Порядок расчета экономического эффекта от внедрения инноваций в нефтегазовые разработки

ПОРЯДОК РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ВНЕДРЕНИЯ ИННОВАЦИЙ В НЕФТЕГАЗОВЫЕ РАЗРАБОТКИ

Т. А. ЯРКИНА

Для повышения производительности и возобновления работы скважин газовых и газоконденсатных месторождений скважин внедряют инновационные разработки, осуществляется их экономическая оценка на стадии планирования мероприятий. Результаты их внедрения приведены в статье.

Ключевые слова: газовые месторождения, эксплуатация месторождений, эффективность, инновационные разработки, экономические критерии.

Многие месторождения, разрабатываемые ОАО «Газпром», близки к заключительной фазе разработки. Запасы углеводородного сырья в них в значительной мере выработаны. Разработка сопровождается снижением объемов добычи углеводородов и ухудшением экономических показателей.

Эксплуатация большинства разрабатываемых месторождений связана с осложнениями работы скважин. Эксплуатационные скважины имеют низкие устьевые давления и дебиты, работа многих из них осложняется скоплением жидкости на забое, разрушением пласта, образованием песчано-глинистых пробок на забое и в стволе, коррозионными процессами и т. д. Тем не менее, остаточные запасы газа являются все еще значительными.

В современных условиях инновационные технологии стали насущной необходимостью для нефте- и газодобычи в осложненных условиях. Проблема внедрения подобных технологий на российских месторождениях в настоящее время весьма актуальна, ведь из 160 тыс. действующих скважин 70 % - с осложненными условиями эксплуатации. Сегодня практически не осталось месторождений, которые можно назвать легкими, хорошими, удобными для эксплуатации. Многие уже практически выработали свой ресурс. В то же время, месторождения, привлекательные с точки зрения геологии, вязкости и других факторов, как правило, находятся в регионах с неразвитой инфраструктурой и тяжелейшими климатическими условиями. Это общемировая тенденция, если не брать в расчет США, которые имеют возможность закупать нефть за рубежом и консервировать многие из своих месторождений с хорошими показателями, приберегая на будущее.

В связи с этим для повышения производительности скважин, поддержания объемов добычи ОАО «Газпром» внедряет инновационные разработки (ИР). При этом используются различные технические средства (технологии). Инновационные разработки (особенно в рыночных условиях производства) должны сопровождаться экономическими оценками и на стадии планирования мероприятий, и по результатам их внедрения [5].

Оценка экономической эффективности, выполненная перед внедрением ИР, называется ожидаемой экономической эффективностью, выполненная после внедрения ИР - фактической экономической эффективностью.

Для определения экономической эффективности инновационных разработок за основу можно принять алгоритм и сведения следующих документов:

- методических рекомендаций по оценке экономической эффективности инвестиционных проектов [3];

- внутрикорпоративных правил оценки эффективности НИОКР для системы «Газпром» [1];

- Налогового кодекса Российской Федерации (часть вторая) от 05.08.2000 № 117-ФЗ (с изм. и доп.) [4];

- классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы [2].

В качестве основных экономических критериев для определения эффективности следует принять:

- чистый доход (ЧД);

- чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- внутренняя норма доходности;

- срок окупаемости.

Расчет показателей экономической эффективности инновационной разработки необходимо выполнять в стоимостных показателях, сформировавшихся по ценам на товарную продукцию и элементам эксплуатационных затрат по состоянию на дату расчета.

Этапы расчета основных показателей для оценки экономической эффективности следующие:

- определяется выручка от реализации товарной продукции;

- рассчитываются амортизационные отчисления;

- рассчитываются эксплуатационные затраты на добычу продукции;

- рассчитывается налог на имущество;

- определяется прибыль до налогообложения;

- рассчитывается налог на прибыль;

- рассчитывается показатель чистой прибыли;

- рассчитывается чистый доход;

- рассчитывается коэффициент дисконтирования;

- рассчитывается дисконтированный чистый доход;

- рассчитывается внутренняя норма доходности;

- определяется срок окупаемости;

- определяется индекс доходности.

Выручка для расчета коммерческой эффективности проекта определяется по ценам, рассчитанным методом net back. Для внутреннего рынка цены берутся без учета налога на добавленную стоимость и средней стоимости транспортировки газа по системе магистральных газопроводов до конечного потребителя. Для внешнего рынка -без учета таможенных пошлин, платы за таможенное оформление и транспортного тарифа.

Эксплуатационные затраты на добычу газа делятся на прямые и косвенные. По прямым затратам расчеты следует вести в пересчете на одну добывающую скважину на месторождении. Косвенные расходы, включающие в себя общепроизводственные, следует считать в процентах к прямым [3].

Прямые эксплуатационные затраты на добычу газа определяются по следующим основным элементам [3]:

- материальные затраты;

- заработная плата и выплаты социального характера;

- отчисления на социальные нужды;

- амортизационные отчисления;

- затраты на капитальный ремонт;

- налог на добычу полезных ископаемых;

- арендная плата за землю;

- затраты на охрану окружающей среды;

- затраты на утилизацию попутно добываемой воды;

- прочие расходы.

Косвенные эксплуатационные затраты на добычу газа определяются по затратам на транспортировку газа и затратам на переработку углеводородов.

В статье «прочие затраты» эксплуатационных затрат учитываются расходы, которые не были учтены и их подсчет затруднителен, а также косвенные затраты.

Как показывает практика, расходы по статье «прочие затраты» определяются в размере 2-25 % (в том числе общепроизводственные затраты) от суммы следующих статей затрат: затрат на заработную плату, выплат социального характера, материальных затрат, затрат на утилизацию попутно добываемой воды, затрат на охрану окружающей среды, налогов на добычу полезных ископаемых -газа и конденсата, амортизационных отчислений, текущего ремонта основных производственных фондов, капитального ремонта скважин.

В статье «прочие расходы» в расчетах не участвуют налог на имущество, операционные и внереализационные расходы.

Выполнив все расчеты, необходимо рассмотреть критерии экономической оценки: чистый дисконтированный доход, внутреннюю норму доходности, срок окупаемости.

Если чистый дисконтированный доход (ЧДД) инвестиционного проекта положителен, проект является эффективным и может рассматриваться вопрос о его принятии. При сравнении альтернативных проектов предпочтение должно отдаваться проекту с большим значением ЧДД (при выполнении условия его положительности).

Внутренняя норма доходности (Евн) представляет собой ту норму дисконта, при которой сумма дисконтированных чистой прибыли и амортизационных отчислений равна сумме дисконтированных капитальных вложений.

В случае, когда показатель Евн равен или больше нормы дисконта, инвестиции в данный проект оправданы, и может рассматриваться вопрос о принятии его к реализации. Проекты, у которых Евн меньше нормы дисконта, имеют отрицательный ЧДД и потому неэффективны. Если сравнение альтернативных инвестиционных проектов по ЧДД и Евн приводит к противоположным результатам, предпочтение следует отдавать ЧДД, так как Евн в этом случае, в основном, сводится к оценке пределов, в которых может находиться норма дисконта.

Срок окупаемости - это минимальный временной интервал от начала осуществления проекта, за пределами которого первоначальные вложения покрываются суммарными результатами его осуществления.

Индекс доходности (эффективности при проведении и внедрении НИОКР) представляет отношение суммы дисконтированных чистой прибыли и амортизационных отчислений к дисконтированным капитальным вложениям.

Если индекс доходности (1д) больше единицы, проект эффективен, если меньше - неэффективен.

Прежде чем выполнять расчет эффективности внедрения инновационной разработки на месторождениях ОАО «Газпром» их следует условно разделить на две группы с учетом критериев величины извлекаемых запасов и стадии разработки:

1 группа - уникальные, крупные, средние месторождения;

2 группа - мелкие, очень мелкие месторождения и месторождения с падающей добычей.

Оценку эффективности внедрения ИР по первой группе месторождений следует проводить с использованием вышеназванных источников по дополнительно добытому газу из отремонтированных скважин или от внедрения ИР с учетом вложенных затрат на их проведение. При определении эффективности ИР по второй группе месторождений необходимо оценивать эффективность работы скважины с учетом вложенных затрат в отношении всего месторождения, т. е. отношение суммы всех затрат на всю добытую продукцию.

Это связано с тем, что на месторождениях с небольшими запасами углеводородов и на месторождениях, находящихся на заключительной стадии разработки, при любых ремонтах скважин или внедренных ИР вложенные затраты выше, чем объем получаемой продукции после их проведения. Следовательно, ремонт экономически не выгоден. Если же данный вопрос рассматривать в разрезе всего месторождения и себестоимости его продукции, а в некоторых случаях и всего подразделения, т. е. группы месторождений -вложенные затраты будут оправданы.

При расчете ожидаемой экономической эффективности ИР период, на который проводится расчет, не должен быть меньше периода технологической эффективности. Расчеты выполняются в стои-

мостных показателях, сформировавшихся на дату проведения расчета. По результатам расчетов определяется период, в течение которого ИР является экономически эффективной. То есть, при оценке такого вида эффективности обязательно определение срока, когда ИР является эффективным.

В заключение необходимо отметить, что в силу изменения экономических условий, оценка ожидаемой экономической эффективности должна пересматриваться периодически с целью учета изменений исходных данных, уточнения величин показателей и корректировки сроков, когда экономический эффект является положительным.

Литература

1. Внутрикорпоративные правила оценки эффективности НИОКР: утв. Приказом ОАО «Газпром» № 70 от 16 авг. 2004 г. иКЬ: http://www.nordoc.ru.

2. Классификация основных средств, включаемых в амортизационные группы: методические рекомендации: утв. приказом Председателя Правления ОАО «Газпром» № 301 от 19 нояб. 2008 г. иЯЬ: http://www.nordoc.ru.

3. Методические рекомендации по оценке экономической эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция): утв. Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике № ВК 477 от 21.06.1999. М., 1999.

4. Налоговый кодекс Российской Федерации (часть вторая) от 05.08.2000 № 117-ФЗ (с изм. и доп.).

5. Парахина В. Н., Перов В. И. Оценка и анализ производительности и эффективности полиструктур-ной экономической системы // Финансовая аналитика. Проблемы и решения. 2008. № 1 (1).

* * *

PROCEDURE OF ECONOMIC BENEFIT PAYMENTS OF INNOVATION INTRODUCTION IN OIL AND GAS WORKINGS OUT

T. A. Yarkina

For increase of productivity and renewal of work of gas deposits chinks innovative workings out are introduced, a procedure of their economic estimation at a stage of actions planning, and by results of their introduction are resulted in article.

Key words: gas deposits, operation of deposits, efficiency, innovative workings out, economic criteria.