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 1т), конденсат (за 1т) 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 1т нафти чи конденсату або 1000м3 газу на річний видобуток відповідного флюїду (добуток величин п.8 і п.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 (Ток, роки) за формулою

де КВсв - сумарні капіталовкладення на будівництво проектних

свердловин, грн.;

Пріч - 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 (Іб). 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 додатніми 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:

де Рек- економічний ризик, %;

Пі - прибутковість інвестицій, що влаштовує інвестора ГРР;

П„р - розрахункова прибутковість інвестицій для варіанта з незадовільними результатами пошуково-розвідувальних робіт та розробки прогнозного родовища;

Пвр - розрахункова прибутковість для варіанта з високими результатами ГРР і видобутку;

Попт - прибутковість інвестицій оптимального варіанта з найімовірнішими середніми показниками результатів ГРР і видобутку.

З формули (2.21) випливає два принципових висновки: якщо /7,„> Попт, то ризик у всіх випадках неминучий і якщо Піп < П„р , то Рек отримує нульове або від'ємне значення, тобто ризик в таких випадках відсутній.

Показники фінансової (комерційної) ефективності проекту ГРР визначаються згідно з формулами (2.17 і 2.18). Основним з них є потік реальних коштів, 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 (3,\ як це передбачено формулою (2.17).

3. ОБГРУНТУВАННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ПОДАЛЬШОЇ РОЗРОБКИ РУДАВЕЦЬКОГО РОДОВИЩА

3.1 Обґрунтування нормативів капітальних вкладень та експлуатаційних витрат на розробку Рудавецького родовища

Основними показниками ефективності розробки родовища є "дисконтований грошовий потік", термін окупності проекту, а також собівартість товарної продукції і її рентабельність, джерела фінансування капітальних вкладень. Дисконтований грошовий потік враховує фактор часу і визначається, як різниця між вартістю реалізації продукції та витратами (капітальними і експлуатаційними), з урахуванням усіх податків, платежів до бюджету.

Розрахунки проводилися при збереженні умови господарської діяльності, що встановлені для НГВУ "Надвірнанафтогаз", а саме:

- ціна нафти з ПДВ і рентою 2600 грн./т

- ціна розчиненого газу з ПДВ 864 грн./1000 м3

- рента на нафту 1090 грн./т

- податок на додану вартість 20%

- податок на прибуток 25%

- ставка дисконтування 8,5%

Капітальні вкладення в розробку родовища складаються з витрат на будівництво свердловин, облаштування свердловин, нафтопромислове будівництво, капітальний ремонт свердловин.

Капітальні вкладення на буріння свердловин прийнято з кошторисних розрахунків з врахуванням збільшення кошторисної вартості 1 м проходки. Вартість придбання бурового обладнання та інших засобів прийнято в розмірі 30% від вартості буріння. Витрати на придбання свердловин та придбання промислового обладнання, яке не входить в кошторис будівництва, прийнято по нормативах. Норматив на придбання обладнання для видобутку нафти визначено з врахуванням глибин свердловин.

Величина капітальних вкладень у розробку Рудавецького родовища розрахована на основі нормативів, розроблених ВАТ „УкрНП" у „Програмііндекс інфляції, закладений ВАТ "Укрнафта" в бюджет на 2007 рік в розмірі 2,6 %.

Чвд0№'

Нарахування амортизації основних засобів проводиться відповідно статті 8 Закону України "Про оподаткування прибутку