Розрахунок показників економічної ефективності інвестицій

Основними економічними показниками ГЕО проектів є показники комерційної (фінансової), бюджетної і економічної ефективності.

Показники комерційної (фінансової) ефективності, які визначаються відношенням фінансових результатів до витрат, характеризують фінансові наслідки реалізації проектів ГРР. При цьому ефектом виступає грошовий потік (Cash Flow), під яким розуміється сума грошового чистого прибутку та амортизаційних відрахувань за визначений термін. За цим показником визначається економічна доцільність інвестування конкретного варіанта проекту ГРР.

Показники бюджетної ефективності, основним з яких є бюджетний ефект (перевищення доходів відповідного бюджету над видатками), характеризують вплив реалізації проекту на доходи і видатки державного або місцевого бюджетів. Цей показник характеризує економічні інтереси держави щодо її участі у фінансуванні ГРР.

Економічну ефективність характеризують показники, які дають вартісну оцінку і відображають інтереси області, регіону, держави.

Основним критерієм економічної ефективності інвестицій (комерційної, бюджетної тощо) проектів виступає сумарний економічний ефект (прибуток), який очікується отримати в результаті реалізації видобутої продукції.

Для визначення частки сукупного прибутку, яка використовується для розрахунку тієї чи іншої ефективності, сумарний економічний ефект розподіляється на три частини, а саме:

1) дохід держави, що дорівнює сумі всіх видів платежів і податків;

2) дохід підприємств, що проводять всі види робіт на об’єкті (ГРР і видобуток) будь-якої форми власності, який дорівнює добутку договірної норми дохідності на розмір їх капіталовкладень;

3) дохід власника запасів у надрах, що дорівнює різниці між загальним доходом і сумою доходів перших двох часток.

Геолого-економічна оцінка всіх робіт з освоєння прогнозних родовищ вуглеводнів (здійснення інвестиційного проекту) проводиться в межах розрахункового періоду, тривалість якого береться з урахуванням:

– терміну пошуків, розвідки та розробки (при необхідності і ліквідації) майбутнього родовища вуглеводнів. Завершальним роком розробки родовища є рік отримання нульової рентабельності видобутку;

– досягнення заданого прибутку;

– вимог інвестора, обумовлених договором.

При ГЕО проектів визначення та зіставлення економічних показників здійснюється із врахуванням фактора часу і приведення їх до визначеного (вибраного) моменту або без врахування цього фактора. Для приведення різночасових витрат і результатів до вибраного часу використовується обґрунтована величина дисконту. Терміном, до якого приводяться всі показники, рекомендується брати рік початку видобутку ВВ та отримання доходу від реалізації продукції.

Повний термін реалізації проекту ГРР та видобутку вуглеводнів з очікуваного родовища поділяється при розрахунках (дисконтуванні) на два періоди: перший, який містить час проведення пошукових робіт (геофізичні дослідження та глибоке буріння) і підготовки продуктивних свердловин до ДПР покладів і другий, що охоплює час ДПР, подальших пошукових і розвідувальних робіт, підготовки та проведення промислової розробки до межі рентабельності видобутку.

Значення величини дисконту, за яким проводяться розрахунки, обґрунтовується за результатами аналізу тенденції змін банківських процентних ставок для довготермінових кредитів із врахуванням геологічного ризику проектних робіт. Величина дисконту, яка може бути змінною у часі, є прийнятою інвестором нормою доходу на капітал.

Коефіцієнт дисконтування інвестицій для конкретного року (а_t) при його постійній нормі (Е) визначається за формулою:

,

(16.6)

де t – рік розрахунку.

Додатне значення показника степеня береться в періоді, коли він менший від терміну приведення різночасових показників, а від’ємне – для періоду, який більший від терміну приведення.

Вибір оптимального варіанту проектів ГРР та зіставлення результатів ГЕО здійснюється шляхом дослідження таких основних показників:

1) чистого дисконтованого доходу – ЧДД;

2) індексу дохідності (прибутковості) – ІД;

3) терміну окупності інвестицій – Т_ок.

Крім цих показників можуть визначатися та використовуватися й інші, якщо цього вимагають інтереси учасників проекту або його специфіка.

Чистий дисконтований дохід (ЧДД)формується з суми очікуваних щорічних (чи інших періодів часу) дисконтованих прибутків, приведених до року початку видобування продукції. Він є найінформативнішим показником доцільності інвестування робіт для кожного з учасників реалізації конкретного проекту. При постійній нормі дисконту ЧДД визначається за формулою:

,

(16.7)

де R_t – цінність видобутої і реалізованої продукції в t-му році;

В_t – сукупні витрати t-го року (капіталовкладення на ГРР і видобуток та експлуатаційні витрати без амортизаційних відрахувань);

Е – величина дисконту (містить відсоток за банківський кредит і ризик);

T – розрахунковий термін реалізації проекту освоєння запасів прогнозного родовища;

t – поточний рік розрахунку, починаючи від початку ГРР;

t_пр – повний час проведення ГРР до року початку розробки очікуваного родовища (береться зі знаком “+”); в цей період враховуються витрати на пошуково-розвідувальні роботи й підготовку продуктивних свердловин до ДПР. Подальші витрати на ГРР (у період часу t> t_пр) враховуються разом з іншими капітальними витратами.

Чистий дисконтований дохід можна визначити також за такою модифікованою формулою:

,

(16.8)

де – поточні експлуатаційні витрати без амортизаційних відрахувань в t-му році;

К – сумарні дисконтовані капітальні вкладення на ГРР та видобуток, які визначаються за формулою:

(16.9)

де К_t – капвкладення в t-му році, починаючи від початку ГРР.

У формулі 16.9 ЧДД визначається як різниця між сумою річних прибутків (ефектів) і капітальними вкладеннями, приведеними до року початку промислового освоєння майбутнього родовища.

Інвестиційний проект геологічного вивчення перспективних об’єктів вважається ефективним, якщо ЧДД – позитивний.

Індекс дохідності (прибутковості) (ІД) являє собою відношення приведеної суми ефектів без врахування капітальних вкладень до величини капітальних вкладень:

(16.10)

Індекс дохідності (прибутковості) розраховується з одних і тих же складових елементів, що і чистий дисконтований дохід. Між цими показниками існує тісний взаємозв’язок: якщо ЧДД позитивний, то
ІД > 1 і навпаки. При ІД > 1 проект вважається ефективним.

Термін окупності інвестицій (Т_ок) – це мінімальний термін (місяці, квартали, роки) від початку проведення ГРР на перспективному об’єкті, за межами якого ефект (дохід) стає і в подальшому при освоєнні запасів залишається позитивним. Знаючи значення сумарних витрат і отриманого ефекту (доходу) за роками, Т_ок можна розрахувати або з таблиць, або за допомогою графіка, на якому на осі абсцис відкладаються розрахункові роки. Методика розрахунку окупності кошторисної вартості пошукових свердловин на підприємствах ВАТ “Укрнафта” розроблена фахівцями УкрДГРІ. Вона полягає у визначенні доцільності ведення проектних пошукових робіт через показник окупності.

Для розрахунків за цією методикою передбачається використання таких коефіцієнтів:

– коефіцієнт експлуатації свердловин;

– коефіцієнт частки прибутку в обсязі реалізації.

Коефіцієнт експлуатації свердловин змінюється в межах 0,96–0,98. Ця величина була встановлена при статистичній обробці даних на підприємствах ВАТ “Укрнафта”.

Коефіцієнт частки прибутку в обсязі реалізації видобутої продукції підприємством одержують в результаті аналізу економічної діяльності (за останні роки на підприємствах ВАТ “Укрнафта” він становить: для нафти і конденсату – 0,293, а для газу – 0,152.

Розрахунок окупності проводиться за такою схемою:

1) визначається кошторисна вартість буріння свердловини;

2) визначається вартість 1 км облаштування свердловини;

3) вимірюється відстань від свердловини до пункту групового збору нафти (з топографічної основи);

4) розраховується вартість облаштування свердловини як добуток вартості 1 км облаштування на відстань від свердловини до пункту групового збору нафти (добуток величин п. 2 на п. 3);

5) розраховуються сумарні витрати на будівництво свердловини як суму кошторисної вартості буріння свердловини та вартості її облаштування (сума величин п. 1 та п. 4);

6) обґрунтовуються очікувані дебіти свердловин, які беруться або за середніми величинами дебітів свердловин сусідніх родовищ з подібною геологічною будовою й аналогічними фізико-літологічними характеристиками порід-колекторів, або розраховуються за рівнянням припливу флюїдів в свердловину (за формулою Дюпюї);

7) розраховується річний видобуток нафти, газу або конденсату із свердловини як добуток величини очікуваного дебіту свердловини на кількість діб в році і на коефіцієнт експлуатації свердловин;

8) визначаються ціни на нафту (за 1 т), конденсат (за 1 т) і газ (за 1000м­³), що діють на час розрахунку окупності капіталовкладень;

9) розраховуються річний обсяг реалізації видобутої продукції в грошовому виразі. Ця величина визначається як добуток ціни 1 т нафти чи конденсату або 1000 м³ газу на річний видобуток відповідного флюїду (добуток величин п.п. 8 і 7).

10) розраховується річний прибуток підприємства як добуток річного обсягу реалізації видобутої продукції на коефіцієнт частки прибутку в обсязі реалізації.

11) визначається термін окупності кошторисної вартості свердловин (Т_ок, роки) за формулою:

,

(16.11)

де КВ_св – сумарні капіталовкладення на будівництво проектних свердловин, грн.;

П_річ – річний прибуток підприємства від реалізації нафти (газу, конденсату) з урахуванням усіх відрахувань з нього, грн./рік.

Вартісна оцінка (цінність продукції) результатів розраховується в базових, прогнозних або світових ринкових цінах на сиру нафту, природний газ та можливі супутні корисні компоненти. За базову береться зафіксована оптова ціна без відрахувань податку на додану вартість і рентних платежів, що склалася (очікується) на ринку ВВ на прийнятий (очікуваний) період часу (t_б). Базова ціна в розрахунках береться однаковою на протязі всього розрахункового періоду.

Сумарні витрати на освоєння майбутніх родовищ складаються з:

– щорічних витрат на пошуки і розвідку майбутніх родовищ, які передбачається виявити при реалізації проекту;

– щорічних витрат на видобуток нафти (газу), які складаються з капітальних вкладень та експлуатаційних витрат (без амортизаційних відрахувань);

– щорічних податків та платежів.

Щорічні витрати визначаються у відповідності з прогнозними техніко-технологічними показниками (враховуючи витрати на охорону природного середовища), а податки та платежі – згідно із встановленими нормативами.

Окремі показники при ГЕО проектів ГРР (витрати, податки та інші) можуть бути розраховані як з урахуванням фактора часу (дисконтуванням), так і без нього.

Ймовірність виявлення покладів вуглеводнів і неможливість наявними методами й технічними засобами розвідки точно виміряти майбутнє родовище зумовлюють невизначеність геометризації і підрахунку його запасів (ресурсів). Достовірність параметрів виражається додатними і від’ємними похибками, що є основою економічного ризику, яка в свою чергу, в значній мірі впливає на рівень капітальних вкладень та експлуатаційних витрат. Під економічним ризиком розуміється можливість отримання природних та створення штучних техніко-економічних умов, за якими раніше позитивно оцінене прогнозне родовище (перспективний об’єкт) втрачає своє промислове значення.

Ступінь економічного ризику інвестицій в освоєння перспективних об’єктів, при умові визначення ГЕО для декількох варіантів проведення ГРР та розробки прогнозного родовища, розраховується за формулою:

(16.12)

де Р_ек – економічний ризик, %;

П_ін. – прибутковість інвестицій, що влаштовує інвестора ГРР;

П_пр – розрахункова прибутковість інвестицій для варіанта з незадовільними результатами пошуково-розвідувальних робіт та розробки прогнозного родовища;

П_вр – розрахункова прибутковість для варіанта з високими результатами ГРР і видобутку;

П_опт – прибутковість інвестицій оптимального варіанта з найімовірнішими середніми показниками результатів ГРР і видобутку.

Із формули 16.12 випливає два принципових висновки: якщо П_ін П_опт, то ризик у всіх випадках неминучий і якщо П_ін П_пр, то Р_ек отримує нульове або від’ємне значення, тобто ризик в таких випадках відсутній.

Показники фінансової (комерційної) ефективності проекту ГРР визначаються згідно з формулами (16.7 і 16.8). Основним з них є потік реальних коштів (Сасh Flow), що генерується реалізацією проекту.

Оцінка соціальних та екологічних наслідків проводиться за спеціальною методикою, а витрати на реалізацію заходів для охорони навколишнього середовища включаються в сумарні виграти (З_t), як це передбачено формулою (16.7).

Схема розрахунку ефективності інвестицій реалізації проекту ГРР, доходу підприємств-учасників і доходу держави наведена в таблиці 16.2.

Таблиця 16.2

Основні економічні показники ефективності інвестицій у проекти ГРР на нафту і газ

Пояснення до таблиці:

1. Вартісні показники розраховуються за періодами розробки об’єкта як з фактором часу (дисконтування), так і без нього.

2. При визначенні показників з фактором часу в таблицю вводяться додаткові рядки, в яких поряд з дисконтованим значенням показника наводиться й недосконтоване його значення.