375, if the initially extractable oil reserves of a particular subsurface site are less than 5 million tonnes and the level of depletion of reserves of a particular subsurface site is not more than 5% Vr — initially extractable oil reserves Cr = 1, in any other case Cde = 0. 2, initially in the case of extraction of oil from a specific hydrocarbon reservoir with an approved permeability of not more than 2 × 10– 15 m² and a net pay for that reservoir of not more than 10 meters Cde = 0. 4, initially in the case of extraction of oil from a specific hydrocarbon reservoir with an approved permeability of not more than 2 x 10– 15 m² and a net pay for that reservoir of more than 10 meters Cde = 0. 8, initially in the case of extraction of oil from a specific hydrocarbon reservoir within productive formations of the Tyumen suite 128 Cde = 1 in any other case
Mineral extraction tax (MET) - oil Crd = 0. 3 if Cde for a specific hydrocarbon reservoir is less than 1 and the level of depletion of reserves of that hydrocarbon reservoir is greater than 1 Crd = 3. 8 — (3. 5 × Nrd/Vrd) if Cde for a hydrocarbon reservoir is less than 1 and the level of depletion of reserves of that hydrocarbon reservoir is greater than or equal to 0. 8 and less than or equal to 1 Nrd — amount of cumulative oil extraction according to the State’s balance sheet of reserves of commercial minerals for the calendar year preceding the accounting year in which Crd is applied Vrd — initially extractable oil reserves Crd = Cd if the following conditions are simultaneously met: – the hydrocarbon reservoir for which the value of Crd is being determined is situated within a subsurface site which contains another hydrocarbon reservoir for which the value of Cde is less than 1 – the value of Cde for the hydrocarbon reservoir for which Crd is being determined is equal to 1 Crd = 1 if Cde is less than 1 and the level of depletion of reserves is less than 0. 8 Crd = 1 if the subsurface site does not contain hydrocarbon reservoir 129 for which Cde is less than 1
Mineral extraction tax (MET) - oil Ccan = 0, for high-viscous oil which is extracted from subsurface sites containing oil of a viscosity exceeding 200 m. Pa × s but less than 10, 000 m. Pa × s Ccan = 0, for oil extracted from oil deposits located in certain designated areas, until at least one of the following conditions is met: — The accumulated extraction level of oil exceeds The threshold prescribed for each designated area — The period from The date The license was registered exceeds The maximum number of years prescribed for each designated area — The reserve’s depletion of the deposits exceeds 5% on prescribed dates — Occurrence of prescribed deadlines for certain deposits When Ccan is equal to 0, the overall MET formula for 2015 effectively results in the following calculation: MET = 236 × Cp Ccan = 1 in any other case 130
Mineral extraction tax (MET) - gas For natural gas and gas condensate, MET is payable as follows: MET on gas = BR × Usf × Cdf + Tg MET on gas condensate = BR × Usf × Cdf × Ccm BR = base rate: RUB 42 per tonne for gas condensate; RUB 35 per 1, 000 cubic meters for gas. 131
Mineral extraction tax (MET) - gas Usf = a base value of a unit of standard fuel, calculated taking into account the following: • the price of gas supplied to the domestic market and beyond the boundaries of the territories of member states of the Commonwealth of Independent States; • a coefficient reflecting the proportion of extracted gas to the total amount of extracted gas and gas condensate; • the price of gas condensate (linked to the price of Urals oil)
Mineral extraction tax (MET) - gas Cdf = a coefficient reflecting the degree of difficulty of the extraction of gas or gas condensate, equal to the lowest of the values of the following coefficients in the range of 0 to 1: • Cdg – a coefficient reflecting the level of depletion of gas reserves of a particular subsurface site containing a hydrocarbon reservoir • C 1 – a coefficient reflecting the geographical location of a subsurface site containing a hydrocarbon reservoir • Cdo – a coefficient reflecting the depth of occurrence of a hydrocarbon reservoir • Cas – a coefficient reflecting whether or not a subsurface site containing a hydrocarbon reservoir serves a regional gas supply system • Crdf – a coefficient reflecting specific factors relevant to the development of particular reservoirs of a subsurface deposit
Mineral extraction tax (MET) - gas Tg = an adjustment linked to transportation costs of gas, which for non-Gazprom-affiliated companies is a negative figure, calculated taking into account: • the difference between the actual average tariff for the transportation of natural gas and the estimated average rate of gas in the relevant year • the average transportation distance for natural gas on pipelines in the year preceding the year of the tax period by non-Gazprom-affiliated companies • a coefficient characterizing the ratio of the extracted gas by Gazprom and its affiliated companies to the amount of gas extracted by other taxpayers in the year preceding the year of the tax period
Mineral extraction tax (MET) - gas Ccm = an adjustment coefficient which is equal to 4. 4 for 2015 The coefficients involved in the calculation of Usf, Cdf and Tg also involve separate calculations. MET is not payable on: • natural gas reinjected to maintain reservoir pressure (to facilitate the extraction of gas condensate). • associated gas (i. e. , gas extracted via an oil well).
Mineral extraction tax (MET) - Special rates Zero rates of MET are available for the following: • to superviscous oil with a viscosity under formation conditions of 10, 000 m. Pa × s and higher; • for a period of 15 years to oil extracted from a specific hydrocarbon reservoir witin the Bazhenov, Abalak, Khadum and Domanik productive formations, subject to conditions.
Mineral extraction tax (MET) - Special rates Zero MET could apply if the cumulative extraction level will not more than 10 -35 million tonnes, but not more then the start date to determine the 15 -year period: • Wholly or partially within the borders of the Republic of Sakha (Yakutia), Irkutsk Region and Krasnoyarsk Territory; • North of the Arctic Circle, wholly or partially within internal sea waters and territorial waters and on the continental shelf of Russia; • Wholly or partially in the Sea of Azov and the Caspian Sea; • Wholly or partially in the Nenets Autonomous District and on the Yamal Peninsula in the Yamalo-Nenets Autonomous District; • Wholly or partially in the Black Sea; • Wholly or partially in the Sea of Okhotsk; • North of 65 degrees north latitude within the Yamalo-Nenets Autonomous District (except for the Yamal Peninsula within the Yamalo-Nenets Autonomous District).
Export duty - oil Export duty for crude oil and condensate is determined by the Russian Government based on the price of Urals blend on the Mediterranean and Rotterdam markets. The rate (in US dollars per tonne) is changed every month. Actual price per barrel ($) Up to $15 Between $15 and $20 Between $20 and $25 More than $25 General duty rate per barrel ($) 0% 35% × (actual price — $15) $1. 75 + 45% × (actual price — $20) $4 + 42%× (actual price — $25)
Export duty - gas The export duty for exported natural gas is 30%. The export duty for exported liquefied natural gas (LNG) is 0%. The export duty for stable gas condensate with specific physical and chemical characteristics obtained as a result of the processing of non-stable gas condensate extracted from the Yuzho-Tambeiskoye deposit is 0%.
Export duty - petroleum products The export duty for main petroleum products is set as the percentage of the export duty for crude oil: Oil product Light petroleum products Motor oil Gasoline Naphta Fuel oil, bitumen and other dark petroleum products 2015 48% 78% 85% 216 40% 61% 71% 2017 30% 30% 55% 76% 82% 100%
Export duty - Special rates Special reduced export duty rates for crude oil are available for the following: a). Crude oil with a viscosity under formation conditions of not less than 10, 000 m. Pa × s. Export duty for such crude oil should not exceed 10% of the general rate of export duty for crude oil. The reduced rate can be applied for a period of 10 years but not after 1 January 2023. Export duty = 10% × ($4 + 57% × (Actual price — $25))
Export duty - Special rates Special reduced export duty rates for crude oil are available for the following: b). Crude oil with particular physical and chemical characteristics which is extracted from deposits located at subsurface sites lying wholly or partially: • In the Republic of Yakutia (Sakha), the Irkutsk Region and Krasnoyarsk Territory, the Nenets Autonomous District and north of 65 degrees north latitude wholly or partially within the boundaries of the Yamalo-Nenets Autonomous District; • Within the Russian area (the Russian sector) of the bed of the Caspian Sea; • Within the boundaries of the seabed of Russian internal sea waters; • Within the boundaries of the bed of the Russian territorial sea; • Within the boundaries of the Russian continental shelf. c). Crude oil which is extracted from deposits where at least 80% of the initial recoverable oil reserves of the deposit is within the Tyumen suite. Export duty = 42% × (Actual price – $25) — 7. 7 – Actual price × 0. 14
Export duty - Special rates Companies should obtain pre-approval in order to apply the reduced export duty rate for each individual field. The decision on the application of a special export duty formula is to be made on the basis of the correctness of data in the submitted documents: • the level of depletion of reserves (which should not exceed 5%) • and the internal rate of return (which should not exceed 16. 3%). Companies applying the reduced export duty rate are subject to government monitoring of a project’s economics. Once a hurdle rate of return is reached by a project subject to the reduced export duty rate, a company should apply the general rate for crude oil. These requirements apply to crude oil with particular physical and chemical characteristics and crude oil of the Tyumen suite.
144
3. Построение экономической модели № Этапы экономической оценки Рассчитываемые параметры 1 Определение объекта экономической оценки Фонд недр Участки недр Месторождение Залежь 2 Построение модели разработки месторождения Прогноз добычи, Прогноз количества скважин, Прогноз обустройства месторождения, Прогноз формирования транспортной инфраструктуры 3 Построение экономической модели Капитальные вложения, Эксплуатационные затраты, Налоги 4 Построение финансовой модели Валовая прибыль, Налог на прибыль, Чистая прибыль 5 Анализ рисков Анализ чувствительности Метод Монте-Карло Дерево решений 6 Проведение сводного анализа полученных результатов Net Present Value Internal Rate of Return Payback Period Profitability Index
4. Построение финансовой модели Выручка о реализации V = Qij*Pij Q – объём реализуемой продукции; Р – цена реализуемой продукции; i – вид сырья (нефть, газ, продукты переработки); j – поставки на внутренний или внешний рынок.
4. Построение финансовой модели Выручка о реализации ВЫРУЧКА 1. Метод расчёта цен 1. 1. Постоянные цены 1. 2. Цены с учётом инфляции 2. Объём и вид реализуемой продукции 3. Уровень цен Нефть 3. 1. В зависимости от качества продукции Природный газ 3. 2. В зависимости от условий поставки (Net Back, CIF, FOB и др. ) Продукты переработки
4. Построение финансовой модели 1. Метод расчёта выручки 1. 1. В постоянных ценах 1. 2. В ценах с учётом инфляции V = Qij*Pij где I(t) – индекс цен, i – среднегодовой уровень инфляции, %, t – годы выполнения геологоразведочных работ, годы.
4. Построение финансовой модели Индекс - дефлятор ВВП 200. 0 172. 5 180. 0 160. 0 145. 8 137. 6 120. 0 100. 0 80. 0 115. 1 118. 6 115. 6 116. 5 120. 3 113. 8 119. 3 115. 2 113. 8 118. 0 115. 9 114. 2 102. 0 105. 0 107. 4 107. 2 60. 0 40. 0 20. 0 149 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
4. Построение финансовой модели 3000 Динамика индекса потребительских цен 2608. 8 2500 2000 1500 939. 9 2013 2012 2014 111. 4 106. 6 2011 2010 108. 8 2009 2007 2008 113. 3 109. 0 2005 2004 2003 111. 7 2006 115. 1 126. 0 121. 0 120. 2 118. 6 115. 1 116. 0 112. 0 111. 7 110. 9 111. 0 111. 9 113. 3 109. 0 111. 4 108. 8 106. 1 106. 6 106. 5 106. 0 101. 0 2014 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 150 2001 96. 0 2001 2000 1999 120. 2 2002 184. 4 121. 8 1995 1994 1993 1992 260. 4 1991 0 315. 1 1997 500 1996 1000
4. Построение финансовой модели 2. Объём и вид реализуемой продукции
4. Построение финансовой модели 2. Уровень цен 2. 1. В зависимости от качества Качество нефти выражается в сорте нефти и определяется содержанием серы и плотностью. Маркерные сорта российской нефти: • Urals – это сорт российской экспортной нефтяной смеси, формируемой в системе трубопроводов «Транснефти» путем смешения тяжелой высокосернистой нефти Урало-Поволжья и малосернистой нефти Западной Сибири; • Siberian Light - это сорт российской малосернистой нефти Западной Сибири, поставляемой на экспорт через порт Туапсе; • Sokol - это сорт российской малосернистой нефти, добываемой на Сахалине; • ESPO - это сорт российской экспортной нефтяной смеси, формируемой в системе трубопроводов «Транснефти» путем смешения тяжелой высокосернистой нефти Урало-Поволжья и малосернистой нефти Западной Сибири.
4. Построение финансовой модели 2. Уровень цен 2. 1. В зависимости от качества Маркерные сорта нефти (эталонные сорта) — это сорта нефти, которые широко используются при установке цен при покупке и продаже различных видов сырой нефти. В мире существует три основных маркерных сорта: Brent — добываемый в Северном море для рынков Европы и Азии. Цены примерно на 70% экспортируемых сортов нефти задаются на базе котировок Brent. WTI (West Texas Intermediate), известная также как (Texas) Light Sweet — для западного полушария (США). В XX веке долгое время был единственным маркерным сортом. Dubai Crude – добывается в эмирате Дубаи и используется как эталон цены на нефть, экспортируемой для Ближнего Востока и Азиатско. Тихоокеанского региона.
4. Построение финансовой модели
4. Построение финансовой модели 2. Уровень цен 2. 2. В зависимости от направления поставки В проект геолого-экономической оценки в зависимости от способа и условий поставок, цена реализации нефти может быть заложена: • Цена внутреннего рынка (рассчитываются методом Netback); • Цена на границе (FOB); • Цена в точке реализации (CIF). Метод Netback – это цена внутреннего рынка, рассчитанная как экспортная цена за вычетом экспортной пошлины и стоимости транспортировки. Цена FOB (free of board) – цена, при которой продавец несет расходы по транспортировке и страхованию товара до момента доставки его на борт судна. Цена CIF (cost, insurance, freight) - цена, которая включает в себя стоимость товара, транспортные расходы (фрахт), а также стоимость страховки при перевозке.
4. Построение финансовой модели 2. Уровень цен 2. 2. В зависимости от направления поставки
4. Построение финансовой модели Дисконтирование — приведение стоимости будущих платежей к значению на текущий момент. Отражает тот экономический факт, что сумма денег имеющаяся в данный момент, имеет большую стоимость, чем она же в будущем. 157
4. Построение финансовой модели Процесс дисконтирования денежных потоков нагляднее продемонстрировать на обратной задаче – задаче начисления процентов в банке. Введем обозначения: PV — present value - современная стоимость, FV — future value - будущая стоимость. 158
4. Построение финансовой модели • 159
4. Построение финансовой модели • 160
4. Построение финансовой модели Чистая прибыль 161
4. Построение финансовой модели Дисконтированный поток денежной наличности 162
4. Построение финансовой модели Внутренняя норма возврата капитальных вложений 163
4. Построение финансовой модели Индекс доходности 164
4. Построение финансовой модели Период окупаемости 165
5. Анализ рисков № Этапы экономической оценки Рассчитываемые параметры 1 Определение объекта экономической оценки Фонд недр Участки недр Месторождение Залежь 2 Построение модели разработки месторождения Прогноз добычи, Прогноз количества скважин, Прогноз обустройства месторождения, Прогноз формирования транспортной инфраструктуры 3 Построение экономической модели Капитальные вложения, Эксплуатационные затраты, Налоги 4 Построение финансовой модели Валовая прибыль, Налог на прибыль, Чистая прибыль 5 Анализ рисков Анализ чувствительности Метод Монте-Карло Дерево решений 6 Проведение сводного анализа полученных результатов Net Present Value Internal Rate of Return Payback Period Profitability Index
5. Анализ рисков Виды рисков
5. Анализ рисков Методы анализа рисков инвестиционных проектов: • анализ чувствительности критериев эффективности (NPV, IRR и др. ); • метод сценариев; • метод корректировки нормы дисконта; • деревья решений; • метод Монте-Карло (имитационное моделирование) и др. ; • метод реальных опционов.
5. Анализ рисков Анализ чувствительности позволяет определить численное отклонение результирующих показателей (NPV, IRR и др. ) при изменении значений исходных переменных на фиксированную величину (например, на 10 %): • Капитальные вложения; • Эксплуатационные затраты; • Цена реализации продукции; • Уровень налогообложения; • Другие. Результаты анализа чувствительности табличной или графической формах. приводятся в
5. Анализ рисков Анализ чувствительности Анализ изменения основных финансовых показателей под влиянием возмущающих факторов при освоении Алтыбского участка NPV, IRR / Изменение параметров Капитальные вложения, млн долл. NPV, млн долл. IRR, % Срок окупаемости с начала ГРР, лет Дисконтированный срок окупаемости с начала ГРР, лет Индекс рентабельности Эксплуатационные издержки, млн долл. NPV, млн долл. IRR, % Срок окупаемости с начала проекта, лет Дисконтированный срок окупаемости с начала проекта, лет Индекс рентабельности Цена реализации нефти NPV, млн долл. IRR, % Срок окупаемости с начала проекта, лет Дисконтированный срок окупаемости с начала проекта, лет Индекс рентабельности Ставка дисконтирования, % NPV, млн долл. IRR, % Срок окупаемости с начала проекта, лет Дисконтированный срок окупаемости с начала проекта, лет -50% -40% -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 50% Капитальные вложения 33548 40258 46967 53677 60387 67096 73806 80516 87225 93935 100644 14687 12597 10464 8349 6313 4332 2403 512 -1319 -3121 -4874 39% 33% 28% 24% 20% 17% 15% 13% 11% 9% 8% 11 11 12 12 13 13 14 14 14 16 17 11 12 13 13 14 15 19 24 31 31 31 2, 3 1, 9 1, 7 1, 5 1, 3 1, 2 1, 1 1, 0 0, 9 Эксплуатационные издержки 101682 122019 142355 162691 183028 203364 223701 244037 264373 284710 305046 14755 12617 10479 8341 6203 4332 3032 2391 1812 1234 655 25% 23% 22% 21% 19% 17% 16% 15% 14% 13% 13 13 13 14 14 14 1, 6 1, 5 1, 4 Цена реализации нефти 5864 7036 8209 9382 -7268 -5112 -2941 -778 4% 6% 9% 11% 21 19 17 14 31 31 15 15 17 18 19 21 22 1, 3 1, 2 1, 1 1, 0 10555 1404 14% 14 11727 4332 17% 13 12900 7884 21% 13 14073 11703 24% 12 15245 15522 27% 12 16418 19341 30% 12 17591 23160 32% 12 20 15 14 13 13 13 12 1, 7 1, 8 2, 0 15, 6 864, 8 17% 13 16, 8 140, 7 17% 13 18, 0 -433, 6 17% 13 20 24 31 0, 7 0, 8 0, 9 1, 0 1, 1 1, 2 1, 3 1, 5 Ставка дисконтирования 6, 0 7, 2 8, 4 9, 6 10, 8 12, 0 13, 2 14, 4 18825, 0 14516, 4 11072, 1 8314, 3 6104, 0 4331, 8 2911, 2 1773, 8 17% 17% 13 13 14 14 14 15 17 18
5. Анализ рисков Анализ чувствительности Изменение NPV под влиянием возмущающих факторов 25000 23160 20000 19341 18825. 0 млн долл. 15000 14687 14755 12597 14516. 4 12617 10000 15522 10464 11072. 1 8341 10479 8314. 3 8349 11703 6313 6104. 0 5000 7884 6203 4332 4331. 8 1404 2911. 2 2403 3032 -778 0 1773. 8 512 2391 -2941 -5000 864. 8 -1319 1812 140. 7 -3121 1234 -5112 -433. 6 655 -4874 -7268 -10000 -50% -40% -30% -20% -10% Капитальные вложения 0% 10% 20% 30% 40% Эксплуатационные издержки 50%
5. Анализ рисков Анализ чувствительности Главным недостатком данного метода является предпосылка о том, что изменение одного фактора рассматривается изолированно (однофакторное моделирование), тогда как на практике все экономические факторы взаимосвязаны.
5. Анализ рисков Метод сценариев позволяет рассчитать значение эффективности проекта в зависимости от одновременного изменения нескольких параметров проекта. Представляет собой развитие метода анализа чувствительности. В качестве вариантов минимум три сценария: рассматривается • Пессимистический, • Оптимистический, • Реалистический (наиболее вероятный). как
5. Анализ рисков Метод Монте-Карло АЛГОРИТМ МЕТОДА МОНТЕ-КАРЛО ВКЛЮЧАЕТ СЛЕДУЮЩИЕ ЭТАПЫ: 1. Расчёт базового значения NPV 0. 2. 3. 4. 5. 6. Выбор ключевых параметров, которые генерируют риск в проекте и входят в расчёт NPV 0, например: • Капитальные вложения; • Эксплуатационные затраты; • Цена реализации продукции; • Налоги и др. Задание законов распределения вероятностей для ключевых параметров модели, например: • Нормальное распределение; • Треугольное распределение; • Равномерное распределение и др. Генерация набора значений ключевых параметров модели случайным образом. Расчет набора NPVi с учётом новых, случайно сгенерированных параметров (i < 1000). Определение наиболее вероятного значения NPV*. Февраль 2018 г. 174
5. Анализ рисков Метод Монте-Карло Закон распределения вероятностей ключевых параметров может быть любым. Нормальное распределение встречается наиболее часто, поэтому можно предположить, что все ключевые переменные имеют нормальное распределение вероятностей. Ключевой параметр Вид распределения вероятностей Капитальные вложения Эксплуатационные затраты Цена реализации продукции Налоги Февраль 2018 г. 175
5. Анализ рисков Метод Монте-Карло Для получения корректного результата необходимо провести более 1000 расчётом NPV. Результаты моделирования чаще всего представляются графически. Красным выделено базовое значение NPV 0. Наиболее вероятное значение NPV составляет 276, 9 тыс. долл. Вероятность получения NPV, равного нулю составляет 3%. Февраль 2018 г. 176
5. Анализ рисков Метод корректировки нормы дисконта предполагает приведение будущих денежных потоков к настоящему времени по ставке дисконтирования с учётом премии за риск. r = rf+rrisk r – ставка дисконтирования; rf - безрисковая часть ставки дисконтирования; r risk – премия за риск в ставке дисконтирования.
5. Анализ рисков Метод корректировки нормы дисконта r = rf+rrisk • • Ставка дисконтирования Модель оценки финансовых активов (CAPM); Метод оценки средневзвешенной стоимости капитала (WACC). Безрисковая часть ставки дисконтирования • Доходность «безрисковых» вложений (государственных ценных бумаг); • Банковский процент. Премия за риск в ставке дисконтирования • Кумулятивный метод. Февраль 2018 г. 178
5. Анализ рисков Метод корректировки нормы дисконта Кумулятивный метод позволяет оценить уровень премии за риск в ставке дисконтирования на основе суммирования оценок риска от выбранных факторов, например: Размер компании Финансовая структура Диверсификация поставок Рентабельность продаж Качество управления Прочие риски Надбавка за риск в ставке дисконтирования (rrisk) 0, 6% 0, 8% 0, 9% 0, 4% 0, 3% 0, 2% 3, 2% Февраль 2018 г. 179
5. Анализ рисков Метод корректировки нормы дисконта Модель оценки финансовых активов (CAPM, Capital Asset Pricing Model) – модель используется для определения уровня премии за риск. rf – доходность безрисковых активов, rm – средняя доходность всех обращающихся на рынке ценных бумаг (среднерыночная норма прибыли или доходность по биржевому индексу), β – отражает рискованность вложения по отношению к рынку, показывает чувствительность изменения доходности акции к изменению доходности рынка в Февраль 2018 г. 180 целом.
5. Анализ рисков Метод корректировки нормы дисконта Модель средневзвешенной стоимости капитала (WACC, Weighted Average Cost of Capital) – вычисление средневзвешенной стоимости капитала, который использует фирма в процессе своей деятельности. Февраль 2018 г. 181
5. Анализ рисков Метод дерево решений Дерево решений – это графическое изображение последовательности решений с указанием вероятностей и выигрышей/проигрышей для каждого этапа реализации проекта. Февраль 2018 г. 182
5. Анализ рисков Метод дерево решений Последовательность построения дерева решений: 1. Выделение этапов реализации проекта, например: • НИР (научно-исследовательские работы; • ОКР (опытно-конструкторские работы); • Внедрение 2. Присвоение вероятности успеха или реализации каждого этапа реализации например: • НИР: успех - 70%, неудача – 30%; • ОКР: успех - 80%, неудача – 20%; • Внедрение: успех - 90%, неудача – 10%. неудачи проекта, 3. Расчёт денежного выражения успеха или неудачи. Февраль 2018 г. 183
5. Анализ рисков Метод дерево решений Расчёт денежного выражения успеха или неудачи. № 1 2 3 4 5 ПОКАЗАТЕЛЬ Чистый дисконтированный доход (опциональный метод) при: - неуспешном НИР и завершении проекта. - успешном НИР, неуспешно ОКР и завершении проекта. - успешном НИР, успешно ОКР и неуспешном внедрении. - успешном НИР, успешно ОКР и успешном внедрении. Рнир – вероятность успеха этапа НИР (1 -Рнир) – вероятность неудачи этапа НИР Рокр – вероятность успеха этапа ОКР (1 -Рокр) - вероятность неудачи этапа ОКР Pв – вероятность успеха этапа Внедрения (1 -Pв) – вероятность неудачи этапа Внедрения ФОРМУЛА РАСЧЕТА ОЧДД = Сумма строк 2 -5 (1 -Рнир) * NPVнир Рнир * (1 -Рокр) * (NPVнир + NPVокр) Рнир * Рокр * (1 -Pв) * * (NPVнир + NPVокр + NPVв) Рнир * Рокр * Pв * * (NPVнир + NPVокр + NPVв) Февраль 2018 г. 184
5. Анализ рисков Метод дерево решений Успех ОКР Успех НИР 75 % Стадия ОКР 75 % Стадия внедрения Успех внедрения 11150 млн. руб. 42 % 25 % Неудача внедрения - 7583 млн. руб. 14 % 25 % Неудача ОКР -683 млн. руб. 19 % Стадия НИР 25% Неудача НИР - 108 млн. руб. 25 % – начало проекта – точка принятия решения – окончание проекта – точка получения результата Февраль 2018 г. 185
Скачать презентацию Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования Новосибирский
Geologo-Ekonomicheskaya_Otsenka_RUS.pptx