Моральный или экономический износ основных
производственных фондов выражается в
уменьшении их стоимости до окончания
их срока службы. Различают два рода морального
износа основных производственных фондов,
и прежде всего их активной части.
Моральный износ первого рода состоит
в уменьшении стоимости действующих фондов
вследствие сокращения затрат на воспроизводство
аналогичных. Таким образом, моральный
износ первого рода представляет собой
разницу между балансовой и восстановительной стоимостью
основных фондов:
. (1.13)
Сущность морального износа второго
рода состоит в уменьшении стоимости основных
фондов (машин, оборудования) в результате
появления более современных, производительных
и экономичных их видов. Использование
морально устаревшей техники становится
неэффективным, следовательно, она должна
быть до наступления срока ее физического
износа заменена новой или подвергнута
модернизации.
Величина морального износа
второго рода рассчитывается по уравнению:
(1.14)
где , — соответственно первоначальная и восстановительная
стоимости основных фондов.
(1.15)
где - производительность
(или производственная мощность) современной
и устаревшей машин.
Следует отметить, что в условиях конкурентной
борьбы ускорились темпы морального старения
машин и оборудования. Отсюда необходимость
их постоянной замены.
Возмещение износа основных фондов осуществляется
на основе амортизации. Амортизация —
это процесс постепенного перенесения
стоимости основных фондов на производимую
продукцию посредством амортизационных
отчислений в целях накопления средств
для полного восстановления фондов.[5]
Предприятие может одновременно применять
несколько способов начисления амортизации
применительно к различным группам объектов
основных средств, например, по рабочим
машинам — линейный способ, по вычислительной
технике — способ уменьшаемого остатка
и т.п. При этом принятый способ начисления
амортизации нельзя менять в течение всего
срока полезного использования объекта
основных средств (машины, компьютеры
и др.). Выбранные способы амортизации
входят в учетную политику предприятия.[1]
2. Обоснование экономической
эффективности проведения ГРП
2.1 Анализ влияния
мероприятия на технико-экономические
показатели
В процессе разработки нефтяных
и газовых месторождений широко применяются методы повышения
проницаемости пласта и призабойной зоны.
По мере разработки залежи приток
нефти и газа в скважину постепенно уменьшается.
Причина этого заключается в «засорении»
призабойной зоны – заполнении пор твердыми
и разбухшими частицами породы, тяжелыми
смолистыми остатками нефти, солями, выпадающими
из пластовой воды, отложениями парафина,
гидратами (в газовых пластах) и т.д.
Для увеличения проницаемости
пласта и призабойной зоны применяют механические,
химические и физические методы.
Гидравлический разрыв пласта
(ГРП) относятся к механическим методам.
Гидроразрыв пласта производится
путем закачки в него под давлением до
60 МПа нефти, пресной или минерализованной
воды, нефтепродуктов (мазута, керосина,
дизельного топлива) и других жидкостей.
В результате этого в породах образуются
новые или расширяются уже существующие
трещины. Чтобы предотвратить их последующее
закрытие, в жидкость добавляют песок,
стеклянные и пластмассовые шарики, скорлупу
грецкого ореха.
Применение гидроразрыва дает
наибольший эффект при низкой проницаемости
пласта и призабойной зоны, и позволяет
увеличить дебит нефтяных скважин в 2...3
раза.
Проведение ГРП приведёт к увеличению
добычи нефти, которое можно определить
по формуле:
DQ(q)
= Dq ∙ T ∙ Кэ
∙ N, (2.1)
где Dq – прирост среднесуточного
дебита, т/сут.;
Т – время работы скважины в
течение года, сут.;
N – количество скважин с ГРП,
ед.
Кэ – коэффициент
эксплуатации скважин, ед.
DQ(q)
= 9,4*365*0,93*24 =76579,92 (т/сут.)
Увеличение добычи нефти приведёт
к росту производительности труда, которая
определяется по следующей формуле:
(2.2)
где DПТ – повышение производительности
труда, руб./чел;
DQ – прирост добычи, т;
Цн – цена одной
тонны нефти, руб.;
ЧППП – среднесписочная
численность ППП, чел;
DПТ = ( 76579,92*2207 )/4033
= 41907,23 (руб./чел.)
Увеличение добычи нефти также
приведёт к увеличению фондоотдачи:
(2.3)
где DФотд – прирост
фондоотдачи;
Фопф – среднегодовая
стоимость основных производственных
фондов, руб.
DФотд
= ( 76579,92*2207 )/5429,30*10^6 =0,03 (руб./руб.)
Снижение себестоимости добычи
нефти происходит за счёт изменения условно-постоянных
затрат на единицу продукции и определиться
по формуле:
(2.4)
где DС – снижение себестоимости
добычи нефти;
Зпос – условно
постоянные затраты на добычу нефти, тыс.
руб.;
Зпост=1979,1*8228400*0,48=7816716691
руб.
Q – добыча нефти до мероприятия,
тыс. т.
DС = 7816716691*(( 1/8228400 )-(
1/( 8228400+76579,92 ))) =8,76 (руб./т)
Увеличение объёма добычи нефти
ведёт к увеличению абсолютной величины
прибыли от реализации:
DПрп
= DQр
∙ (Цн
– (С – DС)),
(2.5)
где DПрп – дополнительная
прибыль от реализации нефти, руб.;
DQр – дополнительно
реализованная нефть, т;
С – себестоимость добычи нефти
до проведения мероприятия, руб./т;
DС – снижение себестоимости
нефти, руб./т.
DПрп =
76579,92*( 2207-( 1979,10-8,76 )) = 18123,38 (тыс.руб./т)
Так как увеличивается прибыль
от реализации продукции, то соответственно
увеличивается и чистая прибыль предприятия:
DПч
= DПрп
– Нпр,
(2.6)
где Нпр – величина
налога на прибыль, руб.
DПч
= 17519,64 – 17519,64*0,24 = 13773,78 (тыс.руб./год)
Таким образом, дополнительная
чистая прибыль предприятия за счёт снижения
постоянных затрат без учёта затрат на
мероприятие на 1 тонну нефти составила 13773,78 (тыс.руб./год)
2.2 Расчет показателей
экономической эффективности мероприятия
Данное мероприятие связано
с дополнительной добычей нефти (DQ1).
Объём дополнительно добытой
нефти – 76579,92 (т/сут.)
Капитальные затраты на проведение
ГРП отсутствуют.
Поскольку прирост добычи нефти
в следующие после проведения ГРП годы
падает, то дополнительная добыча нефти
составит:
DQ2
= 76579,92*0,12 =24505,57 (т/сут.)
DQ3
= 24505,57 *0,12=7841,78 (т/сут.)
Прирост выручки от реализации
за t-й год определяется по формуле:
DВt
= DQt
∙ Цн, (2.7)
где DQ – объём дополнительной добычи
нефти в t-м году, тонн;
Цн – цена 1 тонны
нефти, руб.
DВ1
= 76579,92*2207/1000 = 169011,88 (тыс.руб.)
DВ2
= 24505,57 *2207/1000 = 54083,80 (тыс.руб.)
DВ3
= 7841,78 *2207/1000 = 17306,82 (тыс.руб.)
Текущие затраты (на дополнительную
добычу за t-й год) определяются как сумма
затрат на мероприятие и условно-переменных
затрат по формуле:
ΔЗt
= ΔЗдоп
t + Змер, (2.8)
где ΔЗдоп – условно-переменные
затраты на дополнительную добычу нефти
в t-м году, руб.;
Змер – затраты
на проведение мероприятия, руб.
DЗдоп
t = DQt
∙ С ∙ Ду/пер
/ 100, (2.9)
где С – себестоимость добычи
нефти, руб./тонну;
Ду/пер – удельный
вес условно-переменных затрат, %.
DЗдоп
1 = (76579,92*1979,10*52/100)/1000 =78810,85 (тыс.руб.)
DЗдоп
2 = (24505,57 *1979,10*52/100)/1000 =25219,47 (тыс.руб.)
DЗдоп
3 = (7841,78 *1979,10*52/100)/1000 =8070,23
(тыс.руб.)
Затраты на проведение мероприятия
определим по формуле:
Змер
= СГРП
∙ Nскв, (2.10)
где СГРП – стоимость
одного ГРП, руб.;
Nскв – количество
скважин с ГРП, ед.
Змер
= 1124,1* 24 = 26978,40 (тыс.руб.)
Тогда общие затраты, связанные
с дополнительной добычей нефти за t-й
год составят:
DЗ1
= DЗдоп
1 + Змер
= 78810,85+26978,40=105789,25 (тыс.руб.)
DЗ2
= DЗдоп
2 = 25219,47 (тыс.руб.)
DЗ3
= DЗдоп
3 = 8070,23 (тыс.руб.)
Для расчёта налога на прибыль,
рассчитаем налогооблагаемую прибыль
за t-й год по формуле:
DПн/обл
t = DВt
– DЗt, (2.11)
где DВt – прирост
выручки от реализации в t-м году, руб.;
DЗt – текущие
затраты в t-м году, руб.
DПн/обл
1 = 169011,88-105789,25 = 63222,63 (тыс.руб.)
DПн/обл
2 = 54083,80 -25219,47 = 28864,33 (тыс.руб.)
DПн/обл
3 = 17306,82 -8070,23 = 9236,59 (тыс.руб.)
Определяем величину налога
на прибыль за t-й год:
ΔНпр t
= DПн/обл
t ∙ Nпр
/ 100, (2.12)
где Nпр – ставка
налога на прибыль, % (принять равной 24%).
DНпр 1
= 63222,63*0,24 = 15173,43 (тыс.руб.)
DНпр 2
= 28864,33 *0,24 = 6927,44 (тыс.руб.)
DНпр 3
= 9236,59 *0,24 = 2216,78 (тыс.руб.)
Прирост годовых денежных потоков
(DДПt) рассчитывается
по формуле:
DДПt
= DВt
– DЗt
– Нt
= DПн/обл
t – Нt. (2.13)
DДП1
= 169011,88-105789,25-15173,43 = 48049,20 (тыс.руб.)
DДП2
= 54083,80 -25219,47 -6927,44 = 21936,89 (тыс.руб.)
DДП3
= 17306,82 -8070,23-2216,78 = 7019,81 (тыс.руб.)
Поток денежной наличности
определяется как разница между приростом
годовых денежных потоков и капитальными
вложениями:
ПДНt
= DДПt
– КВt. (2.14)
ПДН1
= DДП1
= 48049,20 (тыс.руб.)
ПДН2
= DДП2
= 21936,89 (тыс.руб.)
ПДН3
= DДП3
= 7019,81 (тыс.руб.)
Накопленный поток денежной
наличности определим по формуле:
НПДНt
= å ПДНt, (2.15)
НПДН1
= ПДН1
=48049,20 (тыс.руб.)
НПДН1-2
= ПДН1
+ ПДН2
= 69986,10(тыс.руб.)
НПДН1-3
= ПДН1
+ ПДН2
+ ПДН3
= 77055,90 (тыс.руб.)
Дисконтированный поток денежной
наличности – по формуле:
ДПДНt
= ПДНt
/ (1 + i)t, (2.16)
где i – ставка дисконта, доли
единицы.
ДПДН1
= 48049,20 /(( 1+0,12 )^1 ) = 42901,08 (тыс.руб.)
ДПДН2
= 21936,89 /(( 1+0,12 )^2 ) = 17487,96 (тыс.руб.)
ДПДН3
= 7019,81 /(( 1+0,12 )^3 ) = 4996,56 (тыс.руб.)
Чистая текущая стоимость –
по формуле:
ЧТСt
= å ДПДНt, (2.17)
ЧТС1
= ДПДН1
= 42901,08 (тыс.руб.)
ЧТС2
= ДПДН1
+ ДПДН2
= 60389,03 (тыс.руб.)
ЧТС3
= ДПДН1
+ ДПДН2
+ ДПДН3
= 65385,59 (тыс.руб.)
Результаты расчётов показателей
экономической эффективности внедрения
инновационного мероприятия (применения
ГРП) представить в виде таблицы.
Таблица1 - Показатели экономической
эффективности мероприятия
Показатели |
1-й год |
2-й год |
3-й год |
Капитальные вложения, тыс.
руб. |
0 |
0 |
0 |
Прирост добычи нефти, тыс. тонн |
76579,92 |
24505,57 |
7841,78 |
Прирост выручки от реализации,
тыс. руб. |
169011,88 |
54083,80 |
17306,82 |
Текущие затраты, тыс. руб. |
105789,25 |
25219,47 |
8070,23 |
Прирост прибыли, тыс. руб. |
63222,63 |
28864,33 |
9236,59 |
Прирост суммы налоговых выплат,
тыс. руб. |
15173,43 |
6927,44 |
2216,78 |
Денежный поток, тыс. руб. |
48049,20 |
21936,89 |
7019,81 |
Поток денежной наличности,
тыс. руб. |
48049,20 |
21936,89 |
7019,81 |
Накопленный поток денежной
наличности, тыс. руб. |
48049,20 |
69986,10 |
77055,90 |
Дисконтированный поток денежной
наличности, тыс. руб. |
42901,08 |
17487,96 |
4996,56 |
Чистая текущая стоимость, тыс.
руб. |
42901,08 |
60389,03 |
65385,59 |
2.3 Анализ чувствительности
проекта к возможным изменениям
На последнем этапе экономического
обоснования предлагаемого мероприятия
проводится анализ чувствительности проекта
к риску. Для этого выбирается интервал
наиболее вероятного диапазона вариации
факторов, например:
цена на нефть (-10%; +10%);
текущие затраты (-10%; +10%);
налоги (-10%; +10%).
Для каждого фактора определяется
чистая текущая стоимость: ЧТС(Ц); ЧТС(З);
ЧТС(Н).
Таблица 2 - Расчёт экономических
показателей при изменении цены на нефть
Показатели |
1-й год |
2-й год |
3-й год |
-10% |
+10% |
-10% |
+10% |
-10% |
+10% |
Капитальные вложения, тыс.
руб. |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
Прирост добычи нефти, тыс. тонн |
76579,92 |
76579,92 |
24505,57 |
9189,59 |
7841,78 |
7841,78 |
Прирост выручки от реализации,
тыс. руб. |
152110,7 |
185913,07 |
48675,42 |
22309,57 |
15576,14 |
2677,15 |
Текущие затраты, тыс. руб. |
105789,25 |
105789,25 |
25219,47 |
9457,30 |
8070,23 |
1134,88 |
Прирост прибыли, тыс. руб. |
46321,45 |
80123,83 |
23455,95 |
12852,27 |
7505,91 |
1542,27 |
Прирост суммы налоговых выплат,
тыс. руб. |
11117,15 |
19229,72 |
5629,43 |
3084,54 |
1801,42 |
370,15 |
Денежный поток, тыс. руб. |
35204,30 |
60894,11 |
17826,52 |
9767,72 |
5704,4 |
1172,13 |
Поток денежной наличности,
тыс. руб. |
35204,30 |
60894,11 |
17826,52 |
9767,72 |
802,19 |
1172,13 |
Накопленный поток денежной
наличности, тыс. руб. |
35204,30 |
60894,11 |
53030,82 |
70661,83 |
58735,31 |
71833,96 |
Дисконтированный поток денежной
наличности, тыс. руб. |
31432,41 |
31432,41 |
7786,77 |
14211,20 |
834,30 |
4060,34 |
Чистая текущая стоимость, тыс.
руб. |
31432,41 |
54369,74 |
45643,61 |
62156,51 |
49703,95 |
62990,80 |